Способ изменения режима работы скважины

Изменение технологического режима эксплуатации скважин в процессе разработки

Технологический режим эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин, установленный на ранней стадии разработки с учетом определяющего на этой стадии фактора или сочетания факторов изменяется в процессе разработки месторождений. Изменения технологического режима обусловливаются либо изменением определяющего фактора, по которому устанавливался дан­ный режим, либо возникновением и влиянием новых факторов, которые на данном этапе разработки. Необходимость изменения установ­ленного технологического режима обусловливается изменением характеристик пласта и скважин в процессе разработки, проведением ремонтно-профилактических и интенсификационных работ.

Необходимость изменения режима работы скважин возникает:

I. Когда определяющим фактором является подошвенная вода и допустимая пре­дельная депрессия на пласт была выбрана для заданной начальной величины вскрытия пласта и положения газоводяного контакта. С изменением пластового давления и толщины газоносного пласта величина допустимой депрессии линейно умень­шается.

II. Когда определяющим фактором является близость контурных вод и когда критерием выбора режима могут служить несколько параметров, среди которых наиболее существен суммарный отбор газа из месторождения, в особенности с малыми запасами газа до прорыва воды в скважину.

В скважинах, располо­женных близко к контурной воде, ограничение депрессии с целью предотвраще­ния преждевременного прорыва воды является необходимым условием. Величина деп­рессии в приконтурных скважинах на каждом конкретном месторождении и в конкретной скважине выбирается расчетным путем, исходя из расстояния от забоя скважины до контакта газ-вода, коллекторских свойств пласта и их изменения в зоне от скважины до ГВК из-за изменения пластового давления и других геолого-промысловых пара­метров. При наличии нескольких пропластков с различными фильтрационными свойствами эти расчеты производят­ся по наиболее опасному с точки зрения быстрого прорыва контурной воды плас­ту.

III. Когда устойчивость породы к разрушению является основным фактором, кри­терий технологического режима эксплуатации скважин устанавливается в виде пос­тоянного градиента и его изменение в течение всего периода разработки не допус­кается. Если скважина вскрывает коллектор с весьма низкой устойчивостью пород к разрушению, то в процессе разработки требуется поддерживать его постоянным до тех пор, пока не будут проведены определенные мероприятия по предотвращению разрушения пласта.

В большинстве случаев в рыхлых коллекторах практически при любой величине градиента происходит разрушение пласта. Однако, при сравнительно продолжительной работе скважины на данном градиенте после выноса породы из зоны определенного радиуса распространения градиента разрушение пласта должно существенно замедляться в резуль­тате перемещения выбранного градиента от стенки скважины в глубь пласта и отсортировки выносимых частиц породы.

Изменение технологического режима эксплуатации скважин, установленного исходя из условия разрушения пласта при превышении допустимой величины градиента, может происходить при применении меха­нических или гравийных фильтров, проведении ремонтно-профилактических работ скважинного или устьевого оборудования и др.

IV.Когда основным фактором является условие вскрытия пласта и несовершенство скважины по степени и характеру, следует исходить из двух основных условий, которые связаны с необходимостью вскрытия скважины заданной про­мывочной жидкостью и дострел перфорированной части фильтра и уплотнения перфорации до ее оптимальной величины.

V.Когда основным фактором является наличие в составе газа коррозионно-активных компонентов, необходимость изменения технологического режима возникает начи­ная с момента, когда дальнейшее увеличение диаметра насосно-компрессорных труб невозможно. При этом скорость потока газа не должна превышать определенную величину в любом сечении ствола скважины. Превышение допустимой величины ско­рости потока в этом случае оценивается как снятие ограничивающего фактора процесса коррозии скважинного оборудования. Если в про­цессе эксплуатации скважины производится за­качка антикоррозионного ингибитора, то изменение технологического режима эксплуа­тации также становится необходимостью. Технологический режим эксплуатации сква­жины при постоянной скорости движения потока существенно влияющей на интенсивность коррозиии подлежит изменению и в тех случаях, когда необходимо поддержать определенное устье­вое давление и когда увеличение количества влаги в газе приводит к более интен­сивной коррозии оборудования. Как правило, в процессе разработки по мере снижения парциального давления коррозионно-активного компонента интенсивность коррозии снижается.

VI. Когда изменение технологического режима эксплуатации скважин обусловлено измене­нием параметров пласта в призабойной зоне в результате очищения или загрязнения его в процессе разработки. Происходящее изменение параметров призабойной зоны определяется периодическими исследованиями, проводимыми на скважинах. Часто на практике изменение установленного технологического режима происходит в скважинах, выносящих значительное количество жидких компонентов и твердых примесей при заданной конструкции скважины.

VII. Когда изменение технологического режима эксплуатации скважины связано с многопластовостью. Эти изменения обусловливаются степенью истощения от­дельных пластов в процессе разработки, применением системы одновременно-раз­дельной эксплуатации скважин, изменением схемы сбора, очистки и осушки газа на промысле, необходимостью проведения изоляционных работ на одном из пластов и т.д.

Когда технологический режим устанавливается, исходя из возможности образования гидратов. В этом случае выбранный технологический режим, обеспечивающий безгидратный режим эксплуатации скважины, должен быть изменен, если производится ингибирование продукции скважины в призабойной зоне пласта и в стволе.

IX.Когда изменение технологического режима работы скважины обуслов­лено накоплением и выносом столба жидкости или песчаной пробки на забое сква­жин.

В этом случае, когда дальнейшие изменения в конструкции фонтанных труб невозможно или нецелесообразно и поступающая из пласта конденсационная, пластовая вода или тяжелые компоненты углеводородов, переходящие в жидкое состояние в призабойной зоне и в стволе скважин, полностью не выносятся, процесс накопления песчано-жидкостного и жидкостного столба приводит к изменению технологического режима. Удаление столба жидкости производят путем: закачки в ствол скважины ПАВ; повышения депрессии и соответственно дебита скважин; изменения глубины спуска и диаметра насосно-компрессорных труб; установления нового технологического режима.

X. Когда изменение технологического режима эксплуатации обусловлено необходи­мостью поддержания определенной величины устьевого давления или его изменения.

В этом случае величина устьевого давления, а в некоторых случаях – давления в промысловом газосборном коллекторе требует изменения технологического режима по некоторым скважинам.

Время перехода от одного технологического режима к другому в основном зависит от фактора или сочетания факторов, по которым устанавливался данный технологи­ческий режим, от стадии разработки залежи и от условия сбора и транспорта газа.

Время, которое необходимо для изменения режима в зависимости от стадии разработки, диктуется темпом освоения рассматриваемого месторождения, потребностью народного хозяйства по меньшей мере в данном районе, т.е. годовыми отборами, продолжительностью нарастающей, постоянной и падающей добычи, с условиями сбора и подготовки газа, с переводом от одной системы осушки к другой, и с начальными дан­ными газопровода, соблюдение которых ставится весьма жестко.

Источник

Методы регулирования режима работы скважин.

Фонтанные скважины регулируются дросселированием. На выкиде устанавливаются регулируемый или не регулируемый дроссель – штуцер; ЭЦН – дроссель; ШГН изменяют производительность путём изменения длинны хода плунжера, а так же изменение числа качаний. Если изменение длины хода и числа качаний не позволяет отрегулировать производительность насоса, то скважину переводят на “режим”. Работа насоса прерывается с остановками на ожидание притока.

Устройство и назначение УЭЦН.

Предназначены для отбора значительно больших объёмов жидкости по сравнению с насосами ШГН. В установку ЭЦН входят: погружной электродвигатель; ПЭД – протектор – гидрозащиты; многоступенчатый центробежный насос; питание ПЭД по кабельной линии, спускаемой по наружной стенке НКТ, которые крепятся двумя хомутами – клямсами на каждой трубе. Над насосом в колонне НКТ находятся: обратный клапан и сливной сбивной клапан. Откачиваемая жидкость из скважины поступает на поверхность из колонны НКТ через устьевую арматуру АУЭЦН. УЭЦН управляется станцией управления. Эти установки просты в обслуживании. Межремонтный период работы УЭЦН в среднем более 700 суток. Скважинный насос имеет более 400 ступеней. На всосе насоса имеется фильтр – сетка, а в некоторых случаях сепаратор газа. ПЭД маслонаполненный герметизированный. Для предупреждения попадания пластовой жидкости в ПЭД под двигатель установлена гидрозащита (протектор), которая заполнена маслом. В ней поддерживается давление, превышающее давление жидкости в скважине. В ПЭД подаётся ток через трансформатор, в котором напряжение промысловой сети повышается (400 – 2000 вольт). Станция управления имеет приборы контроля, управления и защиты. Обратный клапан, установленный в НКТ удерживает жидкость в НКТ при остановке насоса. Сливной клапан необходим для освобождения труб от жидкости в процессе подъёма (перед подъёмом труб в НКТ через лубрикатор сбрасывают специальный лайнер (ломик), который ломает сливной клапан и освобождает отверстие, через которое вытекает жидкость). ЭЦН имеют производительность от 40 до 700 и более метров кубических в сутки с напором от 700 до 1800 метров. Персонал (операторы) контролируют работу УЭЦН.

Следующие параметры: 1) Количество откачиваемой жидкости;

2) количество воды в откачиваемой жидкости (обводнённость);

3)Динамический и статический уровни;

4)Давление буферное, затрубное, линейное;

5)Количество мех. примесей;

6)Сила тока и напряжение сети, величину сопротивления;

7)Время отключения и причина отключения.

Термические и химические методы обработки скважин.

Для очистки забоя, а так же НКТ от АСПО (асфальто — смолистых и парафиновых отложений), а так же от отложения солей проводятся термические и химические обработки. Термические:

электро обогрев; сжигание пороха; термохимические; закачка разогретых реагентов (нефти). Химические: кислотные; пенокислотные; закачка растворителей и ПАВ. Используемая техника: насосные агрегаты; ЦА (цементировочные агрегаты); кислотовозы; авто цистерны; передвижные паровые установки (ППУ); АДПМ (агрегаты депарофинизационные модернизированные). При проведении этих работ насосы и агрегаты устанавливаются не ближе 10 метров от устья скважины. ППУ, АДПМ, компрессоры – не ближе 25 метров. При этом вся техника устанавливается кабинами в противоположном от скважины стороне.

Понятия “авария, инцидент”.

В законе 116 “О промышленной безопасности опасных производственных объектов” даются понятия “авария, инцидент”. Авария – разрушение сооружений и (или) технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, неконтролируемый взрыв и (или) выброс опасных веществ. Инцидент – отказ или повреждения технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, отклонение от режима технологического процесса, нарушение положения закона 116, других федеральных законов и иных нормативных правовых актов РФ, а так же нормативных, технических документов, устанавливающий правила проведения работ на опасном производственном объекте. Например, открытый фонтан – а управляемое и контролируемое газоводонефтепроявление – инцидент.

Требования к ограждениям движущихся частей.

Если расстояние от ограды до движущих частей до 35 сантиметров устанавливается сплошное или сетчатое ограждение. Более 35 см. — перильное ограждения. Если высота ограждаемого оборудования до 1,8 м. устанавливают сплошное ограждения, если выше – сетчатое. Размер ячейки сетки не более 30*30 мм. Высота перил ограждения – не менее 1,25м. расстояние от земли до нижнего пояса не более 15см, расстояние между поясами не более 40 см. Между соседними стойками не более 2,5 м. Приводные ремни ограждаются перилами высотой не менее 1,5 м, зубчатые цепные передачи ограждают сплошными металлическими щитами. Выступающие движущиеся части станков и механизмов, вращающиеся соединения должны быть закрыты кожухами по всей окружности вращения. Станки – качалки должны быть установлены так, чтобы исключить соприкосновение движущихся частей с фундаментом или грунтом. Для обслуживания тормоза станка качалки устанавливается площадка с ограждением при нижнем положении головки – балансира расстояние между траверсой подвески полировочного штока и устьевым сальником должно быть не менее 20 см.

Перфорация скважин. Суть.

Перфорация – вторичное вскрытие продуктового пласта. Первичное вскрытие происходит в процессе бурения. Вторичное вскрытие осуществляется после спуска эксплуатационной колонны, ее цементирования, проведения окончательного каротажа. Наиболее распространённая кумулятивная перфорация. Перфорация производится кумулятивными перфораторами. Перфоратор устанавливается в нужном интервале, привязкой его к пласту при помощи репера, установленного в эксплуатационной колонне (на высоту равной 30-35м над продуктивным пластом) Обычно на погонный метр продуктивного пласта прожигается от 10 и более отверстий. В некоторых случаях ( некачественный цементаж колонны) перфорировать скважину кумулятивным зарядом опасно. При встряхивании колонны может разрушиться слабый цементный камень и появятся за колонные перетоки. В таких случаях производится гидропескоструйная перфорация (сверление, фрезерование). Перед вскрытием продуктивного пласта ствол скважины заполняют жидкостью глушения для того, чтобы исключить выход пластового флюида через устье скважины. Основными параметрами этой жидкости является плотность, вязкость, водоотдача. При кумулятивной перфорации необходимо строго выдерживать количество одновременно взрываемых зарядов, т.к. выделяемый газ при взрыве может разбавить раствор в скважине, уменьшив при этом противодавление на пласт. Может начаться перелив пластового флюида (ГНВП – газонефтеводопроявление).

Опора деревянной одностоечной и способы укрепление угловых опор: Опоры ВЛ — конструкции, предназначен­ные для поддерживания проводов на необходимой высоте над землей, водой.

Организация стока поверхностных вод: Наибольшее количество влаги на земном шаре испаряется с поверхности морей и океанов (88‰).

Общие условия выбора системы дренажа: Система дренажа выбирается в зависимости от характера защищаемого.

Источник