Тема 29. Геологическое обоснование способов интенсификации работы сква­жин. Шахтный способ разработки

Геологическое обоснование способов интенсификации работы скважин

Солянокислотная обработка применяется для продуктивных пластов, сложенных карбонатными породами, с целью повышения их проницаемости. В результате солянокислотной обработки дебиты нефтяных и газовых скважин значи­тельно увеличиваются. Наиболее эффективна солянокислотная обработка в начальный период работы скважин. При этом сква­жины переходят на фонтанирование, и дебиты увеличиваются в несколько раз. Рекомендуется солянокислотную обработку проводить под высоким давлением, обеспечивающим гидроразрыв пласта. Высокое давление не только обеспечивает глубокое про­никновение кислоты в пласт, но и снижает скорость реакции ее с породой. В связи с этим в пласт на большое расстояние от сква­жины проникает активная кислота, еще не полностью прореаги­ровавшая с породой. Это дает возможность увеличить проница­емость пласта в значительно большей зоне. Для пластов с низкой проницаемостью соляную кислоту рекомендуется подогревать. Горячая кислота становится более активной и в первую очередь реагирует с породами призабойной зоны, чем обеспечивается ее проникновение в пласт.

Термокислотная обработка обеспечивает по­вышение температуры на забое скважины в результате реакции части соляной кислоты с едким натром или металлическим магнием (алюминием), спущенным на забой скважины перед закачкой кислоты. Другая часть соляной кислоты реагирует с породой уже в условиях повышенной температуры. Термокислотную обработку рекомендуется применять для истощенных пластов, подвергав­шихся многократной кислотной обработке, для повышения ин­тенсивности реакции, а также для подогрева призабойной зоны и удаления из нее парафина, смол и т. п.

Пескоструйная перфорация применяется, дли повышения дебита добывающих скважин и для увеличения при­емистости нагнетательных скважин. В необходимых случаях пескоструйную перфорацию следует применять при освоении разведочных скважин для пластов с плохими коллекторскими свойствами. При пескоструйной перфорации разрушение стенок колонны, цементного кольца и породы пласта производится струей воды с песком через отверстия малого диаметра под высоким давлением. Закачка песка с водой под большим давлением осу­ществляется цементировочными агрегатами.

Гидроразрыв пласта осуществляется при низких и средних коллекторских свойствах продуктивных пластов как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах. Гидроразрыв пласта основан на создании трещин в пласте давлением, превыша­ющим горное. Такое высокое давление достигается цементировоч­ными агрегатами путем подачи в скважину воды или промывочной жидкости и временным уменьшением приемистости скважины. Последнее обеспечивается закачиванием в скважину и подачей к пласту в необходимых объемах вязкой жидкости. Для этой цели применяют тяжелую вязкую нефть, нефтекислотную эмульсию и другие вязкие жидкости. Для карбонатных пород рекомен­дуется использовать эмульсию нефти с соляной кислотой, так как проникающая в пласт кислота одновременно осуществляет обра­ботку призабойной зоны. Для сохранения открытых трещин после разрыва в пласт закачивается жидкость с песком. Песок запол­няет трещины разрыва и препятствует их сжиманию. В карбо­натных пластах, если гидроразрыв производится эмульсией нефти с соляной кислотой, песок в пласт можно не закачивать

Шахтный способ разработки

Для шахтной разработки выбирают залежи вязких нефтей с небольшим количеством растворенного газа.

На практике получили применение две системы шахтной раз­работки: дренирование нефтяного пласта галереями, пройденными непосредственно по пласту, и скважинами, пробуренными из горизонтальных выработок, расположенных ниже подошвы неф­тяного пласта.

Первый способ осуществлен на нефтяном месторождении Пешельброни (Эльзас). На этом месторождении нефть из пласта поступала в галереи по стенкам, кровле и подошве выработок, затем по канавкам стекала в зумпф шахты. Нефтеотдача после применения шахтной разработки повысилась с 0,17 до 0,60.

В торой способ шахтной разработки осуществлен на Ярегском месторождении в республике Коми, где нефть из пласта дренируется при помощи сетки наклонных скважин, пробуренных из камер, расположенных на 30—35 м ниже подошвы нефтяного пласта. Камеры проходились со штреков. Нефть собирается в подземных емкостях, а затем откачивается на поверхность.

При второй системе значительно сокращается объем горных работ и во многом улучшаются условия труда нефтяников.

Геологические особенности разработки газовых месторождений

Газ отличается от нефти незначительной вязкостью, высокой упругостью и большой подвижностью. В связи с этим его давление в газовой залежи в процессе разработки быстро перераспреде­ляется и практически по всей залежи имеет одинаковые значения.

При размещении скважин необходимо учитывать режим за­лежи. Если режим водонапорный, добывающие скважины рекомендуется закладывать рядами параллельно контуру газонос­ности. В случае запечатанных залежей, а также массивных до­бывающие скважины следует располагать по равномерной сетке. При неоднородных пластах скважины могут быть расположены по неравномерной сетке.

Расстояния между скважинами при разработке газовых место­рождений применяются СНГ от 400 до 2500 м, а в США от 150 до 1000 м. При разработке неоднородных газоносных пластов должна проектироваться большая плотность добывающих сква­жин.

При разработке газовых залежей скважины обычно эксплу­атируют на максимальных дебитах. Однако во многих случаях возникает необходимость ограничения отбора, например при не­устойчивых породах пласта-коллектора, когда при больших от­борах газа происходит вынос песка. Дебиты ограничиваются также при наличии высоконапорных краевых вод.) Уровень отбора газа из скважины должен быть увязан и с условиями транспорти­ровки. При необходимости подачи газа в магистральные газо­проводы без компрессорных станций давление на устье скважин должно быть не менее 4—5 МПа, при подаче газа на головные компрессорные станции оно может быть значительно меньшим.

Разработку газовых залежей, имеющих оторочку нефти с про­мышленными запасами, следует производить после выработки нефти из оторочки.

В отдельных случаях в процессе разработки нефтяной оторочки можно отбирать газ из газовой части пласта, но с таким расчетом, чтобы давление как в нефтяной, так и в газовой частях пласта снижалось одинаково. При несоблюдении этого правила начнется перемещение нефти в газовую часть пласта, где она покроет тонкой пленкой ранее сухие стенки пор. Пленочную нефть из пласта извлечь очень трудно. Указанное явление приведет к снижению нефтеотдачи. По той же причине не рекомендуется до выработки основной части нефти добывать газ из газовых шапок.

Принципы разработки многопластовых газовых месторождений аналогичны таковым нефтяных месторождений. Отдельные пласты группируют в объекты разработки.

Для высокопродуктивных пластов с целью снижения сопро­тивления в эксплуатационной колонне и увеличения дебитов реко­мендуется больший диаметр скважин.

Геологические особенности разработки газоконденсатных месторождений

Залежи газа, содержащие растворенные в газе жидкие угле­водороды, называются газоконденсатными. Во избежание выпадения в пласте конденсата при разработке газоконденсатных месторождений давление в пласте не должно падать ниже давления, при котором начинает выделяться жидким фаза из газа. Разработку конденсатных залежей следует вести с поддержанием давления по схеме кругового процесса: газ из скважин поступает в конденсатную установку, в которой при соответствующих давлении и температуре выделяются жидкие компоненты. Затем сухой газ поступает в компрессоры, сжимается до давления, на 15—20 % превышающего давление на устьях скважин, и под этим давлением через нагнетательные скважины поступает обратно в пласт. При такой разработке можно добыть до 90 % конденсата.

Если газоконденсатные залежи разрабатываются без поддер­жания пластового давления, то на первой стадии их разработки следует ограничивать дебиты скважин с таким расчетом, чтобы забойное давление в добывающих скважинах было не ниже давле­ния максимальной конденсации. В этом случае добыча конденсата может достигать 75 %.

Особенности проектирования систем разработки нефтяных и газовых залежей и требования к изученности их геологической основы

У нас в стране применяется двухстадийное проектирование разработки (М. И. Максимов, 1975 г.). Выбор системы разработки осуществляется при составлении технологической схемы разра­ботки исходя из геологических и технико-экономических показа­телей, полученных несколькими вариантами расчетным путем. Так как технологическая схема составляется по данным лишь разведочных скважин, не исключено, что в процессе разбуривания добывающими и нагнетательными скважинами может существенно измениться первоначальное представление о строении продуктив­ного пласта. Поэтому с учетом данных первого периода эксплу­атации составляется комплексный проект разработки.

Задача технологической схемы состоит в том, чтобы по данным разведочных работ и опытной эксплуатации наметить схему раз­работки, местоположение рядов добывающих и нагнетательных скважин, определить уровень отборов, а также основные техно­логические показатели разработки по годам (изменение фонда скважин, добыча нефти, газа, конденсата, воды и др.).

Для крупных нефтяных месторождений, содержащих не­сколько объектов или один крупный с предполагаемым разделе­нием его на несколько площадей разработки, первоначально составляется генеральная (принципиальная) схема разработки. Для составления генеральной схемы разработки многопластового месторождения необходимо наиболее полно изучить основной базисный горизонт. По этому горизонту обязательно проведение опытной эксплуатации, а по остальным продуктивным горизон­там — установление их промышленной ценности.

Для составления геологической части проекта разработки необходимо достоверное знание формы и размеров залежи, положения контактов, изменения мощности, коллекторских свойств и нефтенасыщенности продуктивных пластов, свойств нефти и газа и сопутствующих компонентов, продуктивности горизонтов по данным эксплуатации, режима работы, залежи и гидрогеологи­ческих условий. На основе этих данных устанавливаются уровень добычи по годам и объем работ и капиталовложений на обустрой­ство промыслов.

В связи с тем, что основной объем информации в процессе эксплуатационного разбуривания постоянно меняется, особенно на залежах с резкой геологической неоднородностью, необходимо постоянно уточнять геологическое строение продуктивного пласта путем учета новых данных о мощности и коллекторских свойствах пласта, нефтегазонасыщенности и других параметрах и путем проведения гидропрослушивания. Это позволит постоянно вносить в принятый проект уточнения, которые иногда могут оказаться столь существенными, что потребуют внесения изменений в си­стему разработки: разукрупнения объектов, изменения плотности сетки скважин, применения очагового заводнения и т.п.

Контрольные вопросы:

1. Солянокислотная обработка

2. Термокислотная обработка

3. Пескоструйная перфорация

4. Гидроразрыв пласта

5. Второй способ шахтной разработки

6. Какие существуют способы интенсификации работы скважин?

7. В каких породах лучше всего проводить кислотную обработку скважин?

8. Что такое метод ВДОГ?

9. Что такое гидропрослушивание?

10. С помощью чего осуществляется закачка воды с песком в скважину?

Занятие № 30