Анализ эффективности методов интенсификации добычи газа в каменноугольных отложениях АГКМ

    Анализ  проведенных работ по интенсификации за 10 лет эксплуатации АГКМ показал, что наилучшие результаты были получены при проведении первичных СКО, В  то же время использование сложных  технологий (ГРП, кислотные эмульсии) было эффективным даже после проведения нескольких неудачных СКО.

    3.3. Технология проведения  процесса.

    Для проведения мероприятия по повышению  отдачи пласта методом ГРП,

необходимо  провести подготовительные работы. Перед  гидроразрывом необходимо произвести очистку забоя и призабойной зоны, проверить состояние обсадной колонны, провести дострел фильтра гидропескоструйной перфорацией в узком интервале, в котором желательно получить трещину, подготовить площадку для расположения спецтехники и др. Закачка в скважину рабочих жидкостей гидроразрыва осуществляется специальными насосными агрегатами типа 4 АН-700. Подача песка в жидкость-песконоситель осуществляется пескосмесительным агрегатом ЗПА. Для приготовления хранения рабочих жидкостей используются стационарные емкости или автоцистерны. Нагнетание рабочих жидкостей в скважину осуществляется через нагнетательный коллектор, снабженный необходимым количеством присоединительных приспособлений с обратными клапанами. Нагнетательный и приемный коллекторы соединяются с насосными агрегатами стандартными манифольдами. Нагнетательный коллектор с устьем скважины соединяется толстостенными трубами.

      Работу  по проведению мероприятия производит бригада ПРС (подземный ремонт скважин) в составе: мастер ПРС, оператор хим. обработки, машинист агрегата (4 чел.), слесарь  по ремонту оборудования и оператор по добыче газа.

    Проводятся  следующие обработки:

1. Первичная обработка (первый технологический уровень) – СКО с объемом кислоты около 100 м³.
2. Вторая обработка (второй технологический уровень) – СКО с увеличенным по сравнению с первичной обработкой объемом кислоты до 250-300 м³. Разновидность этой обработки является метанольно (спирто-)-кислотная обработка МСКО. В тех случаях, когда по тем или иным причинам (техническое состояние, отсутствие необходимого количества кислоты и т.д.), - применение эмульсионной обработки с объемом закачки 150-200 м³.
3. Третья обработка (третий технологический уровень) – гидравлический (гидрокислотный) разрыв пласта (ГРП) с использованием загущенной кислоты, кислотной гидрофобной эмульсии и т.д.

    Объем кислотной эмульсии – 300-450м³.

    Последовательное  проведение в период эксплуатации скважины трех обработок, когда каждая следующая  отличается от предыдущей не только большим  объемом закачиваемой в пласт  жидкости, но и более высоким уровнем  технологии, обеспечивает, как правило, реализацию потенциальных возможностей пласта в районе данной скважины.

    В редких случаях может возникнуть целесообразность в проведении четвертого по счету процесса обработки пласта по специально разработанной технологии для конкретной скважины. Такие работы проводятся по специальному плану.

    С целью создания благоприятных условий  для удаления из пласта продуктов  реакции в кислотный раствор  при проведении СКО, необходимо ввести добавки водорастворимого неионогенного ПАВ (ОП-7, ОП-10, неонол, превоцел  и др.) в количестве 0,2-0,3%.

    В целях снижения устьевых давлений при  проведении ГРП со значительными  объемами закачиваемой в пласт жидкости необходимо применение реагентов для  снижения гидравлических потерь на трение.

    В целях снижения коррозийного воздействия  на НКТ и подземное оборудование соляной кислоты, последняя должна быть дополнительно проингибирована.

    При выборе объекта обработки необходимо учитывать следующие факторы:

1. Несоответствии фактической производительности скважины ее потенциальным возможностям, определенным из местоположения скважины на структуре, коллекторских свойств продуктивного пласта и его газонасыщенной емкости.
2. Близость ГВК и содержание воды в продукции скважины.
3. Количество и основные параметры ранее проведенных на этой скважине обработок.
4. Техническое состояние собственно скважин, как горнотехнического сооружения.

3.4. Геолого-экономические  показатели эффективности  методов интенсификации  добычи.

    3.4.1. Прирост добычи  газа по скважинам.

     В промысловой практике нашли применение следующие три основные метода вызова прироста газа: замена жидкости, аэрация и продавка.

     Последовательная  замена жидкости с большей плотностью на жидкость с меньшей плотностью осуществляется промывкой скважины обычно по схеме: буровой раствор  с большей плотностью— буровой раствор с меньшей плотностью — вода — нефть — газоконденсат.

     Аэрация (аэрирование, газирование) жидкости осуществляется аналогично, но в поток жидкости (воды) постепенно вводят газ, увеличивая его расход и уменьшая расход жидкости. Плотность газожидкостной смеси доводят до 300—400 кг/м³.

      Продавка (вытеснение) жидкости сжатым газом осуществляется аналогично пуску газлифтных скважин. Отличие состоит только в подключении к устью передвижной компрессорной или газификационной установки. Этот метод пуска скважин называют еще газлифтным или компрессорным В процессе пуска скважин быстро создается депрессия, поэтому данный метод не применим при наличии рыхлых и неустойчивых коллекторов, подошвенной воды, верхнего газа.

    Воспользуемся данными В связим по промысловой скважине № 52   Астраханского газоконденсатного месторождения, на которой производился гидроразрыв пласта с повышения ее продуктивности.

Среднесуточный  дебит скважины до проведения ГРП:

q₁ до = 20 тыс.м /сут

Среднесуточный  дебит скважины после проведения ГРП

q₂ после = 35,8 тыс.м /сут

Коэффициент эксплуатации:

К_эксп = 0,93

    Определяем  объем добычи газа за год до внедрения  мероприятия

Q = q *Т_К * К_Э * К_И,  где: К = 0,93 – коэффициент эксплуатации скважины

К  - коэффициент изменения дебита по месяцам

q =20 тыс.м /сут – среднесуточный дебит скважины до проведения мероприятия

Годовой дебит скважины до проведения мероприятия  составит:

Q ^год₁  = 6076,61 тыс.м

    Определяем  объем добычи газа после проведения мероприятий

Q₂ = q *Т_К * К_Э * К_И

Годовой дебит скважины после проведения мероприятия составит:

Q ^год₂  = 10877,13 тыс.м

    Находим прирост добычи после мероприятия.

ΔQ = Q₂ – Q₁ = 10877,13- 6076,61= 4800,52 тыс.м

    В связи по промысловой скважине № 52   Астраханского газоконденсатного  месторождения, на которой производился гидроразрыв пласта с повышения ее продуктивности коэффициент изменения дебита по месяцам года меняется.

3.5. Рекомендуемые мероприятия  по дальнейшему  совершенствованию  методов воздействия  на пласт.

    На  основании изученного материала  я бы предложил следующие мероприятия  по повышению эффективности интенсификации скважин:

1. Необходимо проводить работы по подключению удаленной зоны пласта за счет кислотных обработок. Для этого продолжить использование нефтекислотных эмульсий, а также вести поисковые работы по замедлению активности кислоты, применению поверхностно-активных веществ с целью удаления продуктов реакции.
2. Необходимо вести работы в направлении подключения пласта по вертикали, с возможной селективной обработки наиболее перспективных интервалов.
3. Совершенствовать технологию ГРП с учетом падения пластовых давлений и необходимостью закрепления трещин, загущения кислот и использования их в качестве жидкости гидроразрыва, снижения гидравлических потерь  на трение.
4. Использовать новые составы и сочетания кислот, например, смесь плавиковой и соляной.