Разрушение скважины

 

Кратер в скважине

Если скважина дала очень большой дебит, выходящий из нее с громадной скоростью газ может выбросить обсадные трубы, разру­шить вышку, раскрыть воду, размыть стенки скважины и превратить скважину в кратер. 

Это влечет за собой обводнение и гибель части месторождения, окружающей скважину. В истории газового и нефтя­ного дела было много таких случаев образования кратеров вслед­ствие выхода из скважины громадных количеств газа с большой ско­ростью. 👉В 1927 г. в газоносном районе Монро в штате Луизиана мы видели такой кратер, возникший из газовой скважины. Он представлял озеро грязной воды, длиной около 60 м, шириной — около 40 м. По нему в тихую погоду вздымались волны вышиной до 3 м. Это — газ подымал воду. В озере плавали обломки вышки. Все остальное провалилось в озеро или кратер. Ушло в атмосферу громадное коли­чество газа.

Случаи превращения газовых фонтанов в кратеры были и в СССР.

• Газ может сильнее разрушать стенки скважины, чем нефть, так как его скорость вытекания из пласта и протекания по скважине в десятки раз превышает скорость нефти, а скорость создает «скорост­ной напор», могущий превращаться в механическую работу.

При большой скорости газ выбрасывает породу пласта, выбрасы­вает камни, обсадные трубы и пр., разрушает стенки скважины и вышку, выбрасывает раскрывшуюся верхнюю воду и т. д. Вместе с тем в атмосферу уходит из пласта громадное количество газа.

Когда мы высказывали мнение, что при большом дебите скважины газ может итти по пласту к скважине с большой скоростью, некоторые исследователи нам возражали, говоря: газ по пласту даже при боль­шом дебите идет медленно. При этом они основывались на формулах Дарси, Слихтера, Шривера, Л. С. Лейбензона и др. Действительно, в этих формулах есть поперечное сечение пористого пласта или его мощность. Если разделить Q м^г1сек на поперечное сечение пористого пласта в л*², получится малая скорость. Но одинакового равномерного течения газа по всей мощности пористого пласта никогда не бывает. Пласты имеют неоднородную структуру. Они содержат поры и каналы различных размеров и разного характера. Пласт обычно состоит из отдельных слоев различной пористости и разной проницаемости. 

В пласте есть самые разнообразные пути для газа: 

• широкие и узкие: 
• более или менее прямолинейные и извилистые; 
• пути с пережимами; пути, 
• кончающиеся тупиками; 
• пути, 
• поворачивающие обратно; 
• хоро­шие,
• прямые широкие трещины с гладкими стенками; 
• неровные, 
• узкие, 
• извилистые трещины; 
• открытые трещины; 
• засоренные или полу за­полненные трещины; каверны и т. д. 

Особенно неоднородны пути в известняках и доломитах.

Газ к скважине идет, главным образом, по наиболее широким каналам, трещинам и порам. Он идет по избранным путям, и в них при большом дебите скважины он имеет большую скорость. По узким извилистым каналам он идет медленно. Одновременно с этим в мелко-пористых частях пласта газ может стоять неподвижно. В пласте на­блюдается явление движения газа обходными путями, причем зна­чительная часть мощности пласта может остаться в стороне от движе­ния газа.

Нельзя брать «среднюю скорость» для всей «эффективной пори­стости» или для всей мощности пласта. Средней скорости фактически не существует. Есть лишь фактические скорости и при том самые разнообразные. Главная масса газа, снабжающая скважину большого дебита, движется по избранным путям с очень большой скоростью. Лишь малая часть газа движется по пласту медленно. Вместо того, что­бы выводить какую-то среднюю скорость, деля Q м³/сек на площадь сечения пористого пласта, нужно дифференцировать эффективную пористость по категориям и для каждой категории определить ско­рость.

Многие исследователи к движению газа в пористом пласте прила­гают «законы фильтрации». Природный пласт не есть фильтр, анало­гичный искусственному однородному фильтру.

С указанными явлениями столкнулись на нефтяных промыслах при вторичных способах добычи нефти, а именно — при нагнетании газа в пласт. Газ нагнетался через определенные скважины и должен был вытеснить нефть к эксплуатационным скважинам. Во многих случаях оказалось, что газ не шел равномерно но всему пласту и не выте­снял всю нефть, а прорывался по отдельным путям, обходя главную массу нефти. Это явление причинило много затруднений и оно  до сих пор удовлетворительно не разрешено.

И. М. Муравьев и А. П. Крылов в 1940 г. описали газовый фонтан скв. № 11 на месторождении Шонгар Бакинского района. Скважина имела глубину 1633 м, и в нее были спущены обсадные трубы следую­щего диаметра: 18" до глубины 151 м_} 14" —до глубины 835 и 8" — до глубины 1398 м. Все эти трубы были зацементированы. На устье скважины была фонтанная арматура, через которую и был пущен газ, когда начался газовый фонтан. Фонтанирование газа с песком проело фонтанную арматуру и сорвало ее. Газ начал бить открыто из труб 8". Он разрушил верхнюю часть вышки и нижнюю часть за­цементированной колонны 8". Газ выбрасывал большие куски сухой плотной глины, песок и куски стали от разрушенных труб. Этот фон­тан удалось каптировать и снова установить фонтанную арматуру. Газ был пущен через штуцер диаметра 1,25". Давление при этом перед штуцером было 60 ати, и скважина давала более 5000 тыс. м³ газа в сутки. Фактическая скорость сжатого газа была в трубах диаметром 8" 35 м/сек и в штуцере — 1410 м/свк.

Искусство эксплуатации газовых скважин заключается в том, " чтобы не допустить большой скорости вытекания газа из пласта. 

Пробки в скважинах

   Если пласт состоит из рыхлого песка, то при большой скорости газ уносит с собой песок и, как говорят, «ставит пробку». 

Это явление выражается в том, что нижняя часть скважины до какой-то высоты заполняется песком. Высота пробки бывает разная. Промежутки между зернами песка заполняются мелкими частицами породы.

Скважина сначала уменьшает дебит, а затем совсем перестает да­вать газ, так как забита песком и мелкими частицами породы. Ее нужно чистить. 

Это — трудная и долговременная операция. За время чистки накапливается давление в пласте вокруг скважины. После того как пробка вычищена, а иногда даже и тогда, когда еще не вся пробка вычищена, скопившийся газ выбрасывает остаток пробки и ставит новую пробку, и так далее в том же порядке, если на пласт при чистке пробки не оказывается нужное противодавле­ние. Такая периодическая чистка, чередующаяся с новыми выбро­сами и новыми пробками, может длиться неделями и даже меся­цами. В пласте вокруг скважины может образоваться каверна от выброшенного песка. Может обрушиться кровля пласта и раскрыться вода, которую при таких обстоятельствах вновь закрыть очень трудно, а иногда и невозможно.

Язык воды. Конус воды. Преждевременное затопление

•       Если скважина находится недалеко от контура пластовой воды, чрезмерный отбор газа вызывает «язык воды», притягивающийся к скважине. Когда этот язык воды захватит скважину, добыча газа прекращается. 
• При урегулированном отборе фронт воды приближался бы к скважине медленно, не образуя языка. Давление вдоль фронта выравнивалось бы, и скважина за время своей эксплуатационной

жизни могла бы дать газ с большой площади вокруг скважины, выше и ниже по пласту до первоначального фронта воды. Процент отбора должен быть таков, чтобы газ со всей этой большой площади успел поступить в скважину. Если эксплуатируется длинный ряд скважин,

Фиг. 9.

вытянутый параллельно фронту воды, Есе скважины должны эксплуатироваться с одинаковым противодавлением на пласт, чтобы по мере добычи газа пластовая вода двигалась к скважинам не отдельными языками, а прямолинейным фронтом, параллельным серии скважин или в виде длинной дуги большого радиуса. При чрезмерном отборе газа может получиться фронт воды, изображенный на фиг. 8.

При продолжении чрезмерного отбора языки воды могут захва­тить скважины и соединиться. Позади фронта воды в пласте будут захвачены водой островки газа или отдельные скопления его. Эти островки газа так и останутся недобитыми  (фиг. 9). 

Местоположение и размеры их останутся неизвестными. Если газоносный пласт имеет большую мощность и очень слабый наклон, пластовая вода может на значительном протяжении по восста­нию слоев заполнять нижнюю часть пласта, а из верхней части сква­жины можно долгое время добывать газ, как это показано на фиг. 10.

При таких условиях нужно добывать газ также с малым процен­том отбора. Если газ добывается с чрезмерным процентом отбора, получится картина, показанная на фиг. 11.

Фиг.   10.

Чрезмерный отбор газа притягивает воду к скважине. Получаются «конусы воды». Они захватывают нижние части скважин. Приток газа в скважины сначала уменьшается, а затем прекращается. В про­межутках между скважинами остался газ, который не будет добыт.

Фиг.   11.

Пока еще в такую скважину, не сполна захваченную конусом воды, продолжается приток газа, можно уменьшить процент отбора и увеличиться противодавление на пласт. Этим иногда удается осадить конус воды, после чего приток газа в скважину может увеличиться. Аналогично можно поступить и с притягиванием, по фиг, 8 и 9, языков воды, причем конус воды легче осадить, чем язык воды. 

• Но очень часто операторы, ведущие работы на газовом промысле, не разбираются в этих явлениях и не знают, что скважина захватывается кс ну сом или языком воды. Они думают, что вообще пласт водоносен, и вода идет по пласту вместе с газом, и что усиленный отбор воды поможет делу и вызовет увеличение притока газа, т. е. делают как раз противоположное тому, что надо делать. 
• Убедившись, что усиленная откачка воды не помогла и скважина перестала давать газ, эти опе­раторы успокаиваются, придя к заключению, что весь газ, какой могла дать скважина, добыт, и ликвидируют скважину. При правильном же проценте отбора такая скважина могла бы дать газа в несколько раз больше.

Фиг. 12 показывает скважину, заполненную конусом воды вследствие чрезмерного отбора газа. Вода дошла до кровли пласта и изолировала скважину от газа, находящегося в верхней и средней частях пласта вокруг скважины.

Фиг.   12.