Глава 5. Интенсификация добычи газа на газовых и газоконденсатных месторождениях
210. Вскрытие газоносного пласта сопровождается применением соответствующих методов интенсификации, в зависимости от характера эксплуатационного объекта.
211. В настоящее время применяются следующие методы интенсификации добычи газа:
1) специальные методы перфорации и торпедирование скважин и приобщение продуктивных горизонтов путем дострела в газовой среде;
2) кислотная обработка;
3) гидравлический разрыв пласта;
4) гидропескоструйная обработка призабойных зон пласта;
5) обработка поверхностно-активными веществами.
212. Метод интенсификации осуществляется с расчетом, чтобы вскрытие каждого или большинства продуктивных пропластков было более совершенным с целью максимального получения дебита из этих пропластков при минимальной депрессии.
213. При проектировании разработки газовых и газоконденсатных месторождений следует предусматривать такую конструкцию забоев скважин, которая позволяла бы осуществить нужные в данных условиях методы интенсификации и не вызывала бы осложнений.
Параграф 1. Вскрытие газоносного пласта
214. При вскрытии газоносных пластов могут быть применены:
1) прострелочные работы, включающая:
пулевую перфорацию,
кумулятивную перфорацию,
торпедную (снарядную) перфорацию,
перфорацию при герметизированном устье скважин (перфорация под давлением в газовой среде).
2) перфорацию при спущенной колонне фонтанных труб,
3) гидропескоструйную перфорацию;
4) взрывные работы:
фугасное торпедирование.
направленное торпедирование.
215. Прострелочные и взрывные работы могут быть использованы самостоятельно, в сочетании между собой, в комбинации с гидроразрывом пласта, обработкой фильтра скважины и призабойной зоны пласта кислотой (соляной; или смесью соляной и плавиковой).
216. Выбор метода и типов прострелочной и взрывной аппаратуры производится в зависимости от назначения и геолого-технической характеристики скважины, от задач, поставленных перед прострелочными работами.
217. Все прострелочные и взрывные работы в скважинах производятся специальными геофизическими организациями.
218. Правильность выбора как метода прострелочных или взрывных работ, так и аппаратуры обеспечивают организация-заказчик и организация-исполнитель.
219. Интервалы перфорации и торпедирования определяются геологической службой добывающей организации, исходя из фактического разреза данной скважины.
220. Плотность перфорации выбирается оптимальной для каждого горизонта экспериментальным путем в процессе его разведки и подготовки к промышленной эксплуатации с тем, чтобы обеспечить возможно более полное гидродинамическое совершенство скважин, не допуская в то же время осложнений в процессе работы на проектируемом режиме.
221. Торпедирование обсаженных скважин в целях вскрытия пласта и интенсификации добычи газа может применяться в случаях, когда методы перфорации не дают желаемого результата и когда допустимо при этом частичное разрушение обсадной колонны и цементного кольца в зоне взрыва.
222. Торпедирование и торпедная перфорация газовых скважин могут применяться только в породах, дающих хорошее трещинообразование, то есть в крепких породах.
223. В процессе работы перфораторно-торпедировочной партии на буровой рекомендуется присутствие ответственного представителя геологической службы промысла, который по окончании работ подписывает задание на выполнение прострелочных или взрывных работ в скважине и акт о промере кабеля.
224. Работы с прострелочной и взрывной аппаратурой на скважинах производятся в соответствии с Требованиями промышленной безопасности при взрывных работах утвержденной приказом Министра по чрезвычайным ситуациям Республики Казахстан от 19 сентября 2007 года № 141 и Инструкцией по прострелочным и взрывным работам в скважинах утвержденной Госгортехнадзором РФ от 24 декабря 1997 года № 53.
Параграф 2. Кислотные обработки скважин
225. Кислотная обработка призабойных зон скважин является эффективным средством интенсификации добычи газа (и увеличения приемистости при закачке газа или воды в пласт в случае разработки газоконденсатной залежи с поддержанием пластового давления) для всех карбонатных коллекторов и песчаников с карбонатным и глинистым цементом или с прослоями карбонатных пород.
226. В зависимости от геологических условий для обработки применяется кислотный раствор, содержащий 12 - 15 % и выше соляной кислоты, 1 - 2 % уксусной кислоты, 2 - 6 % плавиковой кислоты (при глинистом цементе), ингибиторы, поверхностно-активные вещества на вскрытой перфорацией мощности. В отдельных случаях эта норма может быть увеличена.
227. Продавка соляной кислоты в пласт осуществляется или водой, или газом, подаваемым компрессором или же поступающим из скважины с высоким давлением.
228. При оценке эффективности кислотной обработки следует иметь в виду, что в некоторых случаях призабойная зона газовых скважин не сразу освобождается от воды, в которой была растворена кислота. Иногда для этого требуется длительное время - несколько недель и даже месяцев.
229. В обсаженных и перфорированных скважинах, вскрывающих мощные, особенно переслаивающиеся карбонатные пласты, рекомендуется проводить поинтервальную кислотную обработку с временной установкой пакеров выше и ниже обрабатываемого интервала.
230. Проектирование технологического процесса, подготовка скважин и проведение кислотной обработки осуществляется в соответствии с «Инструкцией по обработке нефтяных и газовых скважин соляной кислотой».
231. Независимо от технологической схемы обработки в кислотный раствор вводятся специальные добавки, которые:
1) предотвращают разрушение кислотой применяемого оборудования и
2) облегчают вынос продуктов реакции из призабойной зоны скважины.
232. Транспортировка и хранение кислоты, приготовление растворов, закачка их в скважину производится при строгом соблюдении правил техники безопасности, изложенных в «Типовой инструкции по безопасности труда при гидравлическом разрыве пластов и кислотной обработке скважин» РД-08-16-94, утвержденная Министерством нефтяной и газовой промышленности Республики Казахстан от 22 сентября 1994 года и в «Правилах безопасности в нефтяной и газовой промышленности Республики Казахстан», утверждены Госгортехнадзором Республики Казахстан от 17 ноября 1994 года № 34.
Параграф 3 Гидравлический разрыв газового пласта
233. Гидравлический разрыв пласта является эффективным средством увеличения проницаемости призабойной зоны скважин за счет создания или расширения существующих в призабойной зоне трещин под действием давления закачиваемой в скважину жидкости.
234. Гидравлический разрыв особенно эффективен в устойчивых коллекторах с малой проницаемостью. Объектами для гидроразрыва являются продуктивные пласты, находящиеся в начальной стадии разработки, характеризующиеся низкой проницаемостью (менее 0,1 д) и высоким пластовым давлением, близким к начальному.
235. Продуктивные пласты, имеющие более высокую проницаемость и находящиеся уже в длительной разработке, но содержащие еще большие запасы газа, могут также подвергаться гидроразрыву.
236. На месторождениях, эксплуатирующих залежи пластового типа, гидроразрыв можно проводить в любых скважинах, если залежь только что введена в эксплуатацию, а скважины отвечают всем геолого-техническим требованиям.
237. На месторождениях, имеющих залежи водоплавающего типа, при выборе скважин для гидроразрыва необходимо учитывать расстояние от устья трещины до газоводяного контакта (ГВК), (далее – ГВК). Оптимальное расстояние от устья трещины до ГВК зависит от типа коллектора и не является постоянным. В зависимости от типа коллектора это расстояние может колебаться от 8 м до 40 м.
238. В продуктивных интервалах большой мощности (несколько десятков и сотен метров) в обсаженных скважинах, вскрытых перфорацией, производится поинтервальный, направленный, многократный гидроразрыв пласта с применением пакеров или иных изолирующих приспособлений и материалов (например, с применением аппарата АМГ-1 или путем засыпки нижних, обработанных интервалов песком).
239. Если скважины, подвергшиеся гидроразрыву, вначале имели высокий дебит и на протяжении сравнительно короткого времени эксплуатации снизили его, то в этом случае гидроразрыв можно повторить.
Примечание: если падение рабочего дебита газа связано со снижением пластового давления и уменьшением запасов газа в пласте, то повторный гидроразрыв может оказаться не эффективным.
240. Все работы по гидроразрыву пласта следует производить в строгом соответствии с правилами техники безопасности, предусмотренными для этой операции («Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности Республики Казахстан» утвержденной Госгортехнадзором Республики Казахстан 17 ноября 1994 года, № 34.).
Параграф 4. Гидропескоструйная перфорация
241. Перфорацию скважин, вскрывающих продуктивный комплекс мелких пропластков с низкой вертикальной проницаемостью, производить посредством инструмента, насадки которого направлены под 45 ° к плоскости напластования.
242. Метод гидропескострунной перфорации следует применять для вскрытия скважин в тех случаях, когда этот метод имеет экономические преимущества перед кумулятивной перфорацией. При экономической оценке эффективности метода следует учитывать величину дебитов скважин, вскрытых абразивным и кумулятивным перфораторами.