Методы интенсификации добычи газа - Основы добычи нефти и газа

Дебит отдельных скважин можно в значительной мере увеличить за счет как внедрения методов интенсификации притока газа, так и улучшения техники и технологии вскрытия пласта, усовершенствования оборудования, используемого при эксплуатации скважин.

Методы интенсификации притока газа к забою скважины и ограничения на их применение следующие: гидравлический разрыв пласта (ГРП) и его различные варианты - многократный ГРП, направленный ГРП, ГРП на солянокислотной основе и т. д.; солянокислотная обработка и ее варианты; гидропескоструйная перфорация и ее сочетание с ГРП и солянокислотной обработкой.

Методы интенсификации не рекомендуется проводить в скважинах с нарушенными эксплуатационными колоннами; с колоннами некачественно зацементированными; в обводнившихся скважинах или в тех, которые могут обводниться после проведения в них работ по интенсификации; в приконтурных скважинах и в скважинах, вскрывших водоплавающие залежи с малой толщиной (2-5 м). Работы по интенсификации на газовых месторождениях, как правило, начинают тогда, когда месторождение вступает в промышленную разработку. Более рационально их проводить на стадии разведки и опытно-промышленной эксплуатации.

Мероприятия по вскрытию пласта и освоению скважин: бурение горизонтальных скважин; бурение скважин с кустовыми забоями; применение безглинистых растворов при вскрытии продуктивной толщи; вскрытие продуктивных горизонтов с продувкой забоя газом или воздухом; приобщение вышележащих продуктивных горизонтов без глушения скважины.

Способы усовершенствования техники эксплуатации скважин: раздельная эксплуатация двух объектов одной скважиной; эжекция низконапорного газа высоконапорным; применение плунжерного лифта для удаления с забоя воды; подача на забой поверхностно-активных веществ для очистки скважин от поступающей из пласта воды; усовершенствование конструкции подземного оборудования в коррозийных скважинах и установка в них разгрузочных якорей, пакеров, глубинных клапанов для ввода ингибиторов в фонтанные трубы, комбинирование труб разного диаметра и т. д.

Использование горизонтальных скважин

Недостатки вскрытия залежей наклонно - направленными скважинами (ННС).

В ряде случаев вскрытие пластов ННС приводит к получению низких дебитов, быстрому обводнению скважин, незначительному коэффициенту извлечения, а также к деформации и разрушению призабойной зоны при создании депрессии выше допустимой при попытке получить высокие дебиты.

Использование ННС малоэффективно при разработке месторождений с незначительной толщиной пласта, низкой проницаемостью, с наличием преимущественно вертикальных трещин, подошвенной воды, нефтяной оторочки, а также при освоении некоторых шельфовых месторождений.

Положительные факторы горизонтального бурения и его целесообразность: значительно повышается отбор; создается новая геометрия дренирования пласта; растет производительность скважин при наличии вертикальных трещин; создаются условия эксплуатации, при которых повышается компонентоотдача пластов малой толщины; становится рентабельной разработка низкопродуктивных и практически истощенных пластов.

Кроме перечисленных выше причин следует отметить, что при наличии горизонтального ствола работы по интенсификации притока могут дать больший эффект, чем в вертикальных скважинах, так как по длине горизонтального ствола можно провести несколько операций по гидроразрыву, сделать их селективно или последовательно, начиная от конца горизонтального ствола. Для трещиноватых коллекторов ствол горизонтальной скважины может быть ориентирован с учетом главных направлений трещин.

Эксплуатация газовых залежей горизонтальными скважинами позволяет (за счет значительного увеличения площади контакта ствола с породой) существенно снизить величины депрессии на пласт и получать экономически приемлемые дебиты в случае незначительной толщины пластов при наличии подошвенной воды. Целесообразно бурение горизонтальных скважин и при разработке ограниченных линзовидных пластов, а также при вскрытии несцементированных и склонных к разрушению пластов.

Кислотные обработки скважин применяются в следующих случаях:

Для обработки забоя и призабойной зоны пласта газовых скважин на месторождениях с карбонатными и терригенными коллекторами для увеличения их дебитов.

Для обработки стенки скважины вскрытого продуктивного пласта с целью удаления глинистой корки как в качестве самостоятельной, так и в качестве подготовительной операции перед осуществлением других процессов.

При наличии слабопроницаемых доломитов, плохо растворимых в холодной соляной кислоте, проводится обработка забоя и призабойной зоны термокислотным методом.

Солянокислотная обработка применяется, если пласт представлен карбонатными породами (известняками и доломитами) или песчаниками, сцементированными карбонатным цементом.

Глинокислотная обработка производится в терригенных (песчано-глинистых) коллекторах с низким содержанием карбонатных пород. Глинокислота представляет собой смесь соляной и фтористоводородной (плавиковой) кислот. При глинокислотной обработке следует избегать длительного контакта кислоты с металлом труб.

Двухрастворная обработка. Если песчаники сцементированы карбонатами, то вначале надо провести солянокислотную обработку, а затем - глинокислотную. При двухрастворной обработке пласта скорость закачки, особенно соляной кислоты, должна быть минимальна.

Существует четыре способа проведения кислотных обработок: кислотная ванна, простая, массированная и направленная кислотная обработка, а также гидрокислотный разрыв пласта. Выбор вида обработки зависит от минерального состава и свойств пласта, цели и очередности проведения кислотной обработки.

Кислотная ванна проводится для очищения забоя от глинистой корки. Кислотная ванна может проводиться без давления и под давлением. При проведении работ без давления кислотный раствор закачивается в интервал вскрытого пласта и оставляется на время прохождения реакции, после которой скважина промывается. Если кислотная ванна производится в заполненной газом скважине, то требуемый объем раствора закачивается в насосно-компрессорные трубы, а затем устье скважины соединяют с затрубным пространством. По окончании работ скважина продувается на факел. Кислотная ванна под давлением проводится в скважинах, заполненных жидкостью. В этом случае технология аналогична технологии кислотной обработки.

Простая кислотная обработка производится для воздействия на пласт кислотой в радиусе зоны проникновения буровых растворов или их фильтрата. Сначала проводят кислотную ванну для удаления глинистой корки, после чего призабойную зону промывают. Далее закачивают в пласт запланированный объем кислоты. После выдержки требуемой продолжительности, для реакции кислоты с породой, скважину осваивают.

Массированная кислотная обработка отличается от простой тем, что объем кислотного раствора, закачиваемого в пласт, должен охватить воздействием зону пласта радиусом в десятки метров. Технология проведения этих работ аналогична технологии простой кислотной обработки.

Направленная кислотная обработка проводится в случае, когда из всей вскрытой толщины пласта необходимо обработать определенный интервал. Расчетное количество кислоты закачивается в пласт при закрытой задвижке затрубного пространства вязкой низкофильтрующейся жидкостью. Выдерживают время, необходимое для реакции кислоты с породой, а затем вязкую жидкость замещают промывочной и осваивают скважину. Направленную кислотную обработку можно проводить путем выделения интервала для обработки сдвоенными пакерами; путем установки песчаной пробки для изоляции интервала скважины, расположенного ниже интервала обработки; стимулирования поглощения кислотного раствора давлением, создаваемым струйными перфораторами.

Гидрокислотный разрыв пласта. Если при проведении кислотной и глинокислотной обработки не получена существенная интенсификация притока газа к скважине, то производят гидрокислотный разрыв пласта.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП). Его проводят в крепких малопроницаемых и плотных трещиноватых известняках и доломитах, трещиноватых гидроангидритовых толщах; крепких переслаивающихся песчано-глинистых или карбонатно-глинистых породах и т. д. Наиболее благоприятными объектами являются продуктивные пласты, находящиеся в начальной стадии разработки, характеризующиеся низкой проницаемостью, высоким пластовым давлением, близким по величине к начальному. Благоприятными объектами могут быть также и высокопроницаемые пласты, находящиеся в длительной разработке, но содержащие большие запасы газа. В случае эксплуатации залежи пластового типа ГРП можно проводить в любых скважинах, если залежь работает в газовом режиме. На залежах водоплавающего типа при выборе скважины для ГРП следует учитывать расстояние до ГВК.

ГРП не рекомендуется проводить в скважинах с нарушенными эксплуатационными колоннами; с колоннами, некачественно зацементированными; в обводнившихся скважинах или в тех, которые могут обводниться после проведения в них ГРП; в приконтурных скважинах и в скважинах, вскрывших водоплавающие залежи толщиной до 2-5 м. Если по залежи отмечается движение контакта газ-вода (газоводонапорный режим эксплуатации), то во всех скважинах крайнего ряда ГРП производить не рекомендуется.

Похожие статьи




Методы интенсификации добычи газа - Основы добычи нефти и газа

Предыдущая | Следующая