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

4. Оборудовать скважины с лифтовыми колоннами 168,3 мм устьевым оборудованием для периодического удаления скоплений жидкости с забоя и из лифтовых колонн с использованием "Комбигазлифта" с передвижными или стационарными лебедками.

5. Применять технологию удаления скоплений жидкости с применением плунжерного лифта. Плунжерный лифт может использоваться в скважинах, оборудованных лифтовыми колоннами из труб с внутренним диаметром 50 - 62 - 76 мм, для продления периода эксплуатации с выносом жидкости.

Основные выводы и рекомендации по интенсификации притока газа к забою и освоению скважин

1. По данным ГИС, расходометрии и газодинамических исследований следует, что в значительной части скважин за счет первичного и вторичного вскрытия на глинистом растворе эксплуатируемые интервалы имеют неработающие пропластки. В целом же объекты эксплуатации освоены лишь на 47 -63 % и существует большая вероятность того, что степень освоения объекта тем меньше, чем меньше средневзвешенная по его толщине проницаемость. По отдельным скважинам за промежуток времени около одного года произошло увеличение степени освоения, например в скв. 2140 - с 7,4 до 17,9 %, в скв. 7014 - с 46,7 до 54,7 %. Однако процесс естественного освоения довольно длительный.

Для повышения продуктивности отдельных скважин рекомендуется вторичное (дополнительное) и повторное вскрытие объекта эксплуатации перфорацией осуществлять в газовой или, что менее предпочтительно, в водоспиртовой и конденсатной среде с использованием малогабаритных перфораторов, спускаемых через лифтовую колонну, если башмак ее располагается у (или выше) кровли эксплуатируемого интервала. Для вторичного (дополнительного) и повторного вскрытия пласта в скважинах ВНИИГАЗом совместно с НИМИ разработана перфорационная система ПЛТ-75.

2. Технологическая эффективность работ с целью разглинизации и очистки призабойной зоны пласта (ПЗП) от фильтрата бурового раствора за предшествующий период составила 83 %.

Для повышения их эффективности и, в частности, максимально возможного охвата ПЗП воздействием восстанавливающими его проницаемость реагентами применяемая технология должна совершенствоваться. В первую очередь рекомендуется проводить циклическое нагнетание восстанавливающих реагентов с использованием способов временного тампонирования наиболее проницаемых пропластков.

В перспективе рекомендуется проводить мини-гидроразрывы с образованием вертикальной трещины протяженностью, несколько превышающей протяженность зоны поражения приствольной части пласта буровым раствором, для восстановления и повышения продуктивности скважин в зонах залежи с относительно пониженной проницаемостью.

3. Мировой опыт свидетельствует, что применение часто используемого способа изоляции притока в скважину воды различной природы цементными растворами как на водной, так и на углеводородной основе нецелесообразно. Технологическая эффективность таких работ не превышает 15 - 20 %. С точки зрения экономической эффективности они, как правило, убыточны.

в настоящее время - в период вхождения в завершающую стадию разработки залежи - необходимо апробировать несколько способов селективного ограничения и изоляции притока вод с применением нескольких легко фильтрующихся в поровую среду реагентов и выбрать из этих способов и реагентов наиболее эффективные и технологичные для массового применения в условиях залежи.

4. Специальными исследованиями предприятия "Ямбурггаздобыча" в значительном числе сеноманских скважин выявлено пескопроявление. При этом некоторые скважины работают с превышением норм по выносу песка вследствие активного разрушения породы в ПЗП. Для предупреждения разрушения скелета пласта в зонах с естественной слабой сцементирован-ностью коллектора необходимо проведение работ по более полному освоению эксплуатируемых интервалов, что позволит в будущем снизить депрессии без снижения отборов газа.

В случае пескопроявлений, обусловленных обводнением отдельных пропластков объекта эксплуатации контурной водой, рекомендуется проведение селективной изоляции притока этих вод для устранения их разрушающего влияния на скелет породы пласта.

При этом рекомендуется проводить работы по укреплению призабойной зоны реагентами, намывке в ПЗП гравийно-песочных фильтров и оборудованию хвостовика лифта проволочными, керамическими и другими фильтрами.

5. Для расширения арсенала жидкостей, предназначенных для предотвращения поглощения жидкости глушения пластом, во время проведения ремонтных работ рекомендуется апробировать меловые растворы и паке-рующую жидкость с повышенными вязкоупругими свойствами.

6. Для оптимального проектирования и проведения технологических операций по оптимизации работы скважин, выявлению положительных и отрицательных факторов, влияющих на исход операций, отбору наиболее эффективных технологий рекомендуется перед работами на каждой скважине и после их окончания проводить полный известный комплекс их исследования.

4.3.6

Модернизация системы сбора и промысловой ПОДГОТОВКИ газа в процессе доразработки сеноманской залежи

Система сбора газа Ямбургского газоконденсатного месторождения состоит из 7 УКПГ, газ из которых подается в систему межпромысловых коллекторов, соединяющих УКПГ с двумя головными компрессорными станциями.

Каждая УКПГ на ЯГКМ включает от 90 до 110 скважин, соединенных в кусты, шлейфы, а также оборудование по сепарации и осушке газа.

В процессе разработки месторождения на работу системы сбора и внутрипромыслового транспорта газа оказывают влияние следующие причины.

1. Технологические - когда в процессе движения газа от забоя по

скважинам и шлейфам до УКПГ в результате изменения термобарических условий происходит конденсация водной фазы. Тогда в зависимости от режима работы скважины и шлейфов конденсационная вода либо практически полностью выносится газовым потоком (истинное влагосодержание не оказывает заметного влияния на гидравлику), либо часть ее накапливается в нижних точках трассы шлейфа с последующим образованием жидких пробок, что приводит к значительному возрастанию гидравлических потерь в шлейфе и снижению его пропускной способности.

2. Конструктивные - к ним следует отнести профиль трассы, диаметры и протяженности шлейфов.

Чтобы оценить влияние этих факторов на работу системы сбора газа, при дальнейшем анализе гидравлических режимов работы шлейфов была выбрана УКПГ-4, где газ транспортируется по шлейфам диаметром 530 мм.

Для оценки влияния различных технологических параметров на работу шлейфа участки промысловых трубопроводов были ранжированы на несколько групп: по длине (2 км, 5 км, 10 км); по расходу газа, что определяется количеством скважин, работающих в один шлейф (4, 6, 8 скважин); по количеству воды, поступающему в шлейф, - в одном случае это равновесное влагосодержание по условиям в пласте, в другом - наличие жидкости в количестве, обеспечивающем наличие свободной жидкой фазы Р, (Р, > 0).

Цель расчетов состояла в том, чтобы выяснить, как снижение отборов газа и давлений на устье скважин по годам разработки месторождения будет влиять на режим транспорта газа в шлейфах, другими словами, когда в шлейфах будет происходить накопление жидкости, т.е. будет осуществляться пробковый режим течения смеси. Для оценочного расчета режима течения газа в шлейфе предлагается упрощенная формула

V = £Яр/(ОГу(0,9901-1,75 • Ю)),

где D - внутренний диаметр трубопровода, м; ру - устьевое давление, МПа 10; Гу - устьевая температура. К; О - расход газа в шлейфе, млн. MVcyr.

При V > 0,0174 реализуется пробковый режим течения смеси, при V < < 0,0174 - кольцевой режим.

Анализ рельефа местности позволяет считать участок длиной до 2 км горизонтальным, длиной более 2 км - состоящим последовательно из трех участков: нисходящего, горизонтального и восходящего (с углом наклона трассы 5°).

При расчете режимов течения смеси технологическую схему разбивали на расчетные участки:

1) по количеству скважин:

по УКПГ-4 для шлейфа диаметром 530 мм:

1 группа - 4 скважины;

2 группа - 6 скважин;

3 группа - 8 скважин;

2) по длине шлейфов:

1 группа - до 2 км;

2 группа - до 5 км;

3 группа - до 10 км.

Расчеты проводились по годам разработки месторождения с учетом изменяющихся дебитов и устьевых давлений (Ос„ и ру соответственно) для зимнего и летнего периодов с выносом пластовой воды и без нее.