Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Разработка газовых месторождений. Учебное пособие (курс лекций)
.pdf
. (10.13)
10.2. Установление оптимального технологического ре-
жима
В промысловой практике различают два вида технологического режима: расчётный и фактический.
Первый вид режима работы газовой скважины устанавливается при составлении проектов разработки месторождения на
длительную перспективу.
Фактический технологический режим работы конкретной
скважины составляется в соответствии с данными проекта разработки, опыта эксплуатации и результатов газогидродинамических исследований скважин сроком на один квартал или одно
полугодие.
Следует обратить внимание на такое обстоятельство как
продолжительность или же другими словами срок действия выбранного технологического режима работы скважины.
Время перехода с одного режима на другой в настоящее
время осуществляется либо по новому проекту разработки, либо
по проекту корректировки действующего проекта разработки
примерно к концу периода постоянной добычи газа. В этом случае обосновывается новый определяющий фактор, выбираются
новые критерии и их численные значения для нового периода
времени из общей продолжительности разработки месторождения природных углеводородов.
Вопросы для самопроверки
1. Виды технологических режимов работы скважин.
2. По каким критериям выбирается оптимальный техноло-
гический режим работы скважины?
3. Формулы расчета дебита газа при различных режимах
работы скважины.
61
11. ОСЛОЖНЕНИЯ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ
ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
План
11.1. Разрушение призабойной зоны пласта.
11.2. Образование конуса подошвенной воды.
11.3. Образование гидратов природных газов.
11.4. Опасность смятия и разрушения эксплуатационной колонны.
11.1. Разрушение призабойной зоны пласта
В предыдущей лекции 10 были сформулированы основные
критерии, ограничивающие дебит газа. На основании анализа
геолого-промыслового материала выбирается определяющий
ограничивающий фактор, при несоблюдении которого осложнится работа скважины, что может привести к снижению дебита
вплоть до полной ее остановки.
Если пласт представлен рыхлым слабосцементированным
коллектором, следует ожидать возможность его разрушения при
превышении допустимой депрессии (дебита) [6].
Допустимая депрессия на пласт устанавливается по результатам газодинамических исследований скважин (ГДИС) на
установившихся режимах. В диапазоне создаваемых депрессий
проводится наблюдение за выносом породы. В случае если количество песка в продукции при прямом ходе изменения диафрагмы от режима к режиму снижается, это может свидетельствовать об очищении призабойной зоны пласта от продуктов
бурения и освоения. В противном случае (при увеличении количества выносимой породы) это означает, что идет разрушение
скелета пласта. По этим параметрам определяется критический
(максимально возможный) дебит, при котором необратимого
процесса разрушения не происходит.
При несоблюдении допустимых параметров призабойная
зона пласта (ПЗП) разрушается, происходит осыпание породы
на забой, и впоследствии образуется песчано-глинистая пробка.
62
11.2. Образование конуса подошвенной воды
Если продуктивный пласт по всей площади подстилается
водой – так называемая «водоплавающая залежь», то при определенных условиях может возникнуть опасность преждевременного обводнения подошвенной водой. В этом случае, когда при
эксплуатации скважины депрессия на пласт превышает допустимую величину, процесс обводнения происходит по схеме
конусообразования.
Если залежь по типу пластовая сводовая, с сухим полем, то
в периферийных скважинах, а иногда и присводовых, возникает
опасность языкового обводнения краевыми водами по наиболее
проницаемым прослоям.
Эти процессы, безусловно, обусловливают необходимость
проведения изоляционных работ, чем уменьшают вскрытый
перфорацией работающий интервал и приводят к снижению
производительности скважин.
Чтобы обойтись без дорогостоящих ремонтных работ,
необходимо либо ограничить депрессию на пласт до величины,
не допускающей обводнения, либо остановить скважину на время, достаточное для расформирования конуса подошвенной воды. Следует сказать, что таким же способом убрать языковое
обводнение по напластованию будет невозможно.
11.3. Образование гидратов природных газов
В процессе эксплуатации в скважине, устьевом оборудовании и промысловых коммуникациях могут образовываться гидраты.
В пласте природный газ насыщен парами воды, которые
при изменении термобарических условий (равновесия пластовой
системы) превращаются в кристаллы соединения воды и углеводородных газов.
В результате так называемого загидрачивания (образования
гидратных пробок) снижается производительность скважин,
может прекратиться подача газа в шлейфы и промысловые коллекторы.
63
Борьба с гидратами заключается в применении ингибиторов
гидратообразования.
Наиболее эффективными являются метанол, этанол. Его
добавляют в поток газа на любом участке системы «забой –
ствол – шлейф – промысловый газопровод».
В периоды аномально низких температур окружающей среды рекомендуется вводить метанол или другой антигидратный
реагент при достижении технологическим потоком температуры, на 2–3 °С превышающей равновесную температуру гидратообразования. В количественном отношении метанол следует
подавать в соответствии с Инструкцией.
Например, на Тахта-Кугультинском газовом месторождении в период низких температур (ниже минус 12 °С) на отдельных скважинах месторождения отмечается образование гидратно-ледяных пробок на штуцерах, в крестовинах и в отводах
(струнах) в шлейфы скважин.
Для предупреждения образования гидратов скважины месторождения оборудованы индивидуальными дозаторными
установками для подачи этанола.
Подача этанола осуществляется на устье скважин перед
штуцерными камерами.
На рис. 11.1 приведен график термобарических условий образования гидратов для газов Тахта-Кугультинского месторождения.
11.4. Опасность смятия и разрушения эксплуатационной
колонны
Если в условиях слабосцементированных коллекторов при
эксплуатации скважины происходит разрушение ПЗП и из
скважины часто выносится порода, это может привести к ослаблению и смятию колонны.
Опасность разрушения эксплуатационной колонны и внутрискважинного оборудования может присутствовать на скважинах, в продукции которых присутствуют агрессивно-коррозионные компоненты, такие как диоксид углерода и сероводород.
64
Рис. 11.1. График термобарических условий образования гидратов
-22
-20
-18
-16
-14
-12
-10
-8
-6
-4
-2
0
2
4
6
8
10
12
00.20.40.60.811.21.41.61.822.22.42.62.833.23.43.63.844.24.44.64.85
Давление, МПа
Температура, С
0
Майкоп Хадум
Область образования гидратов
для газов Тахта-Кугультинского месторождения
Для борьбы с коррозией применяются следующие методы:
применение ингибиторов коррозии, использование коррозионно-стойких (нержавеющих) материалов для ВСО, различные
покрытия, протекторная и катодная защита, установление и соблюдение специальных технологических режимов работы скважин и другого промыслового оборудования.
Необходимо проведение расчетов по оценке коррозионной
опасности содержащейся в продукции углекислотной среды по
отношению к нелегированным сталям.
По результатам расчетов оценивается скорость коррозии, на
основании которой определяются профилактические и превентивные меры.
Для защиты промысловых коллекторов и газопроводов от
коррозионных процессов применяются станции катодной защиты и анодные заземления.
Для повышения защищенности промысловых коллекторов
и газопроводов газосборной системы от коррозионных процессов постоянно, согласно графикам, проводятся работы по ре-
65
монту станций катодной защиты и замеру потенциала на работающих станциях катодной защиты и анодных заземлений.
На основании действующих инструкций, методик, руководящих документов и правил эксплуатации наземного оборудования и скважин необходимо проводить мониторинг по оценке
надежности его эксплуатации.
Контроль над коррозионной агрессивностью проводится по
содержанию в жидкой фазе технологического потока ионов железа.
При проведении оценки технического состояния скважин и
оборудования необходимо учитывать сроки их эксплуатации.
Гарантийный срок эксплуатации заводов-изготовителей для
НКТ устанавливается не более 10 лет, если НКТ эксплуатируются в неагрессивной среде.
Даже при низкой скорости коррозии по расчету, при постановке скважин на капитальный ремонт желательно проводить
комплекс работ с целью контроля технического состояния
насосно-компрессорных труб (НКТ), фонтанной арматуры (ФА)
и при необходимости проводить проверку состояния эксплуатационной колонны геофизическими методами и оценку состояния цементного камня за колонной.
Вопросы для самопроверки
1. В каких случаях происходит разрушение ПЗП?
2. Какими способами можно предотвратить конусообразо-
вание?
3. Какой реагент применяется для борьбы с гидратообразо-
ванием?
4. Методы защиты промыслового оборудования от коррозии.
66
12. ЭКСПЛУАТАЦИЯ В УСЛОВИЯХ
РАЗРУШЕНИЯ КОЛЛЕКТОРА. СРЕДСТВА
И МЕТОДЫ БОРЬБЫ С ПЕСКОПРОЯВЛЕНИЕМ
План
12.1. Ограничения при пескопроявлении.
12.2. Очистка ствола скважины от песчаной пробки.
12.1. Ограничения при пескопроявлении
При несоблюдении допустимых параметров призабойная
зона пласта (ПЗП) разрушается, происходит осыпание породы
на забой, и впоследствии образуется песчано-глинистая пробка.
Производительность скважины при этом снижается.
В связи с возможным разрушением продуктивного коллектора и образованием песчаных пробок на забоях при эксплуатации скважин предлагается регулярно осуществлять проверку
устьевых штуцирующих устройств на предмет их разрушения,
а также не реже одного раза в год проводить отбивку глубин
текущих забоев.
В случае перекрытия интервалов перфорации осадками и
уменьшении дебитов скважин, необходимо производить работы
по очистке забоев от образовавшихся пробок.
Ограничение депрессии и снижение пластового давления в
процессе эксплуатации неизбежно приведет к снижению производительности скважин. Чтобы обеспечить нужный дебит и при
этом не вызвать разрушения ПЗП, применяются различные способы ее крепления [6].
С этой целью применяются механические методы – установка противопесочных фильтров различных модификаций,
в том числе с гравийной набивкой. Также получили распространение химические методы – крепление ПЗП при помощи вяжущих веществ.
Все эти методы не только предотвращают поступление в
скважину песка, но и сохраняют целостность скелета пласта,
укрепляя стенки забоя.
67
12.2. Очистка ствола скважины от песчаной пробки
При снижении производительности и отклонении от режимно-технологических параметров производится обследование
скважины на предмет выявления причин. При подозрении на
пробкообразование производится отбивка текущего забоя, по результатам которой принимается решение по очистке скважины.
Очистка газовых скважин от песчано-глинистых пробок производится несколькими способами. Один из старых способов –
удаление шлама при помощи желонки. Она представляет собой
трубу диаметром от 75 до 100 мм, на которой имеется тарельчатый или шариковый клапан внизу и дужка для каната наверху.
Ее общая длина примерно 10 м (не более 12 м).
Еще один способ – разбуривание пробки гидробуром (рис.
12.1).
Применение гидробура ограничено по глубине. Им можно
разбуривать песчано-глинистые пробки на глубине не более
2000 м.
Принцип действия гидробура приведен ниже.
После падения инструмента на забой плунжер насоса 4 под
действием своей силы тяжести и инерции при ударе двигается
вниз, вытесняя жидкость из корпуса 5 через отверстия бокового
плоского клапана 6. При подъеме инструмента над забоем вначале выдвигается плунжер, происходит всасывание жидкости из
корпуса желонки 7 через шариковый клапан 8. Одновременно с
этим в желонку через центральную трубу 9 всасывается жидкость с забоя из-под долота 10. Жидкость, поднимаясь с забоя,
увлекает с собой частицы песка, которые после выхода из центральной трубки вследствие резкого падения скорости потока
оседают на дне желонки.
После нескольких ударов по забою желонка заполняется
песком. При разгрузке гидробура долото снимается и через образовавшееся отверстие песок выходит из желонки.
После окончания разбуривания для удаления из скважины
взмученной жидкости к гидробуру вместо долота присоединяют
обратный клапан, и инструмент работает как обычная пневматическая желонка.
68
Рис. 12.1. Беструбный гидробур
Следует сказать, что применение и желонки, и гидробура –
длительные по времени и недостаточно эффективные способы
удаления песчаной пробки.
Наиболее эффективным способом удаления пробок является промывка. Она бывает прямая (нагнетание в трубы, выход
через затрубье) и обратная (нагнетание в затрубное пространство, выход через трубы).
В последние годы получило распространение использование для этих целей колтюбинговых установок. Колтюбинговые
технологии с использованием колонны гибких труб (КГТ) очень
перспективны. Продолжительность ремонта по сравнению с
69
традиционными методами промывки сокращается в 3–5 раз,
а стоимость работ уменьшается как минимум в три раза [7].
На рис. 12.2 приведена схема компоновки колтюбинга, а на
рис. 12.3 – его реальное использование в работе.
Рис. 12.2. Компоновка агрегата на полуприцепе
в рабочем положении на скважине:
1 – автомобиль-буксировщик; 2 – кабина оператора; 3 – барабан с КГТ;
4 – укладчик КГТ; 5 – КГТ; 6 – направляющая дуга; 7 – транспортер;
8 – герметизатор устья; 9 – превентор; 10 – опора транспортера;
11 – оборудование устья скважины; 12 – устье скважины;
13 – насосная установка; 14 – рама анрегата
Спуск трубы выполняют, поддерживая непрерывную циркуляцию технологической жидкости с глубины 100–150 м. Скорость спуска выбирается исходя из расположения песчаной
пробки и достигает 0,5 м/с. Не доходя порядка 100 м до предполагаемой пробки, скорость уменьшают до 0,1–0,2 м/с и тщательно контролируют давление, развиваемое насосной установкой. После входа промывочной насадки в пробку скорость перемещения трубы уменьшают до 0,03 м/с, а подачу промывочного насоса доводят до максимума.
70
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]