ЛЕКЦИИ К КУРСУ РАЗРАБОТКА ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

ЛЕКЦИИ К КУРСУ РАЗРАБОТКА ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

ЛЕКЦИЯ N 1

 

Мировая добыча нефти, газа и угля

 

Учет добытой в мире нефти начался в 1850 году. Сначала это были сотни и тысячи тонн, к концу 19 века добыча измерялась уже десятками миллионов тонн. Наиболее интенсивный рост годовой добычи нефти фиксируется с 1950 года, что и видно из ниже приведенных данных:

1950г.- 549 млн. т.

1960г. - 1105 млн. т.

1970г. - 2358 млн. т.

1980г. - 3092млн. т.

1990г. - 3175 млн. т.

2000г.- 3620 млн.т.

2005г.- 3943 млн.т.

2006г.- 3963 млн.т.

2007г.- 3950 млн.т.

2008г.- 3992 млн.т.

2009г.- 3891 млн.т.

2010г. -3979 млн.т.

2011г.- 4019 млн.т.

2012г.- 4119 млн.т.

2013г.- 4220 млн.т.

 

Годовая добыча нефти в мире

К началу 2014 г. всего в мире добыто свыше 177 млрд. т. нефти. При средней плотности ее 800 кг/м³ суммарный объем извлеченной из недр нефти превысил 221км³. Эта нефть заняла бы условный куб с вели­чиной ребра, равной всего 6.05 км.

Следует заметить, что мировую добычу нефти определяют 7 регио­нов нашей планеты:

■ Северная Америка (США, Мексика, Канада);

■ Южная Америка (Венесуэла, Аргентина);

■ Ближний и Средний Восток (Ирак, Иран, Саудовская Аравия);

■ Африка (Ливия, Нигерия, Алжир);

■ Азия и Дальний Восток (Индонезия, Австралия, Индия);

■ Западная Европа (Великобритания, Германия, Норвегия);

■ Страны бывшего социалистического лагеря (Россия, Китай, Вос­точная Европа).

До распада СССР на страны бывшего социалистического лагеря приходилось не более 20% мировой добычи нефти. Разведанность недр Земли далеко не равномерна и существуют обширные регионы, практи­чески не затронутые глубокой разведкой. Наиболее изучены недра США, на территории которых уже пробурено более 1.3 миллиона скважин. В России пробурено около 450 тыс. скважин.

Мировая добыча газа за год характеризуется следующими данными:

1950г. - 191 млрд. м³

1960г. – 453 млрд. м³

1970г. – 1001 млрд. м³

1980г. – 1434 млрд. м³

1985г. - 1674 млрд. м³

1990г. – 1980 млрд. м³

1995г. - 2150 млрд. м³

2000г.- 2412 млрд.м3.

2005г.- 2650 млрд.м3.

2009г.- 2987 млрд.м3.

2011г.- 3276 млрд.м3.

2012Г.- 3354 млрд.м3.

2013г. – 3432 млрд.м3.

 

 

Суммарная добыча газа на планете к началу 2014 года достигла 121млрд. м³. При средней плотности добытого газа 0, 8 кг/м³ масса его составила 96. 82млрд.т., что соответствует 54.7 % от мировой добычи нефти.

По литературным данным доказанные запасы нефти в капиталисти­ческих и развивающихся странах на 01.01.2010. (без СНГ и Восточной Европы) составляют:

Северная Америка - 10667 млн. т.

Латинская Америка - 15938 млн. т.

Западная Европа - 7837 млн. т.

Ближний и Средний Восток - 103400 млн. т.

Африка - 17284 млн. т.

Юго-Восточная Азия,

Дальний Восток, Океания - 6953 млн. т.

Всего 162000 млн. т.

Доказанные запасы природного газа по странам мира на 01.01.2010 г. составляют:

Северная Америка - 9600 млрд м³

Латинская Америка - 8060 млрд м³

Западная Европа - 6292 млрд м³

СНГ + Восточная Европа - 58559 млрд м³

Африка - 14760 млрд м³

Ближний Восток - 76180 млрд м³

Юго-Восточная Азия +

Океания - 16240 млрд м³.

Всего - 187500 млрд м³.

Наибольшая доля запасов природного газа сосредоточена в странах ОПЕК (около 40%) и СНГ и Восточной Европы (около 39%). В пересчете на нефтяной эквивалент запасы природного газа вполне сопоставимы с ресурсами нефти. Цена на природный газ колеблется в Западно-Европейских странах в пределах 300-350 долл./тыс.м^3.. Из приведенных данных следует, что дока­занные запасы газа по странам мира на 01.01.2010 г. превышают 187 млрд.м3.

ЛЕКЦИЯ 7. ИССЛЕДОВАНИЕ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ

СКВАЖИН

 

16. Особенности фильтрации газа к забоям скважин

При разработке газовых месторождений фильтрация газа и газоконденсатной смеси в пласте проходит отлично от фильтрации жидко­сти.

Особенность фильтрации жидкостей и газов обусловлена различием их физических свойств, а также характером их изменения при различных давлениях и температурах.

Из подземной гидродинамики известно, что скорость фильтрации пропорциональна градиенту давления, а движение жидкости в пласте описывается законом Дарси:

, (6.1)

где V - скорость фильтрации жидкости;

к - проницаемость;

- динамическая вязкость жидкости;

- градиент давления.

При малых скоростях фильтрации данный закон справедлив и для газов. Но при работе газовых скважин скорость фильтрации газа из пла­ста к забою имеет значительные величины, особенно в призабойной зо­не. Это вызвано тем, что масса газа в пластовых условиях занимает мно­гократно больший объем, чем такая же масса нефти.

Приближенно можно считать, что 1 м³ нефти по массе эквивален­тен 700-900 м³ газа, т.е. соотношение объемов одинаковых масс нефти и газа в стандартных условиях составляет 1: 700 -1: 900. В пластовых усло­виях это соотношение зависит от P_пл и колеблется в широком диапазоне от 1/10 до 1/90. Поэтому при фильтрации в пласте газа происходит на­рушение линейной зависимости скорости газа от градиента давления (перепада давления), т.е. она не подчиняется закону Дарси.

В данном случае резко возрастают потери кинетической энергии га­за (сопротивление его скоростному напору), которые добавляются к по­терям на вязкое трение, т.е. с возрастанием скорости газа возрастает удельное сопротивление движению газа в пористой среде. Это видно на рис. 6.

 

Рис. 6. Графический вид законов фильтрации.

1 - линейный закон; 2 - нелинейный закон

 

В результате многочисленных экспериментов разными авторами были получены полуэмпирические формулы, описывающие нелинейное течение флюидов, - нелинейную фильтрацию газов.

Наибольшее распространение из них получила формула Форхгеймера

(6.2)

 

где - градиент давления;

- коэффициент макрошероховатости, учитывающий внут­реннюю структуру порового пространства. Многими исследователями для описания нелинейной фильтрации газа предлагалась степенная формула

(6.3)

где a - коэффициент пропорциональности;

n - показатель степени (от 1 до 2).

 

В США ей пользуются и сейчас. У нас используется формула Форхгеймера, но в уточненном и усовершенствованном профессором Мин­ским Е.М. виде. В практике разработки газовых месторождений во мно­гих инженерных расчетах получил применение двучленный закон фильтрации газа (Минского)

(6.4)

где а, в - коэффициенты фильтрационных сопротивлений;

Q - дебит скважины;

- разность квадратов пластового и забойного давлений

при Q = const.

Коэффициенты а, в - обобщенные коэффициенты, которые зависят от ряда параметров пласта, скважин, гидродинамического совершенства скважин

(6.5)

(6.6)

C₁, C₂, С₃, С₄ - коэффициенты, учитывающие гидродинамическое несовершенство, которые определяются по приближенным формулам и специальным графикам.

С течением времени разработки меняются параметры, входящие в коэффициенты а, в, следовательно, меняются сами коэффициенты а и в.

 

17. Исследования скважин при стационарных режимах фильтрации газа

Данные исследования являются важнейшим источником информа­ции о газовом пласте. На скважинах проводятся при стационарных (установившихся) режимах фильтрации. Результаты таких исследований необходимы для:

-определения запасов газа и конденсата;

-проектирования и анализа разработки месторождения;

-установления режимов работы скважин.

По результатам исследования газовых скважин при стационарных режимах фильтрации определяются:

-пластовые, забойные давления – Р_пл, Р_заб;

-зависимость дебита Q от депрессии - Р;

-максимально допустимые дебиты;

-факторы, ограничивающие дебиты;

-коэффициенты фильтрационных сопротивлений а, b;

-свободный дебит скважины (Р_уст = 1 кгс/см²);

-абсолютно свободный дебит (Р_заб=1кгс/см²).
Процесс исследования делится на 2 этапа:

- собственно исследование;

- интерпретация данных исследований.

Работа на скважине при исследовании на приток (стационарная фильтрация) проводятся в следующем порядке:

- продувка на повышенном дебите (вынос воды);

- закрытие, замер статики;

- работа на 6-8 режимах от малых до максимальных дебитов;

-обратный ход (2-3 режима) с уменьшением дебита для контроля.
Все значения давлений, температур (а значит и Q ) должны быть стационарными (установившимися).

Время стабилизации параметров на режиме различно и зависит от свойств пласта и насыщающего его газа.

Схема обвязки устья скважин может быть различна, но должна по­зволять замерять:

- дебит газа, конденсата, воды;

- давления и температуру;

- содержание мехпримесей в потоке газа.

Исследования проводятся как с выпуском газа в атмосферу, так и с подачей газа в шлейф ( Q - замеряется на УКПГ). Ведется учет выпу­щенного газа при исследовании. Обработка данных исследований преду­сматривает:

- расчет забойных параметров (P_пл, Р_заб., Р). расчет дебитов на каждом режиме (Q);

- графическое построение индикаторных линий. Индикаторные линии показаны на рис.7.

Рис. 7. Зависимость дебита газа Q от перепада давления

Зависимость .

По найденному коэффициенту " а" рассчитывают проницаемость k,

гидропроводность :

(6.7)

(6.8)

(6.9)

Чем выше продуктивность скважины, тем меньше " а", тем выше фильтрационные параметры.

С течением времени разработки залежи значения " а", " в" по одной и той же скважине изменяются: - вначале уменьшаются (самоочистка), -затем повышаются (подъем ГВК, уменьшение h ).

Расчет проектного дебита, свободного дебита и абсолютно свобод­ного дебита:

(6.10)

(6.11)

(6.12)

Также можно рассчитать забойное давление P_заб, при заданном де­бите скважины Q = сonst.

 

Обводнения призабойной зоны

 

Большая часть месторождений природных газов разрабатывается в условиях водонапорного режима. По мере вытеснения газа водой (подъема газоводяного контакта) происходит закономерное и неизбеж­ное обводнение газовых скважин. Продуктивные газоносные пласты ха­рактеризуются сложным геологическим строением. Они, как правило, неоднородны как по мощности, так и по площади.

В этих условиях можно выделить:

- обводнение газовых скважин, вскрывших неоднородные слоистые пласты в результате продвижения воды по наиболее дренируемым пропласткам;

- обводнение газовых скважин, вскрывающих однородные пласты, в результате образования конусов подошвенной водой;

- обводнение газовых скважин в результате поступления воды на забой по некачественному цементному кольцу из выше или нижележа­щих водоносных горизонтов.

Обводнение газовых скважин приводит к уменьшению их дебитов (возрастает противодавление на пласт), затрудняет работу ствола сква­жин (возрастает сопротивление потоку газа в стволе). Возникает необхо­димость сепарации значительных количеств жидкости, в скважинах соз­даются благоприятные условия образования кристаллогидратов и т.д.

Анализ разработки большинства месторождений показал, что изби­рательное обводнение имеет место в наиболее проницаемых пачках и пропластках. Обводняться могут в первую очередь даже верхние и сред­ние пачки, чему способствует спуск НКТ (башмака) лишь до верхних дыр интервалов перфорации. Обводнение может начаться (как на Ленин­градском месторождении) при отборе из залежи менее 2 % начальных запасов.

Скорость образования конусов воды и время прорыва подошвенных вод на забой газовых скважин определяются главным образом анизотро­пией пласта и темпом отбора газа. Скважины, вскрывающие пласты с подошвенной водой (водоплавающие залежи, как в Западной Сибири), рекомендуется эксплуатировать при поддержании предельного безвод­ного дебита. В таких случаях целесообразно не вскрывать нижние 15-20 метров газонасыщенного пласта, т.е. идти на значительное несовершен­ство скважин по степени вскрытия пласта.

При некачественном цементировании в скважину поступают воды, характеризующиеся другим химическим составом и минерализацией, нежели подошвенные воды.

Для нормальной эксплуатации обводняющихся газовых скважин первостепенное значение имеет установление места притока воды, ее дебита, ее состава. Знание этих параметров позволяет вести эффектив­ный контроль за характером обводнения пласта и отдельных скважин.

Обводнение газовых скважин контролируют геофизическими, гидрохимическими, термодинамическими методами.

При эксплуатации газовых скважин в условиях обводнения можно выделить два этапа: начальный, когда вся поступающая на забой вода выносится на поверхность газовым потоком, и конечный, когда на забое начинается накопление столба жидкости. В конечный период объем во­ды, накапливающийся в стволе скважины в единицу времени, равен

(12.1)

где - дебит воды, поступающий из пласта в скважину;

- дебит воды, выносимый из ствола скважины на поверхность.

При " начальном" этапе обводнения

Обычно эксплуатация скважины при обводнении продолжается вплоть до " самозадавливания", т.е. скважина сама себя глушит и пре­кращается поступление газа из пласта.

Коэффициент обводненности газовой скважины определяют по формуле:

(12.2)

где - суммарная толщина обводненных пластов и пропластков;

- общая толщина дренируемых данной скважиной пластов.

Скважина может считаться полностью обводненной при ,

.

При обводнении скважины важно установить источник поступления воды, что позволит выбрать обоснованно метод удаления жидкости с забоя скважины.

Известные методы удаления жидкости с забоев газовых скважин подразделяются на:

■ механические (плунжерный лифт, газлифт, продувки);

■ физико-химические (с помощью пенообразующих реагентов). Все методы удаления жидкости могут иметь периодический или не­прерывный характер.

Периодическое удаление проводится:

- остановкой скважины для поглощения воды пластом;

- продувкой скважины в атмосферу;

- продувкой скважины через сифонные трубки;

- вспениванием жидкости путем ввода пенообразователя. Перечисленные методы эффективны при небольших дебитах воды. Непрерывное удаление проводится.

- путем эксплуатации скважин при дебитах (скоростях), обеспечи­вающих вынос воды с забоя;

- непрерывной продувкой через сифонные или фонтанные трубки;

- плунжерным лифтом;

- откачкой жидкости глубинным насосом;

- вспениванием жидкости путем ввода поверхностно-активных ве­ществ (ПАВ).

В качестве пенообразователя применяются ПАВ: сульфанол, мою­щие порошки " Кристалл", " Луч". В качестве стабилизатора рекоменду­ется применять КМЦ-500, КМЦ-600.

Пенообразователь может подаваться на забой либо в твердом, либо в жидком виде. Жидкий пенообразователь подается на забой либо насо­сами, либо самотеком. Для ввода твердого ПАВ используются специаль­ные лубрикаторы. Для получения устойчивой пены, приготовляемой на поверхности, необходимо достигнуть максимальной степени дисперги­рования пузырьков воздуха. С этой целью применяют АЭРАТОР (рис. 19).

 

Рис. 19. Аэратор типа " труба в трубе":

1, 6 - муфты; 2 - центратор; 3 - корпус;

4 - водяная труба; 5 - ниппель; 7 - воз­-

-душная труба

 

Объем водного раствора ПАВ рассчитывают в зависимости от мощ­ности пласта. Обычно на 20 метров пласта готовят 20-40 м³ ПАВ, ско­рость подачи жидкости на забой с поверхности не более 2-3 л/сек. Эф­фективна эксплуатация скважин с применением плунжерного лифта (рис. 20). Плунжер работает под действием перепада давлений над ним и под ним. Установка плунжерного лифта состоит из верхнего и нижнего амор­тизаторов, установленных в фонтанных трубах, и летающего клапана с шариком. Под действием перепада давлений в стволе скважины плунжер со стол­бом жидкости над ним поднимается к устью и выдавливает ее за преде­лы устья скважины. При работе скважин с использованием плунжерных лифтов важно установить режим его работы, предотвращающий " сухие" удары плун­жера о верхний амортизатор, а также обеспечить заданный зазор между плунжером и трубами.

 

 

 

Рис. 20. Схема работы плунжерного лифта.

 

На схеме работы лифта показано: позиции 1, 7 - шарик и втулка сво­бодно падают в восходящем потоке газа; 2, 8 - шарик сел на нижний амортизатор под. уровень жидкости; 3 - втулка соединяется с шариком под уровнем жидкости; 4, 5 - втулка с шариком и жидкость поднимаются потоком газа; 6 - шарик и втулка упираются в верхний амортизатор, ша­рик отделяется от втулки и падает вниз на нижний амортизатор.

 

Месторождений

 

Контроль за разработкой газоконденсатных месторождений преду­сматривает проведение всех мероприятий, указанных выше для газовых месторождений, а кроме того должны проводиться дополнительные иссле­дования газоконденсатной характеристики пластового газа с целью установления изменений состава и количества добываемого вместе с газом конденсата, а также условий его выпадения в пласте.

Пластовые и забойные давления обязательно замеряются глубинными манометрами. Два раза в год должны проводиться исследования каждой скважины на определение содержания конденсата в добываемом газе. При этом определяется содержание как сырого, так и стабильного конденсата. Два раза в год должен быть определен состав газа, поступающего из каж­дой эксплуатационной скважины. Полученные при исследовании скважин данные о значении газоконденсатного фактора и состава газа должны быть занесены в дело скважины.

На основе данных, полученных при исследовании всех эксплуатаци­онных скважин, должна строиться графическая зависимость: пластовое давление - содержание конденсата в газе, поступающем на промысловые установки. Не реже двух раз в год должны определяться основные физико-химические свойства стабильного конденсата (удельный вес, молекуляр­ный вес, фракционная разгонка), на основании которых строится графиче­ская зависимость: пластовое давление - удельный вес конденсата, молеку­лярный вес конденсата.

При разработке газоконденсатного месторождения с поддержанием пластового давления закачкой сухого газа в пласт (сайклинг-процесс) должны контролироваться следующие параметры:

■ состав газа, поступающего на промысловые установки для перера­ботки;

■ время прорыва " сухого газа" к забоям эксплуатационных скважин;

■ физико-химические свойства выделяемого из газа конденсата;

■ количество газа и конденсата, добываемых из каждой эксплуатаци­онной скважины (за сутки) и в целом по месторождению (за сутки, за месяц, за год, с начала разработки);

■ суммарное количество газа, закачиваемого в пласт (за сутки, за ме­сяц, за год, с начала разработки);

■ текущее пластовое давление в залежи (ежеквартально);

■ давление газа на устье нагнетательных скважин (ежесуточно).

По нагнетательным скважинам должно периодически проводиться оп­ределение их удельной приемистости, т.е количества поглощаемого рабо­чего агента на 1 метр эффективной мощности и на 0, 1 МПа избыточного над пластовым давления. При снижении удельной приемистости необхо­димо осуществлять соответствующие мероприятия по ее восстановлению.

При разработке газоконденсатной залежи без поддержания пластового давления (разработка на истощение) для любого периода разработки контролируется и экономически обосновывается коэффициент извлечения газа и конденсата.

Разработка месторождений с поддержанием пластового давления осуществляется в целях извлечения в первую очередь газового конденсата Продолжительность этого периода определяется полнотой отбора утвер­жденных к добыче из залежи запасов конденсата. Дальнейшая разработка месторождения осуществляется как чисто газового.

Контроль за разработкой газоконденсатного месторождения дает воз­можность обосновать коррективы к проекту разработки и составить меро­приятия по интенсификации притока газа к скважинам, т.е. поддерживать добычу газа и конденсата на более высоком уровне и тем самым повысить коэффициент конечной газо- и конденсатоотдачи пластов.

 

Зону пласта

 

Отечественный и зарубежный опыт эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений показывает, что дебит отдельных скважин можно в значительной мере увеличить за счет внедрения методов интенси­фикации притока газа или улучшения техники и технологии вскрытия пла­ста. Обычно работы по интенсификации притока начинают тогда, когда месторождение вступает в промышленную разработку, хотя их можно про­водить уже в период разведки и опробования горизонтов с целью опреде­ления их продуктивности.

К методам улучшения техники и технологии вскрытия пласта относят­ся мероприятия по сохранению начальных естественных фильтрационно-емкостных параметров призабойной зоны пласта.

Известно, что приток газа к забою скважин зависит от проницаемо­сти пласта, его эффективной газонасыщенной толщины, депрессии на пласт, гидродинамического совершенства скважины. Перечисленные па­раметры в процессе эксплуатации скважин можно менять, кроме газона­сыщенной толщины пласта. Наибольшее распространение имеют методы интенсификации притока газа за счет снижения фильтрационного сопро­тивления движению газа в призабойной зоне пласта. Это возможно благо­даря образования новых каналов, каверн и трещин в ней. Дебит скважин в результате воздействия на призабойную зону пласта может увеличиться в два-три раза при постоянной депрессии на пласт.

Известны следующие методы воздействия на призабойную зону пла­ста:

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ: солянокислотная обработка (СКО); термо­кислотная обработка (ТКО), обработка поверхностно-активными вещест­вами (ПАВ), осушка призабойной зоны сухим газом, метанолом.

МЕХАНИЧЕСКИЕ: торпедирование, гидравлический разрыв пласта (ГРП), гидропескоструйная перфорация (ГПП), ядерный взрыв, обычный взрыв.

КОМБИНИРОВАННЫЕ: ГРП+СКО; ГПП+СКО.

При выборе метода необходимо располагать комплексом данных промыслово-геофизических исследований скважин, знать коллекторские свой­ства пласта, его мощность, свойства глинистого раствора, примененного при вскрытии продуктивного пласта.

Необходимо учитывать расстояние скважины до контура питания и расстояние от нижних перфорационных отверстий до газоводянного кон­такта. На выбор метода влияет величина пластового давления, остаточные запасы газа, очередность проведения операций в том или ином пласте-коллекторе, неоднородность пласта вдоль разреза.

Эффективность проведенного¹ метода воздействия на призабойную зо­ну пласта определяется изменением коэффициентов А и В в уравнении притока газа. Уменьшение коэффициента А является показателем увели­чения проницаемости призабойной зоны пласта.

 

 

36. Технология проведения некоторых методов воздействия на призабойную зону пласта

 

 

■ Солянокислотная обработка (СКО), термокислотная обработка (ТКО)

Солянокислотная и термокислотная обработки дают хорошие резуль­таты в слабопроницаемых карбонатных породах (известняках, доломитах) и песчаниках с карбонатным цементирующим веществом. В песчаниках с глинистым цементирующим материалом эффективна обработка соляной и плавиковой (фтористоводородной) кислотами. Соляная кислота рас­творяет карбонатные породы, выделяя твердый растворимый осадок, воду, углекислый газ. При этом происходят, следующие химические реакции:

В известняках

. (16.1)

В доломитах

(16.2)

В зависимости от пластовых условий применяют 8-15% соляную ки­слоту. Заводы поставляют концентрированную техническую кислоту. На промысле ее разбавляют водой.

Для предотвращения коррозии металлического оборудования в про­цессе СКО используют вещества, называемые ингибиторами коррозии, в качестве которых применяют формалин (СНО), уникол ПБ-5, сульфанол, дисолван 4411. Дозировка ингибиторов составляет обычно 0, 05-0, 25% от объема раствора соляной кислоты. Так, коррозионное действие раствора 10% соляной кислоты после добавки уникола снижается:

при дозировке 0, 05% - в 15 раз;

при дозировке 0, 5% - в 42 раза.

В скважину нагнетается 0, 5 - 4, 0 м³ кислоты на 1 метр фильтра с по­мощью специальных цементированных агрегатов ЦА-300, ЦА-320М, 2АН-500, смонтированных на автомашине КрАз - 219. Время реакции кислоты с момента окончания закачки не должно превышать 6-8 часов. При кислот­ной обработке скорость реакции пропорциональна концентрации кислоты и температуре и обратно пропорциональна давлению.

Количество и концентрацию кислоты для обработки скважины выби­рают, исходя из пластовых условий. Скважины-с высоким пластовым дав­лением обрабатывают 12-15%-й кислотой, с небольшим давлением 8-12% концентрацией.

Технология кислотных обработок включает следующие операции:

- интенсивную промывку забоя и фильтра продавочной жидкостью с целью их очистки;

- кислотную ванну для разрушения и удаления глинистой корки и очи­стки устья трещин;

- промывку забоя и фильтра после выдержки кислоты на реакции;

- закачку и продавку в пласт всего запроектированного объема кисло­ты;

- освоение и ввод скважины в эксплуатацию.

Результаты обработки проверяют по данным исследования скважины на установившихся режимах фильтрации до и после обработки, а также по суммарному количеству газа, добытого из скважины за определенное вре­мя после обработки ее кислотой.

■ Механические методы воздействия.

Методы механического воздействия - торпедирование, ГРП, ГПП, ядерные взрывы - обычно применяют в пластах, сложенных крепкими, плотными породами, имеющих слабую проницаемость, малую пористость, но высокие пластовые давления. Наиболее распространенным является гидравлический разрыв пласта. ГРП предполагает создание на забое сква­жины давления, которое в 1, 5 -. 2 раза превышает гидростатическое. ГРП приводит к раскрытию имеющихся в пласте трещин или образованию но­вых при помощи закачки в скважину жидкости разрыва под высоким дав­лением и к удержанию их в раскрытом состоянии за счет закачки в образо­вавшиеся трещины жидкости с песком. ГРП проводят при помощи агрега­тов 2АН-500, 4АН-700, развивающих давление соответственно до 50 и 70 МПа. В промытую скважину спускают НКТ диаметром 76 или 102 мм, по которым жидкость разрыва подают на забой. Для предохранения обсадной колонны от воздействия высокого давления над пластом устанавливают ра­зобщитель - пакер. Устье скважины оборудуют специальной головкой, к которой подключают агрегаты для нагнетания жидкости. Момент разрыва пласта фиксируется по значительному увеличению приемистости скважи­ны или резкому снижению давлению нагнетания.

После разрыва в пласт нагнетают жидкость - песконоситель, следом за которой в скважину закачивают продавочную жидкость. В дальнейшем скважину промывают, очищают от песка, осваивают. Эффективность опре­деляется проведением исследований скважины на приток до и после обра­ботки. При первом ГРП в образующиеся трещины закачивают до 5-6 тонн песка, при последующих до 20 тонн.

Гидропескоструйная перфорация - (ГПП) является высокоэффектив­ным средством сообщения ствола скважины с продуктивным пластом и интенсификации обработки призабойной зоны. Разрушение преград (обсадной колонны, цементного камня и горной породы) по этому методу осуществляется за счет использования образивного и гидромониторного эффекта высокоскоростных песчано-жидкостных струй, вылетающих с большой скоростью (150-180м/с) из насадок специального глубинного устройства-пескоструйного перфоратора. В качестве перфоратора используют перфораторы типа АП-6, АП-35-Y и др., обеспечивающие создание точеч­ных или щелевых каналов.

Устье скважины при гидропескоструйной перфорации оборудуют стандартной фонтанной арматурой или специальной головкой, применяе­мой при ГРП. Для прокачки песчаножидкостной смеси используют насос­ные агрегаты 2АН-500 или 4АН-700, а также цементировочные агрегаты. Готовят песчано-жидкостную смесь в пескосмесительных агрегатах ГПА, ЗПА и др.

Эффект от проведения гидропескоструйной перфорации по отдельным скважинам сохраняется от нескольких месяцев до многих лет.

Подземный ядерный взрыв - один из эффективных путей повышения дебитов газовых скважин для коллекторов с низкой проницаемостью

При взрыве заряда выделяется огромная энергия, создаются очень вы­сокие давление и температура, возникают мощные волны: ударные, сжа­тия, сейсмические. Взрыв длится менее микросекунды. Одна килотонна мощности взрыва эквивалента энергии взрыва 1000 тонн тринитротолуола. При взрыве горная порода испаряется и образуется каверна больших раз­меров, которая затем заполняется обрушившимися сверху породами и об­разуется " Труба обрушения". Она имеет цилиндрическую форму диамет­ром, равным образовавшейся каверне. В США для повышения добычи газа были проведены ядерные взрывы, результаты которых показаны в табл.2.

 

Таблица 2

Параметры	Месторождение Сан-хуан	Месторождение Рулисон
Глубина пласта, м
Пористость, %
Проницаемость, Дарси	0, 175	0, 1
Мощность заряда, кг
Радиус каверны, м
Высота каверны, м
Радиус зоны трещин, м

 

Радиоактивного заражения воздуха не обнаружено. С помощью ядер­ного взрыва можно существенно увеличить коэффициенты газоотдачи, со­кратить срок разработки месторождения, уменьшить число эксплуатацион­ных скважин.

 

 

ЛЕКЦИЯ 17. ПОДГОТОВКА ГАЗА К ТРАНСПОРТУ

37. Сбор и транспорт газа на месторождениях

 

На каждом газовом месторождении имеется определенное количество эксплуатационных скважин, расположенных по всей площади и предна­значенных для добычи газа и конденсата. Для получения товарного газа продукцию всех скважин необходимо собрать, провести сепарацию по раз­делению газа, воды, конденсата, очистить от механических примесей, т.е. газ нужно собрать и подготовить к дальнему транспорту. Весь названный комплекс работ выполняет система сбора, подготовки и транспорта газа.

Система включает в себя: межпромысловые и внутрипромысловые га­зопроводы различного назначения (шлейфы эксплуатационных скважин, газосборные коллекторы, ингибиторопроводы); пункты промыслового сбо­ра и подготовки газа и конденсата, называемые УКПГ - установки ком­плексной подготовки газа.

При разработке газовых месторождений с незначительным содержа­нием конденсата в пластовом газе применяют 4 схемы внутрипромыслового сбора газа: линейную, кольцевую, лучевую, групповую. Названные схе­мы сбора газа обусловлены: формой площади месторождения, числом и размещением эксплуатационных скважин, числом объектов эксплуатации, составом газа, методами промысловой обработки газа (Рис. 21, 22, 23, 24).

Приведенные схемы сбора газа имеют общие недостатки:

- промысловое оборудование расположено на значительной террито­рии месторождения;

- требуется большое число квалифицированного персонала для обслу­живания промысловых сооружений;

- значительная длина промысловых дорог, металлоемкость коммуни­каций водоснабжения, теплоснабжения, доставки реагентов;

- сложность внедрения автоматизации производства.

В последнее время на месторождениях газа в Западной Сибири широ­кое распространение получила групповая схема сбора газа и конденсата.

При такой схеме газ от группы скважин (6-12-24 и более) без дроссе­лирования на устье по шлейфам высокого давления поступает на УКПГ, где осуществляется его сепарация, осушка, очистка от механических при­месей, предупреждение гидратообразования, делаются замеры дебитов.

Каждая УКПГ подключается к промысловому газосборному коллек­тору, по которому подготовленный газ попадает в магистральный газопро­вод. Количество УКПГ на месторождении зависит от размера газоносной площади и ее формы, от дебитов, давлений и температур газа на устьях скважин.

 

 

Рис. 21. Линейная схема

Применяется при вытянутой площади месторождения

 

 

 

Рис. 22. Лучевая схема

Применяется при раздельной эксплуатации самостоятельных объек­тов с различными пластовыми давлениями и разным составом пластового газа.

 

 

Рис. 23. Кольцевая схема

Применяется на больших по размерам площадях газоносности и с большим числом скважин.

 

 

Рис. 24. Групповая схема

При групповой схеме сбора большинство операций, в том числе управление работой скважин, производится централизовано. Следователь­но, она более экономична, менее металлоемкая. Требуется меньше затрат на водопроводы, котельные установки, линии электропередач, снижается численность обслуживающего персонала.

Для расчета пропускной способности промысловых газосборных кол­лекторов (шлейфов от скважин до УКПГ) используют формулу

(17.1)

где - относительная плотность газа;

L - длина газосборного коллектора;

12345678910Следующая ⇒

Поделиться:

Популярное:

1. IV. Разработка самоотменяющегося прогноза
2. XIII. РАЗРАБОТКА ПЛАСТОВ, ОПАСНЫХ ПО ВНЕЗАПНЫМ ВЫБРОСАМ УГЛЯ (ПОРОДЫ) И ГАЗА, И ПЛАСТОВ, СКЛОННЫХ К ГОРНЫМ УДАРАМ
3. Адаптация или разработка системы непрерывного контроля и улучшения процесса. Реинжиниринг процессов
4. Анализ рентабельности и разработка мероприятий по максимизации прибыли торгового предприятия ООО «АниС»
5. Б.2. Разработка на неправительственном уровне факультативного характера правил, типовых контрактов, общих условий и т.п. для использования в международном частном торговом обороте
6. Глава 10. Разработка и управление продуктом (товаром)
7. Глава 2. Разработка системы управления качеством гостиничных услуг
8. Глава 40. Основы генетики и селекции
9. Детальная проработка коллекции
10. История русского народа» Н.А. Полевого. Происхождение Русского государства. Разработка концепции феодализма.
11. К авторскому курсу Н.И. Дятловой
12. Кафедра «Бурение нефтегазовых скважин и геофизика»