Анализ влияния временной консервации скважин на показатели их эксплуатации

Недостатком является загрязнение призабойной зоны пласта фильтратами бурового раствора, длительное время, на период консервации, остающиеся после перфорации эксплуатационной колонны в стволе скважины ниже пакера и глухой пробки, фильтрующиеся в пласт, кольматирующие призабойную зону пласта (ПЗП) и затрудняющие последующий после завершения периода консервации ввод скважины в эксплуатацию в процессе ее расконсервации.

Известен способ консервации газовой скважины, включающий спуск лифтовой колонны с приустьевым клапаном-отсекателем, циркуляционным клапаном, пакером и посадочным ниппелем, подвешивание лифтовой колонны в подвеске трубной головки фонтанной арматуры, заполнение ствола скважины рабочей жидкостью, установку в посадочном ниппеле герметизирующего устройства, запакеровку пакера и герметизацию устья скважины [А.С. №1388541 СССР].

Недостатком является загрязнение призабойной зоны пласта фильтратами консервирующей жидкости и жидкой фракции самой консервирующей жидкости, попавших на забой в период заполнения ствола скважины консервирующей жидкостью перед установкой глухих пробок, то есть при повторном глушении скважины, и длительное время, на период консервации, остающиеся после перфорации эксплуатационной колонны в стволе скважины ниже пакера и глухой пробки, фильтрующиеся в пласт, кольматирующие ПЗП и затрудняющие последующий после завершения периода консервации ввод скважины в эксплуатацию в процессе ее расконсервации.

Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в повышении надежности консервации скважины, в предотвращении загрязнения ПЗП и в облегчении ввода скважины в эксплуатацию после завершения периода консервации при минимальных капитальных и эксплуатационных затратах.

Технический результат достигается тем, что в известном способе консервации газовых скважин, включающем спуск лифтовой колонны с приустьевым клапаном-отсекателем, циркуляционным клапаном, пакером и посадочным ниппелем, подвешивание лифтовой колонны в подвеске трубной головки фонтанной арматуры, заполнение ствола скважины рабочей жидкостью, установку в посадочном ниппеле герметизирующего устройства, запакеровку пакера и герметизацию устья скважины, в отличие от прототипа перед спуском лифтовой колонны в скважину ствол скважины заполняют газовым конденсатом, а после спуска лифтовой колонны и запакеровки пакера открывают циркуляционный клапан и заполняют надпакерное затрубное пространство незамерзающей надпакерной жидкостью, а надпакерное трубное пространство - незамерзающей жидкостью, закрывают циркуляционный клапан и приустьевой клапан-отсекатель, в подвеске трубной головки фонтанной арматуры устанавливают обратный клапан, а в боковых отводах трубной головки - резьбовые пробки, при этом ствол скважины ниже пакера и глухой пробки остается заполненным газовым конденсатом.

В процессе строительства скважин нередки случаи отставания процесса обустройства куста бурящихся скважин, то есть подключения скважин к газосборному коллектору, что вынуждает уже пробуренные скважины консервировать на период завершения обустройства куста. В процессе консервации пробуренной скважины технологический раствор, например буровой раствор, техническая вода или другая консервирующая жидкость, проникает в ПЗП, загрязняет пласт фильтратами этих растворов и обводняет их жидкими фракциями, что приводит к кольматации и обводненности ПЗП, к затруднению вызову притока газа из пласта в период освоения при расконсервации скважины.

Наиболее оптимальным способом консервации является консервация путем оставления эксплуатационной колонны неперфорированной, то есть не имеющей связи с продуктивным пластом, и заполнение ствола эксплуатационной колонны консервирующей жидкостью. В то же время предпочтительно перед консервацией скважины провести все работы по подготовке скважины к последующей эксплуатации, такие как спустить в скважину лифтовую колонну с комплексом подземного оборудования с буровой установки, уже находящейся на устье скважины, запакеровать пакер, заполнить надпакерное пространство незамерзающей и теплоизолирующей надпакерной жидкостью, предотвращающей обратное промерзание многолетнемерзлых пород (ММП) и смятие эксплуатационной колонны в зоне ММП и обеспечивающей минимальную теплопередачу от добывающего в скважине газа ММП за эксплуатационной колонной.

На фиг. показана схема реализации заявляемого способа консервации газовой скважины.

Способ реализуется следующим образом.

На Бованенковском месторождении пробуренную скважину не перфорируют, а временно консервируют на период ожидания обустройства куста и ввода скважины в эксплуатацию, при этом в скважину спускают все подземное оборудования для скорейшего ввода скважины в эксплуатацию после завершения обустройства куста.

В пробуренной скважине буровой раствор заменяют на техническую воду, осуществляют опрессовку эксплуатационной колонны 1, заменяют техническую воду на газовый конденсат или водометанольный раствор.

В эксплуатационную колонну 1 спускают лифтовую колонну 2 с приустьевым клапаном-отсекателем 3, циркуляционным клапаном 4, пакером 5 и посадочным ниппелем

В посадочный ниппель 6 с помощью канатной техники спускают и устанавливают глухую пробку 7, которая перекрывает трубное пространство 8 скважины и герметизирует его. Созданием давления над глухой пробкой 7 осуществляют запакеровку пакера 5. В процессе запакеровки пакера 5 осуществляется крепление пакера 5 в эксплуатационной колонне 1 с помощью его шлипсов и герметизация затрубного пространства 9 скважины с помощью уплотнительных манжет пакера. При этом ниже глухой пробки 7 и пакера 5 ствол эксплуатационной колонны 1 остается заполненным газовым конденсатом или водометанольным раствором.

С помощью канатной техники открывают циркуляционный клапан 4 и последовательно закачивают в затрубное пространство 9 незамерзающую жидкость в объеме надпакерного трубного пространства 8, а затем незамерзающую более низкой теплопроводности надпакерную жидкость в объеме надпакерного затрубного пространства 9. Незамерзающая надпакерная жидкость заполняет надпакерное затрубное пространство 9, выдавливая незамерзающую жидкость через циркуляционный клапан 4 в надпакерное трубное пространство 8. После этого циркуляционный клапан 4 закрывают.

Затем закрывают приустьевой клапан-отсекатель 3.

Далее в подвеске 10 трубной головки 11 фонтанной арматуры 12 устанавливают обратный клапан 13, а в боковых отводах трубной головки 11 - резьбовые пробки 14. Задвижки 15 на фонтанной арматуре 12 закрывают, с них снимают штурвалы. Боковые отводы фонтанной арматуры 12 герметизируют глухими фланцами 1 На фонтанной арматуре 12 крепится табличка с необходимыми сведениями о сроках консервации данной скважины.

В качестве незамерзающей жидкости возможно использование газового конденсата или водометанольного раствора.

В качестве незамерзающей надпакерной жидкости для скважин в условиях гидростатического или аномально низкого пластового давлений возможно использование газового конденсата или водометанольного раствора, а для скважин в условиях аномально высокого пластового давления возможно использование загущенного газового конденсата или другой загущенной углеводородной жидкости, обладающей более низкой теплопроводностью.

При выводе скважины из консервации в ПЗП не попадает никакая рабочая жидкость, приводящая к снижению продуктивности пласта.

Предлагаемый способ консервации скважин обеспечивает сохранность продуктивной характеристики пласта на весь период ее консервации, уменьшает продолжительность технологических процессов консервации и последующей расконсервации скважины, снижает затраты на консервацию и последующую расконсервацию скважины.

Применение этого способа особенно актуально для консервации скважин с низким пластовым давлением или невысокими продуктивными характеристиками пласта, для скважин с трудно извлекаемыми запасами углеводородного сырья, когда даже непродолжительное время нахождения скважины под воздействием бурового раствора или рабочей жидкости чревато негативными последствиями: большими затратами на ввод скважины в эксплуатацию или невозможностью вообще ввести скважину в эксплуатацию. Примером тому служат газовые и газоконденсатные скважины Ямбургского месторождения, большинство из которых так и не удалось ввести в эксплуатацию после консервации.

Ликвидация и консервация предприятий по добыче ПИ

Ликвидация и консервация предприятий по добыче полезных ископаемых и подземных сооружений, не связанных с добычей полезных ископаемых - важнейший элемент обеспечения рационального использования и охраны недр.

Основные положения по ликвидации и консервации предприятий содержаться в статье 26 Закона РФ "О недрах":

1. Предприятия по добыче ПИ и подземные сооружения, не связанные с добычей ПИ, подлежат ликвидации или консервации по истечении срока действия лицензии или при досрочном прекращении пользования недрами.

2. До завершения процесса ликвидации или консервации пользователь недр несет всю ответственность, возложенную на него законодательством о недрах.

3. При полной или частичной ликвидации или консервации предприятия либо подземного сооружения горные выработки и буровые скважины должны быть приведены в состояние, обеспечивающее безопасность жизни и здоровья населения, охрану окружающей среды, зданий и сооружений, а при консервации - также сохранность месторождения, горных выработок и буровых скважин на все время консервации.

4. При ликвидации и консервации предприятия по добыче полезных ископаемых или его части, а также подземного сооружения, не связанного с добычей полезных ископаемых, геологическая, маркшейдерская и иная документация пополняется на момент завершения работ и сдается в установленном порядке на хранение.

5. Ликвидация и консервация предприятия по добыче полезных ископаемых считаются завершенными после подписания акта о ликвидации или консервации органами, предоставившими лицензию, и органом государственного горного надзора.

Консервация и ликвидация горных выработок и иных сооружений, связанных с пользованием недрами, осуществляются за счет средств предприятий - пользователей недр.

7. Консервация и ликвидация горных выработок и иных сооружений, связанных с пользованием недрами в соответствии с соглашением о разделе продукции (СРП), осуществляются за счет средств создаваемого инвестором ликвидационного фонда.

Порядок ликвидации и консервации скважин устанавливается Инструкции о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов, утвержденной Постановлением Госгортехнадзора России от 22 мая 2002 года №22.

Инструкция определяет порядок ликвидации и консервации различных видов скважин, которые закладываются с целью поисков, разведки, эксплуатации месторождений углеводородов, подземных вод, геологических структур для создания подземных хранилищ нефти и газа, захоронения промышленных стоков, вредных отходов производства, а также скважин, пробуренных для ликвидации газовых и нефтяных фонтанов и грифонов.

Содержание проекта ликвидации или консервации объекта

В проекте ликвидации или консервации объекта (далее - проект) отражаются:

- геологическая и гидрогеологическая характеристика участка недр;

- состояние балансовых и забалансовых запасов полезных ископаемых на дату прекращения горных работ, с разделением на запасы, располагающиеся на площадях, не затронутых горными работами и оставшиеся запасы на действующих и ранее погашенных горизонтах, в т.ч. промышленных, с разделением на вскрытые, подготовленные и готовые к выемке;

- перспектива прироста запасов полезных ископаемых (для объектов, связанных с добычей полезных ископаемых);

- зоны проникновения токсичных и вредных веществ во вмещающий горный массив, хранение или захоронение которых осуществлялось в ликвидируемом или консервируемом подземном сооружении (в случаях объектов, не связанных с добычей);

- состояние горных выработок, барьерных и предохранительных целиков, гидротехнических сооружений и оценка их устойчивости и предотвращение возможности прорыва воды, газа, пульпы на соседние эксплуатируемые шахты, рудники;

- состояние производственных и санитарно-бытовых зданий, сооружений, водоотливных и вентиляционных установок и др. стационарного оборудования;

- оценка состояния окружающей среды;

- зоны проникновения агрессивных шахтных и рудничных вод во вмещающий горный массив и водоносные горизонты;

- возможные образования провалов, трещин, затопления и заболачивания земной поверхности, других отрицательных явлений после ликвидации или консервации объекта и их влияние на окружающую среду.

В состав геолого-маркшейдерской документации включаются копии основной горнографической документации (вертикальных проекций, разрезов), топографических планов земной поверхности, погоризонтных планов. Указанная документация отражает состояние запасов и разведанности месторождения полезных ископаемых или изученности участка недр, используемого в целях, не связанных с добычей полезных ископаемых, состояние горных выработок и ситуация земной поверхности.

В проекте определяются сроки, способы и последовательность

выполнения работ, связанных с ликвидацией или консервацией объекта, разрабатываются технические мероприятия по:

- обеспечению устойчивости горных выработок или их искусственному обрушению, в целях предотвращения образования провалов и недопустимых деформаций земной поверхности;

- сохранности месторождения, горных выработок и буровых скважин

на весь период консервации;

- предотвращению загрязнения недр и водных объектов;

- предотвращению проникновения вредных газов в поверхностные

сооружения и атмосферу;

- ликвидации провалов, трещин, ограждению опасных участков;

- рекультивации нарушенных земель;

- предотвращению затопления, заболачивания земной поверхности, нарушения гидрогеологического режима подземных вод;

- предотвращению попадания в горные выработки, провалы людей и

животных;

- предотвращению повреждений зданий, сооружений, подземных и

надземных коммуникаций, расположенных в зоне вредного влияния ликвидированного и законсервированного объекта;

- сохранности геодезической и маркшейдерской опорной сети;

- ликвидации имеющихся очагов подземных пожаров;

- предотвращению активизации опасных геомеханических процессов (оползней, обвалов и др.);

- обеспечению безопасности работ при ликвидации или консервации объекта.

При ликвидации или консервации объекта, связанного с добычей полезных ископаемых, по инициативе пользователя недр из-за нерентабельности работ по добыче полезных ископаемых в проект включаются соответствующие технико-экономические расчеты.

При ликвидации объекта под застроенными территориями проектом должна предусматриваться закладка горных выработок, расположенных выше безопасной глубины или осуществления конструктивных мер защиты, обеспечивающих безопасную эксплуатацию зданий и сооружений.

В случаях ликвидации объекта с неотработанными в пределах горного отвода запасами полезных ископаемых, в проект включается технико-экономический анализ целесообразности их отработки, списания или дальнейшего учета в государственном балансе полезных ископаемых.

В проекте должна быть рассмотрена возможность использования:

- оставшихся балансовых и экономически целесообразных для добычи забалансовых запасов, в том числе запасов, находящихся в целиках;

- заскладированных полезных ископаемых, включая некондиционные, или обеспечения их сохранности;

- отходов добычи и переработки минерального сырья, содержащих полезные компоненты, или пригодных для производства строительных материалов;

- горных выработок, включая скважины, для целей, не связанных с добычей полезных ископаемых.

Проектирование ликвидации или консервации объекта, связанного с добычей полезных ископаемых или его части, в случаях, когда проектом разработки месторождений намечена целевая подготовка подземных горных выработок для дальнейшего использования в целях, не связанных с добычей полезных ископаемых, осуществляется в соответствии с условиями лицензии на пользование недрами.

Технические мероприятия по ликвидации или консервации сложных и специфических горных выработок определяются специализированными научно-исследовательскими и проектными организациями, имеющими соответствующую лицензию Госгортехнадзора России на проектирование горных производств.

При мокрой консервации объекта проектом консервации определяется срок допустимой продолжительности консервации без потери горных выработок, а также возможные сроки их осушения, ремонта крепи, восстановления работы вентиляции, подъемного комплекса, иного оборудования и проведения других восстановительных мероприятий.

В проекте определяется порядок ведения, периодичность, техническое обеспечение наблюдений за состоянием горных выработок и их влиянием на окружающую среду (горно-экологический мониторинг) на период консервации или период стабилизации гидродинамического режима и процессов сдвижения горных пород и земной поверхности при ликвидации объекта.

Технические мероприятия, проводимые при ликвидации или консервации объекта

При ликвидации объекта с подземным способом добычи полезных ископаемых выполняются следующие виды работ:

- заполняются породой провалы, образовавшиеся на земной поверхности вследствие обрушения горных пород над подземными выработками, а также ограждаются места возможных провалов;

- вертикальные шахтные и рудничные стволы, а также наклонные стволы с углом наклона более 45 градусов полностью засыпаются породой до уровня земной поверхности, надежно перекрываются двумя прочными

полками из железобетонных или металлических балок (рельсов), один из которых устраивается на глубине залегания коренных пород, но не менее 10 м от земной поверхности, а другой - на уровне земной поверхности.

Вокруг устья ликвидированного шахтного ствола, на расстоянии, определенном проектом, устраивается прочное ограждение высотой не менее 2,5 м и водоотводная канава;

- наклонные стволы и другие выработки с углом наклона менее 45 градусов, устья которых выходят на поверхность, а также штольни на расстоянии 4-6 м вглубь от границы коренных пород, перекрываются каменной или железобетонной перемычкой, устья от поверхности до перемычки плотно засыпаются породой и также перекрываются каменной и

железобетонной перемычкой;

- шурфы с углом наклона более 45 градусов независимо от глубины подлежат засыпке;

- устья вертикальных и наклонных горных выработок, входящие в поймы рек и водоемов, а также в места возможного скопления паводковых вод, с целью исключения прорывов воды должны быть обвалованы, перекрыты и иметь долговременные отличительные знаки.

Иные установленные требования промышленной безопасности, относящиеся к ликвидации горных выработок, должны быть полностью соблюдены.

При ликвидации объекта выполняется оценка возможного образования провалов над выработанным пространством. Оценка вероятности образования провалов выполняется, исходя из объема оставленных пустот в массиве. Пустоты в выработках, расположенных на глубинах до 15Н (Н - высота выработки вчерне) под зданиями, сооружениями, коммуникациями, а при наличии в массиве прорывоопасных пород - на глубинах до ЗОН, но не менее 80 м, ликвидируются путем закладки.

При расположении зданий и сооружений над горными выработками при глубинах до 20 m (m - вынимаемая мощность полезного ископаемого) при пологом залегании полезного ископаемого или при расположении указанных объектов в зонах возможного образования провалов при разработке наклонных и крутых пластов, рудных залежей, на глубинах до 30m, но не более 150 м, принимаются меры по предотвращению образования провалов и больших деформаций в основании этих объектов.

Границы зоны, в которой возможно образование провалов над наклонными горными выработками, определяются проектом, исходя из расчетов ожидаемой зоны сдвижения горных пород.

Если глубина наклонной выработки более 80 м, то за границу зоны провалов со стороны падения принимают проекцию изогипсы, проходящую через ось выработки на глубине 80 м.

При ликвидации или консервации шахт, рудников, опасных по газу, определяются границы зон выделения газа и степень опасности этих зон, а также предусматриваются специальные меры, обеспечивающие контроль за выделением газа, защиту от проникновения его в наземные здания, сооружения и жилые дома.

При сухой консервации шахт, рудников опасных по газу, проветривание горных выработок производится за счет общешахтной депрессии с установлением постоянного контроля за содержанием газа в выработках.

При ликвидации и консервации объектов с открытым способом

добычи полезных ископаемых выполняются следующие работы:

- для предотвращения падения людей и животных в карьеры (разрезы)

устраивается ограждение или обваловка - земляные валы высотой не менее 2,5 м на расстоянии 5 м за возможной призмой обрушения верхнего уступа

карьера (разреза) - или осуществляются другие мероприятия, такие как

выполаживание бортов уступов, исключающие несчастные случаи с людьми и животными. Выполаживание бортов уступов в наносах выполняется в обязательном порядке. Производится также оценка устойчивости бортов карьеров (разрезов) с учетом их затопления.

Ликвидация или консервация карьеров, находящихся над действующими подземными горными выработками, производится по проекту, с учетом исключения возможности прорыва воды, газов от буровзрывных работ в подземные горные выработки, а также обрушения пород.

При сухой консервации объекта все основные горные выработки (стволы, квершлаги, главные откаточные выработки и выработки, пройденные в предохранительных целиках) периодически, в сроки, предусмотренные проектом консервации, но не реже двух раз в год, тщательно осматриваются и в необходимых случаях перекрепляются. Осмотр и ремонт выработок пользователем недр производится при обеспечении нормальных условий вентиляции и безопасного передвижения людей по выработкам.

Ликвидация или консервация объекта, связанного с добычей полезных ископаемых, растворимых в воде, поверхность которых застроена зданиями, сооружениями, осуществляется по проектам, разрабатываемым в соответствии с заключениями, учитывающими специфику разрабатываемого месторождения, горногеологические и другие условия, подготавливаемыми организациями, имеющими соответствующие лицензии на проектирование горных производств Госгортехнадзора России.

Ликвидация дражных полигонов предусматривается проектом на разработку россыпей, включающим обязательную очистку русел рек от завалов и заиливания.

Консервация горных выработок в случаях разработки самовозгорающих полезных ископаемых (угли, сернистые руды и т.д.) производится с соблюдением дополнительных специальных противопожарных мероприятий на период производства работ и всего срока консервации.

При консервации эксплуатационных скважин на месторождениях (залежах) нефти и газа предусматривается, в зависимости от ее срока, возможность исследования остановленных скважин.

На объектах, смежных с ликвидируемым или консервируемым, обеспечивается безопасность горных работ. В число технических мероприятий по промышленной безопасности включаются: проверка правильности нанесения на горную графическую документацию контура ликвидируемых или консервируемых горных выработок, прилегающих к границам горного отвода, установка изолирующих перемычек для предотвращения прорывов в действующие горные выработки воды, газа или распространения подземных пожаров.

При ликвидации или консервации объектов, связанных с добычей кварцсамоцветного и пьезооптического сырья, осуществляются меры, исключающие доступ посторонних лиц к ценным минералогическим образованиям.

Контроль за сохранностью выработок, нефтяных и газовых скважин, находящихся на консервации, осуществляется способами и в сроки, предусмотренные проектом на консервацию. При этом проверки проводятся не реже двух раз в год, а также в случае стихийного бедствия. Ликвидированный объект проверяется не реже одного раза в год.

Проверки осуществляются комиссией, состав которой утверждается органами Госгортехнадзора России.

При ликвидации или консервации объектов, в составе которых имеются накопители отходов сухого складирования (отвалы, терриконы, склады некондиционных полезных ископаемых и др.) и гидротехнические сооружения (хвостохранилища, шламоотстойники, гидроотвалы и др.),проектируются и выполняются следующие работы:

- параметры накопителей сухого складирования (высота, углы откосов, ширина берм террасирования и др.) приводятся к величинам, обеспечивающим долговременную устойчивость накопителей;

- поверхность этих сооружений надежно защищается от водной и ветровой эрозии;

- накопители, сложенные токсичными и радиоактивными породами, изолируются от инфильтрации атмосферных осадков;

- накопители, сложенные породами, склонными к самовозгоранию, изолируются от инфильтрации атмосферных осадков и доступа атмосферного воздуха в массив накопителя;

- основания накопителей сухого складирования защищаются от подтопления и размыва паводковыми и атмосферными водами;

- для гидротехнических сооружений выполняются работы по ускорению консолидации и усадки пород (отведение рудковых вод, дренаж гравитационной поровой влаги и т.д.). Поверхность гидротехнических сооружений надежно защищается от водной и ветровой эрозии. Параметры ограждающих дамб гидротехнических сооружений приводятся к величинам, обеспечивающим долговременную устойчивость этих сооружений;

- на полосах отчуждения под транспортные коммуникации длянакопителей сухого складирования и гидротехнических сооружений (автодороги, конвейерные и железнодорожные трассы, пульповоды и др.) оборудование демонтируется, поверхность рекультивируется.

При рекультивации земель, нарушенных горными работами, наряду с другими мероприятиями, предусматриваются мероприятия по детоксикации, защите почв от водной и ветровой эрозии.

При использовании горных выработок (скважин), находящихся на консервации, другой организацией в той мере, какой их оборот допускается законодательством, владелец горных выработок обязан передать принимающей организации по акту следующие технические документы:

- проект на консервацию, акт о консервации горных выработок, нефтяных и газовых скважин, документацию о выполнении предприятием комплекса работ, связанных с консервацией, а также данные периодического контроля за состоянием горных выработок, нефтяных и газовых скважин;

- основную горную графическую и геологическую документацию, пополненную на период начала консервации;

- дело скважины, весь имеющийся геолого-геофизический материал, в т.ч. черновой.

Технические требования по обеспечению промышленной безопасности при использовании иными организациями горных выработок (скважин), наземных зданий и сооружений ликвидируемого или консервируемого объекта, расположенных на промплощадке или на подработанных площадях, согласовываются с органами Госгортехнадзора России.

Для получения согласования заинтересованная организация направляет соответствующему органу Госгортехнадзора России письмо, к которому прилагает:

- перечень намечаемых к передаче зданий и сооружений;

- план расположения передаваемых горных выработок (скважин), зданий и сооружений, совмещенный с планом горных работ (для нефтяных и газовых месторождений - с картой разработки);

- геологическую карту и разрезы по горным выработкам и буровым скважинам, характеризующие геологическое строение участка недр под передаваемыми объектами;

- проект мер охраны передаваемых горных выработок (скважин), зданий и сооружений от вредного влияния горных разработок ликвидируемого или консервируемого объекта;

- в случаях незаконченных процессов сдвижения земной поверхности письменное согласие организации, принимающей указанные объекты осуществлять систематические наблюдения за деформациями земной поверхности и о всех случаях их проявления информировать органы Госгортехнадзора России.

Использование надшахтных зданий и строительство новых сооружений в пределах зон сдвижения горных пород и земной поверхности, опасных зон по газопроявлениям допускается в исключительных случаях по специальному проекту, согласованному с органами Госгортехнадзора России.



ГЛАВА 2. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ ПРОИСХОДЯЩИХ ВО ВРЕМЯ КОНСЕРВАЦИИ СКВАЖИН

2.1 Теоретические основы деформации ВНК и ГНК

Техногенные деформации и расформирование залежей нефти и газа

1. Залежи нефти и газа практически всегда приурочены к водоносным пластам. До начала разработки залежей природных углеводородов в продуктивном пласте имеет место естественный фильтрационный поток воды. Наличие такого фильтрационного потока приводит к смещениям залежей нефти и газа, что находит свое отражение в нег оризонтальности начальных поверхностей газоводяного контакта (ГВК) в случае газовой залежи, водонефтяного контакта (ВНК) в случае нефтяной залежи, иногда и газонефтяного (ГНК) контакта в случае газонефтяной залежи.

Степень смещения флюидальных контактов предопределяется скоростью естественного фильтрационного потока воды, а также коллекторскими свойствами пласта и размерами залежи. В отдельных случаях флюидальные контакты объективно можно принимать за практически горизонтальные поверхности. Однако нередко такие горизонтальные контакты имеют субъективную природу и являются следствием пренебрежения фактом наличия фильтрационного потока воды. Подобные некорректности приводят к искажениям в оценке запасов нефти и газа, упущениям в системе разработки залежей нефти и газа.

Многочисленны примеры смещения залежей нефти и газа в естественных фильтрационных потоках [1,2]. Известны математические модели, позволяющие рассчитывать ординаты флюидальных контактов в профильных разрезах продуктивных пластов [1-5].

2. Практика разработки залежей углеводородов свидетельствует о необходимости исследования глобальных деформаций флюидальных контактов вследствие техногенных причин. Речь идет, например, о влиянии процесса разработки залежи N на поведение примыкающей к ней неразрабатываемой залежи М. Такое негативное воздействие обычно связано с организацией законтурного или приконтурного заводнения залежи N.

При наличии естественного фильтрационного потока воды конфигурации флюидальных контактов могут находиться из решения задач теории фильтрации в стационарной постановке. Принципиальное отличие задач техногенного деформирования залежей нефти и газа состоит в том, что они нестационарны по своей сути.

Сегодня подобного рода задачи могут и должны решаться в 3D (многомерной) многофазной (нефть-газ-вода) постановке. Известные программные комплексы позволяют ставить 3D математические эксперименты при наперед заданных исходных геолого-физических параметрах. Именно такое направление исследований и было предпринято авторами.

3. В проведенных исследованиях ставилась задача выявления закономерностей техногенных воздействий на глобальные деформации флюидальных контактов для случаев газовой, нефтяной и газонефтяной залежи.

Для всех типов залежей принята одна и та же антиклинальная ловушка протяженностью 18000 м по оси Х и 3600 м по оси Y. Общая толщина пласта составляет - 100 м. Угол наклона пласта - 1,5є. На рис. 1а представлена исходная конфигурация флюидальных контактов. Для наглядности масштабы рисунков по оси Z увеличены в 20 раз.

Размеры расчетной сетки - 90Ч18Ч50 с общим числом элементарных ячеек в 81000. Вдоль оси Х количество ячеек составляет 90 единиц, вдоль оси Y (перпендикулярной плоскости рисунка) - 18 и вдоль оси Z - 50. Используя численную модель водоносного пласта учитывается, что к ловушке примыкают водоносные пласты с каждой стороны. Объемы водонасыщенных пластов, составляют по 1012 м3 каждый.

Предполагается, что в левой части профильного разреза начато заводнение соседней нефтяной залежи. Обычно при заводнении пласта давления на устьях нагнетательных скважин составляет 100-150 ат. Учет данного обстоятельства в случае газонефтяной залежи осуществляется за счет задания в 4800 м от внешней отметки ВНК в системе нагнетательных скважин забойного давления Р на 100 ат выше начального пластового давления (ДР=100 ат). В случае газовой и нефтяной залежей превышение давления такое же.

В результате 3D компьютерного моделирования прослеживались во времени глобальные деформации флюидальных контактов указанных трех залежей природных углеводородов. Результаты исследований в относительно полном виде даются для наиболее характерного случая деформации газонефтяной залежи.

4. Поэтому чуть подробнее охарактеризуем исходные данные для этой залежи.

Наивысшая отметка кровли пласта находится на глубине 3000 м. Отметки ГНК и ВНК равны 3040 м и 3080 м соответственно. Геологические запасы нефти составляют 127 млн. м3, свободного газа - 17 млрд.м3. Пластовое давление в своде структуры равняется 310,1 ат. Плотность нефти, воды и газа в поверхностных условиях составляют соответственно 857, 1027 и 0,966 кг/м3. Коэффициенты динамической вязкости нефти, воды и газа в пластовых условиях равны 0,46; 0,34; 0,0245 спз соответственно. Продуктивный пласт однородно-анизотропен по коллекторским свойствам. Коэффициент открытой пористости - 0,25. Абсолютная проницаемость по газу в направлении Х и Y равна 0,5 дарси; по Z - 0,05 дарси соответственно. Коэффициенты остаточной насыщенности составляют - 0,22 для воды, нефтенасыщенности - 0,2 в системе нефть-газ и 0,35 в системе нефть-вода, газонасыщенности - 0,04. На рисунках 1 и 2 отметки контактов газ-нефть и нефть-вода принимаются при насыщенности по нефти - 40%.

5. Результаты расчетов воздействия процесса разработки соседней нефтяной залежи на деформации флюидальных контактов для газонефтяной залежи на моменты спустя 20 и 50 лет представлены на рис. 1б и 1в.

*Видно, что техногенное воздействие на рассматриваемую газонефтяную залежь сопровождается заметным расформированием запасов нефти и газа. Это проявляется, во-первых, в сокращении газо- и нефтенасыщенных объемов залежи с наибольшими значениями коэффициентов газо- и нефтенасыщенности. Во-вторых, в появлении зон пласта с остаточной нефте- и газонасыщенностью. Это является следствием вытеснения нефти водой, газа-нефтью, нефти-газом, воды-нефтью. Из рис. 1 следует заметное сокращение

запасов нефтяной оторочки за счет формирования значительных объемов с остаточной нефтенасыщенностью.

*Рисунок 1б иллюстрирует расформирование одновременно и газовой шапки и нефтяной оторочки. Более подвижный газ газовой шапки движется вдоль кровли пласта быстрее, чем нефть нефтяной оторочки. Газ газовой шапки прорывается через нефтяную оторочку.

*В отличие от случая установившегося фильтрационного потока, в динамической задаче искривленным оказывается даже ГНК.

*Результаты моделирования свидетельствуют о том, что, при прочих равных условиях, техногенная деформация газовой залежи отличается наименьшими негативными последствиями расформирования запасов. Чисто нефтяная залежь характеризуется наибольшими деформациями флюидально-го контакта и расформированием запасов. Газонефтяная залежь в этом аспекте занимает промежуточное положение.

Рассмотрим еще один неизученный случай, когда имеют место такие деформации флюидальных контактов, при которых можно говорить о расформировании запасов нефти и газа (вариант II).

Исследование проводятся на профильном разрезе продуктивного пласта с двумя антиклинальными ловушками. К одной из них приурочена газонефтяная залежь N (нефтяная оторочка с газовой шапкой). Другая ловушка (правая) является водонасыщенной (рис. 2). К ловушкам также примыкают водоносные зоны с каждой стороны.

Здесь размеры разностной сетки - 114Ч18Ч50, с числом элементарных ячеек вдоль осей X,Y и Z - 102600.

Слева от залежи на расстоянии 2400 м от границы залежи N задается превышение давления в системе нагнетательных скважин АР=150 ат.

Другие исходные данные аналогичны I варианту.

Результаты прогнозных гидродинамических расчетов для исследуемого II варианта для трех моментов времени приведены на рис. 2. Рисунок 2а относится к моменту t=0, 2б соответствует времени в 20 лет, 2в - 50 лет.

*Согласно рис. 2б и 2в, расформированию одновременно подвергаются и газовая шапка и нефтяная оторочка. При этом расформирование газовой шапки протекает быстрее, чем нефтяной оторочки. Здесь газ из газовой шапки прорывается через замок ловушки раньше нефти.

*Рисунки 2б и 2в свидетельствуют о том, что техногенная залежь газа не может быть объектом разработки, так как она «размазывается» потоком пластовой воды и имеет малую толщину. При этом газовая шапка полностью отсутствует в левой ловушке.

*Запасы нефтяной оторочки расформировываются при смещении ее в газо-, водонасыщенные коллектора. Из рис. 2в видно, что пригодная для извлечения нефть характеризуется небольшим объемом вблизи замка ловушки.

Таким образом, выполненные исследования показывают следующее. Современные компьютерные технологии позволяют оценивать степень негативности техногенных воздействий на неразрабатываемые залежи нефти и газа. Не является препятствием рассмотрение воздействий и на разрабатываемые залежи. Техногенные воздействия характеризуются нестационарными деформациями ГНК, ГВК и ВНК залежей газа и нефти, перераспределением запасов, изменением конфигурации зон нефте- и газонасыщения. Самое главное - может иметь место расформирование запасов природных углеводородов. Другими словами, учет явлений техногенного воздействия на залежи нефти и газа необходим для рационального недропользования.

Авторы признательны акад. А.Н. Дмитриевскому за полезное обсуждение результатов исследований и компании Computer Modeling Group за возможность использования их программного продукта. Исследования стали возможны также благодаря Фонду содействия отечественной науке.

Рис. 12 Начальная и текущие конфигурации газонефтяной залежи для II варианта

Исследование деформации подгазового нефтенасыщенного слоя при реализации рециркуляции газов

Структура разведанных запасов жидких УВ претерпевает в последние годы заметные качественные изменения. В частности, повышается весомость конденсата и летучих нефтей в общем балансе запасов. Есть основания полагать, что эта тенденция сохранится и добыча такого вида УВ будет нарастать.

Большие перспективы в этом отношении связывают с Прикаспийским регионом, где уже открыты месторождения с высоким потенциальным содержанием конденсата в газе и летучих нефтей. Для этих месторождений характерны весьма жесткие термобарические условия, при изменении которых в процессе разработки пластовые газожидкостные системы будут претерпевать существенные изменения не всегда позитивного характера.

В связи с этим возродился интерес к технологиям разработки месторождений, основанным на закачке в пласт газообразных агентов, в частности к технологии рециркуляции газа в газоконденсатных залежах (сайклинг-процесс). При наличии нефтяной оторочки привлекательной представляется комбинация сайклинг-процесса с закачкой газа высокого давления в нефтенасыщенный интервал. Поддержание пластового давления в газоконденсатной зоне и реализация эффективного механизма вытеснения нефти (в режиме конденсации или испарения) позволяет рассчитывать на кратное увеличение коэффициентов извлечения жидких УВ по сравнению с разработкой на истощение. Однако из-за недостатка знаний о поведении многофазных систем при внешнем воздействии на пласт закачкой газообразных или жидких агентов, переход к технологии газа высокого давления задерживается.

Рассмотрим частную, но, тем не менее, достаточно важную в практическом отношении задачу деформации контактов фаз (нефть-вода и нефть-газ) при рециркуляции равновесного газа, т. е. в отсутствии фазовых переходов. Подобные задачи становятся предметом интенсивного изучения методами математического и физического моделирования, поскольку их решение создает основы новых технологических приемов.

Как показали исследования, проведенные ранее [1] на модельном пласте, рециркуляция газа через газонасыщенный слой модели с отбором газа через сток в центральной части газонасыщенного слоя и закачкой извлеченного газа по его контуру приводит к образованию локального утолщения нефтенасыщенного слоя в окрестности стока.

При реализации на модельном пласте этой схемы и периодическим отбором нефти из локального утолщения, интегральные характеристики механизма нефтеотдачи на каждом цикле определяются преимущественно тремя безразмерными параметрами:



где Ргд, Рнд - соответственно, величины депрессий на стоках из газо- и нефтенасыщенных слоев, Па, н - плотность нефти, Н/м3, Zгд, Zнд - соответственно, расстояние стока в газо- и нефтенасыщенном слоях от первоначального положения газо- и водонефтяного контактов, м, d - толщина нефтяного слоя, м.

Параметр Ргд/н d определяет динамику изменения положения ГНК, ВНК и соответственно утолщения нефтенасыщенного слоя.

При Ргд/нd<1 деформируется только ГНК, а возмущающее действие на ВНК экранизируется гидростатическим давлением нефтенасыщенного слоя; при Ргд/нd>= 1 деформируется и ВНК, причем изменение границ раздела происходит с разными скоростями (ГНК искривляется с большей скоростью) и в целом отмечается утолщение нефтенасыщенного слоя; дляРгд/нd>>1 характерна неблагоприятная динамика деформации границ раздела фаз с возможным прорывом конуса подошвенной воды через нефтенасыщенный слой.

Вместе с тем установлено, что обводненность продукции зависит от параметра Рнд/нZнд слабее, чем от Ргд/нd. Объясняется это тем, что высота подъема конуса подошвенной воды при отборе жидкостей через нефтяной сток hв ограничена величиной Zн.д при любых Рнд/нZнд. Понятно, что при Ргд/нZнд >> 1 и hв<=Zнд обводненность продукции должна определяться временем добычи и скоростью релаксации нефтяного конуса. В то же время рециркуляция газа через газонасыщенный слой при Ргд/ндd>= 1 сопровождается подъемом ВНК до Zгд, т. е. вода поднимается выше исходного ГНК.

В связи с вышеизложенным были поставлены дополнительные опыты для изучения динамики образования локального утолщения нефтенасыщенного слоя и выявления возможностей увеличения безводной нефтеотдачи при варьировании соотношения Zгд/d и условии Ргд/нd<1

В экспериментах использовалась плоская насыпная модель пласта с размерами 1700x350x40 мм (рис. 1), набитая стеклянным бисером с пористостью набивки m=0,415 и проницаемостью Кпр=680 мкм2. Для моделирования нефтенасыщенного слоя использовался керосин с вязкостью н=1,33 мПа·с и плотностью порядка 7810 Н/м3. В верхней части модели моделировался газонасыщенный слой с давлением р=рат. Эти условия в рамках приведенных выше критериев подобия соответствует натурному прототипу с параметрамиРгд = 2·106 Па, Рнд=106 Па, н = 7810 Н/м3, m = 0,415, н=1,33 мПА·с, Zнд = 50 м, Zгд=100 м, Кпр = 0,2 мкм2 рпл = 20 МПа.

Выработка нефтенасыщенного слоя производилась циклически: 1) рециркуляция газа через газонасыщенный слой до образования стационарного нефтяного конуса с замером объема прокачанного газа и 2) отбор с замером в сепараторе нефти через нефтяной сток до полной релаксации ГНК.

Результаты опытов представлены на рис. 2, рис.3, рис.4. Скорость образования нефтяного конуса (рис. 2) от цикла к циклу увеличивается, что является следствием смачивания нефтью ранее газонасыщенной пористой среды, а высота подъема конуса, напротив, уменьшается, поскольку уменьшается средняя толщина нефтенасыщенного слоя. Уменьшение высоты подъема конуса предопределяет снижение количества нефти, отбираемой из локального утолщения на последующих циклах (рис. 3, Zгд/d=1,3; 1,7; 2,3). Указанный характер зависимости QH/QHO от Vг/Vг.о, где Vг.о - начальные запасы газа, Vг - объем газа, прокачанный через газонасыщенный слой, QH - количество отобранной из нефтенасыщенного слоя нефти (по циклам), QH.O - начальные запасы нефти, имеет место лишь при Zгд/d=l,3, когда нефтяной конус не достигает газового стока. С уменьшением Zгд/d ниже чем 1,3 количество отобранной в первых циклах нефти уменьшается, а сама зависимость



Qн/Qн.о = f(Vг/Vг.о)

становится более пологой (рис. 3, Zгд/d=1,1), поскольку высота подъема конуса hн ограничена величиной Zгд. Таким образом, нефтеотдача за первый цикл изменяется следующим образом: по мере роста Zгд/d вначале увеличивается и количество добытой нефти, поскольку при малых Zгд/d снижается ограничение на высоту подъема нефтяного конуса. Однако эта зависимость немонотонна и при (Zгд/d) = (Zгд/d)опт достигается максимальная безводная нефтеотдача. Дальнейшее увеличение Zгд/d ослабляет возмущающее действие на ГНК газового стока. Соответственно этому высота подъема нефтяного конуса сокращается и количество отбираемой за цикл нефти падает. Характер зависимости Qн/Qн.о = f(Zгд/d) сохраняется для второго, третьего и т. д циклов.

Результаты исследований показали, что существует принципиальная возможность улучшения нефтеотдачи тонких оторочек газоконденсатных залежей, разрабатываемых методом рециркуляции газа, за счет использования нестационарных процессов деформации ГНК и ВНК. Регулирование периодической добычи нефти может осуществляться путем специального вскрытия газонасыщенной и нефтенасыщенной зон, т. е. подбора Zгд и Zнд, поддержания депрессий Ргд на уровне, обеспечивающем существенное утолщение нефтяного слоя, а также величины Pнд, достаточной для получения промышленного притока нефти без быстрого обводнения.

Понятно, что для каждого конкретного объекта потребуется выполнить специальное обоснование регулирования нефтеотдачи. В первом приближении, ориентируясь на указанные параметры натурного прототипа физической модели, можно использовать для этой цели представленные здесь эмпирические зависимости.

Рис. 13: 1 - вывод для нагнетания газа; 2 - газовый счетчик; стоки в слоях; 3 - газо-; 4 - нефтенасыщенном; 5 - трехходовый кран; 6 - вакуумметр, 7 - сепаратор, 8 - выход к вакуумному насосу.

Рис. 14 Циклы 1 -- первый, 2 -- второй, 3 -- третий

Рис. 15 Зависимость Qн/Qн.о=f(Vг/Vг.о) для различных значений Zгд/d Циклы 1- Zгд/d=2,3, 2 - Zгд/d=1.7, 3 - Zгд/d=1.4, 4 - Zгд/d=l,3

Контроль перемещения флюидоконтактов

Перемещения ВНК, ГНК, ГВК определяют при исследовании необсаженных оценочных скважин, контрольных и дополнительных скважин. Наиболее точные данные об изменении положения контактов получают в необсаженных и обсаженных неперфорированных скважинах по данным комплекса методов электрометрии и радиометрии. В обсаженных скважинах определение текущих положений флюидоконтактов затруднено из-за влияния динамических сил прискважинной и удаленных частей пласта.

Контроль перемещения ВНК

Определение текущего положения ВНК по данным ГИС имеет свои особенности для обсаженных и необсаженных скважин в зависимости от минерализации вод, вытесняющих нефть.

Положение ВНК в необсаженных оценочных, контрольных скважинах с открытым стволом или обсаженных неметаллической колонной в продуктивной части paзрезa, а также в дополнительных скважинах, пробуренных в процессе эксплуатации месторождения, устанавливается методами электрометрии аналогично определению границ первоначального ВНК. Эта информация о перемещении ВНК является наиболее достоверной.

Контроль перемещения ВНК в обсаженных скважинах осуществляется в основном методами радиометрии. Наиболее точно положение ВНК определяется в обсаженных неперфорированных скважинах.

Нахождение текущего положения ВНК по данным нейтронных методов основано на различии хлоросодержания в нефтеносной и водоносной частях коллектора, которое неодинаково влияет на показания НК. Положение текущего положения ВНК находят таким же способом, что и определение его первоначального положения.

Контроль перемещения ГВК

Текущее положение ГВК устанавливается по результатам геофизических исследований необсаженных или обсаженных неметаллической колонной оценочных и контрольных скважин аналогично тому, как определяются границы первоначального положения ВНК. В обсаженных неперфорированных скважинах положение ГВК устанавливается по кривым нейтронных методов на основе различного содержания водорода в газоносной и водоносной частях коллектора. Так, на кривых НГК, ННК-Т, ННК-НТ, ИННК и ИНГК газоводяной контакт отмечается повышенными показаниями регистрируемой интенсивности против газоносной части пласта по сравнению с водоносной независимо от минерализации подстилающих вод (см. рис. 5.4).

Аналогичная картина получается при определении текущего положения ГВК в перфорированных скважинах по кривым нейтронных методов.

По данным термометрии в перфорированных скважинах ГВК фиксируется посередине нижнего участка температурной аномалии, возникающей за счет дроссельного эффекта.

По данным акустического метода газоносная часть пласта отмечается высокими значениями интервального времени прохождения упругих колебаний и большими значениями коэффициента затухания. Наибольший эффект получается в необсаженных и обсаженных скважинах при использовании низкочастотного метода, имеющего больший радиус исследования по сравнению с высокочастотным, особенно при работе на поперечных волнах.

Контроль перемещения ГНК

Определение текущего положения ГНК в необсаженных или обсаенных неметаллической колонной оценочных и контрольных скважинах по данным методов электрометрии невозможно, как и при установлении первоначального положения ГНК (см. выше).

Текущее положение устанавливается по кривым НГК, ННК-Т, ННК-НТ, ИННК, ИНГК, газометрии, высокочувствительной термометрии, обычного акустического и низкочастотного методов в обсаженных и необсаженных скважинах, когда зона проникновения фильтрата промывочной жидкости отсутствует или очень мала



2.2 Факторы, влияющие на гравитационное разделение нефти и воды

Способ разделения воды и нефти или нефтепродукта

Изобретение относится к гравитационным способам разделения воды и нефти или нефтепродукта, в частности обводненного топочного мазута. Способ включает гравитационный отстой смеси в емкости и отвод разделенных продуктов. В смесь добавляют раствор соли или сухую соль в количестве, необходимом для создания градиента плотностей воды и нефти или нефтепродукта не менее 20 кг/м3, затем перемешивают и отстаивают. Необходимое количество соли определяют по формуле, при введенной в тексте описания. Технический результат состоит в повышении эффективности отстоя путем увеличения градиента плотностей разделяемых продуктов. 3 з.п. ф-лы.

Известны способы разделения воды и нефти или нефтепродуктов путем отстоя в нефтеловушках различного типа: горизонтальных, радиальных, с параллельными пластинами (Справочник нефтепереработчика Ленинград, изд. «Химия», 1986 г., стр.574-576).

Общим недостатком этих способов является недостаточно эффективное разделение, зависящее от разности (градиента) плотностей воды и нефти или нефтепродукта.

Известен способ разделения несмешивающихся жидкостей с различным удельным весом, согласно которому разделение ведут путем гравитационного отстоя смеси в емкости с последующим отводом разделенных фаз (продуктов) за пределы емкости (Пат.РФ № 2048644, опубл. 20.11.95, БИ № 32, МПК E02B 15/04).

...