Способ снижения уровня разрушающих напряжений в призабойных зонах скважин подземных хранилищ газа Российский патент 2024 года по МПК E21B43/18 F17C5/00 B65G5/00 

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для снижения уровня разрушающих напряжений в призабойных и приствольных зонах скважин подземных хранилищ газа (ПХГ) в проницаемых породах, развивающихся в процессе эксплуатации подземных хранилищ.

Вынос в ствол добывающей скважины ПХГ песка, образующегося при разрушении породы пласта от действия циклических нагрузок при закачке и отборе газа в хранилище, приводит к осложнениям при эксплуатации скважины из-за образования песчаных пробок в стволе, препятствующих подъему пластового флюида на поверхность, а также к ускоренному износу скважинного оборудования. Известны способы борьбы с выносом частиц разрушенной породы в ствол скважины путем снижения ее дебита, установки противопесочных фильтров различных конструкций (Алиев З.С., Андреев С.А., Власенко А.П. и др. Технологический режим работы газовых скважин. – М.: Недра, 1978. - 279 с.; Сьюмен Д., Эллис Р., Снайдер Р. Справочник по контролю и борьбе с пескопроявлениями в скважинах. – М.: Недра, 1986. - 176 с.). Недостатками этих способов является снижение производительности скважин, снижение их продуктивности за счет роста фильтрационного сопротивления призабойной зоны при закупорке фильтров, быстрый выход фильтров из строя при интенсивном выносе песка.

Известен способ (патент РФ №2714410, опубл. Бюл. №5, 14.02.2020), предусматривающий на стадии строительства скважины расширение участка ее ствола на границе продуктивного пласта с его кровлей. Согласно этому способу, для эффективного снижения концентрации разрушающих напряжений в цементной оболочке скважины расширенный участок должен иметь форму конуса с определенными геометрическими параметрами. Последующее цементирование такой конической полости обеспечивает снижение интенсивности разрушающих сдвиговых напряжений на поверхности контакта цементного камня с породой и с поверхностью обсадных труб, развивающихся при эксплуатации скважины, следствием чего является снижение интенсивности разрушающих напряжений в породе-коллекторе в приствольной зоне скважины.

Недостатком способа является сложность выбуривания (размывания) в породе конической полости с заданными параметрами, а также относительно невысокие пределы прочности цементного камня внутри этой полости, что при циклических нагрузках на цементный камень приводит к его разрушению и потере герметичности затрубного пространства скважины. Кроме того, недостатком способа является то, что его реализация возможна только на стадии строительства скважин, в действующих скважинах его применение сопряжено со значительными трудностями. Существенно, что данный способ повышает устойчивость приствольной зоны скважины к действию разрушающих нагрузок, в основном, в области, расположенной вблизи кровли продуктивного пласта, при этом уровень устойчивости стенок скважин во всем интервале продуктивного пласта, особенно скважин ПХГ, стволы которых в продуктивном интервале необсажены стальными трубами, повышается незначительно.

Известен способ (патент РФ №2775849, опубл. Бюл. №20, 11.07.2022), согласно которому в процессе строительства скважины на некотором участке кровли продуктивного пласта расширяется ствол скважины и в колонне обсадных труб в соответствующем месте устанавливается пружинный центратор с номинальным диаметром, превышающим исходный диаметр ствола скважины. После цементирования затрубного пространства скважины в расширенном участке ее ствола образуется жесткое включение, армированное металлическими элементами пружинного центратора, препятствующее продольному смещению породы вдоль колонны обсадных труб при изменении пластового давления, что обеспечивает сохранение высокого уровня герметичности затрубного пространства скважины в процессе ее эксплуатации и проведении в ней технологических мероприятий, сопровождающихся изменением пластового давления в призабойной зоне скважины.

Недостатком способа является то, что его реализация, также, как и реализация способа по патенту РФ №2714410, возможна только на стадии строительства скважин, а также то, что применение данного способа на скважинах ПХГ повышает устойчивость их приствольных зон к действию разрушающих нагрузок, главным образом, в области, расположенной вблизи кровли продуктивного пласта.

Наиболее близким к заявляемому является способ, описанный в работе (Ермилов О.М., Ремизов В.В., Ширковский А.И., Чугунов Л.С. Физика пласта, добыча и подземное хранение газа. - М.: Наука, 1996, 541 с.). Согласно этому способу при эксплуатации ПХГ в проницаемой горной породе, включающей циклическую закачку и отбор газа в хранилище через скважины, для предотвращения развития процессов трещинообразования в продуктивном пласте и его кровле ограничивают максимальную величину давления газа в пласте. При этом максимальная величина давления газа в пласте не должна превышать гидростатическое давление в 1.54 раза. В некоторых случаях ограничением на величину максимального давления газа в пласте служит величина горного давления на глубине залегания пласта.

Недостатком способа является то, что указанные ограничения способствуют предотвращению разрушения породы-коллектора на достаточно большом удалении от стволов скважин. Вместе с тем, на стадии закачки газа в хранилище под высоким давлением максимальные разрушающие напряжения в горной породе развиваются в приствольной зоне скважины в интервале продуктивного пласта и в его кровле и указанных ограничений на максимальную величину давления в пласте недостаточно для предотвращения или существенного снижения интенсивности разрушения горной породы в областях концентрации напряжений в приствольной зоне скважины при закачке газа.

Технической задачей, решаемой предлагаемым изобретением, является снижение уровня разрушающих напряжений в призабойных и приствольных зонах скважин подземных хранилищ газа (ПХГ) в проницаемых породах, развивающихся на начальной стадии закачки газа в хранилище под высоким давлением.

Техническим результатом является снижение интенсивности разрушения породы пласта и выноса песка при эксплуатации скважин ПХГ, а также повышение уровня герметичности приствольных зон скважин.

Техническая задача решается способом, предусматривающим поэтапное повышение давления до максимального значения на начальной стадии закачки газа в ПХГ, что снижает концентрацию разрушающих напряжений в приствольных зонах скважин, уровень которых экстремально высок на этой стадии закачки газа.

Новым является то, что снижение концентрации разрушающих напряжений в породе и снижение интенсивности выноса песка в ствол скважины при дальнейшей эксплуатации ПХГ достигается поэтапным (ступенчатым) повышением давления закачки газа в ПХГ в начальный период закачки.

Сущность изобретения заключается в следующем.

Закачка газа в скважины ПХГ происходит под давлением ~15-20 МПа, что существенно превышает пластовое давление, установившееся в хранилище перед этапом закачки газа. При этом быстрый и значительный рост величины пластового давления в призабойной зоне скважины вызывает развитие избыточных напряжений как в самом пласте, так и в приствольной зоне скважины выше и ниже продуктивного пласта. Разрушающее действие избыточных напряжений может привести к потере герметичности затрубного пространства скважины и к связанным с этим потерям хранящегося в ПХГ газа, а также к разрушению породы-коллектора в призабойной зоне скважины и выносу частиц разрушенной породы в ее ствол.

При этом важно отметить, что избыточные напряжения достигают максимума именно на начальной стадии закачки газа, когда эффективный радиус воронки репрессии в призабойной зоне скважины относительно мал. Действительно, как показано на фиг. 1, на этой стадии из-за противодействия упругих сил в кровле пласта, отмеченной цифрой 1 на этой фигуре, вертикальному смещению породы продуктивного пласта (цифра 2), происходящему под действием повышенного пластового давления в воронке репрессии с эффективным радиусом R (цифра 3), величина вертикального смещения породы пласта δ будет минимальной, стремящейся к нулю на начальном этапе закачки газа в ПХГ, то есть, при величине радиуса воронки репрессии, близкой к нулю.

С ростом эффективного радиуса воронки репрессии R растет и величина δ вертикального смещения пласта (фиг. 2), достигая максимума ко времени, когда радиус воронки репрессии будет значительно превышать глубину залегания продуктивного пласта (ствол скважины, находящейся на оси симметрии на фиг. 1 и фиг. 2, на этих фигурах не показан).

Важно отметить, что если величина вертикального смещения пласта δ при малых значениях эффективного радиуса воронки репрессии близка к нулю, то это означает, что на начальной стадии закачки газа в ПХГ величина вертикальной растягивающей компоненты напряжения в породе в призабойной зоне скважины вблизи ее ствола также близка к нулю, несмотря на действие на кровлю пласта перепада ΔΡ между давлением закачки на забое скважины и пластовым давлением. Отсюда следует, что при малом радиусе воронки репрессии за счет действия упругих сил, развивающихся в кровле пласта и препятствующих вертикальному смещению пласта, в приствольной зоне пласта увеличивается вертикальное сжимающее напряжение, компенсирующее растяжение породы, обусловленное ростом порового давления в этой зоне.

При этом существенно, что при росте сжимающих напряжений в приствольной зоне скважины в кровле пласта развиваются напряжения сдвига на поверхности обсадных труб, жесткость (модуль Юнга) которых в десятки раз превышает характерную жесткость горной породы и цементного камня в затрубном пространстве скважин. Как показано в работе (Свалов A.M. Концентрация напряжений в призабойных зонах скважин при эксплуатации подземных хранилищ газа//Физико-технические проблемы разработки полезных ископаемых. - 2023. - №2. - с. 3-11), на начальной стадии закачки газа в ПХГ значения максимальных напряжений сдвига на поверхности обсадных труб и на границе цементного камня со стенкой скважины достигают ~80-100% от величины перепада давления ΔΡ. Отсюда следует, что на начальной стадии закачки газа в ПХГ жесткая связь между цементным камнем и стенкой скважины, ослабленная наличием остатков глинистой корки, образующейся на стенках скважины в процессе бурения, практически неизбежным образом разрушается и затрубное пространство скважины теряет свою герметичность.

Важно отметить также, что изменение напряженно-деформированного состояния породы на начальной стадии закачки газа в ПХГ происходит не только в приствольной зоне кровли продуктивного пласта, но и в приствольной зоне скважины в интервале продуктивного пласта. При этом существенным обстоятельством является то, что в большинстве случаев при строительстве скважин на ПХГ обсадные трубы спускаются в ствол скважины только до уровня кровли продуктивного пласта, то есть в интервале продуктивного пласта ствол скважины не укрепляется жесткими обсадными трубами. На фиг. 3 схематично изображен ствол скважины в интервале продуктивного пласта в координатах z (вертикальная координата) и r (радиальная координата) и распределение на стенке скважины напряжений σ_z, σ_r и σ_ϕ - напряжений в вертикальном, радиальном и угловом (соответственно угловой координате ϕ) направлении.

Особенности исходного, до начала процесса закачки газа в ПХГ, распределения этих напряжений в породе на глубинах ~1 км, описываются следующим образом.

Горная порода на этих глубинах, характерных для ПХГ, находится в сжатом состоянии под действием горного давления и характерные величины напряжений, развивающихся в породе при разработке месторождений, не достигают уровня, при котором превышались бы пределы прочности породы на сжатие. По этой причине напряжениями, обусловливающими развитие процессов разрушения в пластах, находящихся на глубине ~1 км, являются напряжения сдвига, максимальные значения которых определяются полуразностью приведенных выше нормальных напряжений σ_z, σ_r и σ_ϕ, а также растягивающие напряжения в приствольной зоне скважины, достигающие экстремально высоких значений на стадии закачки газа в ПХГ. Отметим, что деформирование насыщенных пористых сред, которыми являются высокопроницаемые породы-коллекторы, происходит под действием эффективных напряжений, то есть, напряжений, величина которых определяется разностью значений полных напряжений в насыщенной породе и значения порового давления в данной точке пористой среды (Желтов Ю.П. Механика нефтегазоносного пласта. М.: «Недра», 1975. - 216 с.).

С учетом этого обстоятельства величина эффективного радиального напряжения σ_r на стенке необсаженной скважины в насыщенной пористой среде будет всегда нулевой. Полное напряжение в породе в вертикальном направлении, как правило, достаточно точно определяется весом вышележащего массива пород и в исходном, до начала процесса закачки газа в ПХГ, установившемся состоянии при характерной плотности горной породы, равной ~2.3 г/см³, вертикальная нагрузка на горную породу, находящуюся на глубине 1 км, будет равна ~23 МПа. Тогда при гидростатическом значении порового давления, соответствующем этой глубине и равном 10 МПа, исходная величина эффективного вертикального напряжения в породе может быть оценена значением ~13 МПа.

Для оценки величины эффективного бокового горного давления на указанной, относительно небольшой (~1 км или меньше), глубине залегания продуктивного пласта будем использовать формулу, следующую из теории упругого деформирования горной породы (Седов Л.И. Механика сплошной среды, т. 2. - М.: Наука, 1970. - 568 с.; Желтов Ю.П. Механика нефтегазоносного пласта. М.: «Недра», 1975. - 216 с.), согласно которой эта величина равна эффективному вертикальному горному давлению с коэффициентом ν/(1-ν), где ν - коэффициент Пуассона, характерную величину которого для горной породы (ν ~0.1-0.4) при дальнейших оценках будем принимать равной 0.2. Тогда в рассматриваемых условиях эффективное боковое горное давление в продуктивном пласте может быть оценено величиной - 3.5 МПа. Отметим, что учет процессов ползучести в горной породе (Свалов A.M. Ползучесть горных пород в процессах разработки месторождений нефти и газа // Газовая промышленность. - 2012. - №1 - с. 20-23.) приводит примерно к такой же оценке величины эффективного бокового горного давления в продуктивном пласте на глубине ~1 км.

Применительно к распределению напряжений в приствольной зоне скважины при нулевом значении эффективного радиального напряжения на ее стенке, согласно известному в теории упругости решению задачи Ламе, сжимающие угловые эффективные напряжения σ_ϕ будут равны удвоенному значению эффективных сжимающих боковых напряжений в пласте, то есть, в рассматриваемом случае исходные, до начала процесса закачки газа, угловые сжимающие напряжения на стенке скважины будут равны ~7 МПа.

Как показано в работе (Свалов A.M. Напряженно-деформированное состояние породы в воронке депрессии // Технологии нефти и газа. - 2021. - №6. - с. 41-45.), при повышении гидродинамического давления в стволе скважины на величину ΔΡ на начальные эффективные сжимающие угловые напряжения на стенке скважины будут накладываться растягивающие напряжения, равные ΔΡ/(1-ν). Если для оценок принять величину перепада давления ΔΡ при закачке газа в ПХГ, равной ~18 МПа, то при ν=0.2 указанные растягивающие составляющие эффективных угловых напряжений будут равны ~22.5 МПа. Отсюда следует, что в сумме с исходными сжимающими угловыми напряжениями, равными 7 МПа, результирующие эффективные растягивающие напряжения на стенке скважины в период закачки газа будут равны ~15.5 МПа, что достаточно для образования трещин разрыва в призабойной зоне скважины.

Как отмечалось выше, в начальный период закачки газа в ПХГ, при малом радиусе R воронки репрессии величина вертикального смещения δ продуктивного пласта близка к нулю (фиг. 1), то есть, близка к нулю и величина изменения исходного эффективного вертикального сжимающего напряжения σ_z, равного в рассматриваемых условиях ~13 МПа. Анализ величин, равных полуразности нормальных напряжений на стенке скважины (фиг. 3) показывает, что в данном случае в начальный период закачки газа в ПХГ максимальной по величине будет полуразность (σ_z-σ_ϕ)/2=[13-(-15.5)]/2≈14 МПа. (В приведенной формуле учтено, что сжимающие σ_z и растягивающие σ_ϕ напряжения имеют разные знаки).

Таким образом, проведенные оценки показывают, что в условиях, характерных для эксплуатации ПХГ в проницаемых породах, в начальный период закачки газа на стенках скважины развиваются напряжения сдвига, равные ~14 МПа (~140 атм), что превышает прочность на сдвиг, характерную для большинства высокопористых пород-коллекторов. При этом важно отметить, что эти разрушающие напряжения сдвига обусловлены разницей напряжений σ_z и σ_ϕ и, следовательно, действуют в плоскостях, ориентированных примерно под углом 45° к нормали к пласту (фиг. 3).

Отсюда можно заключить, что в начальный период закачки газа в ПХГ в призабойной зоне скважины кроме трещин разрыва будут образовываться трещины сдвига с углом наклона к нормали к пласту, равным ~45°. При этом существенно, что, в отличие от вертикально ориентированных трещин разрыва породы, при дальнейшей эксплуатации ПХГ в таких наклонных плоскостях будут постоянно действовать напряжения сдвига, обусловленные разностью вертикального и бокового горных давлений, то есть, при изменении пластового давления при дальнейшей эксплуатации ПХГ и отборе газа из хранилища будет происходить непрерывное смещение берегов этих наклонных трещин относительно друг друга.

Такое смещение породы и соответствующие ему увеличение длины наклонных трещин в призабойной зоне скважины при эксплуатации ПХГ, с одной стороны, положительно сказывается на фильтрационной проводимости этой зоны, но, с другой стороны, смещение породы вдоль наклонных трещин сопровождается истиранием берегов этих трещин и постоянным производством частиц разрушенной породы, выносимых в ствол скважины при эксплуатации ПХГ, что при больших объемах выносимых частиц (песка) превращается в существенную проблему, осложняющую процесс эксплуатации ПХГ.

На основании вышеизложенного физический механизм способа, предотвращающего или существенно снижающего объемы песка, выносимого в ствол скважины при эксплуатации ПХГ, может быть описан следующим образом.

Как было показано выше, с ростом эффективного радиуса R воронки репрессии происходит увеличение вертикального смещения δ породы на границе продуктивного пласта с его кровлей и это означает, что при этом в продуктивном пласте возрастает вклад растягивающих составляющих, обусловленных действием повышенного пластового давления в призабойной зоне скважины, в величину эффективного вертикального напряжения σ_z. Отсюда следует, что при росте радиуса воронки репрессии, во-первых, снижается давление на кровлю пласта в приствольной зоне скважины и, соответственно, снижается величина напряжений сдвига в окрестности обсадных труб в кровле пласта. Во-вторых, при этом происходит снижение разности между вертикальными σ_z и угловыми напряжениями σ_ϕ на стенках скважины, то есть, снижение величины разрушающих напряжений сдвига на этих стенках. Таким образом, увеличение с течением времени эффективного радиуса воронки репрессии приводит к снижению избыточных напряжений сдвига как в кровле пласта, так и в призабойной зоне скважины. Отсюда можно заключить, что если при закачке газа в пласт величину давления закачки на начальном этапе повышать поэтапно, то есть, ступенчатым образом, с длительностью каждого этапа, обеспечивающей увеличение эффективного радиуса воронки репрессии до некоторого оптимального размера, при котором будет достигаться максимальное снижение избыточных напряжений в породе, то по достижении суммарного по всем этапам давления закачки ~15-20 МПа, суммарная величина напряжений сдвига в породе будет существенно меньшей, чем в случае резкого повышения давления закачки до указанной величины.

При этом оптимальным размером радиуса воронки репрессии следует считать радиус, при котором процесс закачки газа на каждом этапе выходит на установившийся режим и при котором не происходит дальнейшего существенного изменения напряженно-деформированного состояния призабойной зоны скважины. В строгом смысле выход процесса закачки (отбора) газа на установившийся режим происходит за бесконечное время, но на практике за время установления стационарного режима работы скважины принимают время выхода закона роста радиуса воронки репрессии по времени на медленную логарифмическую зависимость от времени, при которой показатели закачки (отбора) газа из пласта практически перестают значимым образом изменяться в течение продолжительного времени. Таким образом, показателем достижения эффективным радиусом воронки репрессии оптимального размера, дальнейшее увеличение которого не будет существенно влиять на уровень напряжений в призабойной зоне скважины, можно считать время выхода работы скважины на каждом этапе на стационарный режим. Время выхода работы скважины на такой стационарный (квазистационарный в строгом смысле) режим, разное на каждом конкретном ПХГ, оценивается величинами порядка нескольких часов и достаточно точно определяется при эксплуатации данного ПХГ.

На основании вышеизложенного способ снижения уровня разрушающих напряжений в призабойных зонах скважин подземных хранилищ газа на начальной стадии закачки газа описывается следующим образом.

Способ снижения уровня разрушающих напряжений в призабойных зонах скважин подземных хранилищ газа, включающий эксплуатацию хранилища в проницаемых породах, циклическую закачку и отбор газа из них через скважины, ограничение величины давления газа в хранилище, отличающийся тем, что повышение давления до максимального значения при закачке газа в подземное хранилище производят поэтапно и длительность каждого этапа выбирают равной времени выхода процесса закачки газа на установившийся режим.

Пример применения предлагаемого способа.

Пусть время установления стационарного режима при закачке газа по данным эксплуатации ПХГ, на котором планируется применение заявляемого способа, оценивается величиной ~3 часов. При максимальном запланированном давлении закачки газа в ПХГ, равном 20 МПа, начальный период процесса закачки газа разделяют по времени на четыре этапа. На первом этапе закачку газа производят при давлении закачки, равном 5 МПа, и этот этап продолжается 3 часа, то есть, до времени выхода процесса закачки на установившийся режим. На втором и третьем этапах продолжительностью по 3 часа каждый давление закачки повышают до 10 и 15 МПа соответственно. На четвертом этапе давление закачки повышают до запланированного максимального значения 20 МПа. Таким образом, максимальная концентрация разрушающих напряжений в призабойной и приствольной зонах скважины будет определяться не величиной, равной максимальному значению давления закачки 20 МПа, а величиной ступенчатого повышения давления, равной 5 МПа, что значительно (кратно) снизит интенсивность разрушения породы пласта в этих зонах. При этом начальный период процесса закачки газа увеличится на 9 часов, что лишь незначительно увеличит весь период закачки газа в ПХГ, измеряемый месяцами.

Применение описанного способа позволит снизить уровень разрушающих напряжений в подземных хранилищах газа при их эксплуатации, снизит потери газа из хранилищ через затрубное пространство скважин и объемы песка, выносимого в ствол скважин потоком газа.

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для снижения уровня разрушающих напряжений в призабойных и приствольных зонах скважин подземных хранилищ газа в проницаемых породах, развивающихся в процессе эксплуатации подземных хранилищ. Способ снижения уровня разрушающих напряжений в призабойных зонах скважин подземных хранилищ газа включает эксплуатацию хранилища в проницаемых породах, циклическую закачку и отбор газа из них через скважины, ограничение величины давления газа в хранилище. Повышение давления до максимального значения при закачке газа в подземное хранилище производят поэтапно и длительность каждого этапа выбирают равной времени выхода процесса закачки газа на установившийся режим. Техническим результатом является снижение уровня разрушающих напряжений в подземных хранилищах газа при их эксплуатации и потерь газа из хранилищ через затрубное пространство скважин и объемы песка, выносимого в ствол скважин потоком газа. 2 ил.

Способ снижения уровня разрушающих напряжений в призабойных зонах скважин подземных хранилищ газа, включающий эксплуатацию хранилища в проницаемых породах, циклическую закачку и отбор газа из них через скважины, ограничение величины давления газа в хранилище, отличающийся тем, что повышение давления до максимального значения при закачке газа в подземное хранилище производят поэтапно и длительность каждого этапа выбирают равной времени выхода процесса закачки газа на установившийся режим.