РОЗДІЛ 2
ДОСЛІДЖЕННЯ ТЕХНОЛОГІЇ РОЗРОБКИ БАГАТОПЛАСТОВИХ ГАЗОВИХ РОДОВИЩ, СКЛАДЕНИХ З
НЕСТІЙКИХ КОЛЕКТОРІВ, ШЛЯХОМ ОРГАНІЗАЦІЇ ВНУТРІШНЬОСВЕРДЛОВИННОГО ПЕРЕПУСКУ
ГАЗУ
2.1. Обґрунтування нової технології розробки багатопластового газового родовища
в умовах нестійких колекторів шляхом організації внутрішньосвердловинного
перепуску газу
Проаналізувавши наукові дослідження та промислові роботи в галузі експлуатації
газових родовищ у нестійких колекторах, існуючі методи збереження цілісності
привибійної зони свердловини, методи розробки газових багатопластових родовищ,
у тому числі Архангельського газового родовища, розташованого на шельфі Чорного
моря, бачимо, що робота свердловин у нестійких колекторах ускладнюється
руйнуванням привибійної зони з утворенням на вибоях глинисто-піщаних пробок зі
скупченням рідини, а технології, які застосовуються, не забезпечують нормальну
експлуатацію свердловин. У слабозцементованих колекторах зміни тиску на пласт
відіграють вирішальну роль у запобіганні руйнування привибійної зони
свердловини. Тому легше плавною зміною вибійного тиску забезпечити цілісність
привибійної зони свердловини слабозцементованого колектора, тим самим тривалий
час зберігаючи рентабельний дебіт свердловини, ніж припинити руйнування, яке
вже почалося.
Аналіз розробки газових багатопластових родовищ в умовах нестійких колекторів
показує, що необхідно підвищити ефективність розробки за рахунок попередження
руйнування порід у привибійній зоні свердловин способом виключення різкозмінних
навантажень на привибійну зону і створення оптимальної сітки розміщення
свердловин на газонасиченій площі родовища. Досягненням рентабельної розробки
багатопластового родовища може бути технологія внутрішньосвердловинного
перепуску газу з нестійких колекторів у стійкі колектори через перепускні
свердловини і відбору газу через видобувні свердловини, в т.ч. з горизонтальним
закінченням стовбура, зі стійких колекторів [8, 12, 50 – 55].
Проведемо дослідження можливості технології розробки багатопластових газових
родовищ, складених з нестійких колекторів, шляхом організації
внутрішньосвердловинного перепуску газу.
Згідно з пропозицією автора дисертації (рис. 2.1) передбачено здійснити на
прикладі Архангельського газового родовища, розташованого на шельфі Чорного
моря, контрольованого внутрішньосвердловинного перепуску газу з нестійких
(майкопських) колекторів у стійкі (тортонські) відклади через перепускні
свердловини і відбору газу через горизонтальні свердловини [8]. Проведено
теоретичні дослідження технології розробки багатопластового газового родовища
шляхом організації внутрішньосвердловинного перепуску газу [8, 12, 50, 51, 52,
54, 55].
Рис. 2.1. Схема внутрішньосвердловинного перепуску газу через перепускні
свердловини та експлуатації горизонтальними свердловинами
Визначаємо технологічні параметри розробки багатопластового газового родовища
шляхом організації внутрішньосвердловинного перепуску газу з нестійких
(майкопських) відкладів у стійкі (тортонські) відклади через перепускні
свердловини і відбору газу зі стійких відкладів (рис. 2.1) [1 – 3, 5, 9 – 11,
14, 27, 31, 57, 59, 63 – 65, 69, 70, 75 – 77, 80 – 82, 85, 86, 97].
Для визначення надійності покришки у верхнього (тортонського) горизонту за
умови внутрішньосвердловинного перепуску через нього газу з нижнього
майкопського покладу розраховуємо можливі допустимі навантаження на крівлю
вищерозміщеного тортонського покладу. Для чого визначаємо бічний гірський тиск,
гірничостатичний тиск для покрівлі і максимально допустимий тиск у тортонському
покладі [1, 2, 3, 9, 10, 11, 14, 97].
Умови для колектора із задовільною приймальністю [11]:
* проникність не повинна бути менше 0,2 – 0,3 мкмІ;
* товщина не менша 4 – 6 м;
* пористість не нижче 10 – 15%;
* проникність покрівлі не повинна бути більшою сотих часток мілідарсі.
Підвищення тиску у верхньому стійкому (тортонському) відкладі при організації
внутрішньосвердловинного перепуску газу обмежується максимально допустимим
тиском, який витримує покрівля покладу. При перевищенні максимально допустимого
тиску може відбутися руйнування покрівлі над покладом і відхід газу у верхні
пласти та подальший прорив його на денну поверхню. При розгляді питання про
максимальний тиск перепуску газу з майкопського покладу в тортонський поклад
звернемося до теорії гідророзриву, хоча внаслідок відносно високої проникності
стійкого колектора, а також малої в'язкості газу, що перепускається в стійкий
колектор, реально неможливо створити у привибійній зоні перепускної свердловини
перепад тиску, який міг би призвести до гідророзриву пласта N-1t. При перепуску
газу з нестійкого в стійкий колектор можна припустити розриви порід під впливом
не стільки динамічних, скільки статичних навантажень, причому не тільки поблизу
перепускної свердловини, але і на видаленні від неї. Якщо покрівля над покладом
достатньо еластична і непроникна, як у випадку, що розглядається нами, то з
підвищенням тиску в пласті понад гірничостатичного верхні породи припідіймуться
і пласт розшарується. При цьому істотно змінюються умови фільтрації газу,
почнеться швидкий процес перерозподілу тиску.
Враховуючи вищенаведене, визначаємо величину бічного гірського тиску, що
становить частку гірничостатичного тиску [11] (табл. 2.1).
Таблиця 2.1
Розрахунок гірничостатичного та бічного гірничого тиску в пласті
Но, м
Сср, кг/мі
g, м/сІ
Ргс, МПа
б, (б=0,6-0,8)
Рбг, МПа
600
2500
9,8
14,99
0,8
11,99
Припустимо, що
, (2.1)
, (2.2)
, (2.3)
, (2.4)
де – максимальний тиск газу в будь-якій точці газового
- Київ+380960830922