книги из ГПНТБ / Ширковский, А. И. Добыча и подземное хранение газа учебное пособие

Фонтанная арматура выпускается на рабочее давление 40, 75, 125, 200, 300 и 500 кгс/см2. Внутренний диаметр ее 63 или 100 мм выбирают в зависимости от дебита скважины и давления газа. Научно-технический прогресс в добыче газа приводит к необхо­ димости увеличения диаметра эксплуатационной колонны и деби­ та скважины, а следовательно, и диаметра фонтанной арматуры. В настоящее время в экспериментальном порядке выпущена фон­ танная арматура с внутренними диаметрами 125 и 150 мм.

§ 12. Вызов притока газа из пласта в скважину

Законченная бурением скважина обычно заполнена промывоч­ ным раствором. На поверхности пористой среды на забое нахо­ дится слой глинистой корки, так как часть воды из промывочного раствора отфильтровалась в пласт. Давление, создаваемое стол­ бом раствора на забое, как правило, больше давления газа в пласте. Освоение скважины состоит в том, чтобы вызвать приток газа из пласта в скважину, очистить пористую среду от глинистой корки, отфильтровавшейся в нее воды, обломков и частиц пори­ стой породы, образовавшихся в период перфорации обсадной ко­ лонны и цементного камня за колонной, и добиться устойчивой работы скважины на запроектированном технологическом режи­

ме.

Для вызова притока газа из пласта в скважину следует соз­ дать разность давлений в пласте и на забое скважины, что необхо­ димо для преодоления фильтрационных сопротивлений при движении газа в пласте и вытеснения столба жидкости на поверх­ ность.

Существует несколько способов вызова притока газа в сква­ жине:

1)замена промывочного раствора водой, имеющей меньший удельный вес;

2)снижение уровня жидкости в скважине с помощью тарта­ ния желонкой;

3)снижение уровня жидкости и создание пониженного давле­ ния в колонне с помощью поршневого тартания (свабирования);

4)выдавливание жидкости из скважины на поверхность через

колонку фонтанных труб с помощью закачки газа высокого дав­ ления с поверхности в затрубное пространство.

После снижения уровня жидкости в скважине на достаточную глубину, прекращения тартания, удаления желонки или сваба из скважины происходит процесс газирования (образования пузырь­ ков газа в жидкости), уменьшаются удельный вес и давление газированной жидкости на пласт, постепенно уровень ее поднима­ ется и жидкость выбрасывается из скважины, образуется фонтан чистого газа.

Наступает период продувки скважины, очистки пористой среды и забоя от твердых взвесей и жидкостей. После некоторого перио­

51

да продувки скважины в атмосферу ее закрывают для обвязки, исследований с помощью передвижных установок и опытно-про­ мышленной эксплуатации с помощью промысловых установок.

§ 13. Методы увеличения производительности газовых скважин

Методы увеличения производительности (дебитов) газовых скважин начали применяться в СССР с 1950 г. на месторождениях Украины и Саратовской области. Основными методами интенси­ фикации притока газа были солянокислотная обработка (СКО) и торпедирование скважин. В дальнейшем получили распростра­ нение перфорация скважин под давлением в газовой среде, гид­

подвергнуто 275 скважин. Это позволило дополнительно добыть 1,7 млрд, м3 газа и получить экономический эффект в 1,6 млн.

руб. [4]:

Дебиты газовых скважин при одинаковых диаметрах, режимах эксплуатации пласта, величине пластового давления можно увеличить снижением фильтрационного сопротивления при дви­ жении газа в призабойной зоне пласта. Это возможно путем образования каналов, каверн и трещин в ней, уменьшения содер­ жания твердых частиц и жидкостей в поровых каналах.

Известны следующие методы воздействия на призабойную зону пласта:

1) физико-химические: солянокислотная обработка; термокис­ лотная обработка; обработка поверхностно-активными веществами (ПАВ); осушка призабойной зоны сухим обезвоженным газом; 2) механические: торпедирование; гидравлический разрыв пла­ ста (ГРП ); гидропескоструйная перфорация (ГПП); ядериый взрыв; 3) комбинированные: тидравлический разрыв пласта с соляно­ кислотной обработкой; гидропескоструйная перфорация с соляно­

кислотной обработкой.

Выбор метода воздействия на призабойную зону скважин зави­ сит от литологического и минералогичского составов пород и цементирующего материала газоносных горных пород, давления и температуры газа и пород пласта, мощности продуктивного гори­ зонта, неоднородности пласта вдоль разреза.

Солянокислотная и термокислотная обработка призабойных зон скважин дают хорошие результаты в слабопроницаемых кар­ бонатных породах (известняках, доломитах) и песчаниках с кар­ бонатным цементирующим веществом. В песчаниках с глинистым цементирующим материалом эффективна обработка соляной и плавиковой кислотами (так называемой грязевой кислотой).

Солянокислотная обработка основана на способности соляной кислоты растворять карбонатные породы. При этом происходят

•следующие химические реакции:

52

в известняках

2НС1 + СаС03 = СаС12 + Н20 4 - СО,;

в доломитах

4НС1 + CaMg (С03)2 = СаС12 + 2Н,0 + 2С02.

В зависимости от пластовых условий на практике применяют 8—15%-ную соляную кислоту. Техническая соляная кислота по­ ставляется заводами концентрированной. На промысле ее разбав­ ляют водой до нужной концентрации. Характеристика соляной кислоты приведена в табл. 5.

Т а б л и ц а 5

Для снижения коррозии металлического оборудования в про­ цессе СКО используют вещества, называемые ингибиторами кор­ розии, в качестве которых применяют формалин (СН20 ), уникод ПБ-5, И-1-А с уротропином, а также сульфонол, ДС-РАС, дисолван 4411, нейтрализованный черный контакт (НЧК).

Продукты взаимодействия кислоты с породой удаляются из пласта в процессе освоения скважины. Для облегчения этого процесса в кислоту добавляют интенсификаторы, снижающие по­ верхностное натяжение продуктов реакции: НЧК, спирты, препа­ рат ДС и другие ПАВ.

Порядок добавления различных реагентов в кислоту при под­ готовке ее к закачке в скважину следующий: вода — ингибиторы —

а также цементировочных агрегатов ЦА-300, ЦА-320М, 2АН-500. Время реакции кислоты с момента окончания закачки не должно превышать 6—8 ч. Результаты определяют по данным исследова­ ний скважин после обработки. Обработка считается успешной, если уменьшается коэффициент С, увеличивается дебит скважи­

ны при той же депрессии на пласт.

Торпедирование, гидравлический разрыв, гидропескоструйную перфорацию и ядерные взрывы обычно применяют в пластах, сложенных крепкими, плотными породами, имеющими небольшие проницаемость, пористость, но высокое пластовое давление.

53

Гидравлический разрыв пласта приводит к раскрытию имею­ щихся в пласте трещин или образованию новых с помощью закач­ ки в скважину жидкости разрыва под высоким давлением ичк удержанию их в раскрытом состоянии с помощью закачки в тре­ щину песка. В качестве жидкостей разрыва и песконосителя ис­ пользуются водоконденсатные, водо-кислотноконденсатные эмуль­ сии, водный раствор дисолвана, карбоксиметилделлюлоза, кислот­

700кгс/см2.

Впромытую, очищенную скважину спускают фонтанные трубы

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 агрегат для нагнетания жидкостей.

Момент разрыва пласта фиксируется по значительному увеличе­ нию приемистости скважины или снижению давления нагнетания.

После разрыва в пласт нагнетают жидкость-песконоситель, продавливают ее в пласт нагнетанием в скважину продавочной жидкости, в качестве которой часто используют жидкость разрыва. Затем устье скважины закрывают до полного падения давления. В дальнейшем скважину промывают, очищают от песка, осваивают, исследуют для определения эффективности ГРП. При первом ГРП

вобразовавшуюся трещину закачивают 5—6 т песка, при после­ дующих — до 20 т.

ВСША, в штате Канзас, применяют следующую методику ГРГ1:

вскважину закачивают дизельное топливо с добавками, снижаю­ щими поверхностное натяжение, затем вводят 7,5—11,5 м3 загущен­ ной кислоты с содержанием 240 кг/м3 песка, после этого снова закачивают 7,5% -ную соляную кислоту в объеме 3,8—5,5 м3 с теми же добавками. Остатки кислоты из труб вымывают водой, прини­ мая меры против попадания ее в пласт. Гель, задавленный в пласт, разрушается, превращаясь в жидкость с небольшой вязкостью. Песок остается в трещине, а жидкость возвращается в скважину при последующем ее свабировании.

Гидропескоструйная перфорация предназначена для создания каналов сообщения пласта и скважины с помощью абразивного воздействия твердой фазы (песка), находящейся в струе жидкости, на металлическую обсадную колонну, цементный камень и горные породы.

Скважину залавливают меловым раствором и спускают в нее фонтанные трубы с гидропескоструйным перфоратором, устанав­

АП-3,5"-У и др. Схема гидроперфоратора АП-3,5"-У приведена на рис. 7.

54

Рис. 7. Схема гидроперфоратора АП-3,5"-У:

/ — корпус насадки; 2 — насадка; 3 — корпус перфоратора; 4 — шариковый клапан; 5 — хвостовик

В фонтанные трубы с помощью цементиро­ вочных агрегатов закачивают воду с опреде­ ленным количеством песка под высоким давле­ нием. Выходя из перфоратора с большой ско­ ростью истечения, вода с песком разрушает колонну, цементный камень и породу,создавая каналы диаметром 10 мм и длиной до 0,5 м.

Насадки в гидроперфораторах установле­ ны под углом 65—75° к вертикальной пло­

скости.

На Тахта-Кугультинском газовом место­ рождении Ставропольского края перфорация проводится при давлении на головке фонтан­ ных труб 230—250 кгс/см2 с помощью четырех одновременно работающих насадок диаметром

4,5 мм.

В качестве промывочной жидкости и песконосителя используется 10%-ный раствор пова­ ренной соли НС1 и 0,3%-ный раствор сульфонола при концентрации песка 50 г/л. Продол­ жительность перфорации изменяется от 7 до 15 мин. Считается достаточной линейная плот­ ность перфорации, равная 4—6 каналам на

1м перфорируемого интервала.

§14. Одновременная раздельная эксплуатация двух газовых

пластов в одной скважине

Многие газовые и газоконденсатные месторождения являются многопластовыми. Разработка и эксплуатация таких месторожде­ ний возможна двумя методами: 1) раздельно каждого газового пласта самостоятельными сетками скважин; 2) одновременно, но раздельно двух или трех пластов одной скважиной.

Метод одновременной раздельной эксплуатации (ОРЭ) двух и более пластов одной скважиной является элементом научнотехнического прогресса в добыче газа; он имет следующие технико­ экономические преимущества: уменьшается общее число эксплуа­ тационных скважин для разработки двух пластов; сокращается общая протяженность промысловых газосборных трубопроводов; ускоряется ввод в эксплуатацию новых газоконденсатных залежей; уменьшаются капитальные вложения в строительство скважин и поверхностное оборудование; сокращается численность обслужи­ вающего персонала.

55

Выбор объектов для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов в одной скважине зависит от ряда факторов: 1) со­ става пластовых газов; 2) разности давлений и температур газа в пластах; 3) расстояния по вертикали между пластами; 4) ре­ жима эксплуатации пластов.

Объединение возможно, если составы пластовых газов одно­ типны, разность давлений и температур невелика, расстояние меж­ ду пластами не меньше 10 м, одинаковы режимы эксплуатации залежей.

Метод одновременной раздельной эксплуатации двух пластов в одной скважине затрудняет исследование пластов в этих сква­ жинах, воздействие на призабойную зону с целью увеличения про­ изводительности пластов, ремонтные работы в скважине, требует увеличения числа наблюдательных скважин и скважин для регу­ лирования систем разработки пластов.

Для разобщения пластов в скважине при пх одновременной эксплуатации применяют пакеры, назначение которых создать сальниковое уплотнение в межтрубном кольцевом пространстве между обсадной колонной и колонной фонтанных труб. Пакер устанавливают ниже верхнего газоносного пласта и закрепляют внизу колонны фонтанных труб. Газ из верхнего пласта отбирают по межтрубному пространству, из нижнего — по колонне фонтан­ ных труб.

Для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов в одной скважине на глубинах 2000—3000 м и более в СевКавНИПИНефти разработана установка ГУЭ2ГП [22], которая обес­ печивает надежное разобщение газовых пластов при больших пере­ падах давлений и температур, независимое регулирование работы каждого пласта. Установка допускает как эксплуатацию верхнего пласта по затрубному пространству, нижнего — по фонтанным трубам, так и при необходимости эксплуатацию обоих пластов по фонтанным трубам.

Глубинная установка для эксплуатации двух газовых пластов (ГУЭ2ГП) в одной скважине показана на рис. 8. Она состоит из гидравлического переключающего устройства (ГГ1УВ) Г и шлипсового пакера Г1. Переключающее устройство предназначено для разобщения трубного и затрубного надпакерного пространств,. Управляется устройство гидравлически при помощи шаров, спус­ каемых в скважину на проволоке через фонтанные трубы.

Устройство состоит из корпуса 1, в верхний конец которого ввернут сальник 2, а в нижний — переводник 8. Внутри размещен цилиндр 5, который прижат к упорному диску, опирающемуся на торец сальника.

В корпусе сальника размещен подвижный поршень 6, который на нижнем конце имеет головку, образованную уплотняющими и упорными кольцами, сжатыми гайками. Ход поршня в цилиндре равен 45 мм. Надпоршневое пространство на наружной поверх-

56

просверлено по шесть отверстий 4 диаметром cZ=10 мм. Отверстия по горизонтали совпадают с отверстиями в распорном кольце при

Метод ОРЭ двух пластов в одной скважине начал применяться

вСССР с 1949 г. на Елшано-Курдюмском газовом месторождении

[7]и получил распространение на месторождениях Саратовской и Волгоградской областей, Украины, Туркмении, Харьковской и Полтавской областей.

57

В 1970 г. в СССР ОРЭ проведена в 377 скважинах. Среднего­ довой экономический эффект на одну скважино-операцию в 1968 г. составлял 31,2 тыс. руб. [4].

§15. Размещение скважин на структуре и площади газоносности

Площади газоносности залежей в плане могут иметь различ­ ную форму: удлиненного овала с отношением продольной и попе­ речной осей больше 10; овала; круга; прямоугольника или фигу­ ры произвольной формы.

Территории промыслов различаются рельефом, грунтом, за­ стройками разного назначения. Газоносный коллектор характе­ ризуется в общем случае изменчивостью геолого-физических параметров и литологии. Эти причины в сочетании с требования­ ми экономики приводят к различным способам размещения эксплу­ атационных, нагнетательных и наблюдательных скважин на струк­ туре и площади газонасыщенности. Практика показывает, что размещать скважины можно следующим образом.

1. Равномерно на площади газоносности. В этом случае сква­ жины бурят в вершинах правильных треугольников или углах квадратов. Во время эксплуатации залежи одинаковы удельные площади дренирования (в случае однородных коллекторов) при одинаковых дебитах скважин или соблюдается постоянство отно­ шения дебита отбираемого газа к удельному объему дренирования в неоднородных по геолого-физическим параметрам коллекторах. При равномерном размещении скважин темп снижения среднего приведенного давления p/z в удельном объеме дренирования равен темпу снижения приведенного давления в залежи.

2. Неравномерно на площади газоносности. К неравномерному размещению относятся: линейные цепочки (батареи) скважин; кольцевые батареи; комбинированные цепочки; произвольноеразмещение скважин в местах с наилучшими геолого-физическими параметрами или в наиболее пригодных твердых площадках в болотистой местности. При неравномерном размещении скважин на площади газоносности темпы изменения среднего приведенногодавления в удельных объемах дренирования скважин и всей за­ лежи различны. В этом случае возможно образование глубоких депрессионных воронок давления в отдельных объемах залежи.

Равномерное размещение скважин на площади газоносности приводит к лучшей геологической изученности месторождения,, меньшей интерференции скважин при их совместной работе, более быстрому извлечению газа из залежи при одном и том же числе скважин и одинакевых условиях отбора газа. Преимуществом неравномерного размещения скважин на площади газоносности по* сравнению с равномерным является уменьшение общей протяжен­ ности дорог, газо- и конденсатопроводов, линий электропередач, связи, водоводов.

Наблюдательные скважины (примерно 10% от числа эксплуа-

58

тационных) бурят, как правило, в местах наименьшей геологиче­ ской изученности, вблизи мест тектонических нарушений, в водо­ носной зоне, недалеко от начального газо-водяного контакта, в районах расположения скважин, эксплуатирующих одновременно, но раздельно два пласта. Наблюдательные скважины позволяют получать разнообразную информацию о конкретных свойствах пласта, изменении давления, температуры и состава газа в точках размещения скважин, перемещении газо водяного контакта, газоводо- и конденсатонасыщенности пласта, направлении и скорости перемещения газа в пласте.

Размещение нагнетательных и эксплуатационных скважин на структуре и площади газоносности зависит от вида рабочего аген­ та, закачиваемого в пласт для поддержания давления, формы и

погружениях складки. При закачке в пласт воды нагнетательные скважины размещают в пониженной части залежи, эксплуатацион­ ные— в повышенной, купольной. При таком размещении скважин на структуре достигается увеличение коэффициента охвата вытес­ нением пластового газа рабочим агентом.

Нагнетательные и эксплуатационные скважины размещаются на площади газоносности в виде кольцевых или линейных цепо­ чек скважин.

§16. Схема сбора и внутрипромыслового транспорта газа

иконденсата

При разработке газовых или газоконденсатных месторожде­ ний с небольшим содержанием углеводородного конденсата приме­ няются четыре схемы внутрипромыслового сбора газа: линейная; лучевая; кольцевая и групповая (рис. 9).

Название системы сбора обусловливается конфигурацией кол­ лектора. При этих системах сбора и внутрипромыслового тран­ спорта газа каждая скважина имеет отдельную технологическую нитку и комплекс оборудования для очистки газа от механических примесей, жидкостей и предотвращения образования кристалло­ гидратов углеводородных газов (сепараторы, конденсатосборники, установки для ввода метилового спирта (метанола) в поток газа и т. д.).

Газ от скважин, пройдя прискважинные сооружения по очистке от твердых взвесей и жидкостей, по шлейфам направляется в общий газосборный коллектор, промысловый газосборный пункт (ПГСП) и магистральный газопровод. Углеводородный конденсат из прискважинных сооружений по самостоятельным трубопрово­ дам, проложенным параллельно газопроводам, направлялся на ПГСП.

59