Скважинные насосы устанавливают на НКТ, а газ отбирают через затрубное пространство. Чтобы исключить поступление газа на прием насоса, его размещают ниже зоны перфорации под буферным уровнем жидкости или над забойным клапаном, который пропускает в НКТ только жидкость.

Вывод. При эксплуатации скважин большое внимание должно уделяться надежности, долговечности и безопасности работы, предотвращению открытых газовых фонтанов, защите окружающей среды. Условиям надежности, долговечности и безопасности работы должны удовлетворять как конструкция газовой скважины, так и оборудование ее ствола и забоя.

Подземное оборудование ствола скважины позволяет осуществлять:

1)защиту скважины от открытого фонтанирования;

2)освоение, исследование и остановку скважины без задавки

еежидкостью;

3)воздействие на призабойную зону пласта с целью интенсификации притока газа к скважине;

4)эксплуатацию скважины на установленном технологическом режиме;

5)замену колонны насосно-компрессорных (фонтанных) труб без задавки скважины жидкостью.

Вопросы для самопроверки

1.Оборудование забоя газовой скважин.

2.Удаление жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин.

4. ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ

План

4.1.Факторы, влияющие на производительность скважин.

4.2.Виды осложнений при эксплуатации скважин.

Газовые и газоконденсатные месторождения представляют собой сложные природные комплексы, главным признаком которых является наличие скопления углеводородов в пористом пла-

41

сте-коллекторе, ограниченном непроницаемыми покрышкой и основанием. Размеры скопления, состав, фазовое состояние и геологические свойства углеводородной смеси характеризуются большим разнообразием. Весьма разнообразны также коллекторские свойства, глубины залегания, толщины и начальные термобарические параметры вмещающих углеводороды пород. Если учесть еще и широту спектра природно-климатических условий в зонах расположения месторождений, то очевидно, сколь многообразны проблемы, решение которых необходимо при проектировании разработки залежей и отборе запасов природного газа.

Природный газ добывается с помощью эксплуатационных газовых скважин, а система разработки определяется геологическими условиями месторождения и экономическими расчетами. Рост добычи природного газа обеспечивается за счет открытия новых месторождений, вовлечения в разработку менее богатых месторождений, совершенствования технологий добычи и переработки сырья с использованием безотходной технологии. Масштабы добычи природного газа возрастают по мере развития промышленного производства, технического прогресса и роста народонаселения.

Процесс добычи нефти и газа включает три этапа.

Первый этап − движение нефти и газа по пласту к скважинам благодаря искусственно создаваемой разности давлений в пласте и на забоях скважин. Он называется разработкой нефтяных и газовых месторождений.

Второй этап − движение нефти и газа от забоев скважин до их устьев на поверхности. Его называют эксплуатацией нефтяных и газовых скважин.

Третий этап − сбор продукции скважин и подготовка нефти и газа к транспортированию потребителям. В ходе этого этапа нефть, а также сопровождающие ее попутный нефтяной газ и вода собираются, затем газ и вода отделяются от нефти, после чего вода закачивается обратно в пласт для поддержания пластового давления, а газ направляется потребителям. В ходе подготовки природного газа от него отделяются пары воды, коррозионно-активные (сероводород) и балластные (углекислый газ) компоненты, а также механические примеси.

Разработка нефтяного или газового месторождения – это комплекс мероприятий, направленных на обеспечение притока

42

нефти и газа из залежи к забою скважин, предусматривающих с этой целью определенный порядок размещения скважин на площади, очередность их бурения и ввода в эксплуатацию, установление и поддержание определенного режима их работы. Всякая нефтяная и газовая залежь, обладает потенциальной энергией, которая в процессе разработки залежи переходит в кинетическую,

ирасходуется на вытеснение нефти и газа из пласта.

4.1.Факторы, влияющие на производительность скважин

Текущее состояние и конечная эффективность разработки газовых месторождений определяются тем, насколько совершенна запроектированная система разработки, как она учитывает все особенности геологического строения месторождения и окружающего водонапорного бассейна и насколько эта система реализована практически. В соответствии с геологическими и гидрогеологическими условиями, а также с выбранной технологией разработки проектируется и система контроля.

Факторы и условия, определяющие степень сложности разработки месторождения, под влиянием которых формируется комплекс контролируемых параметров, условно можно разделить на две группы.

1.Геологические и гидрогеологические. К ней следует отне-

сти размеры залежи и ее начальные параметры (глубина залегания продуктивного пласта, пластовые давление и температура, запасы газа и конденсата), геологическое строение продуктивного горизонта (многопластовость, неоднородность коллекторских свойств, разрывные нарушения и пр.), тип залежи (пластовая, массивная, водоплавающая), физико-химические свойства пластовых флюидов и т. д. Эта же группа включает характер контакта залежи с окружающим водонапорным бассейном. Особенности этого бассейна – протяженность, проницаемость, гидростатические напоры.

2.Технологические. В неё входят способ разработки залежи

(с поддержанием давления, на истощение, с консервацией газовой части залежи или нефтяной оторочки и т. д.); стадия разработки (начальная, основная и др.); темп отбора углеводородов из залежи и дебиты отдельных скважин, их рабочие давления и текущее состояние; система вскрытия продуктивного горизонта и размеще-

43

ние скважин на структуре; наличие межпластовых или внутрипластовых перетоков газа и пр.

Некоторые факторы, такие как взаимодействие соседних залежей, режим разработки и другие, являются общими, но, поскольку возникают они только в процессе разработки месторождений, условно относятся ко второй группе.

В общем случае система контроля тем сложнее, чем больше упомянутых факторов и условий характерно для данного месторождения, чем больше особенностей и осложнений в его разработке. Крупное по размерам и этажу газоносности многопластовое месторождение с резко неоднородными коллекторами, с блоковым строением, а также с внедрением пластовых вод требует максимума контролируемых параметров. Небольшое однопластовое газовое месторождение может достаточно эффективно эксплуатироваться и при упрощенной системе контроля.

Призабойная зона скважины испытывает на себе действие большого числа факторов, которые можно объединить в следующие группы:

−механические, связанные с процессом разрушения горных пород и формированием ствола скважины;

−гидродинамические, заключающиеся в создании на забое скважин в процессе технологических операций избыточных давлений, следствием которых является проникновение технологических жидкостей в коллектор;

−физико-химические, которые являются следствием несовместимости состава и свойств технологических жидкостей, проникших в коллектор, с физико-химическими свойствами пластовых флюидов, его насыщающих, и породой коллектора.

Среди причин, приводящих к снижению фильтрационных свойств продуктивных пластов в процессе их заканчивания, проведения ремонтных работ и других операций, наиболее частыми являются:

−поглощение технологической жидкости продуктивным пластом или его насыщение фильтратом;

−кольматация пор пласта частицами твердой фазы технологической жидкости;

−набухание глинистого материала пласта в результате взаимодействия с фильтратом технологической жидкости;

44

− образование нерастворимых осадков в призабойной зоне в результате контакта технологической жидкости с пластовыми флюидами и изменения температуры.

Поглощение технологической жидкости продуктивным пластом приводит к насыщению призабойной, а в ряде случаев и удаленной зоны, к снижению фазовой проницаемости призабойной зоны пласта. Особенно в больших объемах может происходить поглощение технологической жидкости в случае трещиноватого коллектора и воздействия на него высоких значений градиентов давлений. В этом случае процесс фильтрации происходит с нарушением линейного закона фильтрации Дарси.

Ухудшение коллекторских свойств продуктивного пласта может наступить вследствие набухания глин, выпадения различных солей из пластовых вод, образования стойких эмульсий, отложения смол, парафинов и продуктов коррозии в фильтровой части ствола скважины, а также из-за гидратации пород. В результате всех вышеизложенных осложнений дебиты газовых и газоконденсатных скважин с течением времени неуклонно снижаются. В этой связи большое значение приобретают методы интенсификации добычи газа, которые позволяют восстановить, а зачастую и улучшить фильтрационные характеристики коллектора в призабойной зоне скважин.

Особое внимание на всех стадиях разработки газового месторождения следует уделять внедрению подошвенной и законтурной воды в случае водонапорного режима работы пласта. Естественно, активность воды неодинакова на разных стадиях отбора запасов газа из пласта. Обычно сначала наблюдаются признаки только газонапорного режима. По мере снижения давления отмечается все более активное внедрение воды. На завершающей стадии разработки, когда образуются обширные зоны обводнения с защемленным и обойденным газом, темп внедрения воды вновь замедляется из-за возросших фильтрационных сопротивлений. Динамизм процесса обводнения различен в поровых и трещиноватых коллекторах, что диктует необходимость конкретного подхода к системе контроля за обводнением газового пласта. Разработка газоконденсатных месторождений имеет свою специфику.

Помимо всех особенностей разработки, присущих чисто газовым месторождениям, в этом случае возникают сложные пробле-

45

мы, связанные с отбором углеводородного конденсата. С одной стороны, это те вопросы, которые требуют своего решения при достижении максимально возможной конденсатоотдачи пласта. С другой стороны, это вопросы поддержания или восстановления продуктивности скважин, поскольку наибольшее насыщение порового пространства выпадающим конденсатом происходит именно в призабойных зонах скважин, приводя к более или менее значительному снижению фазовой газопроницаемости.

Если в ходе эксплуатации газоконденсатной залежи к забоям добывающих скважин подступает подошвенная или законтурная вода, то возникает проблема поддержания работоспособности скважин, в продукции которых содержится значительное количество жидкости (углеводородного конденсата и воды).

Особенно сложной является разработка газоконденсатного пласта, характеризующегося низкой проницаемостью пород. Выпадение ретроградного конденсата в поровом пространстве обусловливает в таких случаях необходимость поддержания давления для приемлемых отборов не только конденсата, но и газа [1].

4.2. Виды осложнений при эксплуатациискважин

С каждым годом возрастает роль газоконденсатных месторождений в добыче жидких углеводородов. Многие газоконденсатные месторождения содержат нефтяные оторочки и остаточную (рассеянную) нефть.

Разработка газоконденсатных месторождений в режиме истощения пластовой энергии сопровождается фазовыми превращениями (ретроградной конденсацией) углеводородной смеси, приводящими к значительным пластовым потерям конденсата. При начальном содержании тяжелых углеводородов в газе до 300− 600 см3/м3 насыщенность пор пласта выпавшим конденсатом обычно не превышает 10−20 % и в большинстве случаев ниже критического (равновесного) значения, при котором он приобретает подвижность. Движение конденсата происходит только в ограниченных по размерам зонах пласта, непосредственно примыкающих к забоям скважин, что связано с дополнительной конденсацией углеводородной смеси в области депрессионной воронки скважин. Распространение во времени зоны подвижного конденсата происходит довольно медленно. Так, за два года работы скважины

46

месторождения Карадаг с дебитом 300 тыс. м3/сут радиус зоны подвижного конденсата достигает 3,6 м, за 20 лет − 11,5 м.

Результаты лабораторных и аналитических исследований, а также промысловые данные показывают, что ретроградная конденсация углеводородной смеси оказывает отрицательное влияние практически на все технологические процессы, протекающие при добыче газа и конденсата. Это влияние сводится к следующему. Вследствие ретроградного выпадения конденсата в пласте уменьшаются коэффициент конечной конденсатоотдачи, характеризующий полноту отбора конденсата из пласта по отношению к его начальным запасам, и коэффициент углеводородоотдачи, представляющий собой отношение массы добытых газа и конденсата к начальным запасам всех углеводородов в пласте. При разработке газоконденсатных месторождений на режиме истощения извлекается в среднем 50−55 % (мас.) углеводородов, а пластовые потери конденсата достигают 60−87 % от его начальных запасов. При этом также снижаются коэффициенты компонентоотдачи, характеризующие степень извлечения из пласта отдельных компонентов.

В условиях снижающегося пластового давления в газоконденсатных пластах фазовая проницаемость пористой среды для газа является величиной переменной. В области изменения пластового давления от начального до давления начала конденсации углеводородной смеси коэффициент газопроницаемости несколько увеличивается вследствие десорбции пластового газа с поверхности поровых каналов при снижении давления. Конденсация тяжелых углеводородов приводит к резкому снижению фазовой проницаемости пористой среды для газа. В области давлений ниже давления максимальной конденсации коэффициент газопроницаемости постепенно увеличивается по мере снижения давления из-за десорбции и нормального испарения выпавшего конденсата. Опытные данные показывают, что влияние ретроградной конденсации углеводородной смеси на изменение фазовой проницаемости для газа увеличивается с ростом начального содержания конденсата в газе и уменьшением абсолютной проницаемости пористой среды. Наиболее существенное снижение фазовой проницаемости для газа отмечается в призабойной зоне пласта, в которой насыщенность пористой среды выпавшим конденсатом достигает максимального значения.

47

Ретроградная конденсация углеводородной смеси и скопление конденсата в призабойной зоне пласта приводят к ухудшению продуктивной характеристики скважин и снижению их добывных возможностей. Дебит газа уменьшаемся вследствие снижения фазовой проницаемости для газа, вызванного выпадением конденсата в пористой среде, и потерей части напора на перемещение подвижной части конденсата. Индикаторная линия для газоконденсатной скважины (зависимость разности квадратов пластового и забойного давлений от дебита газа) имеет аномальный вид. При пластовом давлении, превышающем давление начала конденсации углеводородной смеси, она отклоняется в сторону больших потерь давления от соответствующей зависимости для газовой скважины на начальном и конечном участках, при низких и высоких дебитах газа, отсекая на оси ординат отрезок выше начала координат. Отклонение начального участка индикаторной линии связано с выпадением конденсата в стволе скважины вследствие изменения термобарических условий по длине колонны лифтовых труб и его скоплением на забое из-за недостаточных скоростей движения газа. В этой области скважина работает неустойчиво. После продувки по факельной линии и переключения в работу на установку комплексной подготовки газа она быстро останавливается. Когда дебит газа достигает минимально необходимого значения для устойчивого выноса конденсата, индикаторные линии для газовой и газоконденсатной скважин практически совпадают. Отклонение конечного участка индикаторной линии для газоконденсатной скважины объясняется выпадением жидких углеводородов в призабойной зоне пласта, что приводит к увеличению фильтрационных потерь давления при движении газа. По параметрам точек пересечения начального и конечного участков индикаторной линии для газоконденсатной скважины с аналогичной зависимостью для газовой скважины можно определить минимально необходимый дебит газа и давления начала конденсации углеводородной смеси в динамических условиях. При пластовых давлениях, меньших давления начала конденсации углеводородной смеси, индикаторная линия для газоконденсатной скважины располагается выше индикаторной линии газовой скважины для всех возможных значений дебитов газа.

48

Ретроградная конденсация углеводородной смеси в ряде случаев приводит к низкой газоотдаче. К основным факторам, обусловливающим снижение коэффициента газоотдачи, можно отнести уменьшение фазовой проницаемости пористой среды для газа вплоть до полного прекращения фильтрации его в пласте при определенном строении порового пространства и преждевременное отключение добывающих скважин, вызванное скоплением конденсата на забоях скважин и в призабойных зонах пласта. В качестве примера можно привести месторождение НоксБромайд (США), специфические особенности строения продуктивных отложений которого вызывают практически полное прекращение фильтрации газа при достижении насыщенности жидкой фазой порядка 50 %. По этой причине коэффициент газоотдачи при разработке месторождения на истощение составляет всего 11 %. Аналогичное снижение продуктивной характеристики скважин наблюдается на месторождении Хидли (США). Оно обусловлено выпадением 45 % массы конденсата от его потенциального содержания при уменьшении давления всего на 0,35 МПа ниже давления начала конденсации. В результате коэффициент конденсатоотдачи при разработке месторождения на режиме истощения не превышает 13 %.

При разработке газоконденсатных месторождений на режиме истощения ухудшаются условия работы системы сбора газа вследствие скопления конденсата в выкидных линиях скважин. При этом снижается и эффективность извлечения конденсата на промысловых установках, что связано с постепенным истощением дроссельэффекта и нарушением первоначального углеводородного состава газоконденсатной смеси. В результате уменьшается коэффициент добычи конденсата, характеризующий отношение накопленной добычи конденсата на промысле к его начальным запасам.

Отрицательное влияние фазовых превращений углеводородной смеси на процессы добычи газа и конденсата усугубляется при неравномерном дренировании продуктивных отложений. Поэтому в целях минимизации пластовых потерь конденсата на режиме истощения необходимо обеспечить равномерную отработку газоконденсатного месторождения.

49

Выводы. Природный газ добывается с помощью эксплуатационных газовых скважин, а система разработки определяется геологическими условиями месторождения и экономическими расчетами. Рост добычи природного газа обеспечивается за счет открытия новых месторождений, вовлечения в разработку менее богатых месторождений, совершенствования технологий добычи и переработки сырья с использованием безотходной технологии. Масштабы добычи природного газа возрастают по мере развития промышленного производства, технического прогресса и роста народонаселения.

Разработка нефтяного или газового месторождения – это комплекс мероприятий, направленных на обеспечение притока нефти и газа из залежи к забою скважин, предусматривающих с этой целью определенный порядок размещения скважин на площади, очередность их бурения и ввода в эксплуатацию, установление и поддержание определенного режима их работы.

Вопросы для самопроверки

1.Факторы, влияющие на производительность скважин.

2.Виды осложнений при эксплуатации скважин.

5.ОСНОВНЫЕ ПРИЧИНЫСНИЖЕНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПРОДУКТИВНОГО КОЛЛЕКТОРА

План

5.1.Заканчивание в процессе строительства скважины.

5.2.Вторичное вскрытие (перфорационные работы).

5.3.Цементирование эксплуатационной колонны.

5.4.Глушение скважины.

5.5.Консервация скважины.

5.6.Методы интенсификации добычи газа и газоконденсата.

Существуют различные воздействия на призабойную зону продуктивного пласта, приводящие к изменению ее физикохимических свойств (ухудшение или улучшение), которое осуществляется на следующих этапах жизни скважины.

50

5.1. Заканчиваниев процессестроительства скважины

Заканчивание в процессе строительства скважины, а именно первичное вскрытие продуктивного пласта в процессе бурения является важным этапом в процессе строительства скважины. Эффективность разработки нефтяных и газовых месторождений во многом определяется состоянием призабойной зоны скважин в период заканчивания.

Врезультате физико-химического и механического воздействия при заканчивании скважин изменяются коллекторские свойства пород в призабойной зоне.

Физико-химическое воздействие на призабойную зону обусловлено взаимодействием флюида пласта и фильтрата бурового и цементного растворов, а также действием адсорбционных, капиллярных и диффузионно-осмотических сил.

Впроцессе вскрытия и разбуривания продуктивного пласта необходимо уделять особое внимание технологическим приемам, снижающим отрицательное воздействие технологических процессов на приствольную зону продуктивного пласта.

Требования к технологии вскрытия сводятся к тому, чтобы режим вскрытия, промывка скважины и спускоподъемные операции выбирались с учетом обеспечения минимальной зоны проникновения фильтрата бурового раствора, не превышающей глубины перфорационных каналов.

5.2. Вторичное вскрытие (перфорационные работы)

Основная задача вторичного вскрытия − создание совершенной гидродинамической связи между скважиной и продуктивным пластом без отрицательного воздействия на коллекторские свойства призабойной зоны пласта (ПЗП), без значительных деформаций обсадных колонн и цементной оболочки. Решение этой задачи обеспечивается выбором условий перфорации, перфорационной среды, оптимального для данных условий типоразмера стреляющей аппаратуры и оптимальной плотности перфорации.

При разработке процесса перфорации должны учитываться геолого-промысловая характеристика залежи, тип коллектора и технико-технологические данные по скважине:

51

−толщина, фильтрационно-емкостные свойства призабойной

иудаленной зон пласта, расчлененность, литофациальная характеристика пласта и вязкость нефти;

−расстояние до контактов водонефтяного (ВНК), газонефтяного (ГНК) и газоводяного (ГВК);

−пластовое давление и температура в интервале перфорации;

−наличие обсадной колонны в интервале перфорации, минимальный внутренний диаметр в колонне труб;

−максимальный угол отклонения скважины от вертикали;

−состояние обсадной колонны и ее цементной оболочки;

−свойства и состав жидкости, применявшейся при первичном вскрытии пласта.

Вторичное вскрытие пласта осуществляется перфорацией, для чего применяют стреляющие либо гидропескоструйные перфораторы. По принципу действия стреляющие перфораторы подразделяются на пулевые, торпедные и кумулятивные.

5.3. Цементирование эксплуатационной колонны

Весь комплекс работ, связанных с замещением бурового раствора цементным (тампонажным), называется цементированием скважины или обсадной колонны; сюда же входят ожидание затвердения цементного раствора (ОЗЦ) и период формирования цементного камня. Существует несколько методов цементирования. Из них наиболее распространен метод прямого цементирования, применяемый с некоторыми вариациями и изменениями с начала нашего века.

Важность качественного цементирования обусловлена тем, что это заключительный этап строительства скважин, поэтому неудачи при его выполнении могут свести к минимуму ожидаемый эффект, стать причиной неправильной оценки перспективности разведываемых площадей, появления «новых» залежей нефти и особенно газа в коллекторах, перетоков флюидов, грифонообразования, газопроявлений и т. д. Стоимость скважин, особенно глубоких, высока, а ущерб от некачественного их крепления, может быть еще большим. Процесс цементирования скважин − операция необратимая, ремонт и восстановление их связаны со значительными затратами средств и времени.

52

Цементный раствор поступает в заколонное пространство, замещая находящийся там буровой раствор, и затвердевает в камень.

Высокое качество цементирования любых скважин включает два понятия: герметичность обсадной колонны и герметичность цементного кольца за колонной [1].

5.4. Глушениескважины

Глушение скважины в процессе проведения капитального или подземного ремонта технологический процесс, в результате которого создается противодавление на пласт.

После капитального или текущего ремонта почти во всех скважинах отмечается снижение продуктивности вследствие загрязнения продуктивного пласта при глушении и собственно ремонте.

Одна из основных причин снижения продуктивности скважин после ремонта – несоответствие применяемых жидкостей глушения геолого-техническим условиям. Жидкости глушения должны подбираться из условий нанесения минимального ущерба продуктивному пласту и обеспечения проведения необходимых операций по ремонту и измерениям в скважине. Воздействие жидкости глушения на продуктивный пласт происходит с помощью двух механизмов: химического и механического. Примером смешанного или химического воздействия является процесс глинизации пласта и его закупорки жидкостями. Механическое воздействие на пласт проявляется в закупорке пласта по стенке скважины и в призабойной зоне или в нарушении структуры пласта.

Основные требования к жидкостям глушения состоят в том. чтобы они имели плотность, достаточную для обеспечения необходимого противодавления на пласт, обеспечивали максимальное сохранение коллекторских свойств пласта, регулируемость технологических свойств (взрыво- и пожаробезопасность, термостабильность и успешное проведение различных операций, а также были технологичными в приготовлении и использовании. Главные компоненты жидкостей глушения: жидкость (фильтрат), закупоривающие частицы, добавки различного назначения. Для низкопроницаемых коллекторов используются жидкости без твердой фазы.

Поэтому если при глушении скважины, вышедшей в ремонт, применять жидкость, обладающую одновременно свойствами задавочной жидкости (регулируемые плотность, вязкость, статическое

53

напряжение сдвига) и растворяющей способностью к парафинистым и асфальтосмолистым отложениям, то операцию обработки призабойной зоны можно совместить с подземным ремонтом.

Учитывая, что в среднем каждая скважина ежегодно подвергается подземному ремонту, то с применением такой универсальной жидкости глушения призабойная зона пласта будет ежегодно очищаться от отложений парафинов, асфальтенов и смол, что, в свою очередь, обеспечит поддержание текущих темпов добычи углеводородов.

Такой технологической жидкостью является обратная эмульсия, содержащая в дисперсионной среде необходимое количество углеводородного растворителя, способного отфильтровываться без разрушения эмульсии [1].

5.5. Консервацияскважины

Консервация скважины – изоляция продуктивного горизонта скважины на определенный период времени с целью сохранения ее ствола в процессе бурения либо после окончания бурения.

Консервация скважин проводится на непродолжительный срок (несколько месяцев) в процессе бурения при появлении в разрезе осложняющих горно-геологических условий, при кустовом бурении до окончания сооружения всех скважин в кусте, при освоении месторождений до обустройства промысла либо на длительные сроки – после отработки месторождения. Консервация скважин, подготовленных к эксплуатации, заключается в установлении полного комплекта устьевой арматуры, после чего для пуска скважины необходимо лишь присоединить ее напорную линию к газопроводу. Для сохранения пробуренного ствола отдельные интервалы скважины, сложенные неустойчивыми породами, на период консервации закрепляют цементным раствором (цементными мостами) или другими вяжущими материалами (например, смолами). При возобновлении работ и скважине эти интервалы разбуривают. При консервации скважин на продолжительный период времени устьевая арматура скважины покрывается антикоррозионным покрытием.

Применяемые технологии ограничения притока вод в скважины в зависимости от характера влияния закачиваемой водоизолирующей массы на проницаемость нефтенасыщенной части пласта, вскрытого перфорацией, разделяются на селективные и неселек-

54

тивные. Такое разделение определяется физико-химическими свойствами материала.

Неселективные методы изоляции (НСМИ) – это методы, ис-

пользующие материалы, которые независимо от насыщенности среды нефтью, водой и газом образуют экран, не разрушающийся со временем в пластовых условиях. Основные требования при НСМИ – точное выделение обрабатываемого обводненного интервала и исключение снижения проницаемости продуктивной нефтенасыщенной части пласта. Для этого в основном используются цементы, пеноцементы, полимерцементы, технические устройства типа разбуриваемых пакеров и перекрывающих устройств.

Селективные методы изоляции (СМИ) – это такие методы,

когда используют материалы, которые закачивают во всю перфорированную часть пласта. При этом образующийся осадок, гель или отверждающееся вещество увеличивают фильтрационное сопротивление только в водонасыщенной части пласта, а закупорки нефтяной части пласта не происходит. Селективное воздействие химпродуктов основывается на различии физико-химических свойств пластовых жидкостей (нефти и воды) и физикогеологических особенностях строения продуктивного объекта, определяющих гидродинамическую обстановку коллектора.

5.6. Методы интенсификации добычи газа и газоконденсата

На стадии промышленного испытания и внедрения методов увеличения производительности скважин возникает проблема эффективного их применения. Эффективность применения того или иного метода для конкретного объекта разработки в целом зависит от следующих групп факторов.

1.Потенциальные возможности метода.

2.Критические факторы применения метода.

3.Фактическое состояние разработки объекта на дату внедрения метода.

4.Остаточная конденсатонасыщенность и газонасыщенность

ираспределение остаточных конденсата и газа в пласте.

5.Геолого-физические свойства пластов-коллекторов и физи- ко-химические свойства пластовых флюидов и газа.

55

6.Расположение и техническое состояние пробуренных скважин.

7.Наличие материально-технических средств, техники, оборудования и реагентов для методов увеличения газоконденсатоотдачи.

8.Отпускная цена на нефть, газ и реагенты на момент внедрения метода.

9.Потребность в получении дополнительной добычи конденсата и газа.

10.Экологические и психологические факторы, которые мо-

гут возникнуть при внедрении метода увеличения газоконденсатоотдачи пластов.

Потенциальные возможности МУНГ − это идеальная, теоре-

тическая максимальная нефтеили газоотдача, которую можно достичь при самых благоприятных условиях пласта, идеальном проведении процесса, с использованием всех энергетических и физических возможностей.

На основе многочисленных лабораторных исследований, опытно-промышленных испытаний методов увеличения нефтеотдачи и газоотдачи, проведенных в России и за рубежом, были выявлены количественные критерии эффективного применения того или иного метода воздействия. На коэффициенты нефтеотдачи и газоотдачи пластов оказывают влияние различные факторы, управляемые и неуправляемые в процессе разработки.

К неуправляемым факторам относятся естественные геологофизические характеристики залежи:

1)тип коллектора, естественная проницаемость и кавернозность пород;

2)диалогический состав пород, слагающих продуктивный

пласт;

3)физические свойства пород продуктивного пласта (пористость, проницаемость, параметрические характеристики, удельная поверхность пород и др.);

4)микронеоднородность пористой среды по размеру поровых каналов;

5)смачиваемость поверхности пор, степень гидрофильности и гидрофобности среды;

6)физико-химические свойства конденсата, газов и пластовых вод, играющие весьма важную роль в процессах вытеснения конденсата и газа водой;

56

7)макронеоднородность пласта-коллектора (слоистая, зональная изменчивость свойств, наличие тектонических нарушений

идругие);

8)условия залегания конденсата, газа и воды (глубина залегания, пластовая температура и давление, тип залежей по фазовому состоянию углеводородов);

9)соотношение площадей чисто нефтяных, водонефтяных и водогазовых зон пласта и угол наклона продуктивного пласта.

К управляемым (технологическим) факторам, влияющим на

конденсатоотдачу и газоотдачу пластов, относятся:

1)способ и схема воздействия на продуктивный пласт;

2)размещение добывающих и водонагнетательных скважин (форма сетки и плотность сетки скважин);

3)соотношение вязкости нефти, газа и вытесняющей воды;

4)темп отбора;

5)режимы работы добывающих скважин;

6)смачиваемость поверхности (гидрофильность и гидрофоб-

ность);

7)способы регулирования процессов разработки;

8)способы управления движением вытесняющей воды в неоднородных пластах;

9)новые способы увеличения нефтеотдачи пластов, повышающие эффективность обычного наводнения;

10)искусственно создаваемая трещиноватость пород.

Для улучшения проницаемости призабойной зоны пласта используют различные методы, которые можно разделить на две группы.

1. Предупреждающие ухудшение коллекторских свойств пла-

ста. В процессе разработки месторождения химический состав пластовых вод изменяется в результате изменения термобарических условий пласта.

Впроцессе эксплуатации скважин с выносом пластовой воды,

всоставе которой содержатся кальцит СаС03, гипс CaSO4 2H20, барит BaSO4, салит NaCl, при изменении термодинамических условий и состава пластовой смеси происходит солеотложение. Отложение солей − одна из причин выхода оборудования скважин из строя. Отложение солей является причиной сужения проходного сечения труб и приводит к снижению давления, температуры и дебита скважин, нарушению режима работы системы «пласт – УКПГ».

57

Борьбу с отложением солей можно вести путем предотвращения этого процесса и путем растворения уже отложившихся солей.

Вцелом методы борьбы с солеотложениями можно разделить на безреагентные и химические. К безреагентным методам относятся изоляция обводненных пластов; использование защитных покрытий, в частности, остеклованных труб и труб, покрытых полимерной смолой; воздействие на растворы магнитными, силовыми и электрическими полями, а также ультразвуковыми устройствами. Эти методы имеют локальный характер.

Химические методы борьбы основаны на применении реагентов, предотвращающих отложение солей. Наиболее эффективными ингибиторами солеотложения (к карбонатным и сульфатным отложениям) являются фосфатоорганические соединения.

Ингибиторы солеотложения замедляют процесс осадкообразования в результате сорбции ими микрозародышей кристаллов солей.

Накопление ретроградного конденсата у забоя газоконденсатных скважин является одним из основных факторов снижения их продуктивности. Поэтому вполне естественно для повышения продуктивности скважин использовать методы удаления ретроградного конденсата из их призабойных зон. К таким методам, в первую очередь, следует отнести обработку прискважинных зон пласта углеводородными растворителями. Для удаления ретроградного конденсата пригодны различные газообразные и жидкие углеводородные растворители. Наиболее эффективный газообразный растворитель – сухой углеводородный газ (содержащий свыше 90−95 % метана).

Вкачестве неуглеводородных газообразных агентов могут использоваться азот, двуокись углерода и дымовые газы (состоящие в основном из смеси азота и двуокиси углерода) [1].

2.Направленные на восстановление или улучшение проницаемости призабойной зоны скважин. Для увеличения производи-

тельности скважин применяются различные методы, направленные на восстановление и улучшение проницаемости призабойной зоны, создание конструкций призабойной зоны значительных размеров и укрепление рыхлых несцементированных пород.

В настоящее время в отечественной практике используются следующие химические и физические методы, восстанавливающие

58

или повышающие фильтрационную характеристику забоя и призабойной зоны:

−нефтяные, нефтесодовые и газоконденсатные обработки;

−прохождение зоны ухудшенной проницаемости каналами повышенной длины – дострел и перестрел путем абразивной перфорации и гидроразрыва пласта;

−обработка поверхностно-активными веществами и ингибиторами, снижающими поверхностное натяжение внутрипоровой жидкости и температуру начала гидратообразования.

Для интенсификации притока газа к забою скважин применяют следующие традиционные методы:

−гидравлический разрыв пласта (ГРП) и его различные варианты (многократный ГРП. направленный ГРП, ГРП на солянокислотной основе и т. д.);

−солянокислотную обработку (СКО) и ее варианты;

−гидропескоструйную перфорациюи сочетание ее с ГРП и СКО. К новым методам интенсификации относятся акустическое

воздействие большой мощности на призабойную зону пласта, снижение обводненности скважин и закрепление рыхлых песков с помощью силикатного гелеобразования. Все большее значение приобретают методы интенсификации на завершающей стадии разработки месторождений.

На Астраханском газоконденсатном месторождении (АГКМ) наиболее активно применяются следующие типы обработок скважин (табл.5.1):

Таблица 5.1

59

Методы интенсификации не рекомендуется применять: в скважинах с нарушенными эксплуатационными колонками и колоннами, некачественно зацементированными; в обводнившихся скважинах или тех, которые могут обводниться после проведения в них работ по интенсификации; в приконтурных скважинах и в скважинах, вскрывших маломощные (2–5 м) водоплавающие залежи.

Вывод. Существуют различное воздействие на призабойную зону продуктивного пласта, приводящее к изменению ее физикохимических свойств (ухудшение или улучшение), которое осуществляется на следующих этапах жизни скважины:

Заканчивание в процессе строительства скважиныпредполагает: 1) первичное вскрытие продуктивного пласта в процессе бу-

рения; 2) вторичное вскрытие (перфорационные работы);

3) цементирование эксплуатационной колонны;

4) глушение скважины;

5) консервация скважины.

На стадии промышленного испытания и внедрения методов увеличения производительности скважин возникает проблема эффективного их применения.

Вопросы для самопроверки

1.Заканчивание в процессе строительства скважины.

2.Перфорационные работы.

3.Цементирование эксплуатационной колонны.

4.Глушение скважины.

5.Консервация скважины.

6.Методы интенсификации добычи газа и газоконденсата.

60