Анализ методов интенсификации газовых скважин

      Осуществляют  мероприятия по очистке забоя  и ПЗП путем промывки растворителям, ПАВ (катионактивные: катапин-А, катамин-А, марвелан-Ю и др. в нефтяных добывающих; неиногенные: АФ-12, ОП-10, УОЭ₈. тержитол и др. в водонагнетательных скважинах), кислотных обработок.

      Хорошие результаты дает предварительная перфорация в узком интервале пласта, намеченном для гидравлического разрыва. Для этих целей используют кумулятивный перфоратор ЛК-103 или гидропескоструйную перфорацию. Перечисленные мероприятия снижают давление разрыва и повышают эффективность ГРП.

      Проверяют герметичность экслуатационной колонны и цементного кольца.

Спускают  НКТ (как можно большего диаметра для уменьшения гидравлических потерь) с пакером и якорем (рис. 3.4.6). Пакер  устанавливают на 5-10 м выше разрываемого пласта против плотных непроницаемых  пород. Ниже пакера устанавливают НКТ, так называемый хвостовик, с заглушенным концом и перфорированными отверстиями в нижней части. Длину хвостовика выбирают как можно максимальной для того, чтобы песок двигался к трещине снизу вверх и не выпадал в зумпф скважины. 
 

Рисунок 3.5.6. Схема расположения подземного оборудования при гидравлическом разрыве пласте (ГРП).

   1 - эксплуатационная колонна; 2- цементное кольцо; 3 - насосно-компрессорные трубы (НКТ); 4-якорь; 5- пакер; 6- глинистые пласты; 7- продуктивный пласт песчаника; 8- трещина; 9- башмак эксплуатационной колонны; 10- хвостовик.

 

Промывают и заполняют скважину до устья  собственной дегазированной нефтью в нефтяных добывающих и, нагнетаемой водой, в водонагнетательных скважинах.

Производят  посадку и опрессовку пакера путем закачки нефти или воды в НКТ при открытом эатрубном пространстве. При обнаружении пропуска в пакере его срывают и производят повторную посадку и опрессовку. Если и в этом случае не достигается герметичность пакера, то изменяют место посадки пакера или его заменяют. Схема расположения наземного к подземного оборудования при ГРП представлена на (рис. 3.5.7) 

 

   Рис.3.5.7. Схема расположения наземного оборудования при гидравлическом разрыве пласта (ГРП):

1 - пескосмеситель; 2- насосные агрегаты УНЦ1-630 х 700А (или 4АН-700); 3- цементировочные агрегаты; 4- резервуар для рабочих ждкоотей; 5- устье скважины. 

      Устанавливают арматуру устья, обвязывают установки  насосные, пескосмесительные и емкости.

      Закачивают  жидкость разрыва минимальной вязкости одной насосной установкой на 2-3 режимах работы насоса. При этом замеряют давление, приемистость и определяют коэффициент приемистости скважины на каждом режиме. Затем ту же жидкость разрыва закачивают несколькими насосными установками при максимально возможной производительности насосов. Определяют значение четвертого коэффициента приемистости. Если при последнем режиме нагнетания достигается увеличение коэффициента приемистости в 3-4 раза.

      По  сравнению с первым режимом нагнетания одной насосной установкой на низшей скорости и зависимость расхода жидкости от давления нагнетания имеет вид, покачанный на рис. 3.5.2, то делают вывод о наличии трещины в разрываемом пласте. Если не удается однозначно установить факт образования трещины, то работы повторяют с использованием жидкости большей вязкости.

      После установления признаков образования  трещины приступают к закреплению трещины. Для дальнейшего развития трещин и облегчения ввода в них песка перед жидкостью-песконосителем закачивают 3-4 м слабофильтрующейся жидкости повышенной вязкостью. Затем закачивают жидкость с песком при максимально возможной   производительности агрегатов. Продавочную жидкость закачивают непосредственно за печсано-жидкостной смесью без снижения темпов закачивания. Объем продавочной жидкости должен быть равен или больше объема НКТ, на которых спущен пакер.

      Для предупреждения выноса песка из трещин и образования песчаных пробок на забое после завершения продавливания  песчано-жидкостной смеси в трещины, устье скважины закрывают до момента снижения давления до атмосферного. Одновременно демонтируют насосные установки и другое наземное оборудование.

      После снижения давления на устье скважины срывают и извлекают пакер с якорем, отбивают забой скважины для определения количества осевшего песка.

      После проведения ГРП повторяют комплекс гидродинамических иследований  для оценки эффективности процесса.

      В скважинах, эксплуатирующих несколько  перфорированннх продуктивных    пластов, производят поинтервальный многокрактный  ГРП. Для этого разработано несколько технологических схем. 

      3.6. Гидропескоструйная перфорация скважин ГПП.[3]

      При гидропескоструйной перфорации для  создания канала сообщения используется энергия песчано-жидкостной струи, истекающей с большой скоростью  из специальных насадок перфоратора. В результате этого песок истирает стенки колонны, затем пробивает цементное кольцо и проникает в глубь пласта.

      При ГПП диаметр отверстий, создаваемых  в колонне, составляет 12-20 мм, а глубина  каналов в несколько раз больше, чем при других способах перфорации. При ГПП не нарушается цементное кольцо за колонной. Поэтому ГПП применяют в скважинах, только что вышедших из бурения для значительного повышения производительности, в скважинах, расположенных близко к водоносным зонам пласта.

      ГПП применяют также для выполнения следующих специальных работ в скважинах:

1) создание  щелей перед ГРП, обеспечивающих  снижение давления разрыва и  образование трещины в определенном  направлении;

2) срезание  обсадных, бурильных и насосно-компресоорных  труб;

3) ГПП используют тогда, когда другие виды перфорации не дают ожидаемого эффекта.

      Основное  условие нормального осуществления  процесса ГПП -отсутствие поглощения жидкости в скважине, т.е. наличие нормальной циркуляции жидкости для выноса шлама и песка. ГПП нецелесообразно применять в интервалах, уже подвергнутых кислотным обработкам, а также в сильно обводненных пластах.

      Основным  материалами для осуществления  ГПП являются рабочая жидкость и  песок. Рабочая жидкость не должна ухудшать коллекторские свойства пласта, не должна быть дефицитной и дорогой. В качестве рабочей жидкости используют дегазированную нефть и техническую воду (в нагнетательных скважинах), а также растворы соляной кислоты.

      В качестве абразивного материала  применяют песок кварцевый с  размерами зерен от 0.2 до 2 мм с содержанием кварца более 50%.

      ГПП осуществляют с помощью специальных  устройств - гидроперфораторов, содержащих насадки из очень твердого сплава. На промыслах применяют насадки  с внутреним диаметром 3, 4, 5 и 6 мм. Насадки диаметром З мм применяют для вырезки прихваченных НКТ или бурильных труб в обсаженных скважинах и при небольшой глубине резания; насадки диаметром 4,5 мм - при перфорации и других работах, когда нет условий для очень быстрой закачки песчано-жидкостной смеси; насадки диаметром 6 мм - когда необходимо обеспечивать максимальную глубину канала и невозможно создавать большие давления. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

 

   Рис. 3.6.1. Схема расположения наземного  оборудования при гидропескоструйной перфорации:

1- насосная  установка УН1-630х700А (или 4АН-700); 2- пескосмесительный агрегат 4ПА (или УСП-50); 3- шламоуловитель; 4- цементировочный агрегат; 5- резервуар со смесью, 6- автоцистерна; 7- амбар; 8- линия сброса разгазированной жидкости и песка; 9- кран высокого давления; 10- фонтанная задвижка; 11- устье скважины; 12- линия обратной промывки. 

 

      При планировании ГПП сначала определяют допустимое устьевое давление, исходя из прочностной характеристики труб. Затем подбирают перепад давления в насадке и оценивают потери давления в системе. При этом ставят цель обеспечить максимальный перепад давления в насадках и минимальные потери в трубах и затрубном пространстве.

      Перепад давления определяют по готовым графикам, исходя из известного диаметра насадки  и задаваясь расходом жидкости через нее. Потери давления также определяют по графикам, исходя из суммарного расхода жидкости, равного произведению числа одновременно работающих насадок и расхода жидкости через одну насадку.

      Сумма перепада и потерь давления не должна быть больше величины допустимого устьевого давления.

      Практически процесс ГПП осуществляют следующим  образом. Спускают перфоратор, тщательно  замеряя длину каждой трубы и  другого подземного оборудования. Перфоратор центрируют в заданном интервале специальным фиксатором. При нагнетании песчано-жидкостной смеси плашка фиксатора выдвигаются и упираются в стенку колонны, удерживая перфоратор и ближайшие к нему трубы в определённом положении.

      После спуска в скважину колонны НКТ  с подземным оборудованием производят радиоактивный каротаж для отбивки глубины нахождения муфты-репера, следовательно, и перфоратора. Приподнимая или опуская трубы, перфоратор устанавливают у нижнего интервала обрабатываемого пласта.

      Затем производят обвязку наземного оборудования со скважиной. При этом в зависимости от условий применяют устьевую арматуру 1АУ-700 или 2АУ-700.

      Производят  прямую и обратную промывку скважины, после чего в скважину спускают опрессовочный шаровый клапан и опрессовывают подземное и наземное оборудование. Обратной промывкой вымывают опрессовочный шаровой клапан. Оценивают потери давления на трение путем промывки скважины при режиме перфорации.

      Опускают  клапан перфоратора и закачивают рабочую жидкость без песка в  рабочем режиме.

      Приготавливают песчано-жидкостную смесь в пескосмесительном агрегате 4ПА или установке УСП-50, а также цементносмесителъных воронках. Затем приготовленную смесь подают в насосные установки, которые, в свою очередь, закачивают ее в скважину.

      При ГПП концентрация песка в рабочей  жидкости составляет 200 г/л; количество песка достигает 10 т.

      Экспериментально  определено, что для точечного  вскрытия одного интервала без смещения насадки требуется 15-20 мин, а для  целевого вскрытия - 2-3 мин, на каждый сантиметр  длины щели. 
 
 

      4. Тепловые методы  обработки ПЗС.[1] 

      В настоящее время методы теплового воздействия можно разделить на две группы: метода воздействия на призабойную зону скважин (ПЗС) и методы воздействия на пласт в целом, с целью увеличения конечной нефтеотдачи. Здесь мы рассмотрим первую из них.

      К традиционным кондуктивным методам прогрева ПЗС (за счет эффективной теплопередачи по скелету породы и насыщающей жидкости) относят прогрев скважины нагревателями, различаемыми по конструкции и способам получения тепла.

      Тепловая  обработка ПЗС целесообразна  при добыче тяжелых высоковязких нефтей или нефтей с высоким содержанием парафина и асфальтено-смолистых компонентов (более 5-6 %). Поскольку тепловая обработка ПЗС, как правило, осуществляется периодически, то скважины должны быть сравнительно неглубокими (до 1300 м), чтобы после извлечения из скважины нагревателя можно было начать откачку жидкости при достаточно высокой температуре. Призабойную зону прогревают двумя способами:

1) спуском  на забой скважины нагревательного  устройства -электронагревателя, специальной газовой горелки или парогазогенератора;

2) закачкой  в пласт на некоторую глубину  теплоносителя - насыщенного или перегретого пара, растворителя, горячей воды и нефти.

      Первый  способ проще и дешевле.

      Известны  два вида электротеплового воздействия  на ПЗС: периодическое (циклическое) и  стационарное (непрерывное).

      При периодической электротепловой  обработке прогрев призабойной  зоны производится в течение непродолжительного времени. Эксплуатация на период прогрева приостанавливается. После окончания теплового-воздействия из призабойной зоны вместе с фильтрующейся жидкостью удаляются расплавленные парафино-асфальтеносмолистые вещества, восстанавливается проницаемость, скважина работает с повышенным дебитом. При этом пласт нагревается на незначительную глубину и, в процессе эксплуатации скважины за сравнительно короткий срок, температура пласта снижается до начальной величины. Создаются условия для накопления парафино-асфальтеносмолистых веществ, ухудшается проницаемость пород призабойной зоны пласта, дебит снижается. Требуется повторная, тепловая обработка.