Особенности эксплуатации обводняющихся газовых скважин реферат

Обновлено: 04.07.2024

При упруговодонапорном режиме пласта в залежь поступает вода, движется по пласту, достигает скважин и начинает вместе с газом поступать в них. Сначала принимают меры по предотвращению обводнения скважин: перераспределяют отборы по скважинам, чтобы замедлить перемещение ГВК; изолируют (цементированием и ПАВами) обводненные пропластки.

Когда уже не удается предотвратить поступление воды в скважину, переходят на эксплуатацию обводненных скважин. Задача состоит в удалении воды с забоя скважины.

Выбор и применение метода удаления жидкости с забоя скважины зависит от причины, характера и темпов обводнения, а также от пластового давления, производительности и оборудования скважины, т. е. как от условий обводнения, так и от возможностей скважины.

Причины поступления воды в скважину: приближение ГВК, прорыв воды по высокопроницаемым пропласткам со значительным опережением ГВК, поступление из выше- и нижележащих горизонтов через негерметичное цементное кольцо вокруг эксплуатационной колонны. Соответственно причинам различен характер и темп обводнения.

При приближении ГВК обводняется вся мощность пласта, темп обводнения высокий. Языки обводнения прорываются по отдельным пропласткам, в то время как из остального разреза пласта поступает газ.

Темп обводнения и расход воды могут быть длительное время незначительными, так как ГВК находится еще вдали от скважины. Посторонние воды могут прорываться в различных количествах, часто небольших.

Поскольку причины, характер и темпы обводнения изменяются во времени, на скважинах изменяют и методы удаления воды, обычно от простых и дешевых до сложных и дорогостоящих. Различают методы периодического и непрерывного удаления жидкости с забоя скважин.

Периодические методы следующие:

остановка скважины для поглощения жидкости пластом;

продувка скважины в газопровод или в атмосферу;

продувка через сифонные трубки;
При упруговодонапорном режиме пласта в залежь поступает вода, движется по пласту, достигает скважин и начинает вместе с газом поступать в них. Сначала принимают меры по предотвращению обводнения скважин: перераспределяют отборы по скважинам, чтобы замедлить перемещение ГВК; изолируют (цементированием и ПАВами) обводненные пропластки.

Периодические методы следующие:

остановка скважины для поглощения жидкости пластом;

продувка скважины в газопровод или в атмосферу;

продувка через сифонные трубки;

Непрерывное удаление жидкости осуществляют следующими методами:

поддержанием скорости газа на забое, достаточной для выноса жидкости;

непрерывной продувкой через сифонные или фонтанные трубки;

иногда откачкой глубинными насосами.

Остановка скважины для поглощения жидкости пластом проводится оператором в соответствии с заданным графиком. Продолжительность остановки и сроки устанавливают обычно опытным путем. После пуска скважина работает с более высоким дебитом.

Небольшое количество воды поглощается пластом.

Продувку скважины в газопровод или атмосферу также выполняет оператор по заданному графику. При этом необходимо следить, чтобы в скважине не начали образовываться гидраты при снижении температуры газа и не было вибрации оборудования.

Признак неудовлетворительного удаления жидкости—значительное падение устьевого давления и снижение дебита скважины. В этих случаях проводят внеочередное удаление жидкости.

Непрерывное удаление жидкости за счет поддержания высоких скоростей на забое проводят на высокодебитных скважинах при высоких пластовых давлениях. В этих случаях оператору достаточно следить, чтобы дебит не снижался ниже заданного. На практике установлено, что жидкость выносится при скоростях газа на забое 2—10 м/с.

Непрерывная продувка через сифонные и фонтанные трубы проводится автоматически при заданном положении регулируемого штуцера. Оператору необходимо следить, чтобы не прекращалась продувка.

Поступление газа вместо жидкости в продувочные линии может привести к гидратообразованию и потерям газа. В этих случаях рекомендуется уменьшить проходное сечение штуцера или временно прекратить продувку.

Плунжерный лифт (см. рис. 17, 6) настраивают на определенный режим эксплуатации. При отсутствии над плунжером воды появляется характерный стук плунжера об амортизатор, при недостаточном удалении воды снижается дебит скважины.

Механизм удаления жидкости состоит в подаче на забой жидкого или твердого ПАВ, который с жидкостью в результате барботирования газа через столб смеси образует пену. Вспененная1 жидкость легко выносится потоком газа на поверхность.

Для получения устойчивой пены поддерживают концентрацию пенообразователя 1, 5—2% объема жидкости и добавляют 0, 5— 1, 0% стабилизатора пены. Дозировку проводят из расчета объема воды, поступающей на забой. Эффективность выноса жидкости

во многом зависит от правильного подбора типа ПАВ применительно к составу жидкости, поступающей на забой (состава и концентрации растворенных в воде солей, наличия конденсата).

Для слабоминерализованных вод (до 10 г/л) эффективны ПАВ анионактивного типа (сульфонол, ДС-РАС), в более минерализованных применяют ПАВ неионогенного типа (ОП-7, ОП-10), при содержании в воде 5—10% конденсата добавляют нефтераство-римые ПАВ типа ОП-4.

Таким образом, оператор должен не допускать отклонений от заданного состава и режима подачи ПАВ в скважину. В противном случае эффективность их действия снижается и уменьшается добыча газа, а скважина может значительно обводниться.

Технологические решения по удалению жидкости из скважин. Перевод с английского, 2008, 384 с.
Рассматривается влияние жидкости в продукции газовой скважин на ее работу. Приводятся различные технологии эксплуатации газовых скважин с водопроявлениями. Описываются различные технологии для эксплуатации обводняющихся скважин и необходимое для этого оборудование.
Книга полезна для персонала газодобывающих предприятий и научных работников в сфере эксплуатации газовых скважин.

Аксарин А.В. Нефтегазодобыча

формат htm, jpg, gif
размер 38.54 МБ
добавлен 20 ноября 2009 г.

Введение 1. Геологические основы разработки нефтяных и газовых месторождений 2. Бурение нефтяных и газовых скважин 3. Разработка нефтяных и газовых месторождений 4. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин 5. Промысловый сбор и подготовка нефти и природного газа 6. Транспортировка нефти и газа 7. Охрана недр и окружающей среды Список использованной литературыrn

Акульшин А.И. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

формат tif
размер 26.95 МБ
добавлен 07 января 2011 г.

Недра, 1989, 480 с. Описаны режимы разработки нефтяных и газовых месторождений, методы их регулирования. Приведены характеристики нефтегазопродуктивных пластов, способы исследования нефтяных и газовых скважин. Уделено внимание методам повышения нефтеотдачи пластов и воздействия на призабойную зону скважин. Рассмотрены технологии применения этих методов, а также способы эксплуатации скважин. Для учащихся нефтяных техникумов, обучающихся по специал.

Акульшин А.И. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

формат djvu
размер 7.1 МБ
добавлен 15 сентября 2011 г.

Андреев В.В., Уразаков К.Р., Далимов В.У. и др. Справочник по добыче нефти

формат pdf
размер 5.32 МБ
добавлен 08 апреля 2010 г.

Арбузов В.Н. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. Часть 1

формат pdf
размер 2.86 МБ
добавлен 30 июля 2011 г.

Учебное пособие. - Томск, ТПУ, 2011. - 200 с. В пособии изложены современные технологии эксплуатации нефтяных и газовых скважин. В части 1 рассмотрены вопросы подготовки скважин к эксплуатации, способы вывоза притока и освоения скважин, методы гидродинамических исследований скважин и пластов. Подробно освещены теоретические основы подъема жидкости и газа, а также методы воздействия на призабойные зоны пласта и залежи нефти, технологии капитально.

Ахметов А.А. Повышение эффективности и экологической безопасности эксплуатации и капитального ремонта газовых скважин

формат pdf
размер 370.42 КБ
добавлен 05 августа 2011 г.

Лаврушко П.Н. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

формат djvu
размер 6.71 МБ
добавлен 17 ноября 2010 г.

1974. – 367 с. Нефтяные и газовые месторождения. Оборудование скважин и подготовка их к эксплуатации. Производительность нефтяных и газовых скважин и их исследование. Основы разработки нефтяных и газовых месторождений. Методы поддержания пластовой энергии в нефтяной залежи. Фонтанная эксплуатация нефтяных скважин. Компрессорная эксплуатация нефтяных скважин. Насосная эксплуатация скважин. Эксплуатация газовых скважин. Раздельная одновременная экс.

Лалазарян Н.В. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

формат pdf
размер 2.01 МБ
добавлен 01 апреля 2011 г.

Мирзаджанзаде А.Х. Технология и техника добычи нефти

формат pdf
размер 19.56 МБ
добавлен 09 ноября 2009 г.

386 стр. Нефтяная залежь и источники пластовой энергии. Подготовка скважин к эксплуатации. Исследование скважин и пластов. Основы теории подъема нефти в скважинах. Фонтанная эксплуатация скважин. Газлифтная эксплуатация скважина. Эксплуатация скважин штанговыми скважинными насосами. Эксплуатация скважин безскважинными насосами. Одновременная раздельная эксплуатация многопластовых месторождений. Поддержание пластового давления. Методы воздействия.

Середа Н.Г., Сахаров В.А., Тимашев А.Н. Спутник нефтяника и газовика

формат djvu
размер 2.76 МБ
добавлен 21 февраля 2010 г.

Справочник. - М.: Недра, 1986. - 325 с. Приведены сведения по нефтепромысловой геологии, бурению скважин, разработке нефтяных, газовых, и газоконденсатных месторождений. Описаны эксплуатация нефтяных скважин фонтанным и механизированными способами, внутрипромысловый сбор и подготовка нефти, газа и газового конденсата, подземный и капитальный ремонт скважин

Крепление скважин необходимо для следующих целей: 1. Создания герметичного и долговечного канала для подачи жидкости от эксплуатационных горизонтов на поверхность и в обратном направлении; 2.

3.1 Анализ фонда скважин и показателей эксплуатации

Пласт Ач3-4 Новоуренгойского лицензионного участка разрабатывается с 2005 года на основании технологической схемы разработки, утвержденной протоколом ТО ЦКР Роснедра по ЯНАО №19-05 от 17.11.2005 На 1.01.2011 г.

История бурения нефтяных и газовых скважин

Первые скважины в истории человечества бурили ударно-канатным способом за 2000 лет до нашей эры для добычи соли в Китае. До середины 19 века нефть добывалась в небольших количествах.

Общие сведения о бурении нефтяных и газовых скважин

Бурение - процесс разрушения горных пород с помощью специальной техники - бурового оборудования.

Оборудование для бурения нефтяных и газовых скважин

Для выполнения операций технологии вращательного бурения требуются различные по функциональным назначениям машины, механизмы и оборудование. Набор необходимых для бурения скважин машин, механизмов и оборудования.

9. Безопасность жизнедеятельности при эксплуатации газовых приборов жилого дома

Домовое газовое оборудование перед вводом в эксплуатации подлежит специальной приемке комиссией. Установку газовых плит следует предусматривать в кухнях высотой не менее 2,2 м; объем кухни должен быть не менее 8 м3 для ПГ-2; для ПГ-3-12м3, для ПГ-4-15м3.

1. Особенности кустового строительства скважин

На суше кустовое бурение нашло применение с 1944 г., сначала в Пермском, а затем и в большинстве других нефтяных районах страны. В начальный период кустовой метод строительства скважин был одиночным явлением. Объемы кустового бурения были малы.

1. Оборудование для эксплуатации скважин фонтанным способом

Реализация фонтанного и газлифтного способов, несмотря на принципиально разные физические основы функционирования, обеспечивается одними и теми же устройствами. Общими для них являются элементы и наземного.

2. Оборудование для газлифтной эксплуатации скважин

1.1 Фонтанная арматура для нефтяных и газовых скважин

Эта арматура предназначена для герметизации устья скважин, контроля и регулирования режима их эксплуатации, а также для проведения различных технологических операций в умеренном и холодном микроклиматических районах для сред, содержащих СО2.

Обоснование технологических режимов эксплуатации скважин на примере Мастахского газоконденсатного месторождения Республики Саха (Якутия)

3. Технологические режимы эксплуатации скважин

2. Бурение нефтяных и газовых скважин. Система контроля технологических параметров бурения. Конструкция скважин

Система контроля технологических параметров бурения. Станция АСПБ. Отличительная особенность АСПБ - параллельное представление информации непрерывно в функции времени и дискретно в функции действующих глубин с постоянным небольшим (0,2-1.

2.1 Особенности организации производственного процесса строительства нефтяных и газовых скважин

Предметом труда бурового предприятия является разбуриваемая горная порода, продуктивный пласт, средством труда - буровая установка, продукцией бурового производства - законченная строительством и сданная в эксплуатацию скважина.

2.Теоретические основы эксплуатации и ремонта изделий нефтяных и газовых промыслов

Основы эксплуатации изделий Согласно ГОСТ 25866-83 эксплуатация - стадия жиз-ненного цикла изделия, на которой реализуется, поддерживается и восстанавливается его качество. При этом под изделием пони-мается любой вид техники.

8.Эффективность эксплуатации и ремонта изделий нефтяных и газовых промыслов

Ремонт - это комплекс операций по восстановлению исправ-ного или работоспособного состояния объекта, а также восста-новлению ресурса объекта или его составных частей. Ремонт изделий производится в случае.

Газовые и газоконденсатные месторождения представляют собой сложные природные комплексы, главной особенностью которых является наличие скоплений углеводородов в пористом пласте, ограниченных непроницаемой оболочкой и основанием. Размер скопления, состав, фазовое состояние и реологические свойства углеводородной смеси характеризуются большим разнообразием. Коллекторские свойства, глубина, толщина и начальные термобарические параметры углеводородсодержащих пород также очень разнообразны. Учитывая широкий спектр климатических условий на участках месторождений, очевидно, насколько разнообразны проблемы, решение которых необходимо при планировании разработки месторождений и отборе запасов природного газа.
Фазовое состояние скоплений углеводородов имеет большое значение при выборе методов разведки. Некоторые свойства газа и особенности разработки его месторождений позволяют использовать методы разведки, каковые существенно отличаются от методов разведки нефтяных месторождений. Основные положения методологии разведки газа:
- Газ извлекается из месторождения при его эксплуатации практически полностью без использования законтурного либо внутриконтурного заводнения. В результате нет необходимости в детальном исследовании пограничной зоны газового месторождения для определения местоположения нагнетательных скважин и их количества, в то время как для нефтяных месторождений такая разведка в большинстве случаев необходима.
- Почти невозможно отобрать нефть из отдаленных районов месторождения, в то время как газ подходит к добывающим скважинам из тех же районов с относительно небольшими потерями давления. Это позволяет прокладывать добывающие газовые скважины вдали от контура газовой залежи в наиболее благоприятных условиях, в основном в ее самых высоких частях. В связи с этим нет необходимости проводить детальную разведку на месте газового месторождения, особенно его контурной части, для определения условий прокладки добывающих газовых скважин. Для нефтяных месторождений такая разведка необходима.
Рабочий дебит газовых скважин при прочих равных условиях обязательно превышает рабочий дебит нефтяных скважин. Удаление газа путем добывающих скважин из более отдаленных участков, позволяет нам разрабатывать газовое месторождение с несравненно меньшим количеством добывающих скважин.

1 ПОНЯТИЕ ОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Зарегистрируйся, чтобы продолжить изучение работы

1 ПОНЯТИЕ ОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

ингибиторов в затрубное пространство;
* закачка ингибиторов непосредственно в пласт;
*Введение

ингибиторов в твердом состоянии.
Для изготовления подземного оборудования (пакеров, циркуляционных и предохранительных клапанов и т. д.) применяются легированные коррозионно-стойкие стали. В некоторых случаях алюминиевые сплавы-дюраль, хромированная нержавеющая сталь применяются для фонтановых и обсадных труб.
Благодаря защите протектора фонтана и обсадных труб последние контактируют с пластинами, изготовленными из более электроотрицательных металлов (магний, цинк). В этом случае коррозии подвергаются не стальные трубы, а более отрицательные анодные металлы. Если для защиты труб и оборудования используется катодная защита, то на трубы либо оборудование подается отрицательный потенциал от источника постоянного тока (катодная станция), а на соседний сегмент трубы (анод) подается положительный потенциал, что приводит к разрушение анода и сохранение катода без разрушения, т.е. металлических труб либо оборудования.

2 КОНСТРУКЦИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Скважина представляет собой цилиндрический ствол, имеющий значительную длину с небольшим поперечным сечением. Начало скважины называется устьем, его конец - забоем. Все полое пространство скважины от устья до забоя называется стволом.
Целью скважины является извлечение пластовой жидкости на поверхность Земли, то есть скважина представляет собой канал, соединяющий газовый резервуар с земной поверхностью.
Весь запас скважин, предназначенных для добычи газа, называется производственным фондом. Помимо добывающих скважин имеются также контрольные (наблюдательные) скважины.
Каждая скважина в ходе своей работы должна иметь устойчивую стенку и надежное отделение пластов друг от друга по всей скважине, проходящей через массив горных пород

Читайте также: