статья. Добыча газа, методы интенсификации притока для газовых скважин. Добыча газа, методы интенсификации притока для газовых скважин Аннотация
 Скачать 22.92 Kb.
|
|
Добыча газа, методы интенсификации притока для газовых скважин Аннотация: В данной статье анализируются методы интенсификации притока для газовых скважин. Предметом исследования являются особенности интенсификации притока. Целью статьи является проанализировать современные методы интенсификации притока для газовых скважин. В процессе написания статьи использовались статистические, аналитические и сравнительные методы исследования. Результаты аналитического исследования показывают, что в настоящее время методы интенсификации притока для газовых скважин требуют постоянного совершенства. Проведенное исследование можно использовать в области научных трудов по проблематики нефтегазового дела. Ключевые слова: интенсификация, газовые скважины, методы, эффективность, свойства, месторождения, добыча нефти и газа, приток. Gas production, stimulation methods for gas wells Abstract: This article analyzes methods for stimulating oil production for gas wells. The subject of the research is the features of oil flow intensification. The purpose of the article is to analyze modern methods of stimulating oil flow for gas wells. In the process of writing the article, statistical, analytical and comparative research methods were used. The results of the analytical study show that at present the methods of stimulating oil inflow for gas wells require constant improvement. The conducted research can be used in the field of scientific works on the problems of oil and gas business. Key words: stimulation, gas wells, methods, efficiency, properties, fields, oil and gas production, inflow. В последние годы проблема интенсификации нефти приобрела значительную актуальность. Это обусловлено падением нефтедобычи практически во всех нефтегазоносных месторождений регионов России. Главной задачей интенсификации притока нефти к газовым скважинам остается повышение эффективности добычи нефти с использованием современных технологий[1]. Так, дебит отдельных скважин можно в значительной мере увеличить за счет как внедрения современных методов интенсификации притока газа, так и улучшения техники и технологии вскрытия пласта усовершенствования оборудования, используемого при эксплуатации скважин. Проанализируем основные методы интенсификации притока газа к забою скважины, представленные на рисунке 1. Методы интенсификации притока газа к забою скважины   Гидравлический разрыв пласта (ГРП) Соляная обработка Гидропескоструйная перфорация Рисунок 1 – Классификация методов интенсификации притока газа к забою скважины[7] 1) гидравлический разрыв пласта (ГРП) и его различные варианты - многократный ГРП, направленный ГРП, ГРП на солянокислотной основе и т.д.; 2) соляная обработка и её варианты; 3) гидропескоструйная перфорация и её сочетания с ГРП и соляной обработкой. Следует отметить, что методы интенсификации не рекомендуется проводить в следующих случаях: 1) в скважинах с нарушенными эксплуатационными колоннами; 2) с колоннами некачественно зацементированными; 3) в обводнившихся скважинах или в тех, которые могут обводниться после проведения в них работ по интенсификации; 4) 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[2]. Более рационально их проводить на стадии разведки и опытно-промышленной эксплуатации. При интенсификации притока к газовым скважинам проводятся следующие мероприятия по вскрытию пласта и освоению скважин: 1) бурение горизонтальных скважин; 2) бурение скважин с кустовыми забоями; 3) применение безглинистых растворов при вскрытии продуктивной толщи; 4) вскрытие продуктивных горизонтов с продувкой забоя газом или воздухом; 5) приобщение вышележащих, продуктивных горизонтов без глушения скважины. Для повышения эффективности производства, в настоящее время применяется модернизация технологического оборудования[4]. Для модернизации применяют следующие способы: 1) раздельная эксплуатация двух объектов одной скважиной; 2) эжекция низконапорного газа высоконапорным; 3) применение плунжерного лифта для удаления с забоя воды; 4) подача на забой поверхностно-активных веществ для очистки скважин от поступающей из пласта воды; 5) 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. В ряде случаев вскрытие пластов наклонно - направленными скважинами (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[5]. 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. Несмотря на низкую эффективность ННС при добычи нефти имеются благоприятные факторы горизонтального бурения и их целесообразность. Таким образом: 1) значительно повышается отбор; 2) создается новая геометрия дренирования пласта; 3) растет производительность при наличии вертикальных трещин; 4) создаются условия эксплуатации, при которых повышается компонентоотдача маломощных пластов; 5) 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[6]. 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. Наряду с преимуществами горизонтальных скважин, существуют и их недостатки. Ниже рассмотрены причины снижения эффективности таких скважин. Понижение эффективности вызывается: 1) кальмотацией призабойной зоны; 2) неточностью попадания стволов в продуктивные пласты (из-за несовершенства техники бурения); 3) 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. 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. 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. Следует отметить, что 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. Таким образом, исходя из вышеизложенного, необходимо отметить, что, в настоящее время существуют различные методы интенсификации притока к газовым скважинам, которые являются недостаточно стабильными, так как зачастую проявляются скачки улучшения или ухудшения в процессе жизненного цикла газовой скважины. Исходя из этого, следует, что методы интенсификации требуют постоянного совершенства для эффективной производительности скважин и устранения существующих недостатков. Список использованных источников: 1. Ахметов С. А., Ишмияров М. Х., Кауфман А. А. Технология переработки нефти, газа и твердых горючих ископаемых; Недра - Москва, 2019. - 844 c. 2. Закиров С.Н., Индрупский И.М. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. Часть 2; - , 2009. - 488 c. 3. Карнаухов М. Л., Пьянкова Е. М. Современные методы гидродинамических исследований скважин; Инфра-Инженерия - Москва, 2010. - 432 c. 4. Молчанов А. Г. Машины и оборудование для добычи нефти и газа; Альянс - Москва, 2013. - 588 c. 5. International Energy Outlook 2006. Energy Information Administration of the DOE, USA. – Washington: DC, June 2020. 6. Официальный сайт Министерства энергетики Российской Федерации. Режим доступа: https://minenergo.gov.ru/node/1209. 7. Рисунок составлен автором. |