Методы увеличения производительности газовых скважин

 

Методы увеличения производительности (дебитов) газовых скважин начали применяться с 1950 г. на месторождениях Украины и Саратовской области. Основными методами интенси­фикации притока газа были солянокислотная обработка (СКО) и торпедирование скважин. В дальнейшем получили распространение перфорация скважин под давлением в газовой среде, гидравлический разрыв пласта, гидропескоструйная перфорация.

Дебиты газовых скважин при одинаковых диаметрах, режимах эксплуатации пласта, величине пластового давления можно увеличить снижением фильтрационного сопротивления при

движении газа в призабойной зоне пласта. Это возможно путем образования каналов, каверн и трещин в ней, уменьшения содержания твердых частиц и жидкостей впоровых каналах.

Методы воздействия на призабойную зону пласта:

1) физико-химические: солянокислотная обработка; термокислотная обработка; обработка поверхностно-активными веществами (ПАВ); осушка призабойной зоны сухим обезвоженным газом;

2) механические: торпедирование; гидравлический разрыв пласта (ГРП); гидропескоструйная перфорация (ГПП); ядерный взрыв; 

3) комбинированные: гидравлический разрыв пласта с солянокислотной обработкой; гидропескоструйная перфорация с солянокислотной обработкой.

Выбор метода воздействия на призабойную зону скважин зави­сит от литологического и минералогического состава породы цементирующего материала газоносных горных пород, давления и температуры газа и пород пласта, мощности продуктивного горизонта, неоднородности пласта вдоль разреза.

Солянокислотная итермокислотная обработка призабойных зон скважин дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных породах (известняках, доломитах) и песчаниках с карбонатным 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. В зависимости от пластовых условий на практике применяют 8—15%-ную соляную кислоту. Техническая соляная кислота по­ставляется заводами концентрированной. На промысле ее разбав­ляют водой до нужной концентрации. Для снижения коррозии металлического оборудования используют вещества, называемые ингибиторами кор­розии, в качестве которых применяют формалин (СН₂О), уникол 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 по­верхностное натяжение продуктов реакции: НЧК, спирты, препа­рат ДС и другие ПАВ.

 Порядок добавления различных реагентов в кислоту при под­готовке ее к закачке в скважину следующий: вода — ингибиторы — стабилизаторы (уксусная и плавиковая кислоты)-техническая - соляная кислота - хлористый барий - интенсификатор.

Кислота нагнетается в скважину в объеме от 0,5—0,7 до 3—4 м³ на 1 м фильтра с помощью специальных агрегатов, на­пример Азинмаш-30, смонтированных на автомашине КрАЗ-219, 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 исследова­ний скважин после обработки. Обработка считается успешной, если уменьшается коэффициент С, увеличивается дебит скважи­ны при той же депрессии на пласт.

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

Гидравлический разрыв пласта приводит к раскрытию имеющихся в пласте трещин или образованию новых с помощью закач­ки в скважину жидкости разрыва под высоким давлением и кудержанию их в раскрытом состоянии с помощью закачки в тре­щину песка. В качестве жидкостей разрыва и песконосителя ис­пользуются водоконденсатные, водо-кислотноконденсатные эмуль­сии, водный раствор дисолвана, карбоксиметилцеллюлоза, кислот­но-керосиновый гель и др. Гидроразрыв пласта проводят с помощью агрегатов 2АН-500 и 4АН-700, развивающих давление соответственно 500 и 700 кгс/см².

В промытую, 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 па значительному увеличе­нию 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 в образовавшуюся трещину закачивают 5—6 тонн песка, при после­дующих — до 20 т.

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, устанав­ливаемым в намеченном для проведения перфорации интервале. В качестве гидроперфораторов используют ИП-6, АП-2"-У, АП-3,5"-У.

В фонтанные трубы с помощью цементиро­вочных агрегатов закачивают воду с опреде­ленным количеством песка под высоким давле­нием. Выходя из перфоратора с большой ско­ростью истечения, вода с песком разрушает колонну, цементный камень и породу, создавая каналы диаметром 10 мм и длиной до 0,5 м.

Насадки в гидроперфораторах установле­ны под углом 65—75° к вертикальной пло­скости.

В качестве промывочной жидкости и песконосителя используется 10%-ный раствор пова­ренной соли НСl и 0,3%-ный раствор сульфонола при концентрации песка 50 г/л. Продол­жительность перфорации изменяется от 7 до 15 мин. Считается достаточной линейная плот­ность перфорации, равная 4—6 каналам на 1 м перфорируемого интервала.