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 Н Cl рас­творяет карбонатные породы, выделяя твердый растворимый осадок, воду, углекислый газ. При этом происходят следующие химические реакции:

- в известняках

2НCl + СаCO₃ = СаС1₂ + Н₂O₊ СO₂, (15.1)

- в доломитах

4HCl + CaMg(CO₃)₂ = CaCl₂ + MgCl₂ + 2H₂O₊ 2СО₂. (15.2)

В зависимости от пластовых условий применяют 8-15% соляную кислоту. Заводы поставляют концетрированную 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 (CH₂O), 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:

ü при дозировке 0, 05% - в 15 раз;

ü при дозировке 0, 5% - в 42 раза.

В скважину нагнетается 0, 5 - 4, 0 м³ кислоты на 1 метр фильтра с помощью специальных 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% кислотой, с небольшим давлением - 8-12% концентрацией.

Технология кислотных обработок включает следующие операции:

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

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

ü промывку забоя и фильтра после выдержки кислоты на реакции;

ü закачку и продавку в пласт всего запроектированного объема кислоты;

ü 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 - обычно применяют в пластах, сложенных крепкими, плотными породами, имеющими 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 с проппантом, следом за которой в скважину закачивают продавочную жидкость. В дальнейшем скважину промывают, очищают от проппанта, осваивают. Эффективность определяется проведением исследований скважины на приток до и после обработки.

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 абразивного и гидромониторного эффекта высокоскоростных песчано-жидкостных струй, вылетающих с большой скоростью (150-180 м/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 смеси жидкости и проппанта 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.

16. ПОДГОТОВКА ГАЗА К ТРАНСПОРТУ

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, то есть 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. 16.1, 16.2, 16.3). Линейная схема применяется при вытянутой площади месторождения. Лучевая схема применяется при раздельной эксплуатации самостоятельных объектов с различными пластовыми давлениями и разным составом пластового газа.Кольцевая схема применяется на больших по размерам площадях газоносности и с большим числом скважин.

Рис. 16.1. Линейная схема

Рис. 16.2. Лучевая схема

Рис. 16.3. Кольцевая схема

Приведенные схемы сбора газа имеют общие недостатки:

ü промысловое оборудование расположено на значительной территории месторождения;

ü требуется большое число квалифицированного персонала для обслу­живания промысловых сооружений;

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

ü сложность внедрения автоматизации производства.

В последнее время на месторождениях газа в Западной Сибири широкое распространение получила групповая схема сбора газа и конденсата (рис. 16.4).

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.

Рис. 16.4. Групповая схема

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.

При групповой схеме сбора большинство операций, в том числе управление работой скважин, производится централизованно. 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

, (16.1)

где - относительная плотность газа,

L - длина газосборного коллектора,

λ - коэффициент гидравлического сопротивления;

D - внутренний диаметр газосборного коллектора;

Е - поправочный коэффициент.

Обычно внутренний диаметр шлейфа единичной скважины равен 102, 125, 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

, (16.2)

где X - расстояние от начала газопровода,

L – длина газопровода,

P₁, Р₂ - 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

, (16.3)

где t_н - температура газа в начале газопровода, °С;

t_г - температура грунта на глубине заложения грубы, °С.

,

k - теплопередача, ккал/м.ч.град;

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

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

Q - массовый расход газа кг/час.