Разработка газовых и газоконденсатных месторождений. Некоммерческий фонд имени профессора А. В. Аксарина

• Название: Некоммерческий фонд имени профессора А. В. Аксарина
• Дата: 28.01.2020
• Размер: 2.61 Mb.
• Имя файла: Разработка газовых и газоконденсатных месторождений.doc
• Тип: Документы; #106122
• страница: 62 из 65

6. методы интенсификации добычи газа

6.1. Способы увеличения дебита
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.

• 
  гидравлический разрыв пласта (ГРП) и его различные варианты - многократный ГРП, направленный ГРП, ГРП на солянокислотной основе и т.д.;
  
• 
  соляная обработка и её варианты;
  
• 
  гидропескоструйная перфорация и её сочетания с ГРП и соляной 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 маломощные (2-5м) водоплавающие залежи.

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.

6.2. Использование горизонтальных скважин
Недостатки вскрытия 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 при наличии вертикальных трещин;

создаются условия эксплуатации, при которых повышается компонентоотдача маломощных пластов;

становится рентабельной разработка низкопродуктивных и практически истощенных пластов.

Так, например, применение горизонтальных скважин позволяет: увеличить коэффициент извлечения нефти минимум на 5%; уменьшить толщину продуктивного пласта до 6м.

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.

Бурение горизонтальными скважинами позволяет за счет значительного увеличения площади контакта ствола с породой существенно снизить величины депрессии на пласт с получение экономически приемлемых дебитов в случае незначительной мощности пластов при наличии подошвенной воды. Целесообразно бурение горизонтальных скважин и при разработке ограниченных линзовидных пластов, а также при вскрытии несцементированных и неустойчивых к разрушению пластов.

Причины пониженной эффективности горизонтальных скважин.

Понижение эффективности вызывается: кальмотацией призабойной зоны; неточностью попадания стволов в продуктивные пласты (из-за несовершенства техники бурения); плохим освоением стволов; отсутствием герметичности в зонах ответвлений и возможности разобщения стволов для селективного воздействия на пласт; коротким межремонтным периодом всех видов глубинно-насосных установок.

6.3. Кислотная обработка призабойной зоны

6.3.1. Области применения кислотной обработки
Кислотные обработки скважин применяются в следующих случаях:

1. 
   Для обработки забоя и призабойной зоны пласта газовых скважин на месторождениях с карбонатными и терригенными коллекторами для увеличения их дебитов.
   
2. 
   Для обработки поверхности забоя с целью удаления глинистой корки, как в качестве самостоятельной, так и в качестве подготовительной операции перед осуществлением других процессов (кислотной обработки призабойной зоны, гидравлического разрыва пласта).
   
3. 
   При наличии слабопроницаемых доломитов, плохо растворимых в холодной соляной кислоте, проводится обработка забоя и призабойной зоны термокислотным методом.
   

6.3.2. Виды кислотных обработок.
Среди методов интенсификации притока газа к скважине массовое применение получили солянокислотная и глинокислотная обработки.


6.3.2.1. Солянокислотная обработка
Область применения. Применяется, если пласт представлен карбонатными породами - известняками и доломитами.

Химическая сущность метода. Данный метод основан на способности соляной HCl кислоты вступать в реакцию с карбонатными породами с образованием солей (хлористые кальций и магний), воды и углекислого газа. Полученная соль растворяется в воде кислотного раствора, к которой добавляется вода, образовавшаяся при реакции. Скорость реакции зависит от температуры и давления - повышение давления и понижение температуры уменьшают скорость реакции.

Состав кислоты. Для обработки скважин применяется ингибированная концентрированная соляная кислота со специальными добавками для снижения коррозионного воздействия на металл. В ряде случаев к кислотному раствору добавляют так называемые “кислотные стоки”, содержащие уксусную кислоту. Кислотные стоки являются производственными отходами, и их использование снижает затраты на кислотную обработку. Уксусная кислота, как и соляная, вступает в реакцию с карбонатами с образованием углекислого газа, воды и Са(СН₃СОО)₂. При этом надо иметь в виду, что с увеличением температуры растворяемость Са(СН₃СОО)₂ в воде уменьшается.

6.3.2.2. Глинокислотная обработка.
Область применения. Глинокислотная обработка производится в терригенных (песчано-глинистых) коллекторах с низким содержанием карбонатных пород.

Состав кислоты. Глинокислота представляет собой смесь соляной и фтористоводородной (плавиковой) кислот.

Химическая сущность метода. Плавиковая кислота разрушает силикатные породообразующие минералы: алюмосиликаты глинистого раствора (каолин), проникшие в пласт при бурении, и кварцевый минерал (кварц). Плавиковая кислота хранится в сосудах из свинца, воска, парафина, эбонита и др., т.к. стекло и керамика разлагаются этой кислотой. Второй компонент глинокислоты- соляная кислота - существенно влияет на эффективность обработки. Выделяющийся, при глинокислотной обработке, газообразный SiF образует с водой кремневую кислоту. В нейтральной среде кремниевая кислота выпадает в виде студнеобразного геля и может закупорить пласт. Наличие соляной кислоты предотвращает выпадение геля, т.к. в кислой среде кремниевая кислота находится в растворенном виде. Кроме того, соляная кислота переводит менее растворимую соль AlF₃ в хорошо растворимую соль AlCl₃ . Если пласт представлен не только глинизированными песчаниками, а содержит и карбонаты, то при взаимодействии карбонатов с плавиковой кислотой образуется нерастворимая соль CaF₂ , выпадающая в осадок.

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

. Двухрастворная обработка производится в двух вариантах:

• 
  закачкой соляной кислоты в объеме, в 2,5 - 3.0 раз превышающем объём углекислоты, с целью ликвидации образованных осадков фтористых магния и кальция;
  
• 
  закачкой соляной кислоты с последующим удалением продуктов реакции, а затем проведения работ согласно первому варианту.
  

При двухрастворной обработке пласта скорость закачки, особенно соляной кислоты, должна быть минимальна.

6.3.3. Способы проведения кислотных обработок
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. Кислотная ванна проводится для очищения забоя от глинистой корки. Кислотная ванна может проводиться без давления и под давлением. Без давления кислотная ванна проводится следующим образом: скважина тщательно промывается водой, водным раствором ПАВ, конденсатом и т.п., затем кислотный раствор закачивается в интервал вскрытия скважины. После реакции скважина снова 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 окончанию 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. Простая кислотнаяобработка производится для воздействия на пласт кислотой в радиусе зоны проникновения буровых растворов или их фильтрата в следующей последовательности. Сначала промывают забой с целью предварительной очистки. Затем проводят кислотную ванну для удаления глинистой корки, после чего забой снова промывают. Далее закачивают в пласт запланированный объем кислоты. После выдержки требуемой продолжительности для реакции кислоты с породой осваивают скважину.

Массированная кислотная обработка. Массированная кислотная обработка отличается от простой тем, что объем кислотного раствора, закачиваемого в пласт, должен обеспечить кислотой зоны радиусом в десятки метров. Технология аналогична технологии простой обработки.

Направленная кислотная обработка. Направленная кислотная обработка проводится в случае, когда из всей вскрытой толщины необходимо обработать определенный интервал. Технология проведения следующая. После загущения скважины башмак фонтанных труб устанавливают у подошвы запланированного к обработке интервала. Затем заполняют продуктивную часть скважины и фонтанные трубы низкофильтрующейся жидкостью. Продавливают вязкую жидкость кислотным раствором через фонтанные трубы при открытой задвижке затрубного пространства. Кислотный раствор закачивается до заполнения фонтанных труб и ствола скважин в выбранном для обработки интервале. 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, изоляция ниже интервала обработки песчаной пробкой, а сверху - пакером, стимулирования поглощения кислотного раствора давлением, создаваемым струйными перфораторами.

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

6.3.4. Технология проведения кислотных обработок.
Различия с кислотной обработкой нефтяных скважин. Газоносные коллектора не покрыты пленкой нефти, и поэтому кислота вступает в реакцию, как только попадает в пласт. Реагируя с породой и расширяя поровые каналы, она под действием собственного веса продвигается вниз, приближаясь к газоводяному контакту. Поэтому время реакции кислоты в газоносных коллекторах значительно меньше, чем в нефтяных. Если возникает необходимость закачать кислоту в газоносный пласт как можно дальше от ствола скважины, на пример при солянокислотном разрыве, необходимо прежде закачать экранирующую жидкость .Аналогичного результата по закачке кислоты в пласт на большое расстояние от ствола можно добиться при использовании керосино-кислотных или конденсато-кислотных эмульсий. Дело в том, что данные эмульсии гидрофобны, а газоносные известняки, особенно при отсутствии нефтяных оторочек, очень плохо принимают гидрофобные жидкости, даже менее вязкие, чем эмульсии. Поэтому эмульсия не фильтруется сквозь стенки трещины, а реагирует непосредственно на стенках до тех пор, пока вся кислота не прореагирует. Затем она распадается на подвижные компоненты. В качестве эмульгатора применяют какое-либо поверхностно-активное вещество. Потеря вязкости после реакции способствует очистке пласта и трещин от закаченных в них жидкостей.

Влияние подающего давления. Важнейшим параметром при проведении солянокислотной обработки является давление, при котором кислота подается в пласт, т.к. оно определяет раскрытие микротрещин и трещин, полученных при гидроразрыве пласта. Это давление определяется следующим образом. Если кислота подается в пласт через поровые каналы, то она закачивается в насосно-компрессорные трубы с максимально возможной скоростью до тех пор, пока давление на устье не начнет увеличиваться. Затем темп закачки снижают так, чтобы не допустить резкого роста давления и не пропустить того момента, когда пласт при каком-то его установившемся значении не начнет принимать кислоту. После этого давление поддерживается на постоянном уровне, изменяя темп подачи кислоты в скважину. Если кислота подается в пласт через систему микротрещин, то после того как определен момент начала приемистости пласта, давление медленно увеличивается до тех пор , пока оно не установится на каком-то определенном уровне. Приемистость скважины при этом резко возрастает, т.к. трещины раскрываются. Дальнейшую закачку кислоты необходимо проводить в режиме, обеспечивающем полученное давление и приемистость. При малых давлениях солянокислотные обработки не эффективны и часто сопровождаются появлением в скважине пластовой воды.

Влияние скорости закачки. Если скорость закачки небольшая, то основная масса кислоты реагирует в непосредственной близости от ствола и в отдаленные участки она попадает в значительной мере прореагировавшая, не способная к эффективному воздействию на пласт. Кислота гораздо быстрее реагирует с породой в движении, так как при этом происходит отвод продуктов реакции от места реакции. Поэтому малоэффективны солянокислотные обработки при небольших скоростях, особенно в пластах большой толщины.

6.3.5. Выбор объекта для кислотной обработки пласта.
Благоприятные объекты:

Карбонатные пласты с хорошо развитой естественной трещиноватостью, продуктивность которых снижена вследствие засорения трещин частицами карбонатов глинистого раствора в процессе бурения. В этом случае кислота, растворяя частицы карбонатных пород, способствует извлечению из пласта глинистого раствора и увеличению дебита.

Карбонатные пласты, в которых трещиноватость развита слабо. Кислота реагируя с породой образует вторичные каналы растворения превышающие многократно первичные поры и глубоко проникающие в пласт.

Пористые нетрещиноватые карбонатные пласты, в которых проницаемость призабойной зоны снижена вследствие фациальных изменений или проникновения в пласт промывочных жидкостей и взвешенных материалов, происшедшего в процессе бурения или ремонтных работ. Кислота в этом случае растворяет материалы на стенках поровых каналов, образуя сеть каналов разъедания.

Плотные нетрещиноватые слабопористые низкопроницаемые карбонатные пласты. В этом случае необходимо проводить гидрокислотный разрыв, в результате чего механическое воздействие жидкости-кислоты, обеспечивающее создание трещин разрыва, дополняется химическим воздействием кислоты на пласт.

Благоприятными объектами глинокислотной обработки являются плотные низкопроницаемые малопродуктивные песчаники с карбонатным или глинистым цементом.

Неблагоприятные условия:

близость подошвенных и контурных вод;

значительное снижение пластового давления (на 60-70% от первоначального);

приток в скважину даже незначительного количества пластовой воды;

нарушения в обсадной колонне и отсутствие возможности изолировать их от обрабатываемого интервала.

6.3.6. Выбор кислотного раствора.
Параметры, влияющие на выбор кислоты и её концентрации. Выбор кислоты и её концентрации зависит от минерального состава пород, термобариметрических параметров пласта, технологии его вскрытия, оборудования скважин. При концентрации кислоты более 25% вязкость раствора существенно увеличивается. Поэтому, для обработки пласта используется раствор с содержанием кислоты до 25%.

Концентрации кислот для разного типа коллекторов и условий обработки. Если обрабатывается коллектор с содержанием гипса или ангидрита, то концентрация не должна превышать 15%. Более концентрированная кислота растворяет указанные вещества, и они выпадают в осадок после её нейтрализации, закупоривая поровые каналы. Иногда используют раствор с переменной концентрацией для пластов карбонатных с хорошо развитой естественной широховатостью - вначале 25%-ная концентрация, а затем -10%-ная. При обработке слабопроницаемых известняков и доломитов концентрация кислоты должна составлять 20-25%.

Обоснование объёма кислотных растворов. При кислотной обработке 1п.м. толщины пласта необходимо 0,4-2,5м³ раствора. При обработке карбонатных пластов с хорошей трещиноватостью и проницаемостью более 0,1мкм² на 1п.м. толщины пласта расход кислоты составляет 0,4-1,0м³. Если пласт слаботрещиноватый, то удельный расход кислоты составляет 1,0-1,5м³. Если обработка вед1тся сцелью увеличения радиуса воздействия на пласт, то расходы на обработку возрастают в 2-3 раза.

Продолжительность реакции кислоты с породой. Продолжительность реакции кислоты с породой в скважинах с открытым стволом составляет 16-24 часа. При проведении кислотных ванн в обсадных скважинах продолжительность процесса должна быть 2-4 часа. При обработке карбонатных коллекторов с пластовым давлением больше 5МПа и пластовой температуре больше 303К продолжительность реакции должна быть 8-12часов, а при р_пл<5МПа - 4-6ч. Для трещиноватых коллекторов с хорошо развитой трещиноватостью продолжительность реакции 8-10ч. При обработке песчаников, сцементированных карбонатами, продолжительность реакции составляет 4-6ч. При обработке слабокарбонизированных песчаников вначале соляной кислотой, а затем глинокислотной, а также при обработке песчаных пластов только глинокислотой продолжительность реакции должна быть 8-12ч.

6.4. Гидравлический разрыв пласта

6.4.1. Выбор объекта для ГРП.
Необходимый комплекс данных. При выборе пласта для проведения ГРП необходимо располагать комплексом данных промыслово-геофизических исследований скважин; дебитограмм, данных о коллекторских свойствах пластов (проницаемость, пористость, состав глинистого материала и цемента).

Кроме того, необходимо знать: свойства глинистого раствора, применённого при вскрытии; мощность пласта-коллектора; расстояние от скважины до контура питания и расстояние до нижних перфорационных отверстий до газоводяного контакта; пластовое давление, остаточные запасы газа.

Благоприятные объекты для ГРП. ГРП 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 (менее 0,1Д) высоким пластовым давлением, близким к начальному. Благоприятными объектами могут быть 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

Неблагопрятные условия для ГРП. Если наблюдается движение ГВК, то во всех скважинах крайнего ряда ГРП проводить нельзя.

На залежах водоплавающего типа при выборе скважины для гидроразрыва следует учитывать расстояние до ГВК.

6.4.2. Технология проведения и эффективность ГРП.
Коэффициент приемистости. До начала ГРП необходимо исследовать скважину. После её подготовки и обвязки оборудования определяют приемистость. Для этого вначале одним агрегатом, а затем всеми закачивают жидкость до стабилизации давления в каждом случае. Общее количество жидкости должно быть по возможности минимальным. Коэффициент приемистости определяют по формуле
,

где V - объём закаченной жидкости в м³; t время закачки в мин; р - давление закачки в МПа.

Изменение К при закачке жидкости всеми агрегатами по сравнению с величиной, получаемой при закачке одним агрегатом, свидетельствует о раскрытии одной или несколько трещин в пласте.
Технология проведения ГРП. При необходимости проведения многократного разрыва пласта после первого разрыва закупоривают образовавшиеся трещины либо легко извлекаемыми материалами, либо песком. Песок закачивают только при получении существенного повышения коэффициента приемистости не менее, чем 1,5 раза, свидетельствующего о раскрытии трещин.

Вначале подают песок с небольшой концентрацией. При отсутствии каких-либо осложнений в работе наземного оборудования концентрацию песка увеличивают до расчетной (в пределах 100- 350 г/л жидкости). Если в качестве жидкости песконосителя используют маловязкую жидкость, то закачку и продавку песка в трещину следует проводить с максимально возможной скоростью. При этом для более точной регулировки концентрации песка один из агрегатов подаёт чистую жидкость. Этот агрегат предотвращает образование песчаной пробки на забое скважины.

При неполадках с агрегатами прекращают подачу песка в жидкость и продолжают закачку чистой жидкости исправными агрегатами до тех пор, пока в скважину не будет закачан объём чистой жидкости, равный объёму насосно-компрессорных труб (НКТ) и зумпфа. В случае неисправности пакера прекращают закачку песка, на боковом отводе крестовины открывают задвижку, промывают скважину до выхода на поверхность чистой жидкости, демонтируют устье и поднимают насосно-компрессорные трубы с пакером на поверхность для ремонта последнего. Закачав песок в трещину, агрегаты останавливают. После снижения давления на устье до нудя ствол промывают для удаления остатков песка с забоя и из насосно-компрессорных труб.

После проведения ГРП скважину плавно осваивают, продувают до сухого газа и исследуют. Из сравнения данных исследования до и после ГРП определяется его эффект, который в дальнейшем уточняется в процессе эксплуатации.
Расход и фракционный состав песка. Расход песка на одну трещину составляет не менее 406 т. Хорошие результаты дают кварцевые пески фракции 1,2-1,5 мм.
Эффективность ГРП. Эффективность ГРП определяется двумя параметрами: экономической и гидродинамической эффективностью. Экономическая эффективность определяется уменьшением себестоимости дополнительного газа по сравнению с плановым, а также продлением срока бескомпрессорной эксплуатации месторождения. На месторождениях вводимых в разработку экономическая эффективность определяется разницей затрат на проведение ГРП и на бурение сэкономленных скважин.

Гидродинамическая эффективность определяется изменением коэффициентов А и В в уравнении притока газа. Уменьшение коэффициента А является показателем увеличения проницаемости призабойной зоны пласта.

6.4.3. Виды и условия проведения ГРП

6.4.3.1. Виды ГРП
Направленный ГРП. Рекомендуется проводить в известняковых породах. При этом в трещины песок не закачивается, а в скважины закачивается меловой раствор с фракцией мела до 0,5мм.

В намеченном интервале с помощью гидропескоструйного перфоратора нарезают вертикальные и горизонтальные щели (в зависимости от желаемой направленности будущих трещин).

В качестве жидкости разрыва используют керосино-кислотную или конденсато-кислотную эмульсию, которые растворяют карбонатные породы на поверхности трещин и расширяют их. Для известняков время реакции эмульсии должно быть не менее суток, а для карбонатных пород с меньшей растворимостью - 2-3 суток.

Поинтервально-направленный ГРП. При поинтервальном направленном гидроразрыве способом “снизу-вверх” вначале по карротажной диаграмме намечают интервалы разрыва. В заполненную меловым раствором скважину спускают НКТ с гидропескоструйным перфоратором. Нижний интервал перфорируют в трёх положениях перфоратора, поворачивая его каждый раз на 30^о. Перфорационные каналы располагаются в одной плоскости. Затем НКТ с перфоратором поднимают на поверхность, а в скважину спускают насосно-компрессорные трубы с пакером, который устанавливают выше проперфорированного интервала.

Производят гидроразрыв пласта в надрезанном интервале. После этого НКТ с пакером поднимают на поверхность, а в скважину опускают НКТ с перфоратором, чтобы провести перфорацию второго снизу выбранного для ГРП интервала. Описанные операции повторяют для всех выбранных интервалов.

После окончания поинтервального ГРП скважину промывают и спускают насосно-компрессорные трубы до забоя. Затем её осваивают и продувают. Целью удаления из пласта мелового раствора производят соляно-кислотную обработку. Объём закачиваемой кислоты берётся равным поглощенному объёму мелового раствора. Через 6-6 часов скважину вновь осваивают и продувают. Затем скважину передают в эксплуатацию.

Поинтервальный направленный ГРП “сверху-вниз” отличается тем, что вначале обрабатывается верхний интервал, затем второй сверху (первый при этом располагается выше пакера) и т.д. до самого нижнего интервала.

Ненаправленный многократный ГРП. Технология проведения ненаправленного многократного ГРП следующая. Вначале поводят простой ГРП. После закачки песка в первые порции продавочной жидкости вводится закупоривающий материал - резиновые или капроновые шарики, резиновая дробь, крупные дубовые опилки, а также смесь 3%-ого водного раствора КМЦ с вязкостью 90сП с мелом. На 100л такой смеси требуется 30кг мела фракции 5-7 мм и 100 кг мела фракции менее 5 мм. Закупоривающий материал закачивают в количестве необходимом для перекрытия перфорированного участка колонны в интервале 2-2,5м.

С помощью указанных веществ перекрывают устье трещины и в скважине, вновь, производится гидроразрыв в каком-то интервале.

Разрыв проводится также обычным способом, и по его окончании в скважину вновь вводят закупоривающий материал. Перекрыв устье второй трещины, вновь проводят ГРП и т.д.

Описанный способ не требует специальных работ по перфорации колонны и дополнительных работ по спуску и подъёму НКТ, но пи этом местоположение трещин неуправляемо.

6.4.3.2. Условия проведения ГРП
ГРП в маломощных, песчано-глинистых породах. В пластах, представленных переслаивающимися песчано-глинистыми породами, имеющими небольшую мощность - менее 20м, рекомендуется проводить однократный направленный разрыв или многократный ненаправленный.

ГРП при отсутствии подошвенной воды. Если в залежи подошвенная вода отсутствует, то лучше проводить направленный вертикальный ГРП.

ГРП в не цементированных скважинах. Если нижняя часть обсадной колонны была перфорирована на поверхности и при установке в скважину не цементировалась, то практически можно провести только однократный ненаправленный гидроразрыв.

ГРП в пластах большой мощности терригенных, переслаивающих пород. В пластах большой мощности, представленных терригенными, переслаивающимися породами, обычно проводится выборочный направленный многократный ГРП способом “снизу-вверх”.

ГРП в трещиноватых коллекторах .В трещиноватых коллекторах большой мощности применяют направленный многократный ГРП из расчета одна трещина на 25-35 м мощности пласта.

ГРП в водоплавающих залежах. В водоплавающих залежах применяют только горизонтально ориентированные ГРП по той технологии, которую допускает конструкция скважин.

Вертикальный ГРП. Вертикальный ГРП можно проводить только в скважинах с неперфорированной колонной.
7. ГАЗОВЫЕ СКВАЖИНЫ
Оборудованием газовой скважины называют все те части ее конструкции, которые обеспечивают возможность эксплуатации, испытания и исследовании скважины. Обычно различают наземное и подземное оборудование.

Подземное оборудование включает оборудование забоя и ствола скважины. К наземному оборудованию относится арматура, устанавливаемая на устье скважины.

Оборудование должно быть достаточно простым по конструкции, надежным и обеспечивающим возможность выполнения функций в течение всего срока разработки месторождения.

Оборудование ствола скважины состоит из ряда обсадных колонн, включая кондуктор, промежуточную и эксплуатационную колонны; фонтанных (насосно-компрессорных) труб, спускаемых для подачи газа от забоя до устья; пакеров, забойных и приустьевых штуцеров, клапанов для подачи ингибиторов для борьбы с коррозией и гидратами, клапанов-отсекателей и т. п.

7.1. Особенности конструкций газовых скважин
Газовые и газоконденсатные месторождения залегают в земной коре на различных глубинах: от 250 до 10 000 м и более. Для извлечения углеводородных компонентов пластового флюида на поверхность бурятся газовые и газоконденсатные скважины. Газовые скважины используются для: 1) движения газа из пласта в поверхностные установки промысла; 2) защиты вскрытых горных пород разреза от обвалов; 3) разобщения газоносных, нефтеносных и водоносных пластов; 4) предотвращения подземных потерь газа.

Газовые скважины эксплуатируются в течение длительного времени в сложных, резко изменяющихся условиях. Действительно, давление газа в скважинах доходит до 100 МПа, температура газа достигает 523 К, горное давление за колоннами на глубине 10 000 м превышает 250 МПа. В процессе освоения, исследований, капитального ремонта и во время эксплуатации скважин резко изменяются давление, температура, состав газа, движущегося в скважине.

Скважины - дорогостоящие капитальные сооружения. В общих капитальных вложениях в добычу газа удельный вес капитальных вложений в строительство скважин может составлять 60—80% в зависимости от глубины залегания месторождения, геологических условий бурения скважин, географических условий расположения месторождений.

Долговечность работы и стоимость строительства скважин во многом определяются их конструкциями.

Конструкцией скважины называют сочетание нескольких колонн обсадных труб различной длины и диаметра, спускаемых концентрично одна внутри другой в скважину. Колонны обсадных труб скрепляются с породами геологического разреза цементным камнем, поднимаемым за трубами на определенную высоту.

Конструкция скважины должна обеспечивать: доведение скважины до проектной глубины; осуществление заданных способов вскрытия продуктивных горизонтов и методов их эксплуатации; предотвращение осложнений в процессе бурения и эксплуатации; ремонт скважины; выполнение исследовательских работ; минимум затрат на строительство скважины, как законченного объекта в целом.

Конструкция добывающих газовых скважин зависит от многих факторов, в частности от пластового давления и отношения его к гидростатическому, геологических условий бурения, геолого-физических параметров пласта, физических свойств пластового флюида, разности давлений между пластами, технологических условий эксплуатации скважин, режима эксплуатации пласта, экономических соображений.

Физические свойства газа - плотность и вязкость, их изменение в зависимости от явления и температуры существенно отличаются от плотности и вязкости нефти и ты. Во многих случаях плотность газа значительно меньше плотности нефти и воды, а коэффициент динамической вязкости газа в 50-100 раз меньше, чем у воды и нефти.

Различие плотностей газа и жидкостей вызывает необходимость спуска кондуктора в газовых скважинах на большую глубину чем в нефтяных, для предотвращения взрыва газом горных пород, загрязнения водоносных горизонтов питьевой воды, выхода газа на дневную поверхность.

Глубину спуска кондуктора в газовых скважинах h (в м) можно определить подбором из равенства

(8.1)

где L - глубина скважины; R - удельная газовая постоянная; Т - средняя температура на длине (L-h); _ср - средняя объемная плотность горных пород разреза на длине h; р_н- начальное пластовое давление газа; g - ускорение свободного падения

или приближенно по формуле

,

где _w - плотность пластовой воды.

Малая вязкость газа вызывает необходимость принимать особые меры по созданию герметичности как обсадных колонн, так и межтрубного пространства газовых скважин. Герметичность колонн обсадных труб достигается различными способами: применением резьбовых соединений на концах труб и муфтах со специальной трапецеидальной формой поперечного сечения с тефлоновыми уплотнительными кольцами, использованием фторопластовой уплотнительной ленты, герметизирующих уплотнительных составов для муфтовых соединений. Герметичность заколонного пространства скважин обеспечивается применением цементов определенных марок, дающих газонепроницаемый, трещиностойкий цементный камень.