ЛЕКЦИЯ 16. МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ ДЕБИТОВ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

35. Классификация методов воздействия на призабойную

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;

- коэффициент гидравлического сопротивления;

Д - внутренний диаметр газосборного коллектора;

Е - поправочный коэффициент. Остальные обозначения извест­ны.

Обычно внутренний диаметр шлейфа единичной скважины равен 102 мм, 125 мм, 150 мм. При движении газа с куста скважин до установки (УКПГ) диаметр выкидной линии равен 200, 325, 423 мм. Внутренний диа­метр газосборного промыслового коллектора изменяется от 500 до 1420 мм.

Внутренний диаметр шлейфа определяется из расчета на максималь­ный дебит скважины. Потери давления не должны быть больше 0, 05-0, 1 МПа на 1 км длины шлейфа.

Давление в любой точке линейного участка газопровода может быть определено по формуле

(17.2)

где X - расстояние от начала газопровода;

L - его длина;

, - давление в начале и конце газопровода.

Поддается расчету и температура в любой точке газопровода. В зави­симости от расхода газа, перепада давления, теплофизических свойств грунта, самого газа температура газа в любой точке определяется по урав­нению

(17.3)

где - температура газа в начале газопровода, °С;

- температура грунта на глубине заложения трубы, °С.

- теплопередача, ккал/м.ч.град;

- коэффициент Джоуля-Томсона, С/кгс/см²;

- теплоемкость газа при P=const, ккал/кг·град;

Q - массовый расход газа кг/час.

 

38. Выбор способа подготовки газа к дальнему транспорту

 

 

Природные газы, добываемые на месторождениях России, транспор­тируются на большие расстояния до потребителей по магистральным газо­проводам, пересекающим различные природно-климатические зоны. В свя­зи с этим особое значение приобретают вопросы качественной подготовки добываемого углеводородного сырья к транспортировке. Природные газы должны отвечать требованиям, определяющим их транспортную кондици­онность. Эти требования установлены отраслевым стандартом ОСТ 51.40-83.

1. Точка росы по воде и тяжелым углеводородам при давлении 55 кгс/см² должна быть:

зимой (I.X - 30.IV) - 20 °С; летом (I.Y - 30. IX) -10 °С.

2. Содержание механических примесей в 1000 м³ газа должно быть не более 1, 0 гр.

3. Содержание сероводорода в 1000 м³ газа должно быть не более 2, 0 гр.

4. Содержание кислорода по весу газа должно быть не более 1, 0 %. Кроме газа продукцией газоконденсатного месторождения является

сырой конденсат. Под сырым конденсатом подразумевают углеводороды в жидком состоянии с растворенными в них газообразными компо­нентами ( , , С₃Н₈, С₄Н₁₀) при Р=0, 1 МПа и t=20 °C. Стабильный конденсат состоит только из жидких углеводородов . Из конденсата получают бензин, дизельное топливо, растворители. Поэтому он подлежит отделению при подготовке газа как ценнейшее сырье.

В зависимости от состава и объема добываемой продукции, термоди­намических условий поступления ее на установки подготовки газа, требо­ваний потребителя к качеству газа и конденсата на месторождениях при­меняют в основном три способа обработки газа:

- низкотемпературную сепарацию (НТС);

- абсорбцию (жидкостная осушка);

- адсорбцию (осушка твердым сорбентом).

Могут осуществляться также комбинированные способы разделения газов путем сочетания сорбционных методов с предварительным охлажде­нием газа и сорбента.

При подготовке газа к дальнему транспорту применяются несколько разновидностей технологических установок, основными из которых явля­ются:

- установки низкотемпературной сепарации, работающие на холоде, получаемом за счет редуцирования газа высокого давления и предвари­тельного охлаждения газа в теплообменниках;

- установки низкотемпературной сепарации, работающие на холоде, получаемом в специальных холодильных машинах;

- установки абсорбционной (гликолевой) осушки газа;

- установки адсорбционной осушки газа твердым сорбентом;

- установки с рециркуляцией обезжиренного газа, применяемые для максимального извлечения конденсата (сайклинг-процесс).

На чисто газовых месторождениях применяются абсорбционные и ад­сорбционные установки. Они дают точку росы до минус 25° С и ниже. На газоконденсатных месторождениях с содержанием конденсата 100 г/м³ применяются НТС с собственным холодом. На газоконденсатных место­рождениях с содержанием конденсата более 100 г/м³. применяют НТД-низкотемпературную абсорбцию. Сорбентом используют углеводородные жидкости. Окончательный выбор способа подготовки газа осуществляется на основании технико-экономических расчетов.

 

⇐ Предыдущая78910111213141516Следующая ⇒

Поделиться:

Популярное:

1. АНАЛИЗ ОСОБЕННОСТЕЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ И ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН НА МАЙСКОМ НЕФТЯНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ
2. Анализ резервов увеличения прибыли
3. Буровые станки и бурение взрывных скважин. Буровой инструмент.
4. Выбор и расчет технологической схемы проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) в скважине.
5. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН
6. Действительное причастие преувеличения
7. Исследование скважин методом неустановившихся отборов (кривая восстановления давления)
8. Исследование скважин методом установившихся отборов (стационарные режимы исследования)
9. Исследование скважин при нестационарных режимах фильтрации.
10. Исследования скважин при нестационарных режимах фильтрации
11. Категорийность и назначение скважин, бурящихся на нефть и газ
12. Кафедра «Бурение нефтегазовых скважин и геофизика»