Разработка газовых и газоконденсатных месторождений
Физико-химические свойства природных газов и конденсата, их состав и классификация. Физические основы добычи газа, методы определения типа залежи. Способы исследования пластов и скважин. Оптимальный технологический режим эксплуатации газовых скважин.
| Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 08.08.2012 |
| Размер файла | 1,2 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
гидравлический разрыв пласта (ГРП) и его различные варианты - многократный ГРП, направленный ГРП, ГРП на солянокислотной основе и так далее;
соляная обработка и её варианты;
гидропескоструйная перфорация и её сочетание с ГРП и соляной обработкой.
Методы интенсификации не рекомендуется проводить в скважинах с нарушенными эксплуатационными колоннами; с колоннами некачественно зацементированными; в обводнившихся скважинах или в тех, которые могут обводниться после проведения в них работ по интенсификации; в приконтурных скважинах и в скважинах, вскрывших маломощные (2-5м) водоплавающие залежи.
Работы по интенсификации на газовых месторождениях, как правило, начинают тогда, когда месторождение вступает в промышленную разработку. Более рационально их проводить на стадии разведки и опытно-промышленной эксплуатации.
Мероприятия по вскрытию пласта и освоению скважин:
бурение горизонтальных скважин;
бурение скважин с кустовыми забоями;
применение безглинистых растворов при вскрытии продуктивной толщи;
вскрытие продуктивных горизонтов с продувкой забоя газом или воздухом;
приобщение вышележащих продуктивных горизонтов без глушения скважины.
Способы усовершенствования техники эксплуатации скважин:
раздельная эксплуатация двух объектов одной скважиной;
эжекция низконапорного газа высоконапорным;
применение плунжерного лифта для удаления с забоя воды;
подача на забой поверхностно-активных веществ для очистки скважин от поступающей из пласта воды;
усовершенствование конструкции подземного оборудования в коррозийных скважинах и установка в них разгрузочных якорей, пакеров, глубинных клапанов для ввода ингибиторов в фонтанные трубы, комбинирование труб разного диаметра и так далее
6.2 Использование горизонтальных скважин
Недостатки вскрытия наклонно - направленными скважинами (ННС).
В ряде случаев вскрытие пластов ННС приводит к получению низких дебитов, быстрому обводнению скважин, незначительному коэффициенту извлечения, а также к деформации и разрушению призабойной зоны при создании депрессии выше допустимой при попытке получить высокие дебиты.
Использование ННС малоэффективно при разработке месторождений с незначительной толщиной пласта, низкой проницаемостью, с наличием преимущественно вертикальных трещин, подошвенной воды, нефтяной оторочки, а также при освоении некоторых шельфовых месторождений.
Положительные факторы горизонтального бурения и его целесообразность:
значительно повышается отбор;
создается новая геометрия дренирования пласта;
растет производительность при наличии вертикальных трещин;
создаются условия эксплуатации, при которых повышается компонентоотдача маломощных пластов;
становится рентабельной разработка низкопродуктивных и практически истощенных пластов.
Так, например, применение горизонтальных скважин позволяет увеличить коэффициент извлечения нефти минимум на 5%; уменьшить толщину продуктивного пласта до 6м.
Кроме перечисленных выше причин следует отметить, что при наличии горизонтального ствола работы по интенсификации притока могут дать больший эффект, чем в вертикальных скважинах, так как по длине горизонтального ствола можно провести несколько операций по гидроразрыву, сделать их селективно или последовательно, начиная от конца горизонтального ствола.
Для трещиноватых коллекторов ствол горизонтальной скважины может быть ориентирован с учетом главных направлений трещин.
Бурение горизонтальными скважинами позволяет за счет значительного увеличения площади контакта ствола с породой существенно снизить величины депрессии на пласт с получение экономически приемлемых дебитов в случае незначительной мощности пластов при наличии подошвенной воды. Целесообразно бурение горизонтальных скважин и при разработке ограниченных линзовидных пластов, а также при вскрытии несцементированных и неустойчивых к разрушению пластов.
Причины пониженной эффективности горизонтальных скважин
Понижение эффективности вызывается кальмотацией призабойной зоны; неточностью попадания стволов в продуктивные пласты (из-за несовершенства техники бурения); плохим освоением стволов; отсутствием герметичности в зонах ответвлений и возможности разобщения стволов для селективного воздействия на пласт; коротким межремонтным периодом всех видов глубинно-насосных установок.
6.3 Кислотная обработка призабойной зоны
6.3.1 Области применения кислотной обработки
Кислотные обработки скважин применяются в следующих случаях:
Для обработки забоя и призабойной зоны пласта газовых скважин на месторождениях с карбонатными и терригенными коллекторами для увеличения их дебитов.
Для обработки поверхности забоя с целью удаления глинистой корки как в качестве самостоятельной, так и в качестве подготовительной операции перед осуществлением других процессов (кислотной обработки призабойной зоны, гидравлического разрыва пласта).
При наличии слабопроницаемых доломитов, плохо растворимых в холодной соляной кислоте, проводится обработка забоя и призабойной зоны термокислотным методом.
6.3.2 Виды кислотных обработок
Среди методов интенсификации притока газа к скважине массовое применение получили солянокислотная и глинокислотная обработки.
6.3.2.1 Солянокислотная обработка
Область применения. Применяется, если пласт представлен карбонатными породами - известняками и доломитами.
6.3.2.2 Глинокислотная обработка
Область применения. Глинокислотная обработка производится в терригенных (песчано-глинистых) коллекторах с низким содержанием карбонатных пород.
Состав кислоты. Глинокислота представляет собой смесь соляной и фтористоводородной (плавиковой) кислот.
При глинокислотной обработке следует избегать длительного контакта кислоты с металлом труб.
Двухрастворная обработка. Если песчаники сцементированы карбонатами, то вначале надо провести солянокислотную обработку, а затем - глинокислотную
При двухрастворной обработке пласта скорость закачки, особенно соляной кислоты, должна быть минимальна.
6.3.3 Выбор объекта для кислотной обработки пласта
Благоприятные объекты:
Карбонатные пласты с хорошо развитой естественной трещиноватостью, продуктивность которых снижена вследствие засорения трещин частицами карбонатов глинистого раствора в процессе бурения. В этом случае кислота, растворяя частицы карбонатных пород, способствует извлечению из пласта глинистого раствора и увеличению дебита.
Карбонатные пласты, в которых трещиноватость развита слабо. Кислота, реагируя с породой, образует вторичные каналы растворения превышающие многократно первичные поры и глубоко проникающие в пласт.
Пористые нетрещиноватые карбонатные пласты, в которых проницаемость призабойной зоны снижена вследствие фациальных изменений или проникновения в пласт промывочных жидкостей и взвешенных материалов, происшедшего в процессе бурения или ремонтных работ. Кислота в этом случае растворяет материалы на стенках поровых каналов, образуя сеть каналов разъедания.
Плотные нетрещиноватые слабопористые низкопроницаемые карбонатные пласты. В этом случае необходимо проводить гидрокислотный разрыв, в результате чего механическое воздействие жидкости-кислоты, обеспечивающее создание трещин разрыва, дополняется химическим воздействием кислоты на пласт.
Благоприятными объектами глинокислотной обработки являются плотные низкопроницаемые малопродуктивные песчаники с карбонатным или глинистым цементом.
Неблагоприятные условия:
близость подошвенных и контурных вод;
значительное снижение пластового давления (на 60-70% от первоначального);
приток в скважину даже незначительного количества пластовой воды;
нарушения в обсадной колонне и отсутствие возможности изолировать их от обрабатываемого интервала.
6.4 Гидравлический разрыв пласта
6.4.1 Выбор объекта для ГРП
Необходимый комплекс данных. При выборе пласта для проведения ГРП необходимо располагать комплексом данных промыслово-геофизических исследований скважин; дебитограмм, данных о коллекторских свойствах пластов (проницаемость, пористость, состав глинистого материала и цемента).
Кроме того, необходимо знать свойства глинистого раствора, применённого при вскрытии; мощность пласта-коллектора; расстояние от скважины до контура питания и расстояние до нижних перфорационных отверстий до газоводяного контакта; пластовое давление; остаточные запасы газа.
Благоприятные объекты для ГРП. ГРП проводят в крепких малопроницаемых и плотных трещиноватых известняках и доломитах, трещиноватых гидроангидритовых толщах; крепких переслаивающихся песчано-глинистых или карбонатно-глинистых породах и так далее
Наиболее благоприятными объектами являются продуктивные пласты, находящиеся в начальной стадии разработки, характеризующиеся низкой проницаемостью (менее 0,1Д), высоким пластовым давлением, близким к начальному. Благоприятными объектами могут быть и высокопроницаемые пласты, находящиеся в длительной разработке, но содержащие большие запасы газа.
В случае эксплуатации залежи пластового типа ГРП можно проводить в любых скважинах, если залежь работает в газовом режиме
Неблагопрятные условия для ГРП. Если наблюдается движение ГВК, то во всех скважинах крайнего ряда ГРП проводить нельзя.
На залежах водоплавающего типа при выборе скважины для гидроразрыва следует учитывать расстояние до ГВК.
6.4.2 Виды и условия проведения ГРП
6.4.2.1 Виды ГРП
Направленный ГРП. Рекомендуется проводить в известняковых породах. При этом в трещины песок не закачивается, а в скважины закачивается меловой раствор с фракцией мела до 0,5мм.
В намеченном интервале с помощью гидропескоструйного перфоратора нарезают вертикальные и горизонтальные щели (в зависимости от желаемой направленности будущих трещин).
В качестве жидкости разрыва используют керосино-кислотную или конденсато-кислотную эмульсию, которые растворяют карбонатные породы на поверхности трещин и расширяют их. Для известняков время реакции эмульсии должно быть не менее суток, а для карбонатных пород с меньшей растворимостью - 2-3 суток.
Поинтервально-направленный ГРП. При поинтервальном направленном гидроразрыве способом “снизу-вверх” вначале по карротажной диаграмме намечают интервалы разрыва. В заполненную меловым раствором скважину спускают НКТ с гидропескоструйным перфоратором. Нижний интервал перфорируют в трёх положениях перфоратора, поворачивая его каждый раз на 30о. Перфорационные каналы располагаются в одной плоскости. Затем НКТ с перфоратором поднимают на поверхность, а в скважину спускают насосно-компрессорные трубы с пакером, который устанавливают выше проперфорированного интервала.
Производят гидроразрыв пласта в надрезанном интервале. После этого НКТ с пакером поднимают на поверхность, а в скважину опускают НКТ с перфоратором, чтобы провести перфорацию второго снизу выбранного для ГРП интервала. Описанные операции повторяют для всех выбранных интервалов.
После окончания поинтервального ГРП скважину промывают и спускают насосно-компрессорные трубы до забоя. Затем её осваивают и продувают. Целью удаления из пласта мелового раствора производят соляно-кислотную обработку. Объём закачиваемой кислоты берётся равным поглощенному объёму мелового раствора. Через 6-8 часов скважину вновь осваивают и продувают. Затем скважину передают в эксплуатацию.
Поинтервальный направленный ГРП “сверху-вниз” отличается тем, что вначале обрабатывается верхний интервал, затем второй сверху (первый при этом располагается выше пакера) и так далее до самого нижнего интервала.
Ненаправленный многократный ГРП. Технология проведения ненаправленного многократного ГРП следующая. Вначале поводят простой ГРП. После закачки песка в первые порции продавочной жидкости вводится закупоривающий материал - резиновые или капроновые шарики, резиновая дробь, крупные дубовые опилки, а также смесь 3%-ного водного раствора КМЦ с вязкостью 90сП с мелом. На 100л такой смеси требуется 30кг мела фракции 5-7 мм и 100 кг мела фракции менее 5 мм. Закупоривающий материал закачивают в количестве необходимом для перекрытия перфорированного участка колонны в интервале 2-2,5м.
С помощью указанных веществ перекрывают устье трещины и в скважине вновь производится гидроразрыв в каком-то интервале.
Разрыв проводится также обычным способом и по его окончании в скважину вновь вводят закупоривающий материал. Перекрыв устье второй трещины, вновь проводят ГРП и так далее
Описанный способ не требует специальных работ по перфорации колонны и дополнительных работ по спуску и подъёму НКТ, но при этом местоположение трещин неуправляемо.
6.4.2.2 Условия проведения ГРП
ГРП в маломощных, песчано-глинистых породах. В пластах, представленных переслаивающимися песчано-глинистыми породами, имеющими небольшую мощность - менее 20м, рекомендуется проводить однократный направленный разрыв или многократный ненаправленный.
ГРП при отсутствии подошвенной воды. Если в залежи подошвенная вода отсутствует, то лучше проводить направленный вертикальный ГРП.
ГРП в не цементированных скважинах. Если нижняя часть обсадной колонны была перфорирована на поверхности и при установке в скважину не цементировалась, то практически можно провести только однократный ненаправленный гидроразрыв.
ГРП в пластах большой мощности терригенных, переслаивающих пород. В пластах большой мощности, представленных терригенными, переслаивающимися породами, обычно проводится выборочный направленный многократный ГРП способом “снизу-вверх”.
ГРП в трещиноватых коллекторах .В трещиноватых коллекторах большой мощности применяют направленный многократный ГРП из расчета одна трещина на 25-35 м мощности пласта.
ГРП в водоплавающих залежах. В водоплавающих залежах применяют только горизонтально ориентированные ГРП по той технологии, которую допускает конструкция скважин.
ЛИТЕРАТУРА
1. Коратаев Ю.П., Ширковский А.Н. Добыча, транспорт и подземное хранение газа. - М.: Недра,1984.- 486с.
2. А.И. Ширковский. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.- М.: Недра,1987.- 347с.
3. Правила разработки газовых и газоконденсатных месторождений.- М.: Недра,1971. - 103с.
4. Ф.А. Требин, Ю.Ф. Макогон, К.С. Басниев. Добыча природного газа. - М.: Недра, 1976.- 607с.
5. Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата. Т.1 / Справочное руководство в 2-х томах. Под ред. Ю.П. Коротаева, Р.Д. Маргулова. - М.: Недра,1984.- 360с.
6. Г.Р. Гуревич, А.И.Брусиловский. Справочное пособие по расчету фазовых состояний и свойств газоконденсатных смесей.- М.: Недра, 1984. - 264с.
7.Коротаев Ю.П. Эксплуатация газовых месторождений. - М.: Недра, 1975. - 415с.
8. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. - М.: Недра,1980. - 301с.
9. Коротаев Ю.П. Комплексная разведка и разработка газовых месторождений.- М.: Недра, 1968. - 428с.
10. О.М.Ермилов, З.С. Алиев, В.В. Чугунов и др. Эксплуатация газовых скважин. - М.: Наука, 1995.- 359с.
Размещено на Allbest.ru
Подобные документы
Общая характеристика месторождения, химические и физические свойства нефти. Условия, причины и типы фонтанирования. Особенности эксплуатации скважин глубинными насосами. Методы увеличения нефтеотдачи пластов. Технология и оборудование для бурения скважин.
отчет по практике [2,1 M], добавлен 28.10.2011Павловское месторождение нефти и газа. Стратиграфия и нефтегазоносность. Тектоническое районирование Пермского края. Физико-химические свойства газа и воды. Осложнения при эксплуатации газовых скважин. Причины гидратообразования, методы предупреждения.
курсовая работа [3,5 M], добавлен 21.03.2015Геологическая и орографическая характеристика продуктивных пластов Ямсовейского газоконденсатного месторождения. Технологический режим работы скважин при наличии на забое столба жидкости и песчаной пробки. Исследование газовых и газоконденсатных скважин.
курсовая работа [683,4 K], добавлен 13.01.2011Условия залегания продуктивных пластов. Состав и физико-химические свойства пластовых жидкостей и газа месторождения. Характеристика запасов нефти. Режим разработки залежи, применение системы поддержания пластового давления, расположение скважин.
курсовая работа [323,6 K], добавлен 13.04.2015Основы увеличения нефте- и газоотдачи пластов. Физические и механические свойства горных пород нефтяных и газовых коллекторов. Методы анализа пластовых жидкостей, газов и газоконденсатных смесей. Характеристика природных коллекторов нефти и газа.
презентация [670,8 K], добавлен 21.02.2015Критерии выделения эксплуатационных объектов. Системы разработки нефтяных месторождений. Размещение скважин по площади залежи. Обзор методов увеличения производительности скважин. Текущий и капитальный ремонт скважин. Сбор и подготовка нефти, газа, воды.
отчет по практике [2,1 M], добавлен 30.05.2013Геологическая характеристика месторождения, технологические показатели его разработки. Особенности эксплуатации газовых скважин. Причины гидратообразования, его условия и способы ликвидации. Применение метода подачи метанола на забой газовых скважин.
дипломная работа [3,1 M], добавлен 25.01.2014Описание геологического строения месторождения. Физико-химические свойства и состав свободного газа. Расчет количества ингибитора гидратообразования для процесса его добычи. Технологический режим работы скважины. Подсчет запасов газовой залежи пласта.
дипломная работа [1013,9 K], добавлен 29.09.2014Общие сведения о месторождении. Основные параметры горизонтов. Физико-химические свойства и состав пластового газа, воды. Запасы свободного газа. Обоснование конструкций фонтанных подъёмников и устьевого оборудования скважин месторождения Южно-Луговское.
дипломная работа [1,7 M], добавлен 29.09.2014Геологические основы поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений. Нефть: химический состав, физические свойства, давление насыщения, газосодержание, промысловый газовый фактор. Технологический процесс добычи нефти и природного газа.
контрольная работа [367,2 K], добавлен 22.01.2012
