Дисциплина «ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ» Проблемы эксплуатационного фонда скважин на газовых месторождениях находящихся на завершающем этапе разработки Составил: доцент, к.т.н., доцент кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» Тюменского индустриального университета Саранча Алексей Васильевич ТИУ 1 Саранча А.В. После изучения материала вы будете знать: ТИУ основные проблемы газовых месторождений находящихся длительное время в разработке; что такое межколонное давление и почему оно возникает; причины «самозадавливания» эксплуатационных газовых скважин; какие мероприятия проводят для поддержания работы «самозадавливающихся» газовых скважин; о критериях применимости того или иного мероприятия; основные недостатки при оборудовании газовых скважин по КЛК с металлическими трубами; какими преимуществами обладает армированная полимерная труба в качестве КЛК; какое оборудование используется для спуска армированной полимерной трубы в скважину и для 2 чего оно предназначено. Саранча А.В. ДИНАМИКА ОТБОРА ГАЗА СЕНОМАНСКОЙ ЗАЛЕЖИ МЕДВЕЖЬЕГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 80,0 2000 75,0 73,9 72,0 73,0 70,0 70,0 72,1 72,0 1771,6 67,6 1629,9 1769,2 1855,09 1847,61750 1500 1420,7 55,0 49,1 50,0 1250 1115,2 45,0 1113,3 40,0 35,0 750,0 30,1 30,0 1000 35,8 35,4 35,0 750 748,2 23,8 22,2 25,0 20,0 500 378,1 15,0 374,2 8,4 7,4 10,0 250 65,2 5,0 60,29 1972 1973 1974 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 01.07.10 0,0 3 1629,0 1468,9 60,0 Суммарный отбор газа, млрд.м Годовой отбор газа, млрд.м 3 65,0 Суммарный отбор Годовой отбор проект 0 факт проект факт 2000 500 1800 450 414 1585 400 359 Дебит, тыс.м3/сут 1400 355 330 341 334 319 299 295 1200 294 1000 1000 1000 607 693 400 150 512 594 112 301 187 157 187 131 1972 1973 1974 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 01.07.10 200 100 302 403 70 ТИУ 300 200 701 832 600 350 250 249 210 800 0 349 342 Количество скважин проект факт Дебит проект факт 50 0 Количество скважин, шт. 1600 С 1991 года Медвежье месторождение вступило в период падающей добычи. Основными проблемами на месторождении, находящемся на завершающем этапе разработки, являются: снижение добывных возможностей пласта и продуктивности призабойных зон скважин; обводнение залежи и интенсивные водо- и пескопроявления при работе скважин; рост самозадавливающихся скважин; физический и моральный износ оборудования, требующий постоянного обновления и соответственно значительных объемов капитальных вложений в реконструкцию и техническое перевооружение объектов промысла. Существующие технологические режимы эксплуатации скважин в целом обеспечивают выполнение проектных решений и плановых заданий по добыче газа, однако существует ряд факторов, ограничивающих добычные возможности скважин: наличие пластовой воды в добываемой продукции, образование песчано-жидкостных пробок, абразивный износ скважинного оборудования, высокие давления в системе сбора газа. 3 Саранча А.В. ДИНАМИКА СРЕДНЕГОДОВЫХ ДЕБИТОВ Продуктивность эксплуатационных скважин имеет естественную тенденцию к снижению, обусловленную истощением энергетического потенциала залежи. За период с 2005 г. по 2018 г. среднегодовой дебит в целом по месторождению снизился на 41,27 %, Фактические среднегодовые дебиты скважин за 2019 г., по сравнению с 2018 г. снизились на 9 тыс. м3/сут. Анализ продуктивности добывающих скважин без учета малодебитных показывает, что фактический средний дебит газа одной скважины в целом по месторождению на 01.01.2020 составил 86 тыс. м3/сут, что ниже проектного значения 95 тыс. м3/сут на 9,47 %. Динамика среднегодовых проектных и фактических дебитов скважин по Медвежьему месторождению ТИУ 4 Саранча А.В. ДЕБИТЫ И ДЕПРЕССИИ На начало 2020 года количество скважин (с учетом малодебитных), работающих с дебитами до 50 тыс. м3/сут составило 32,7 % (91 ед.), с дебитами от 50 до 100 тыс. м3/сут работают 40,6 % скважин (113 ед.), с дебитами от 100 до 150 тыс. м3/сут эксплуатируются 21,6 % скважин (60 ед.), выше 150 тыс. м3/сут – 5,1 % скважин (14 ед.). Гистограмма распределения скважин по дебитам на 01.01.2020 Из гистограммы распределения скважин по величине депрессии на пласт видно, что 68,2 % скважин действующего фонда работают с депрессиями до 0,20 МПа, остальные 31,8 % скважин эксплуатируются при депрессии от 0,20 до 0,39 МПа. Фактическое среднее значение составило 0,16 МПа, что соответствует проектному показателю. ТИУГистограмма распределения скважин по депрессиям на 01.01.2020 5 Саранча А.В. СКОРОСТИ ГАЗА В НКТ И ПОТЕРИ ДАВЛЕНИЯ Анализ распределения скважин по скоростям газового потока в НКТ на начало 2020 года показал, что величина скорости газа в НКТ по скважинам изменяется от 0,27 (УКПГ-1-3) до 18,12 м/с (УКПГ-8). У 25 % скважин, где скорости газового потока не превышают 4 м/с, без применения дополнительных технологий не обеспечивается вынос конденсационной воды и песчаноглинистых примесей с забоя. При скоростях потока 4-10 м/с эксплуатируется 61 % фонда, 12 % характеризуются значениями до 15 м/с и 2 % скважинного фонда выше 15 м/с Гистограмма распределения скважин по скоростям газа в НКТ на 01.01.2020 Среднее значение потерь давления по стволу скважины на начало 2020 года составило 0,14 МПа. 38 % скважин работают с потерями до 0,2 МПа, 50 % действующего фонда с потерями от 0,2 до 0,4 МПа, 10 % скважин с потерями до 0,6 МПа. Потери свыше 0,6 МПа характерны для 2 % скважин действующего фонда месторождения. ТИУ Гистограмма распределения скважин по потерям давления по стволу скважин 6 Саранча А.В. ДИНАМИКА ФОНДА СКВАЖИН Динамика фонда скважин за период с 01.01.2012 по 01.01.2020 Наименование фонда Общий фонд, ед.: - эксплуатационный фонд, в т. ч. : - бездействующий фонд; - действующий фонд; - наблюдательные скважины; - в консервации; Наименование фонда - ликвидированные; Общий фонд, ед.: - ожидающие ликвидации - эксплуатационный фонд, в т. ч. : - бездействующий фонд; - действующий фонд; - наблюдательные скважины; - в консервации; - ликвидированные; - ожидающие ликвидации Рассматриваемый период 01.01. 01.01. 01.01. 01.01. 01.01. 01.01. 01.01. 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 488 488 488 488 488 488 488 342 335 329 322 32 310 89 28 01.01. 16 2012 13 488 26 309 85 31 01.01. 31 2013 6 488 29 300 84 25 01.01. 43 2014 7 488 25 62 56 297 255 254 84 82 80 период 25 Рассматриваемый 25 23 01.01. 01.01. 01.01. 50 2015 57 2016 66 2017 7 488 7 488 9 488 342 32 310 89 28 16 13 335 26 309 85 31 31 6 329 29 300 84 25 43 7 317 322 25 297 84 25 50 7 310 317 62 255 82 25 57 7 310 310 56 254 80 23 66 9 01.01. 01.01. 2019 2020 488 488 310 303 21 289 80 23 01.01. 75 2018 0 488 310 21 289 80 23 75 0 21 289 80 13 01.01. 85 2019 0 488 310 21 289 80 13 85 0 25 278 80 4 01.01. 95 2020 6 488 303 25 278 80 4 95 6 Из 303 скважин эксплуатационного фонда 278 скважин действующих и 25 скважин находятся в бездействии (по причине низкой производительности – 24 ед., в ожидании КРС – скважина 616). ТИУ 7 Саранча А.В. АНАЛИЗ СКВАЖИН, ИМЕЮЩИХ МЕЖКОЛОННОЕ ДАВЛЕНИЕ По состоянию на начало 2020 года на Медвежьем месторождении с межколонными давлениями работают 121 эксплуатационная скважина (40 % эксплуатационного фонда), в том числе: от 0,1 до 1,0 МПа – 74 скважины; от 1,0 до 2,0 МПа – 33 скважины; от 2,0 до 3,5 МПа – 11 скважин; более 3,5 МПа - три скважины. Скважины с предельнодопустимыми межколонными Наименование фонда давлениями должны Общий фонд, ед.: эксплуатироваться в соответствии с - эксплуатационный фонд, в т. ч. : - бездействующий фонд; обоснованием безопасности - действующий фонд; опасного производственного - наблюдательные скважины; в консервации; объекта. На скважинах с - ликвидированные; межколонным давлением от 3,5 до - ожидающие ликвидации 7,0 МПа необходимо установка дополнительной задвижки на отводе из межколонного пространства. Скважин, работающих с межколонным давлением более 7,0 МПа, на Медвежьем месторождении не отмечается. ТИУ 01.01. 2012 488 342 32 310 89 28 16 13 01.01. 2013 488 335 26 309 85 31 31 6 01.01. 2014 488 329 29 300 84 25 43 7 Рассматриваемый период 01.01. 01.01. 01.01. 2015 2016 2017 488 488 488 322 317 310 25 62 56 297 255 254 84 82 80 25 25 23 50 57 66 7 7 9 01.01. 2018 488 310 21 289 80 23 75 0 01.01. 2019 488 310 21 289 80 13 85 0 01.01. 2020 488 303 25 278 80 4 95 6 8 Саранча А.В. МЕЖКОЛОННОЕ ДАВЛЕНИЕ Одной из проблем в скважинах и не только газовых, является появление межколонного давления. В лекции №5 было рассмотрено подземное оборудование скважин, которые по мимо эксплуатационной колонны имеет еще направление и кондуктор. Межколонное давление возникает между этими колоннами. Межколонные давления образуются в результате перемещения некоторой массы газа (флюида) из высоконапорных пластов в межколонное пространство (МКП). Высоконапорные пласты могут быть насыщены водой, газом, нефтью. Происходит непрерывное перемещение в первую очередь газа из зон с высоким давлением в зоны низкого давления. Источниками МКД могут быть как продуктивные нефтяные и газовые пласты, так и водонасыщенные, не представляющие интереса для промышленной эксплуатации флюидонасыщенные пласты, которые обычно перекрываются обсадными колоннами. Неуправляемые, искусственно вызванные межколонные движения флюида возникают в результате появления в недрах проводящих путей. Такими путями могут быть период аварийные стволы скважин, Рассматриваемый Наименование фонда 01.01. заколонное 01.01. 01.01. 01.01. 01.01. 01.01. тектонические 01.01. 01.01. ликвидированные во время бурения, пространство (ЗКП) 01.01. скважин, 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 нарушения, в 488 элементах конструкции Далее перемещение Общий фонд, ед.: а также негерметичность 488 488 488 488 скважин. 488 488 488 488 эксплуатационный фонд, в т. ч. : 342 335 329 322 317 310 310 310 303 происходит по пустотам и образовавшимся каналам в 25цементном камне, заполняющем МКП. - бездействующий фонд; 32 26 29 62 56 21 21 25 Движущая сила обусловлена перепадом давлений. с 254 определенной скоростью, - действующий фонд; 310 309 300Флюид 297 движется 255 289 289 278 - наблюдательные скважины; 89 85 84 82 80 80 80 80 обычно снизу вверх, заполняя пустоты МКП и 84 повышая в нем давление. Прорыв флюида на - в консервации; 28 31 25 25 25 23 23 13 4 - ликвидированные;может привести к катастрофическим 16 31 43 последствиям, 50 57 взрывам 66 и пожарам, 75 85 95 поверхность нарушению - ожидающие ликвидации 13 6 7 7 7 9 0 0 6 нормальной эксплуатации скважин и месторождения в целом. Заколонное и межколонное пространства (под ЗКП подразумевается кольцевое пространство между породой и любой спущенной обсадной колонной, под МКП – кольцевое пространство между обсадными колоннами, спущенными в скважину) часто представляют собой хороший проводящий канал для движения флюида. В ЗКП и МКП флюид может двигаться вдоль плоскости неполного контакта цемент с породой и цемента с колонной, а также через пористую среду цементного камня. ТИУ 9 Саранча А.В. МЕЖКОЛОННОЕ ДАВЛЕНИЕ Основной причиной образования МКД, заколонных и межпластовых перетоков, осложняющих бурение и эксплуатацию скважин, является некачественное крепление скважин. Состояние цементного кольца в ЗКП и МКП имеет решающее значение при образовании МКД в скважинах. Газопроницаемость цементного камня обусловлена значительной пористостью. Объем пор в схватившемся цементе достигает 20–40 %. Вместе с тем наличие пористого пространства не обусловливает проницаемости, так как для этого необходима капиллярная связь между порами, которая может образовываться вследствие высоких давлений, температуры, коррозии. Промысловая практика подтверждает, что тампонирующие вещества, применяющиеся при строительстве скважины, в современных условиях остаются проницаемыми, но расход газа при фильтрации через них в ЗКП и МКП не может быть большим. Существование разветвленной сети поровых и проницаемых каналов в цементном камне ЗКП и МКП скважин способствует фильтрации флюида из высоконапорных пластов и образованию МКД. Рассматриваемый период Наименование фонда 01.01. могут 01.01.способствовать 01.01. 01.01. изменения 01.01. 01.01. камне, 01.01. Образованию и нарастанию МКД в 01.01. скважинах в01.01. цементном 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 происходящие под воздействием механических (физических) протекающих Общий фонд, ед.: 488 488 488 и физико-химических 488 488 488 процессов, 488 488 488 эксплуатационный фонд, в т. ч. : 342 335 329 322 317 310 310 310 303 при испытании скважин, разработке и эксплуатации месторождений, а 62также геологические особенности - бездействующий фонд; 32 26 29 25 56 21 21 25 месторождений, наличие тектонических нарушений, высокие пластовые давления. - действующий фонд; 310 309 аномально 300 297 255 254 289 289 278 - наблюдательные скважины; 89 85 84 84 82 80 80 80 80 Учитывая, что основной целью цементирования нефтяных и газовых скважин является создание сплошной - в консервации; 28 31 25 25 25 23 23 13 4 - ликвидированные;изолирующей среды между 16 31 43горизонтами 50 57 66разреза75месторождения, 85 95 к и непроницаемой различными вскрытого - ожидающие ликвидации 13 6 7 7 7 9 0 0 6 причинам образования проводящих каналов в ЗКП и МКП можно отнести следующие условия: цемент отсутствует; цементный камень плохого качества; высота подъема цементного камня недостаточна; имеются негерметичности в элементах конструкций скважин (например, в муфтовых соединениях, уплотнениях устьевой обвязки). ТИУ 10 Саранча А.В. МЕЖКОЛОННОЕ ДАВЛЕНИЕ Схема возможных перетоков в МКП и ЗКП Наименование фонда Общий фонд, ед.: - эксплуатационный фонд, в т. ч. : - бездействующий фонд; - действующий фонд; - наблюдательные скважины; - в консервации; - ликвидированные; - ожидающие ликвидации перемещение флюида из пласта по каналам в цементном камне ЗКП и ТИУ МКП к устью скважины На рисунке приведены наиболее распространенные случаи образования МКД в практике бурения и эксплуатации скважин. Для предупреждения появления и успешной борьбы с МКД в скважинах важно своевременно выявить начавшийся процесс миграции флюида. Необходимо вовремя определить источник МКД, направление движения потока по структуре, ЗКП и МКП. В настоящее время не существует Рассматриваемый период отработанной 01.01. 01.01. 01.01. 01.01. единой 01.01. 01.01. 01.01. 01.01. методики 01.01. 2012 2013 2014 2015 выявления 2016 2017 2018 2019 2020 источников МКД. На каждом 488 488 488 488 488 488 488 488 488 месторождении по мере необходимости 342 335 329 322 317 310 310 310 303 32 26 29 25 62 56 21 21 25 применяются различные приемы 310 309 300 297 255 254 289 289 278 89 85 84 84 82 80 80 МКД80и борьбы 80 с выявления источников 28 31 25 25 25 23 23 13 4 ними. 16 31 43 50 57 66 75 85 95 13 6 7 7 7 9 0 0 6 Своевременное обнаружение перетоков и источников МКД в скважине на хорошо изученных разрабатываемых месторождениях возможно при помощи гидрогеохимических исследований. Но состав флюида в МКП во время разработки и миграции к устью скважины может значительно Перемещение флюида через негерметичности в эксплуатационной изменяться. 11 колонне и далее по каналам в цементном камне ЗКП и МКП к устью скважины Саранча А.В. ПРОБЛЕМЫ РАЗРАБОТКИ МЕДВЕЖЬЕГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ На Медвежьем месторождении обводнение газовых скважин происходит в условиях недостаточных скоростей газа для выноса жидкости на поверхность, что приводит к накоплению жидкостных пробок на забое скважин и их «самозадавливанию». Вода поступающая из пласта в скважину имеет пластовую и конденсационную природу. Пластовая вода находилась в пласте в жидком виде и могла попасть в скважину со стороны подстилающих или законтурных вод, либо в результате заколонного перетока со стороны выше, либо ниже залегающих водоносных горизонтов. Пластовая вода характеризуется повышенной минерализацией. Общая минерализация пластовых вод сеноманских залежей составляет от 17 до 19 г/л. Конденсационная вода находилась в пласте в растворенном виде в газе, но сконденсировалась при изменении термобарических условий. При подъеме газа по лифтовым трубам происходит его охлаждение в зоне многолетнемерзлых пород и выделение конденсационной воды из газа. Минерализация конденсационных вод составляет от 0,05 до 1,0 г/л. ТИУ 12 Саранча А.В. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ Для поддержания режима работы самозадавливающихся скважин используют ряд мероприятий [1,2]: периодическая продувка ствола скважин с выпуском газа в атмосферу (экологически неприемлема); замена НКТ на трубы меньшего диаметра; обработка забоя скважин твердыми и жидкими ПАВ; использование плунжерного лифта; закачка сухого газа в затрубное пространство (для скважин не оборудованных пакерами); применение штанговых глубинных насосов; применение мобильных компрессорных установок (МКУ); оснащение скважин концентрической лифтовой колонной. По мимо данного набора находящихся в бездействии высокой обводненности, определенным критериям, зарезки бокового ствола. ТИУ мероприятий, на скважинах или консервации по причине при условии соответствия также возможно проведение 13 Саранча А.В. ПРОДУВКА СТВОЛА СКВАЖИН Наиболее простой технологией удаления жидкости из скважин является технологические продувки, которые осуществляются через факельную линию, при этом давление на устье скважины уменьшается, а дебит и, соответственно скорость газа на забое и в лифтовой колонне возрастает. С увеличенным дебитом скважина должна работать минимум 30-50 мин. Периодичность проведения продувок зависит от интенсивности скопления жидкости на забое и в лифтовой колонне, по отдельным скважинам такие работы необходимо проводить раз в 3-4 суток [7]. Недостатки: вред наносимый окружающей среде; резкое повышение депрессии на к разрушению песчаного коллектора; безвозвратные потери газа в атмосферу; отсутствие продолжительного эффекта. ТИУ пласт, приводит 14 Саранча А.В. ЗАМЕНА НКТ Замена труб лифтовой колонны на трубы меньшего диаметра проводится для создания условий выноса воды из лифтовых колонн. Но замена НКТ всегда сопровождается снижением дебита скважин. Проводимые ранее анализы замены труб лифтовых колонн на трубы меньшего диаметра на сеноманских залежах Надым-Пур-Тазовского региона показали относительную эффективность меры только на скважинах, работающих с дебитами газа, значительно меньшими критического – на 30÷80%. Поэтому основной задачей в процессе разработки должно является продление максимально возможного срока эксплуатации скважин по колоннам из труб большого диаметра. Минимальный дебит газа, обеспечивающий надежную эксплуатацию скважин с НКТ диаметрами 168, 114, 89, 73 мм составляет соответственно – 150, 70, 38, 28 тыс.м.куб/сут [7]. ТИУ 15 Саранча А.В. ТЕХНОЛОГИЯ ОБРАБОТКИ СКВАЖИН ТВЕРДЫМИ И ЖИДКИМИ ПАВ Является наиболее технологичным и простым мероприятием. Принципиальное преимущество применения пены в качестве средства для удаления жидкости из газовых скважин состоит в том, что жидкость удерживается пленкой пузырьков газа и воздействие оказывается на жидкость с большей площадью поверхности, что приводит к меньшему проскальзыванию газа и образованию смеси низкой плотности. В скважинах с очень малым дебитом газа применение пены способствует эффективному выносу жидкости к устью скважины [3]. Если в скважине не установлен пакер, ПАВ могут вводится в затрубное пространство методом непрерывной или периодической обработки, обычно в смеси с водой. Еще один метод заключается в периодической автоматической или ручной процедуре сброса в колонну НКТ поверхностно-активных веществ в виде твердых брикетов. Если в скважине установлен пакер, возможно применение системы с капиллярной трубкой для впрыска ПАВ на уровне нижнего конца колонны НКТ или ниже [3]. Одним из существенных ограничений использования ПАВ является необходимость поддержания постоянного барбатажа, т.е. динамического уровня жидкости, без которого невозможно образования пены. ТИУ 16 Саранча А.В. ТЕХНОЛОГИЯ ОБРАБОТКИ СКВАЖИН ТВЕРДЫМИ И ЖИДКИМИ ПАВ На медвежьем месторождении с целью интенсификации добычи газа применяют три вида технологии удаления жидкости из скважины с применением ПАВ: Обработка забоев скважин твердыми ПАВ; Обработка ПЗП жидкими ПАВ; Обработка ПЗП жидкими ПАВ с последующей продавкой в пласт метанола. Технология обработки забоя скважин твердыми ПАВ заключается в следующем: перед обработкой скважину отрабатывают на «факел» и останавливают; в скважину сбрасывают необходимое количество шашек и пускают ее в работу. Средний эффект от обработки твердыми ПАВ составляет 10 сут. ТИУ 17 Саранча А.В. ТЕХНОЛОГИЯ ОБРАБОТКИ СКВАЖИН ТВЕРДЫМИ И ЖИДКИМИ ПАВ На медвежьем месторождении с целью интенсификации добычи газа применяют три вида технологии удаления жидкости из скважины с применением ПАВ: Обработка забоев скважин твердыми ПАВ; Обработка ПЗП жидкими ПАВ; Обработка ПЗП жидкими ПАВ с последующей продавкой в пласт метанола. Технология обработки забоя скважин жидкими ПАВ заключается в следующем: перед обработкой скважину отрабатывают на «факел» и останавливают; в скважину закачивают и продавливают в пласт с применением компрессора 2 м3 2%-го раствора ПАВ «Морпен» на основе СаСl2; Скважину отрабатывают на «факел» в течении 12 ч и пускают в работу. ТИУ 18 Саранча А.В. ТЕХНОЛОГИЯ ОБРАБОТКИ СКВАЖИН ТВЕРДЫМИ И ЖИДКИМИ ПАВ На медвежьем месторождении с целью интенсификации добычи газа применяют три вида технологии удаления жидкости из скважин с применением ПАВ: Обработка забоев скважин твердыми ПАВ; Обработка ПЗП жидкими ПАВ; Обработка ПЗП жидкими ПАВ с последующей продавкой в пласт метанола. Технология обработки забоя скважин жидкими ПАВ с последующей продувкой в пласт метанола (CH₃OH) заключается в следующем: перед обработкой скважину отрабатывают на «факел» и останавливают; в скважину закачивают и продавливают в пласт с применением компрессора 2 м3 2%-го раствора ПАВ «Морпен» на основе СаСl2; скважину отрабатывают на «факел» в течении 12 ч; в скважину закачивают и продавливают в пласт 3 – 5 м3 метанола, после чего пускают скважину в работу. Средний эффект от обработки жидкими ПАВ составляет 105 дней. ТИУ 19 Саранча А.В. ТЕХНОЛОГИЯ ОБРАБОТКИ СКВАЖИН ТВЕРДЫМИ И ЖИДКИМИ ПАВ . Единственной проблемой, которая может возникнуть при массовом применении ПАВ – это образование устойчивых пенных составов, которое влечет за собой осложнения при работе промыслового оборудования, снижение качества промысловой подготовки газа, дополнительную нагрузку на оборудование ДКС. Во избежание негативных воздействий от применения ПАВ, в дальнейшем необходимо предусмотреть возможность разрушения пены, образовавшейся при применении ПАВ. Один из наиболее простых и распространенных методов пеногашения – это химический, основанный на вводе в пенные системы специальных химических реагентов – пеногасителей. Из химических средств гашения пены наиболее эффективным является способ введения в пенные системы глобулярных гидрофобных пеногасителей. ТИУ 20 Саранча А.В. КРИТЕРИИ ПРИМЕНИМОСТИ ПАВ ограничен доступ к скважине Во время применения ПАВ на скважине необходимо непосредственное присутствие оператора (не рассматривается возможность автоматического ввода ПАВ). Поэтому оператор должен иметь возможность беспрепятственного доступа к скважине (наличие дорог и т.п.). скорость газа в эксплуатационной колонне более 2 м/с Установлено, что при скоростях газа в эксплуатационной колоне (ниже башмака НКТ) более 2 м/с происходит разрушение пенистой структуры, вследствие чего применение ПАВ становится бессмысленным. значительный интервал перфорации Для создания условий барботажа жидкости. башмак НКТ находится ниже нижних отверстий перфорации Для образования пенистой структуры необходимо наличие в скважине барботируемого столба жидкости, поэтому интервал перфорации должен обеспечивать возможность его накопления. Т.к. необходим барботаж, в скважине практически должен отсутствовать зумпф. ТИУ 21 Саранча А.В. ТЕХНОЛОГИЯ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПЛУНЖЕРНОГО ЛИФТА Схема работы плунжерного лифта Установки плунжерного лифта могут быть непрерывного или периодического действия. Первые из них подразумевают постоянное перемещение плунжера в колонне НКТ , вторые – с остановками плунжера в лубрикаторе скважины. Управление установкой плунжерного лифта периодического действия осуществляется с помощью контроллера и клапанаотсекателя, что позволяет регулировать время выноса жидкости из скважины. ТИУ 22 Саранча А.В. ТЕХНОЛОГИЯ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПЛУНЖЕРНОГО ЛИФТА Схема работы плунжерного лифта В газовых скважинах Медвежьего и Уренгойского месторождений был апробирован плунжерный лифт постоянного действия для лифтовой колонны диаметром 168 мм. В связи с отсутствием электроэнергии на кусте скважин была испытана технология постоянного действия с помощью специальной конструкции плунжера «летающий клапан». В скважину помещается плунжер, состоящий из цилиндрического корпуса и шара. Плунжер поднимает столб жидкости, находящийся над ним. На устье скважины жидкость попадает в шлейф. За счет верхнего ограничителя происходит разделение корпуса и шара, и они опять падают на нижний ограничитель. Соединившись, плунжер поднимается к устью скважины. Цикл повторяется. ТИУ 23 Саранча А.В. ТЕХНОЛОГИЯ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПЛУНЖЕРНОГО ЛИФТА Схема работы плунжерного лифта Установка оборудования плунжерного лифта проводится без глушения скважины и продолжается не более 30 минут. Работа плунжерного лифта представлена на слайде. На пакере или на специальной муфте, расположенной на башмаке лифтовой колонны, устанавливается нижний ограничитель хода плунжера. Над буферной задвижкой устанавливается верхний ограничитель хода плунжера, служащий для механического разделения корпуса и шара. Масса и площадь поперечного сечения корпуса и шара подобраны так, чтобы они могли падать самостоятельно в восходящем потоке газа, а соединившись плунжер поднимался к устью скважины. Плунжер поднимает столб жидкости, находящийся над ним. На устье скважины жидкость попадает в шлейф. За счет верхнего ограничителя происходит разделение корпуса и шара, и они опять падают на нижний ограничитель. Соединившись, плунжер поднимается к устью скважины. Цикл 24 Саранча А.В. повторяется. ТЕХНОЛОГИЯ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПЛУНЖЕРНОГО ЛИФТА Оборудование, устанавливаемое в скважине Нижний ограничитель хода плунжера ТИУ Типовые плунжеры типа «летающий клапан» Верхний ограничитель хода плунжера 25 Саранча А.В. ТЕХНОЛОГИЯ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПЛУНЖЕРНОГО ЛИФТА Преимущества и недостатки технологии: «+» сокращение количества продувок ствола скважин с выпуском газа в атмосферу; «+» возможность применения в лифтовых колоннах Ду=168 мм без снижения дебита скважины; «+» установка оборудования плунжерного лифта проводится без глушения скважины и продолжается не более 30 минут; «+» низкая стоимость оборудования; «-» большой объем работ по обслуживанию по сравнению с другими скважинами; «-» невозможность применения в скважинах, оборудованных фонтанной арматурой импортного производства; «-» низкая надежность конструкции плунжера «летающий клапан» (срок службы - цельнометаллическая конструкция до 23 суток , полиуретановая до 7 суток); ТИУ 26 Саранча А.В. ТЕХНОЛОГИЯ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПЛУНЖЕРНОГО ЛИФТА КРИТЕРИИ ПРИМЕНИМОСТИ ПЛУНЖЕРНОГО ЛИФТА скорость газа в НКТ менее 2 м/с При скоростях газа менее 2 м/с во время подъема плунжера велика вероятность, что на верхнем ограничителе не произойдет разделения шара с корпусом, что вызовет его зависание в верхней части скважины. скважина отклонена от вертикали более чем на 30 градусов Устойчивая работа плунжерного лифта на сегодняшний день возможна лишь в скважинах с углами наклона не более 30 градусов. близкое положение ГВК (при отсутствии сопутствующих работ по гидроизоляции) Значительное поступление в скважину пластовой воды уменьшает пригодность плунжерного лифта. Это связано с работой плунжера лишь в колонне НКТ, что делает невозможным «захват» пластовой жидкости, в случае скоростей газа не достаточных для выноса пластовой жидкости выше нижнего ограничителя хода плунжера. наличие сужений в колонне НКТ Имеющиеся сужения в НКТ могут вызвать застревание плунжера, что вызовет необходимость проведения ремонтных работ на скважине. наличие в скважине пакера или специальной муфты Для работы плунжерного лифта скважина должна быть оборудована верхним и нижним ограничителем хода плунжера. Для спуска в скважину нижнего ограничителя в колонне должно иметься сужение для его фиксации, которыми могут служить сужение в области пакера, либо специальной муфты. Из-за низкой надежности конструкции плунжера «летающий клапан» и отсутствия электроэнергии на кустах газовых скважин месторождений Большого Уренгоя данная технология не получила распространения [7]. ТИУ 27 Саранча А.В. ТЕХНОЛОГИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН С ЗАКАЧКОЙ ГАЗА В МЕЖТРУБНОЕ ПРОСТРАНСТВО (ГАЗЛИФТ) Скв. 1028 Скв. 1022 Скв. 928 15 Pбуф Ø273 1 9 12 Qзак Pзак 11 8 26 3710 м 17 10 5 Ø89 Pзат Tзак 16 19 21 23 Pш Tш 18 20 27 25 24 Ø114 Qскв 13 7 22 6 28 4 2 3 Д К С ГСС Газ высокого давления с выхода ДКС через промысловый шлейф поступает в затрубное пространство скважины. В результате суммарный расход газа, поступающего на забой скважины из пласта и через затрубное пространство с устья, становится выше критического и происходит вынос жидкости из скважины. Расход газа, поступающего в затрубное пространство скважины, регулируется с помощью углового штуцера 11 в пределах до 100 тыс.м3/сут. Схема подачи сухого газа в затрубное пространство скважины 1022 1 – скважина; 2,3 – промысловый шлейф (Ду=273 мм); 4 – факельная линия (Ду=114 мм); 5,6,7,23,24,25,29 – задвижка; 8 – задвижка (Ду=50 мм, в составе фонтанной арматуры); 9 – задвижка (Ду=100 мм, в составе фонтанной арматуры); 10 - угловой штуцер (Ду=100 мм); 11 - угловой штуцер (в составе фонтанной арматуры); 12,13 – измеритель расхода; 15,16,17,18 - автономный устьевой манометр-термометр; 19,20 термометр; 21,22 – соединительный трубопровод (Ду=114 мм); 26,27 – задавочные линии; 28 - коллектор 28 "Надым-1". ТЕХНОЛОГИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН С ЗАКАЧКОЙ ГАЗА В МЕЖТРУБНОЕ ПРОСТРАНСТВО (ГАЗЛИФТ) Преимущества и недостатки технологии: «+» прекращение продувок скважин; «+» увеличение дебитов скважин и скоростей газа в шлейфе до величин, обеспечивающих вынос жидкости; «+» возможность проведения циклической закачки газа в затрубное пространство, что существенно повышает эффективность технологии ; «-» зависимость возможности подачи газа в затрубное пространство от разницы величин пластового давления и давления в МПК; «-» невозможность применения без значительных дополнительных затрат на скважинах, оборудованных только одним шлейфом; «-» затраты на осушку и компримирование газа, подаваемого в затрубное пространство; «-» необходимость установки дополнительного оборудования для работы в зимнее время (устьевой подогреватель газа, закачиваемого в затрубье). Высокий удельный расход рабочего газа, необходимость его подготовки и компримирования, а также наличие системы газлифтных трубопроводов – основные факторы для ограничения применения газлифта на газовых месторождениях. Кроме этого эта технология неэффективна в скважинах с высокой подвеской НКТ. ТИУ 29 Саранча А.В. КРИТЕРИИ ПРИМЕНИМОСТИ ГАЗЛИФТА Для закачки газа в скважину необходим шлейф, по которому осушенный газ через ДКС будет поступать в скважину. Т.к. закачиваемый газ поступает в скважину по кольцевому пространству, то наличие в скважине пакера делает невозможным газлифтный способ эксплуатации. При закачке газа в скважину, газ по кольцевому каналу проходит к башмаку колонны НКТ и устремляется в нее. По этой причине при поступлении большого количества пластовой жидкости, закачиваемый газ не сможет вынести ее к устью скважины. При закачке газа в скважину должен обеспечиваться вынос жидкости, а также объем закачиваемого газа должен быть таким, чтобы не превышать значений, при котором будут происходить потери в пласт. ТИУ 30 Саранча А.В. ШТАНГОВЫЕ ГЛУБИННЫЕ НАСОСЫ Использование штанговых глубинных насосов в газовых скважинах подразумевает удаление жидкости через внутреннее пространство НКТ, в то время как газ отбирается по кольцевому пространству. Недостатки: • отказы • • • • Удаление жидкости из газовой скважины с помощью ШГН [7] ТИУ в работе насосов из-за высокого содержания газа; необходимость погружения под уровень жидкости для создания подпора на приеме насоса; относительно большая производительность стандартных насосов при минимальном числе ходов штока; не обеспечивает полное удаление жидкости из кольцевого пространства вследствие невозможности установки насоса в зумпфе ниже точки ввода газа в лифтовую колонну; этот способ не применим для многих месторождений Крайнего Севера из-за отсутствия электроэнергии на кустах скважин. 31 Саранча А.В. ПРИМЕНЕНИЕ МОБИЛЬНЫХ КОМПРЕССОРНЫХ УСТАНОВОК (МКУ) Снижение устьевого давления скважины путем компримирования приводит к увеличению дебита и скорости восходящего потока газа в стволе скважины. В настоящее время МКУ прошли апробацию на Вынгапуровском месторождении и проектируются на многих газовых месторождения ЯНАО. Внедрение подобных установок с их размещением на кустовых площадках имеет ряд достоинств: удобство в техническом обслуживании; легкость в транспортировке; неприхотливость в отношении климатических условий работы; вариативность в выборе установок с необходимыми производительными характеристиками и элементами компоновок, исходя из условий работы. ТИУ Схематичное представление проектных мест установки МКУ на Еты-Пуровском месторождении 32 Саранча А.В. ОСНАЩЕНИЕ СКВАЖИН КОНЦЕНТРИЧЕСКОЙ ЛИФТОВОЙ КОЛОННОЙ Технология эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам – это процесс, в котором газ, поступающий из пласта на забое разделяется на два потока, который поднимается параллельно по каналам, образованным двумя колоннами труб – центральной лифтовой колонне (ЦЛК) и основной лифтовой колонне (ОЛК), концентрически размещенными одна в другой и сообщающимися в нижней части между собой. Потоки газа после подъема газа к устью скважины соединяются и поступают в один газосброчный коллектор [4]. В условиях осложненных притоком жидкости в скважину и/или разрушением призабойной зоны продуктивного пласта отбор газа из скважины ограничивают постоянным или регулируемым штуцером устанавливаемым на выкидной линии от скважины или/и противодавлением в газосборочном коллекторе. Во «ВНИИГАЗе» разработана технология автоматического управления эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам и первый устьевой газопневматический комплекс для управления режимом работы скважины. Технология позволяет автоматически поддерживать в ЦЛК значение дебита газа, превышающего на 10-20% минимальное значение дебита газа, необходимого для удаления жидкости с забоя по ЦЛК. Применение данной технологии также возможно и в скважинах, характеризующихся интенсивным пескопроявлением, но в этих случаях требуются работы по креплению ПЗП во время КРС по реконструкции скважины. 33 ТИУ Саранча А.В. ОСНАЩЕНИЕ СКВАЖИН КОНЦЕНТРИЧЕСКОЙ ЛИФТОВОЙ КОЛОННОЙ SMART SKID (ZEDI) QЦЛК УК Факельная линия Основная лифтовая колонна Ду=168 Центральная лифтовая колонна Ду=60 QМКП УК – управляющий клапан На УКПГ Узел замера «Пингвин» Испытания технологии проводятся с сентября 2008 года на скважинах № 722 и 814 Медвежьего НГКМ Схема размещения и обвязки технологического оборудования на скважине и подключения измерительных приборов [3] 34 ТИУ Саранча А.В. ОСНАЩЕНИЕ СКВАЖИН КОНЦЕНТРИЧЕСКОЙ ЛИФТОВОЙ КОЛОННОЙ Скважина № 722 Медвежьего месторождения. Обвязка устья и управляющий комплекс [3] ТИУ 35 Саранча А.В. ОСНАЩЕНИЕ СКВАЖИН КОНЦЕНТРИЧЕСКОЙ ЛИФТОВОЙ КОЛОННОЙ Преимущества и недостатки метода: «+» сокращение количества продувок ствола скважин с выпуском газа в атмосферу «-» большой объем работ по обслуживанию по сравнению с другими скважинами «-» снижение дебита скважины при частичном перекрытии межколонного пространства для обеспечения выноса жидкости по центральной лифтовой колонне Важнейший недостаток - это необходимость глушения скважины и вытекающее негативное воздействие на ПЗП технологической жидкостью , а также длительный простой скважины (от 1 до 3 месяцев) со значительными капитальными затратами (более 20 млн.рублей). Последующий выход скважины на рабочий режим может растянуться на месяцы, не исключается невозможность достижение доремонтной продуктивности, но, эффективность технологии концентрического лифта может быть значительно выше, если решить задачу реализации спуска дополнительной лифтовой колонны без проведения капитального ремонта и глушения. ТИУ 36 Саранча А.В. ПРЕИМУЩЕСТВА ПОЛИМЕРНЫХ ТРУБ • • • • • • • • • • ТИУ Преимущества полимерных труб по сравнению со стальными: продолжительный срок эксплуатации (гарантийный срок 50 лет, прогнозируемый срок службы – до 100 лет); высокая стойкость ко многим агрессивным средам; низкие адгезионные свойства полимера, благодаря чему на поверхности трубы не происходит отложений солей и других веществ; высокие гидродинамические характеристики из-за низкой шероховатости полиэтиленовой поверхности трубы; высокая надежность при механических перегрузках вследствие таких свойств полиэтилена, как вязкость и упругость трубы; хорошие теплоизолирующие свойств; вес полиэтиленовых армированных труб в 2-4 раза меньше стальных, что существенно облегчает их транспортировку, монтаж и снижает требования к прочности несущих конструкций; возможность изготовления трубы отрезками до 2000 м; малое количество стыков или их отсутствие при монтаже; простота и дешевизна стыковой сварки полиэтиленовых труб. 37 Саранча А.В. ПОЛИМЕРНАЯ АРМИРОВАННАЯ ТРУБА Конструкция полимерной армированной трубы с бронированной стальной лентой: 1 – внутренняя полимерная труба, 2- поперечное армирование, 3 – поливы брони, 4 – наружная оболочка 38 Саранча А.В. КОМПЛЕКС ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ СПУСКА ТРУБЫ Для спуска армированной полимерной трубы без глушения в скважину был разработан комплекс оборудования МКРС-20, включающий: Трубодержатель для КЛК; Превентора 4-х планшетные с рабочим давлением 21 МПа; Герметизатор 2-х камерный с рабочим давление 14 МПа; Инжектор; Вышка для монтажа инжектора; Технологические шланги; Гидростанция с системой управления. 39 Саранча А.В. ТРУБОДЕРЖАТЕЛЬ ДЛЯ КЛК Трубодержатель состоит из верхнего и нижнего корпусов. В верхнем корпусе имеются дренажные отверстия для проверки герметичности состояния верхнего наконечника с корпусом. Фиксация полимерной армированной трубы производится с помощью фиксаторов верхнего наконечника, для надежного крепления которого, применяется коническая поверхность, которая также обеспечивает герметизацию соединения полимерной армированной трубы в трубодержателе [1]. Трубодержатель полимерной армированной трубы 1- верхний корпус, 2 – элементы крепления, 3 – кольцо уплотнительное, 4 – фиксаторы верхнего наконечника, 5 – полимерная армированная труба, 6 – нижний корпус, 7 – поверхность контакта при фиксации, 8 – коническая поверхность. 40 Саранча А.В. ПРЕВЕНТОР Превентор четвертого действия является важным противовыбросовым оборудованием (ПВО) для предотвращения фонтанирования скважины в процессе проведения колтюбинговых операций. Превентор оснащен плашками четвертого действия для герметизации устья скважины со спущенными трубами, подвески ГНКТ, среза ГНКТ, глушения скважины. Применяется для работы на устье скважины высокого давления и в присутствии H2S. Гидравлический привод обеспечивает быструю работу. Предусмотрена ручная блокировка с высоким коэффициентом безопасности. Применяется для работы с гибкими трубами разных типоразмеров [2]. 41 Саранча А.В. ГЕРМЕТИЗАТОР Герметизатор обеспечивает предупреждение выбросов и открытых фонтанов при проведении спуска армированной полимерной трубы в скважину без глушения. Особенность конструкции заключается в том, что наличие двух камер герметизации с независимым управлением позволяет обеспечить безопасность работ на последних операциях при монтаже, перемещении и демонтаже технологической штанги [1]. Герметизатор для предупреждения выбросов и открытых фонтанов при спуске армированной полимерной трубы 1 – армированная полимерная труба, 2 верхняя камера герметизации, 3 – уплотнение по телу трубы верхней камеры герметизации, 4,8 – поршень для деформации уплотнения, 5,9 – вертлюг, 6 – уплотнение по телу трубы нижней камеры герметизации, 7 – нижняя камера герметизации 42 Саранча А.В. ИНЖЕКТОР Инжектор предназначен для выполнения спуско-подъемных операций. Цепное устройство с элементами охвата трубы перемещает ее через гермитизатор, превентор и трубодержатель в скважину. После прохождения отрезка трубы длиной более 100 м инжектор выполняет удерживающую функцию и обеспечивает заданную скорость спуска. При выполнении работ на последних операциях фиксирует трубу в заданном положении для монтажа технологической штанги с последующим микроперемещением для плавного спуска трубы в трубодержатель и монтажа верхнего наконечника. Инжектор (податчик) для полимерного труб 1 – направляющая, 2 – цепное устройство с ложементами, 3 – редуктор, 4 – гидромотор, 5- датчик веса 43 Саранча А.В. СХЕМА РАССТАНОВКИ ОБОРУДОВАНИЯ Опытно промысловые испытания технологии перевода скважины на эксплуатацию по двум лифтовым колоннам без глушения скважины, были проведены на Уренгойском месторождении. Ниже представлена расстановка спецтехники, оборудования и емкостного парка. 44 Саранча А.В. РАБОТА ПО СПУСКУ ЦЛК БЕЗ ГЛУШЕНИЯ Работа по спуску ЦЛК без глушения выполнялась в следующей последовательности: • Закрытие коренной задвишки, снижение избыточного давления в ФА до атмосферного; • Демонтаж буферной задвижки, монтаж на крестовину ФА дополнительной секции ФА с трубодержателем и задвижки; • Монтаж блока превенторов, герметизатора, сборка инжектора с помощью подъемного крана, опресовка на рабочее давление ФА; • Оборудование башмака ЦЛК трехпозиционным клапаном (положение клапана закрыто) или срезным седлом, опрессовка ЦЛК ; • Вымотка армированной полимерной трубы до рабочей площадки, подача трубы через направляющую с помощью подъемного крана, ввод нижней части трубы в инжектор, спуск трубы через инжектор и ПВО до коренной задвижки ФА, закрепление в исходном положении; • Опрессовка ПВО и ЦЛК на полуторократное от максимального ожидаемого давления; • Открытие коренной задвижки ФА и спуск ЦЛК в скважину. 45 Саранча А.В. СХЕМА ОБОРУДОВАНИЯ СКВАЖИНЫ КЛК Схема оборудования скважины №514 Уренгойского месторождения концентрической лифтовой колонной. 1) Приемно-отдающее устройство с барабаном. 2) Гибкая сталеполимерная труба. 3) Направляющий желоб. 4) Инжектор. 5) Блок превенторов. 6) Фонтанная арматура АФК6100/50-21ХЛ. 7) Фонтанная арматура АФК6150/100-21ХЛ. 8) Колонная головка. 9) Направление. 10) Кондуктор. 11) Эксплуатационная колонна. 12) НКТ. 13) Полимерная армированная труба, спуск которой осуществлен на 7м ниже башмака НКТ. 14) Интервал перфорации. 15) Искусственный забой – 1241 м. 46 Саранча А.В. ГАЗОВЫЕ СКВАЖИНЫ СЕНОМАНСКОЙ ЗАЛЕЖИ Обобщая опыт эксплуатации скважины №514, оборудованной КЛК, можно сделать следующий вывод: • Внедрение технологии концентрического лифта с армированными полимерными трубами без глушения, позволило многократно снизить трудоемкость и стоимость работ, устранить необходимость в глушении и освоении скважины и как следствие, предотвратить негативное воздействие на окружающую среду. 47 Саранча А.В. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ОБВОДНЯЮЩИХСЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН ЗАРЕЗКА БОКОВЫХ СТВОЛОВ На скважинах, которые находятся в бездействующем фонде или в консервации для восстановления связи с продуктивным пластом и вывода на проектный режим возможно провести работы по ЗБС. Положительной стороной проведения ЗБС в этом случае является сохранение прежнего обсаженного ствола скважины и снижение стоимости добычи газа. Скважина, рекомендуемая под зарезку БС, должна соответствовать следующим критериям [6]: скважина должна находиться в фонде высокообводненных и низкодебитных скважин; минимальная выработка запасов на участках, прилегающих к выделенным скважинам-кандидатам на зарезку БС; технико-экономическая оценка бурения и эксплуатации БС должна быть в сторону положительной; другие методы интенсификационных работ не принесут требуемого результата; отсутствие давления в межколонных пространствах; удовлетворительное состояние обсадной колонны, остаточная прочность по данным технической диагностики; наличие жесткого, сплошного сцепления цементного камня за обсадной колонной; отсутствие заколонных перетоков; соответствие фактического и проектного пространственного положения ствола реконструируемой и соседних скважин для исключения пересечения траекторий стволов; текущее пластовое давление с коэффициентом аномальности не менее 0,32; достаточная эффективная толщина пласта (не менее 10 м); расстояние текущего уровня ГВК от планируемой глубины зарезки БС не менее 10 м. ТИУ 48 Саранча А.В. КОНСТРУКЦИЯ БОКОВЫХ СТВОЛОВ ПРИ ВОССТАНОВЛЕНИИ БЕЗДЕЙСТВУЮЩИХ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН 500 Освоение боковых стволов восстанавливаемых скважин осуществляется с помощью спускаемой через лубрикатор гибкой длинномерной трубой (coil-tubing), через которую осуществляется промывка бокового ствола полимерным раствором низкой вязкости. В процессе промывки скважины с помощью гибкой длинномерной трубы должна быть обеспечена очистка продуктивного интервала бокового ствола от блокирующего состава. После очистки продуктивного интервала осуществляется вызов притока, для чего уровень жидкости в скважине снижается с помощью газа, подаваемого с одной из соседних скважин, или с помощью азотно-бустерной установки. После получения притока газа из продуктивного интервала скважина закрывается и осуществляется поинтервальная пено-солянокислотная обработка ее ствола, обеспечивающая удаление кислоторастворимых кольматантов [6]. Стоимость забуревания бокового ствола – 117 млн.р. Кровля продуктивного горизонта 600 Положение ГВК Нижняя граница коридора проложения ствола 700 Проектное положение ствола скважины Проектное положение ствола скважины в продуктивном интервале, перекрытом фильтрами, не подвергающимися кольматации при спуске в скважину, заполненную буровым раствором Глубина, м 800 900 1000 1100 1200 Кровля продуктивного горизонта - 1254 м 1300 Положение ГВК - 1302 м 0 ТИУ 100 200 300 400 Горизонтальное отклонение, м 500 600 49 Саранча А.В. КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ 1. Какие основные проблемы возникают при разработке газовых месторождений находящихся на завершающих этапах их эксплуатации? 2. По какой причине происходит «самозадавливание» газовых скважин? 3. Какие негативные последствия от продувки газовых скважин в атмосферу? 4. Как проводятся мероприятия по обработке скважин поверхностно- активными веществами? 5. Какая проблема может возникнуть при массовом применении ПАВ и как ее решают? 6. Какие плюсы и минусы от замены НКТ на меньший диаметр? 7. Каким образом происходит подъем продукции по концентрическим лифтовым колоннам(плюсы и минусы)? 8. Каким образом осуществляется удаление воды с забоев газовых скважин по технологии плунжерного лифта (плюсы и минусы)? 9. Какие существуют критерии применимости плунжерного лифта? 10. Для чего и каким образом применяется газлифт на низкодебитных газовых скважинах? 11. Какими преимуществами обладают МКУ и для чего они необходимы? 12.Назовите недостатки технологии эксплуатации газовых скважин по КЛК с металлическими трубами? 13.Какими преимуществами обладает армированная полимерная труба в качестве КЛК? 14.Какое оборудование используется для спуска полимерной трубы в скважину? 15.Для чего необходим превентор? 16.Для чего необходим герметизатор? 17.Для чего предназначен инжектор? ТИУ 50 Саранча А.В. ЛИТЕРАТУРА 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. ТИУ Меньшиков С.Н., Варягов С.А., Мельников И.В., Харитонов А.Н., Архипов Ю.А. Особенности эксплуатации газовых скважин Медвежьего месторождения // Наука и ТЭК, № 3, 2011. Дополнение к технологическому проекту разработки сеноманской газовой залежи комсомольского НГКМ: Отчет о НИР / ООО «ТюменНИИгипрогаз»; Руководитель А.Н. Лапердин. – Тюмень, 2010. – 513 с. Ли Джеймс, Никенс Генро, Уэллс Майкл Эксплуатация обводняющихся газовых скважин. Технологические решения по удалению жидкости из скважин / Перевод с английского. – М.: ООО «Премиум Инжиниринг», 2008. – 384 с., ил. (Промышленный инжиниринг). Дукатов Д.В., Минликаев В.З., Глухенький А.Г.,Мельников И.В., Шулятиков И.В. Эксплуатация самозадавливающихся скважин в условиях завершающего этапа разработки месторождения / «Газовая промышленность». 2010, № 2, - С. 76-77. Колмаков А.В., Кротов П.С., Кононов А.В. Технологии разработки сеноманских залежей низконапорного газа // СПб.: ООО «Недра», 2012. – 176 с. ДОПОЛНЕНИЯ К ПРОЕКТУ ДОРАЗРАБОТКИ СЕНОМАНСКОЙ ЗАЛЕЖИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ БОЛЬШОГО УРЕНГОЯ (УРЕНГОЙСКОЕ И СЕВЕРО-УРЕНГОЙСКОЕ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ): Отчет о НИР / ООО «Газпром ВНИИГАЗ», пос. Развилка, Ленинский р-н, Московская обл. 2013. Корякин А.Ю. Комплексные решения задач разработки и эксплуатации скважин Уренгойского добывающего комплекса – М., 2016.-272 с. Кашкапеев С.В., Новиков С.С. ОСОБЕННОСТИ ОБРАЗОВАНИЯ МЕЖКОЛОННЫХ ДАВЛЕНИЙ В СКВАЖИНЕ И КОМПЛЕКС ИССЛЕДОВАНИИ ДЛЯ ИХ ДИАГНОСТИКИ // Газовая промышленность, №8/722/2018, - с.54-59. 51 Саранча А.В.
