Методы увеличения дебитов газовых скважин

Введение
Отечественный и зарубежный опыт разработки газовых и газоконденсатных месторождений показывает, что дебит отдельных скважин может быть значительно увеличен путем внедрения методов интенсификации притока газа или путем совершенствования техники и технологии вскрытия тарелки. Обычно работы по интенсификации притока начинаются, когда месторождение вступает в промышленную разработку, хотя их можно проводить уже в период разведки и опробования горизонтов с целью определения их продуктивности.
Методы совершенствования техники и технологии пласта включают меры по сохранению начальных естественных параметров пласта призабойной зоны пласта.
Известно, что приток газа ко дну скважины зависит от проницаемости пласта, его эффективной газонасыщенной толщины, разрежения в пласте и гидродинамического совершенства скважины. Перечисленные параметры при эксплуатации скважин могут быть изменены, за исключением газонасыщенной толщины пласта. Наиболее распространенными методами являются интенсификация притока газа за счет снижения фильтрационного сопротивления движению газа в призабойной зоне пласта. Это возможно благодаря образованию новых каналов, полостей и трещин в нем. Расход скважин в результате воздействия на призабойную зону пласта может увеличиться в два-три раза при постоянной депрессии на пласт.
Известно, что следующие методы влияют на призабойную зону пласта:
ФИЗИЧЕСКИЕ И ХИМИЧЕСКИЕ: обработка соляной кислотой (СО); термокислотная обработка (ТКО), обработка поверхностно-активными веществами (ПАВ), сушка призабойной зоны сухим газом, метанолом.
МЕХАНИЧЕСКИЕ: торпедирование, гидроразрыв пласта (гидроразрыв пласта), струйная перфорация (ГПЗ), ядерный взрыв, обычный взрыв.
КОМБИНИРОВАННЫЕ: ГРП+СКО; ГПП+СКО.
При выборе метода необходимо иметь комплекс данных полевых геофизических исследований скважин, знать пластовые свойства пласта, его толщину, свойства бурового раствора, используемого при вскрытии пласта.
Необходимо учитывать расстояние от скважины до силовой цепи и расстояние от нижних перфораций до контакта вода-газ. На выбор метода влияют величина пластового давления, запасы остаточного газа, последовательность операций в конкретном пласте, неоднородность пласта по разрезу.
Эффективность способа 1 воздействия на призабойную зону пласта определяется изменением коэффициентов A и B в уравнении расхода газа. Снижение коэффициента A является показателем увеличения проницаемости призабойной зоны пласта[1].
Дебит - газовая скважина
Расход газа, приведенный к атмосферному давлению при температуре пласта QaT 2 - 106 м3 / сут, абсолютное забойное давление RS 7 84 МПа (80 кгс / см2), производительность пласта / г 10 м, коэффициент пористости пласта t - 18%, коэффициент проницаемости & 12 D, средняя молекулярная масса газа 18, динамический коэффициент вязкости в пластовых условиях c 0 015 мПа - с, температура пласта 45 C.
Расход газовых скважин зависит от эффективной перфорированной толщины пласта, количества перфораций и других параметров. Эта зависимость является функциональной и определяется с помощью уравнения потока газа на забое скважины.
Расход газовых скважин в несколько раз (в пересчете на эталонное топливо в 6–7 раз) выше, чем дебит нефтяных скважин, и при снижении давления одновременно проникают как хорошо проницаемые, так и низкопроницаемые породы. Это позволяет разрабатывать газовые месторождения с гораздо меньшим количеством скважин, чем нефтяных скважин[3].
Расход газа при прочих равных условиях определяется величиной пластового давления. Поэтому при равномерном распределении скважин они больше и, следовательно, количество скважин, необходимое для разработки месторождения, минимально. При равномерной сетке скважин давление на устье скважины близко по величине и падает медленнее. В то же время увеличивается продолжительность и эффективность низкотемпературных газоразделительных установок. В то же время при равномерном расположении скважины длина сетей сбора газа и полевых коммуникаций увеличивается.
Расходы газовых скважин могут быть ограничены из-за разрушения призабойной зоны пласта и в зависимости от этого удаления частиц песка и частиц породы на дне скважины, а также подтягивания конуса донной воды, что вызывает хорошо, чтобы плавать.
Расход газовой скважины пропорционален толщине пласта и проницаемости.
Расход газовой скважины будет получен путем замены формулы Дюпюи вместо объемного расхода несжимаемой жидкости C.
Расход по газовой скважине Q 250 - 103 м3 / сут; забойное давление p3 9 7 МПа; Температура резервуара Т - 305 К. Требуется определить диаметр подъемных труб.
Определение дебита газовых скважин может проводиться либо непрерывно с использованием стационарного оборудования для измерения расхода с использованием метода переменного перепада давления, либо периодически с использованием диафрагменного измерителя критического расхода[2]. При использовании метода переменного перепада давления на шлейфах скважин устанавливаются стандартные диафрагмы или сопла, а также вторичные механические или электронные устройства.
Затем изменение дебита газовых скважин определяется изменением во времени среднего пластового давления по пласту в целом.
Затем изменение дебита газовых скважин определяется изменением во времени среднего пластового давления по пласту в целом.
Анемометр, прибор для промывки, пневмометрическая трубка (трубка Пито) или диафрагма используются для измерения расхода газовой скважины во время испытания.
Чтобы обеспечить дебиты газовых скважин, которые соответствуют потенциальным возможностям, особенно для месторождений, которые находятся на поздней стадии разработки, при подготовке ГЧП для оборудования ГНФ FSK-114 необходимо сократить и расширить участок добычи строка в интервалах супер коллектор.
Чтобы рассчитать дебиты газовых скважин, несовершенных по степени и характеру вскрытия, в случае нарушения закона Дарси можно предложить следующую схему. Первая область имеет радиус Rl (2 - g - 3) rc, здесь из-за высоких скоростей вблизи перфораций нарушается закон Дарси, т. Е. В основном проявляется несовершенство характера вскрытия. Текущие линии показаны на рис. 4.14. Вторая область - кольцевое пространство Rt g R2, R2 - h; здесь линии тока изгибаются из-за несовершенства скважины в зависимости от степени открытия, существует закон фильтрации двухэлементных.
Для определения дебита газовой скважины при стандартных условиях (СР, ОД, МПа и 20 С) температурную коррекцию следует производить по формуле .
В прежние времена скорость потока в газовой скважине обычно измеряли на основе открытой (свободной) скорости потока газа из ствола скважины.
В большинстве случаев дебит газовых скважин не соответствует закону Дарси, а также в некоторых случаях для нефтяных и водяных скважин[4].
Аналогичным образом определяется минимальный прибыльный дебит газовой скважины, и, если он достигнут, дальнейшая эксплуатация становится убыточной.
Клапаны для регулирования дебита газовых скважин не должны использоваться, так как они не приспособлены для этого. Длительная работа частично открытого клапана приводит к истиранию клапана, и клапан больше нельзя использовать для закрытия трубопровода.
Дебитограмма характеризует распределение дебита газовой скважины по отд. Для его построения используйте decomp.
Клапаны для регулирования дебита газовых скважин не должны использоваться, так как они не приспособлены для этой цели. Длительная работа частично открытого клапана приводит к истиранию клапана, и клапан больше нельзя использовать для перекрытия потока газа.
Если фактором, ограничивающим дебит газовой скважины, является опасность прорыва в нее нижнего водяного конуса, тогда скважину следует эксплуатировать так, чтобы ее дебит был равен максимально допустимому, при котором вода еще не поступала в скважину. , Результирующий конус донной воды практически (если не учитывать общий подъем донных вод из-за режима давления воды) находится в стабильном положении. Такая скорость потока называется предельной безводной скоростью потока.
Предназначен для дистанционного управления газовыми скважинами.
В системах автоматического регулирования газовых скважин в качестве приводов используют арматуру с пневмоприводами.
Падение давления определяет падение дебита газа, что, в свою очередь, определяет необходимое количество скважин для поддержания заданного уровня добычи газа с месторождения, продолжительность несжатой операции, время, необходимое для ввода в эксплуатацию компрессорных станций и т. Д.
Таким образом, принятая нами скорость потока газа 500 м31 с (43,2 млн м / сут) невозможна даже в самых неблагоприятных условиях открытого потока газовой скважины.
Таким образом, принятый нами расход газа в 500 (43,2 млн. М3 / сут) невозможен даже в самых неблагоприятных условиях открытого потока газовой скважины.
По мере истощения газовых месторождений дебиты газовых скважин снижаются. Условия для введения воды в водохранилище улучшаются, колодцы затоплены, и может не хватить энергии для выведения воды.
Технические факторы, ограничивающие дебиты газовой скважины, включают следующее.
По мере истощения газовых месторождений дебиты газовых скважин снижаются. Условия для введения воды в водохранилище улучшаются, колодцы затоплены, и может не хватить энергии для выведения воды.
Условия, влияющие на ограничение газовых скважин, можно разделить на группы: геологические, технологические, технические и экономические.
Условия, влияющие на ограничение газовых скважин, можно разделить на группы: геологические, технологические, технические и экономические.
Условия, влияющие на ограничение газовых скважин, можно разделить на группы: геологические, технологические, технические и экономические.
Чтобы точно решить проблему дебита безводной газовой скважины, необходимо знать истинное положение границы раздела газ-вода и распределение давления в зоне, дренируемой рассматриваемой скважиной. Истинный интерфейс газ-вода является функцией времени и режима работы скважины. Поэтому, чтобы получить простые расчетные формулы для определения максимальной безводной скорости потока, исследуется влияние стационарного водяного конуса на производительность газовой скважины. Точнее, эту проблему можно решить численно с помощью компьютера[5]. Отметим, что степень точности определения предела безводной добычи в нашей рецептуре не уступает точности исходной информации, используемой при проектировании разработки газовых и газоконденсатных месторождений.
Однако в большинстве случаев дебит газовых скважин не полностью соответствует закону Дарси, а также в некоторых случаях для нефтяных и водяных скважин.
С падением давления в пласте снижаются дебиты газовой скважины, меняются условия бурения, меняется конструкция вновь пробуренных эксплуатационных скважин (как правило, упрощается). Примером является реструктуризация скважин на Шебелинском месторождении в процессе разработки месторождения.
С падением давления в пласте снижаются дебиты газовых скважин, меняются условия бурения, а также меняются конструкции эксплуатационных скважин, пробуренных на более поздних стадиях.
Используется в системах автоматического регулирования газовых скважин.
Таким образом, условиями, которые в наибольшей степени ограничивают дебиты газовых скважин, могут быть разрушение призабойной зоны пласта и связанное с этим удаление частиц песка и частиц породы, а также подтягивание нижнего водяного конуса, что вызывает полив пласта. скважины.
Темпы падения пластового давления определяют скорость падения дебита газовых скважин, продолжительность периода несжатой эксплуатации и изменение во времени производительности холодильных установок и компрессорных станций

.
Регулируемая скважина ШР-12 предназначена для ручного регулирования дебита газовых скважин путем изменения площади потока газа.
Получена формула для зависимости изменения забойного давления от переменного дебита газовой скважины для линеаризованного уравнения фильтрации. Формула может быть использована при обработке нестационарных исследований скважин для определения средней проницаемости.
Мощность закачки скважин устанавливается экспериментально или оценивается по формуле газовой скважины газовой скважины, умножая расчетное значение на экспериментальный коэффициент. Чтобы поддерживать давление на существующем уровне, общая скорость потока закачиваемого газа должна быть равна сумме расходов нефти, газа и воды, приведенных к пластовым условиям. Разделив общий расход на приемистость одной скважины, вы можете определить количество нагнетательных скважин. Забойное давление рассчитывается с учетом потери давления на трение и давления газового столба. Как правило, давление нагнетания на 15–20% выше, чем пластовое давление[7].
Трубка Пито и трубка используются при измерении дебита газовых скважин.
Форсунки ШР-10 и ШРП-1 предназначены для автоматического регулирования дебита газовых скважин путем изменения площади потока, они используются в качестве пневмопривода.
В то же время ведутся исследования для определения будущих дебитов нагнетательных и добывающих газовых скважин, режима работы ПХГ, максимально возможного объема добычи остаточной нефти, мер по повышению производительности нагнетательных скважин, изменений в состав газа при подземном хранении.
Увеличение - дебит – скважина
Увеличение дебита скважины при постоянном объеме резервуарного парка увеличивает коэффициент оборачиваемости. При больших резервуарах коэффициент оборачиваемости резервуаров невелик, а потери легких фракций масла при больших вдохах снижаются. Однако строительство большой нефтебазы обходится слишком дорого. Поэтому оптимальный объем резервуарных парков следует определять с учетом технико-экономических расчетов, и решение этой проблемы очень сложно[6].
Увеличение добычи скважины в этих условиях рекомендуется за счет увеличения длины хода и количества колебаний уравновешивающей головки.
Увеличение дебита скважины вызвало увеличение скорости восходящего потока жидкости в скважине, тем самым улучшив условия удаления песка и, таким образом, уменьшилось только пробикообразование, а также уменьшилась толщина песчаной пробки на 3 2 м; скважины с высоким дебитом эксплуатируются 66 2 дня.
Увеличение дебита скважины после депарафинизации колонны насосно-компрессорных труб углеводородным растворителем указывает на то, что скребки не полностью удаляют отложения парафина.
Увеличение дебита скважины подразумевает увеличение депрессий в пласте, увеличение потерь давления в скважинах и газосборных сетях. Уменьшение количества скважин увеличивает степень неравномерного дренирования пласта, что приводит к образованию более глубокой общей депрессионной воронки.
Увеличение дебита скважины происходит как в результате уменьшения вязкости флюида и улучшения проницаемости призабойной зоны пласта, так и в результате уменьшения сил поверхностного натяжения в многофазном потоке. Для увеличения дебита скважин используются различные методы воздействия на забой и их комбинации[7].
Чтобы увеличить дебит скважины, необходимо понизить забойное давление, это приводит к уменьшению погружения колонны насосно-компрессорных труб под динамический уровень и увеличению удельной скорости потока газа.
Для увеличения дебита скважины также используется гидромеханический способ очистки призабойной зоны пласта.
Диаметр перфорационных каналов сильно влияет на увеличение производительности скважины. Этот эффект особенно усиливается при уменьшении глубины каналов. Например, для случая проникновения отверстия только в цемент и загрязненную часть пласта с плотностью 20 отверстий / м, увеличение диаметра от 6 до 60 мм приводит к увеличению дебита скважины от От 25 до 68% от возможного, т.е. от 2 до 8 раз. Уменьшение диаметра ниже 6 мм приводит к резкому снижению добычи скважины[8].
Чтобы увеличить дебит скважины после промывки, на практике обычно прибегают к большим депрессиям, что, в свою очередь, приводит к еще большему разрушению пород призабойной формации.
Такое увеличение дебита скважин, основанное на коэффициентах совершенства скважин, определенных путем обработки кривых восстановления забойного давления, ничем не оправдано. Поэтому, естественно, возникает сомнение в точности определения коэффициентов совершенства скважин по кривым восстановления забойного давления. Учитывая это, планируется провести промышленный эксперимент в Гипротюменнефтегазе и Главтюменнефтегазе, чтобы определить влияние буровых растворов на производительность скважины и точность определения параметров пласта по гидродинамике (на основе кривых восстановления забойного давления и метода установленных выборок). ) и геофизические методы.
Для увеличения дебита скважин, в которых открыты пласты с низкой проницаемостью и низкой карбонатностью, призабойная зона скважин скважин успешно обрабатывается газокислотными смесями, где в качестве газовой фазы используется азот или природный газ высокого давления. ,
С увеличением дебита скважин, работающих на таких месторождениях, газовый фактор увеличивается неравномерно; Когда скорость потока достигает определенного значения, увеличение коэффициента газа начинает увеличиваться все больше и больше, что указывает на начало прорыва газа из газовой шапки или интенсивность добычи газа в пласте.
Способ увеличения дебита скважин за счет коэффициента продуктивности является предпочтительным по сравнению с закачкой рабочих агентов в пласт, поскольку не требует постоянных энергетических затрат.
Скорость увеличения добычи скважины после ГРП зависит от свойств пласта (проницаемости, толщины, пластового давления), размера и местоположения создаваемых и фиксированных трещин. С увеличением дебита скважины происходит более интенсивное удаление воды.
С увеличением дебита скважины температура газа повышается, достигает максимума, а затем снижается.
Несмотря на увеличение добычи скважин примерно в 3 раза, все струйные устройства имеют недостатки. Существенным недостатком является использование насадок круглой, звездообразной, крестообразной и прямоугольной формы на выходе.
В результате увеличения добычи скважины месторождение может эксплуатироваться с меньшим количеством скважин; это значительно снизит стоимость освоения территории.
Второй вариант обеспечивает увеличение дебита скважин по сравнению с первым до 38%, однако его можно использовать в негорлых скважинах с низким статическим уровнем и с достаточной стабильностью пласта над водоносным горизонтом. Второй вариант не может быть рекомендован для широкого использования и должен соответствовать необходимым требованиям.
В слабоуглеродистых песчаниках увеличение добычи в скважине происходит из-за того, что кислота растворяет карбонатные включения, тем самым увеличивая проницаемость призабойной зоны[9].
Уменьшение насыщенности вызывает соответствующее увеличение добычи скважины.
Это обстоятельство способствует увеличению добычи скважины и улучшает ее эксплуатацию.
В карбонатных пластах обработка соляной кислотой часто используется для увеличения дебита скважины. Однако в присутствии донных вод они часто приводят к увеличению содержания воды в полученных продуктах из-за улучшения проводимости трещин с вертикальной ориентацией.Предложили технологию очистки соляной кислоты в карбонатных коллекторах, подстилаемых донными водами, что позволяет устранить эти осложнения. Установка пакера в затрубном пространстве позволяет осуществлять циркуляцию раствора кислоты в необходимом интервале кольцевого пространства с низкой репрессией на пласте. В результате увеличение диаметра скважины происходит без создания каналов связи с донными водами.
В период падения добычи газа увеличение дебита скважины достигается за счет удаления жидкости (соленая вода, углеводородный конденсат) путем образования эмульсий конденсата в воде с ионными поверхностно-активными веществами[5].
Водоструйный насос может быть достигнут за счет увеличения дебита скважин за счет значительного снижения динамического уровня воды в них.
Во время добычи нефти часто наблюдается увеличение дебита скважины после остановки, что особенно характерно для скважин, добывающих нефть с неньютоновскими свойствами. Лабораторные исследования показали, что после нанесения и последующего сброса давления происходит изменение реологических свойств неньютоновских жидкостей. На наш взгляд, этот факт может стать одной из причин повышения производительности труда в указанных условиях[4].
Для повышения проницаемости и увеличения дебита скважины на месторождении регулярно проводились обширные операции по гидроразрыву пласта, которые оказались успешными.
При подземном выщелачивании металлов происходит увеличение дебита расширенных скважин, что связано с увеличением площади притока технологических растворов и разрушением производственных зон закупоривания зон.
В пластах с высокой проницаемостью основным фактором увеличения продуктивности скважины является ширина трещины, а в пластах с низкой проницаемостью - длина трещины. Технология TSO используется для создания широких трещин, в которых объем жидкости для гидроразрыва уменьшается до 1 - 5 м3 с одновременным увеличением проппанта до 20 тонн и более. Осаждение расклинивающего наполнителя в конце трещины предотвращает увеличение длины трещины. На основе экспериментальных работ было установлено, что в резервуарах с проницаемостью 0 01 - 05 05 мкм оптимальная длина фиксированной трещины обычно составляет 40 - 60 м, а увеличение длины фиксированной трещины не приводит к увеличение скорости потока жидкости. В этом случае объем закачки составляет от десятков до сотен метров жидкости и десятков тонн проппанта. При проницаемости коллектора около 0,001 мкм оптимальная длина фиксированного разрыва составляет 100–200 м, объем закачки жидкости - сотни кубометров и 100–200 тонн проппанта[9].
Исследования показали, что с увеличением дебита скважины рабочая толщина пласта увеличивается в призабойной зоне, что оценивается с помощью расходомера.
Как указывалось вначале, для увеличения дебита скважин, работающих на пластах этого типа, используются обработки специальными кислотными смесями, называемыми глинистыми кислотами.
Использование метода ГРП дает увеличение дебита скважины в 2 - 3 раза.
Для достижения конечной цели ГРП - длительного увеличения добычи в скважине - необходимо устранить трещины, образованные в пласте. Для этого, как правило, крупный песок подается в трещины, что предотвращает их закрытие при снижении давления в них. Практика гидроразрыва пласта показывает, что радиус распространения трещины достигает нескольких десятков метров, а ширина трещины составляет 1-2 см или более[6].
Технология проведения некоторых методов воздействия на призабойную зону пласта
Обработка соляной кислотой (СКО), термокислотная обработка (ТКО)
Гидрокислотная и термокислотная обработка дают хорошие результаты в низкопроницаемых карбонатных породах (известняк, доломиты) и песчаниках с карбонатным цементирующим веществом. В песчаниках с глинистым цементированием эффективна обработка соляной и плавиковой (плавиковой) кислотами. Соляная кислота растворяет карбонатные породы, выделяя твердый растворимый осадок, воду, углекислый газ. Когда это происходит, происходят следующие химические реакции:
В известняке.
В Доломитах
В зависимости от пластовых условий используется 8–15% соляной кислоты