Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 [ 158 ] 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217

1984 г.). По мере обводнения скважины рекомендуется переводить на капитальный ремонт для проведения гидроизоляционных работ.

Наряду с оценкой геофизиков в процессе адаптации и расчета прогнозных показателей разработки по вариантам был рассмотрен вопрос обводнения скважин по районам УКПГ на геолого-математической модели сеноманской залежи Ямбургского месторождения.

4.3.5

Технология и техника добычи газа

Рекомендации по обследованию и эксплуатации скважин в условиях многолетнемерзлых пород (ММП)

На основе полученных результатов по анализу технического состояния скважин Ямбургского месторождения с учетом мерзлотных условий для обеспечения надежной эксплуатации скважин было рекомендовано следующее.

1. На скважинах, на которых отмечаются осложнения при эксплуатации, связанные с провалом на устье, наличием межколонных газопроявлений, грифонов, рекомендуется доисследовать разрез криолитозоны на льдистость по результатам строительства, бурения скважин на основе специальной обработки имеющихся данных стандартного каротажа, каверно-метрии, БКЗ, термометрии и оценить качество цементирования колонн термометодом, в том числе на скважинах, где проведено встречное цементирование колонн с закачкой второй порции цемента в затрубье непосредственно с поверхности.

2. В процессе эксплуатации скважин при развитии каверн до глубин 50 -70 м и более в результате оттаивания ММП могут образоваться глубокие провалы, протяженные зазоры вокруг скважин, и для их ликвидации, обеспечения надежной опоры их на окружающие породы, безопасного их обслуживания необходимо предусматривать своевременную отсыпку образующихся провалов, зазоров. Для контроля и предупреждения образующихся провалов, зазоров в процессе теплового взаимодействия скважин с ММП рекомендуется на ряде скважин осуществить спуск до глубин 20 - 60 м термометрических трубок (ТТ), заглушённых снизу и заполненных дизтопливом, для проведения в них замеров температур и сезонно-действующих охлаждающих устройств (СОУ) до глубин 10-12 м для поддержания пород в мерзлом состоянии.

3. По скважинам с интенсивными межколонными газопроявлениями, грифонами, которые могут сопровождаться деформацией колонн с нарушением их герметичности, рекомендуется провести повторную инклиноме-трию и сравнить ее результаты с результатами ранее произведенной ин-клинометрии при строительстве скважины.

4. На скважинах с пониженным рабочим дебитом (менее 400 - 500 тыс. м/сут) для предупреждения обвалов пород вокруг скважин, потери устойчивости, межколонных пропусков газа, перекоса арматуры и улучшения условий выноса жидкости с забоя скважин рекомендуется также в опытном порядке реализовать ряд специальных мероприятий.

Рекомендации по дальнейшей эксплуатации скважин с водо- и пескопроявлениями

в процессе разработки Ямбургского месторождения в эксплуатационных скважинах возможны осложнения, обусловленные скоплениями в скважине конденсационной и пластовой воды. Конденсационная вода выпадает из газа за счет снижения температуры газа от пластовой до устьевой. Количество конденсационной воды пропорционально фактическому дебиту газа и определяется с достаточной точностью по данным диаграмм влагосодержания. Количество минерализованной воды, поступающей из пласта, зависит от положения ГВК, конструкции скважины и фактической рабочей депрессии. Условия образования скоплений жидкости в скважинах сеномана севера Тюменской области сходны по характеру с условиями, сопровождавшими разработку Северо-Ставропольского, Газлинского, ряда мелких месторождений Республики Коми, Саратовской и Самарской областей. На этих месторождениях эксплуатировались скважины по колоннам с внутренним диаметром 150 - 200 мм с депрессиями от 0,01 до 0,20 МПа.

Высота интервала продуктивного пласта из песчаника доходила до 100 - 200 м.

ВНИИГАЗом для Северо-Ставропольского месторождения были разработаны: технология эксплуатации скважин одновременно по лифтовым колоннам и кольцевому межтрубному пространству, технология эксплуатации скважин в условиях разрушения призабойной зоны и автоматические системы для эксплуатации скважин "Ласточка" для реализации этих технологий. Системами "Ласточка" были оборудованы более 40 скважин, они обеспечили нормальную работу скважин одновременно по лифтовым колоннам и кольцевому межтрубному пространству до окончания разработки Северо-Ставропольского месторождения в 90-х годах. Системы "Ласточка-73" успешно применялись на Газлинском и Шебелинском месторождениях.

Скважины Ямбургского месторождения в настоящее время эксплуатируются по лифтовым колоннам различного диаметра. Обобщающая информация приведена в табл. 4.7.

Как следует из данной информации, наибольшее количество скважин оборудовано лифтовыми колоннами 168 мм. В таких скважинах вода скапливается в зоне от фактического забоя до входа в лифтовую колонну. На этом интервале жидкость барботируется газом, поступающим из пласта, и количество ее по длине определяется фактической скоростью газа. Ниже работающих перфорационных отверстий жидкость смешана с песком. На

Таблица 4.7

Таблица 4.8

уровне нижних отверстий перфорации или, по крайней мере, в зоне нижних перфорационных отверстий давление на забое за счет столба жидкости превышает пластовое. Это способствует оттоку жидкости в пласт.

Для эксплуатации скважин в этих условиях можно использовать различные технологические приемы, обеспечивающие оптимальные рабочие дебиты скважин.

Результаты расчетов предельных дебитов газа, меньше которых в лифтовых колоннах и ниже их башмака будет накапливаться вода, ограничивающая приток газа, приведены в табл. 4.8.

Во ВНИИГАЗе были проведены исследования условий выноса жидкости на стенде. Результаты расчетов и экспериментов хорошо согласуются с промысловыми исследованиями на скважинах. На основе информации о скважинах Ямбургского месторождения и динамике изменений рабочих дебитов и отборов газа произведена прогнозная оценка технологических ситуаций, обусловленных уменьшением рабочих дебитов скважин на период до 2028 г. по всем УКПГ.

Установлено, что на забоях большинства скважин Ямбургского месторождения в интервалах от нижних перфорационных отверстий до входа в лифтовые колонны в трубах диаметром 219 мм оптимальные условия для выноса жидкости и песка не обеспечивались в 1997 г. и позднее;

в лифтовых колоннах диаметром 168 мм оптимальные условия для выноса жидкости сохранятся на Ямбургском месторождении в основном до 2010 - 2013 гг.

Возможные технические решения

1.Для подъема жидкости из скважин с лифтовыми колоннами диаметром 100 - 168 мм жидкость и песок с забоя можно удалять, продувая скважину в атмосферу, используя вспенивающие поверхностно-активные вещества в сочетании с продувкой в атмосферу или в газосборный коллектор. Рекомендуется также доспуск НКТ глубже нижних отверстий интервала перфорации.

2. Заменить лифтовые колонны на колонны из насосно-компрессорных труб с меньшим диаметром (60, 73 или 89 мм и т.п.) для эксплуатации скважин по одному или одновременно по двум каналам, лифтовой колонне и кольцевому межтрубному пространству (214,3 - 73,0(60,0)).

3. Оборудовать скважины с лифтовыми колоннами 168,3 мм дополнительными лифтовыми колоннами из труб диаметром 60 или 73 мм для эксплуатации скважин по одному, двум или трем каналам, лифтовой колонне и кольцевым межтрубным пространствам (168,3-73,0(60,0) и 168,3-214,5).