Температурный режим работы скважин.

Распределение температуры зависит от , .

, где выбирается в зависимости от величины . По формуле Бобровского можно проследить изменение устьевой температуры.

Обоснование технологического метода при возможности , коррозии.

1. Углекислотная коррозия, которая зависит от наличия метанола, скорости движения газа, а так же от парциального давления:

   1. Сверхвысокая коррозия при парциальном давлении более 0.7, при этом .

   2. Повышенная коррозия при парциальном давлении от 0.33 до 0.7, при этом .

   3. Средняя коррозия при парциальном давлении от 0.1 до 0.33, при этом .

При больших скоростях движения газа (более ) происходит срыв плёнки ингибитора, что приводит к активной коррозии на стенках труб.

2. Сероводородная коррозия. При таком виде коррозии происходит наводораживание – процесс проникновения молекул водорода в металл, что приводит к его «набуханию». .

Для предотвращения коррозии используются ингибиторы коррозии, такие как И-1-А или КИКИГ (комплексный ингибитор коррозии и гидратообразования, используется на ОГКМ).

42. Условия, осложняющие работу газовых и газоконденсатных скважин.

Условиями, осложняющими работу газовых и газоконденсатных скважин являются:

1. Абразивный износ.

2. Снижение давления, при проникновении в пласт и в ствол скважины воды в процессе разработки скважины.

3. У меньшение дебитов, что приводит к образованию песчаных пробок. Относительный дебит при полном перекрытии перфорационной части: , где ; - гиперболический тангенс, ; - коэффициент проницаемости песчаной пробки; .

Меры борьбы с пробками:

1. Различные виды фильтров.

2. Промывка песчаных пробок такими агентами, как вода, аэрированные жидкости, пены (вода с ПАВ), углеводородные жидкости (конденсат, дизельное топливо). Существуют две разновидности промывки:

   1. Прямая промывка, при которой агент закачивается в НКТ, а вынос песка идёт через заколонное пространство.

   2. Обратная промывка, при которой агент закачивается в заколонное пространство, а вынос песка идёт через НКТ.

Выбор метода борьбы с песчаными пробками зависит от пластового давления и вида агента, так как гидростатическое давление, создаваемое агентом должно превышать пластовое, то есть .

Обводнение скважин.

Причины появления воды:

1. Наличие конуса подошвенных вод.

2. Краевые или пластовые воды.

3. «Чуждые» воды.

Следствия появления воды в скважине:

1. Возникновение вероятности того, что скважина может заглохнуть.

2. Резкое падение устьевого давления и дебита.

3. Возникновение необходимости утилизации пластовой воды.

4. Увеличение коррозии.

5. Отложение солей.

Методы борьбы с появлениями пластовой воды:

1. Ремонтно-изоляционные работы (РИР), которые заключаются в установках цементных мостов.

2. Гидрофобизация призабойной зоны, которая заключается в закачке химических реагентов в пласт для того, чтобы сделать его гидрофобными.

Способы подъёма жидкости на поверхность (удаления жидкости с забоя):

1. Поддержание скорости превышающей критическую на забое скважины. Если число Фруда превосходит 500, то вся жидкость вместе с газом удаляется. Критический дебит при этом определяется по следующей формуле . При этом дебите вся вода будет выноситься. Если выполняется условие , то скважина будет работать устойчиво.

2. Механические методы удаления. В этих методах используются летающие скребки или поршни.

3. Автоматические методы. Например, прибор «Ласточка-73».

4. Использование пенообразующих поверхностно-активных веществ. Пена подаётся дискретно в твёрдом состоянии в виде брикетов, или перманентно в жидком состоянии. Образование пен зависит от минерализации, наличия конденсата. Также требуются специальные ПАВ для разрушения пен на устье скважины. Количество ПАВ необходимое для удаления жидкости определяется по формуле , где - концентрация ПАВ; - объём жидкости, которое необходимо удалить; - количество активной массы. Количество растворителя , где - концентрация рабочего раствора; - плотность растворителя. Количество антифриза , - концентрация антифриза; - плотность антифриза.

5. Диспергирование жидкости в НКТ.

6. Установка глубинных насосов. При использовании глубинных насосов идёт периодическая откачка жидкости.

43. Соляные пробки.

Причина появления соляных пробок – появление минерализованной пластовой воды и изменение термодинамических условий (изменение парциального давления).

Соли выпадают в следующем порядке: , , , , , , .

Методы борьбы:

1. Изоляция поступления пластовых вод.

2. Использование остеклованых труб (труб, покрытых полимерной смолой).

3. Использование магнитных и электрических полей.

4. Использование ультразвуковых колебаний.

5. Химические или реагентные методы. Применяются соли фосфорной или фосфоновой кислоты, фосфаторганические соединения.

44. Методы интенсификации притока газа к скважине.

Одним из методов интенсификации притока газа к скважине является метод кислотной обработки скважин, который подразделяется на два типа: солянокислотная обработка скважин и глинокислотная обработка скважин.

Солянокислотная обработка скважин (СКО) применяется на месторождениях, где продуктивный пласт сложен карбонатными породами или доломитами .

Одним из видов соляной обработки скважин является кислотные ванны, которые применяются для удаления карбонатных пород с забоя скважины.

Благоприятными условиями для проведения солянокислотной обработки являются карбонатные породы с сильной или слабой естественной трещиноватостью; пористые карбонатные породы; монолитные карбонатные породы (для них проводится гидравлический разрыв пласта).

Неблагоприятными условиями для проведения солянокислотной обработки скважин являются близость подошвенных вод; значительное снижение пластового давления; приток пластовой воды.

С тандартная солянокислотная обработка скважины проводится следующим образом:

1. Закачивается вода или конденсат для очистки призабойной зоны.

2. Закачивается кислота (0.5-1.5 кубометров на метр вскрытого пласта).

3. Закачивается продавочная жидкость (конденсат, углеводородные растворители).

Кислотная обработка с пакирующей жидкостью проводится в следующей последовательности:

1. Закачивается требуемый объём кислоты.

2. Закачивается пакирующая жидкость, плотность которой значительно больше, чем плотность кислоты.

3. Закачивается продавочная жидкость.

Пакирующая жидкость отсекает какой-то интервал вследствие большей плотности.

При пенокислотной обработке кислота подаётся в виде пены .

При спиртосолянокислотная обработки в качестве спирта в основном используется метанол.

45. Глинокислотные обработки применяются на месторождениях, где пласт сложен песчаником. Основным агентом является : ; ; . Содержание составляет приблизительно сорок процентов, а содержание составляет около шестидесяти процентов. При наличии карбонатных пород глинокислотную обработку проводить нельзя.

Приготовление раствора для солянокислотной обработки скважины начинается с изменения концентрации кислоты, так как техническая соляная кислота с завода поступает с концентрацией . Далее в неё добавляют , так как техническая соляная кислота с завода поступает с небольшим содержанием серной кислоты, которая при взаимодействии с породой даёт . Техническая соляная кислота также содержит некоторое количество хлорного железа, что приводит к образованию гидрата окиси железа , для предотвращения образования, которого используется уксусная кислота. Также добавляются ПАВ, чтобы кислота не вступала в реакцию с оборудованием и униколы для замедления реакции кислоты с карбонатами. Исходя из обрабатываемой толщины, определяется количество кислоты, добавок, воды и раствора. Затем проводится гидравлический расчёт.

До и после солянокислотной обработки проводятся исследования скважин. Если выполняется условие и , то солянокислотная обработка была положительной.

Одной из разновидностей солянокислотной обработки является термокислотная обработка. Кроме кислоты добавляется магний, который даёт тепло, которое приводит к возрастанию активности реакций.

Одним из видов интенсификации притока газа к скважине является электропрогрев.