39. Установление технологического режима

На основании данных испытания газовых скважин устанавли­вают технологический режим их эксплуатации.

Технологические режимы эксплуатации скважин должны обес­печить получение максимально возможного дебита их при мини­мальной затрате пластовой энергии и при нормальной эксплуатации, без нарушений, могущих привести к различным осложнениям. Так как по мере отбора газа условия разработки месторождения изменяются, то технологические режимы и максимально возмож­ные дебиты скважин устанавливаются на период от 5 до 6 ме­сяцев в зависимости от характеристики скважин и в последующем уточняются. При устойчивом режиме эксплуатации скважин этот период может быть увеличен до года и более.

К ограничению промышленного дебита газовой скважины мо­гут привести следующие осложнения, возможные при чрезмерно высоких отборах газа:

1) разрушение призабойной зоны, вынос частиц породы в сква­жину, образование песчаных пробок, износ оборудования, возник­новение неурегулированного фонтана и кратера;

2) подтягивание конуса подошвенной или языка краевой воды;

обводнение, закупоривание ствола скважины;

3) чрезмерное охлаждение газа, возникновение термических на­пряжений в оборудовании, обмерзание оборудования, образова­ние гидратов;

4) сильное понижение давления в скважине и опасность смятия эксплуатационной колонны под действием внешнего давления;

5) сильная вибрация оборудования, обусловленная турбулент­ностью и пульсацией потока газа;

6) нерациональное использование пластовой энергии, расходуе­мой на турбулентное движение газа;

7) неудовлетворительное состояние скважин (плохое цементи­рование, негерметичность, обводненность).

Отбор газа ограничивается пропускной способностью приза­бойной зоны, ствола скважины и газосборной сети. На основании результатов испытаний и тщательного анализа перечисленных факторов устанавливается и регулируется дебит всех эксплуата­ционных скважин.

Режим эксплуатации газовой скважины регулируют:

а) штуцерами, установленными для каждой скважины на груп­повых сборных пунктах или на устье скважины;

б) противодавлением газа в системе газосбора. Установленный режим должен поддерживаться и систематиче­ски контролироваться геологической и технологической служба­ми ГДУ. В случае нарушения установленного режима эксплуата­ции скважины следует принимать меры к его восстановлению.

41 Пенокислотная обработка скважин

Пенокислотную обработку проводят на скважинах, многократно подвергавшихся кислотной обработке, или на скважи­нах продуктивный пласт которых неоднороден и состоит из пропластков с высокой и низкой проницаемостью.

При этом в призабойную зону пласта вводят аэрированный раствор поверхностно-активных веществ в соляной кислоте, кото­рый проникает в пласт глубже, чем обычный раствор кислоты, по­скольку скорость реакции замедляют пены. Помимо этого, в призабойной зоне после окончания реакции происходит более полная очистка каналов от продуктов реакции породы с кислотой.

Последовательность выполнения операций при обработке сква­жин следующая.

1.У устья скважины устанавливают и обвязывают наземное оборудование — кислотный агрегат, компрессор, аэратор и др., а также агрегат подземного ремонта.

2. Извлекают из скважины насосное оборудование.

3. Одновременно с этим раствор соляной кислоты, обрабатыва­ют поверхностно-активным веществом.

4. В скважину закачивают нефть до уровня, соответствующего статическому.

5. Закачивают аэрированный раствор кислоты с добавкой ПАВ в скважину. Если давление на устье скважины меньше давления, которое обеспечивает компрессор, то кислотный агрегат и комп­рессор подключают к аэратору параллельно. Если же оно выше,то компрессор подключают к приему кислотного агрегата.

Соотношение объема воздуха и жидкости (с ПАВ) обычно поддерживают в пределах 15—25 к 1.

6. Кислотную пену продавливают в пласт продавочной жид­костью.

7. Скважину выдерживают под давлением на время, необходи­мое для реакции. Промывают скважину для удаления непрореагировавшей