Технологический режим работы добывающих скважин реферат

Обновлено: 02.07.2024

Максимально допустимый дебит— это дебит, при котором скважина может эксплуатироваться без опасности разрушения пласта, обводнения, вибрации и т. д. Превышать этот дебит недопустимо, так как скважина будет обводняться, начнет разрушаться пласт, возможны аварийные ситуации. Минимально необходимый дебит — это дебит, при котором обеспечивается вынос с забоя жидкости и твердых частиц или, например, не образуются в стволе гидраты.

Рабочие дебиты заключены в пределах между максимально допустимыми и минимально необходимыми. На выбор и обоснование рабочего дебита влияет множество взаимосвязанных и взаимоисключающих факторов. Определяет дебит геологическая служба на срок от 3 до 9 мес.

Оператор обязан строго поддерживать заданный технологический режим.

Технологическим режимом эксплуатации скважины называют совокупность показателей и условий. обеспечивающих наибольший возможный рабочий дебит и нормальную работу оборудования скважины и промысловых сооружений.
Для того чтобы эксплуатировать скважину при наибольшем дебите, необходимо установить для нее рабочий дебит, наиболее целесообразный с точки зрения технологии, техники и экономики, обеспечивающий бесперебойную, безопасную, безаварийную работу скважины. Для выбора и обоснования рабочего дебита введены понятия максимально допустимого и минимально необходимого дебитов.

Оператор обязан строго поддерживать заданный технологический режим.

Характеризуют технологический режим для удобства в основном рабочим дебитом и устьевым давлением. Кроме того, используют и другие показатели режима: забойное давление, депрессию на пласт, устьевую и забойную температуру и т. д.

Условия, ограничивающие дебит, условно разделены на геологические, технологические, технические и экономические.

Возникает опасность обвала кровли пласта, а выносимая порода разрушет оборудование скважины и промысловые установки. При исследованиях скважины достаточно точно определяют депрессию и дебит, выше которых происходит разрушение пласта.

Эти дебит и депрессию называют максимально допустимыми. Если дебит и депрессия превышают максимально допустимые, эксплуатировать скважину запрещается.

Породы пласта набухают и уменьшается проницаемость пласта, она уменьшается и за счет того, что часть сечения пор пласта занята водой. В стволе скважины накапливается столб жидкости, также препятствующий движению газа. Поэтому скважину стремятся эксплуатировать без воды на забое.

Не допускают обводнения, эксплуатируя скважину с дебитами, при которых не образуются конусы и языки обводнения. Иногда при исследованиях определяют дебит, при котором скважина обводняется, называют его максимально допустимым, а эксплуатируют скважину при более низком безводном дебите.

Однако даже кратковременное обводнение приводит к необратимому уменьшению проницаемости пласта и, следовательно, к уменьшению производительности. Поэтому допустимый безводный дебит стремятся определить расчетным путем.

Технологические условия состоят в необходимости поддерживать на устье давление, достаточное для внутрипромысловой транспортировки продукции скважины, создания определенных условий сепарации и подачи газа в газопроводы. Кроме того, стремятся регулировать давление и температуру в стволе скважины в таких пределах, чтобы не образовывались гидраты. На забое необходимо поддерживать довольно высокие скорости (2—10 м/с), чтобы обеспечить вынос из скважины жидкости и твердых частиц.

Технические условия заключаются в опасности смятия колонн горным внешним давлением при снижении давления внутри скважины. Если превысить давление внутри труб выше их прочностных характеристик, трубы могут разорваться.

Вибрация оборудования при высоких дебитах приводит к разрушению скважины. Поэтому запрещена эксплуатация скважин при вибрации оборудования.

Эрозия и коррозия оборудования также ограничивают дебиты скважин.

Вечномерзлые породы на месторождениях Севера могут оттаивать при нагревании стенок потоком газа. Требуются такие технические мероприятия, как изоляция.

Бывает экономически целесообразно снизить дебит летом или уменьшить потери давления в скважине и использовать это давление для сепарации и подачи газа в газопровод.

Чтобы от качественных показателей перейти к количественным и иметь возможность рассчитать рабочий дебит скважины, а также запроектировать разработку месторождения, технологические режимы записывают в математической форме и дают им специальные названия.

Режим постоянной депрессии Δр=рпл—рз=const устанавливают при опасности образования конуса или языков обводнения, а также разрушения пласта.

Режим постоянного градиента давления на стенке забоя (dp/dr)r=Rc=const устанавливают для скважин, вскрывших рыхлые, неустойчивые породы, которые разрушаются при градиенте выше установленного при исследовании скважины. Нередко для удобства регулирования этот режим заменяют режимом постоянной депрессии.

Режим постоянной скорости фильтрации газа в призабойной зоне пласта ωз=const устанавливают при разрушении пласта.

Режим постоянного забойного давления рз = const устанавливают при частом пробкообразовании и засорении призабойной зоны, когда освоение скважины сопровождается движением массы рыхлой породы. Этот режим устанавливают также, чтобы на забое не выделялся из газа конденсат или в стволе не образовывались гидраты.

Режим постоянного дебита Q=const применяется чаще других, так как удобен для регулирования. Режим обеспечивает заданную добычу из месторождения при имеющемся числе действующих скважин.

Для каждой скважины дебит назначается индивидуально с учетом всех ограничивающих факторов. При этом режиме депрессия во времени увеличивается, поэтому когда она достигнет предельно допустимой, дебит скважины приходится уменьшать.

Режим постоянного давления на устье скважины py=const устанавливается для обеспечения подачи газа в газопровод или на прием ПДКС, а также для поддержания заданной температуры сепарации при дросселировании газа.

Оператор должен знать, какой технологический режим, исходя из какого ограничивающего фактора задан на каждой обслуживаемой скважине.

Проводя какие-либо работы, вынуждающие изменять режим скважины, оператор в первую очередь не должен допускать изменения именно того фактора, исходя из которого был задан режим, потому что это может повлечь опасные последствия вплоть до аварии. В то же время регулирование и изменение показателей, мало влияющих на основное ограничение, допустимо и не приведет к нарушениям эксплуатации скважин.

Например, если дебит задан из условия выноса с забоя жидкости и твердых частиц, то даже кратковременная остановка скважины может привести к образованию на забое песчаной пробки или столба жидкости, которые в дальнейшем приведут к снижению дебита скважины. При других ограничивающих факторах остановка скважины не опасна. Если максимально возможный дебит ограничен опасностью конусообразования, то, превысив его, оператор может обводнить скважину; резко уменьшится ее продуктивность и после снижения дебита и т. д.

Для оценки состояния ПЗП определим скин – фактор по методике Ван - Эвердинга и Херста.

Таблица 1.1 Исходные данные:

№ п/п	Обозначение
1	Дебит скважины	q	81
2	Вязкость нефти	м	0,00107
3	Мощность пласта	h	41,3
4	Пористость	m	0,1
5	Сжимаемость нефти	в_н	15,03*10 -10
6	Сжимаемость породы	в_п	1*10 -10
7	Радиус скважины	r_c	0,13

Переведем КВД в координаты ∆P и Ln(t) :

∆P, МПа	LgT
0	0
2,7	7,2
3,7	7,9
4,7	8,6
5	9,0
5,2	10,0
5,2	10,5

где уклон прямолинейного участка

Отрицательное значение скин-фактора указывает на улучшенное состояние ПЗП.

2.2 Освоение скважины

Таблица 2.1 Исходные данные:

№ п/п	Обозначение
1	Пластовое давление, МПа	P_пл	18,94
2	Глубина скважины, м	Н	2652
3	Внутренний диаметр НКТ, м	d_нктв	0,062
4	Внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м	d_экв	0,13
5	Плотность жидкости глушения, кг/м 3	r_гл	1100
6	Плотность нефти дегазированной, кг/м 3	r_нд	883
7	Вязкость нефти дегазированной, мПа·с	m_нд	2,84

Расход жидкости агрегата УНЦ-1-160´32к:

на первой передаче q_I = 0.0032 м 3 /с

на четвёртой передаче q_IV = 0.0102 м 3 /с

Освоение скважины – комплекс технологических и организационных мероприятий, направленных на перевод простаивающей по той или иной причине скважины в разряд действующих. Основной целью вызова притока и освоения является снижение противодавления на забое скважины, заполненной специальной жидкостью глушения, и искусственное восстановление или улучшение фильтрационных характеристик призабойной зоны для получения соответствующего дебита или приемистости. Принять, что для освоения требуемое забойное давление равно 0,75*Р_пл.

В качестве жидкости глушения используем глинистый раствор плотностью r_гл = 1200 кг/м 3 , в качестве жидкости замещения дегазированную нефть плотностью r_нд = 870 кг/м 3 данной залежи. Проектирование процесса освоения скважины методом замены жидкости на нефть (без поглощения её пластом) заключается в расчёте давления закачки (Р_зак), объёма закачиваемой жидкости (V_зак) и продолжительности закачки (Т_зак).

Закачка жидкости замещения производится насосным агрегатом УНЦ - 1-160´32к. Данный агрегат имеет четыре передачи, отличающиеся напорами и расходами жидкости и необходимо для каждой передачи найти потери напора на трение, чтобы установить режим закачки. В данном случае потери напора рассчитываются для двух режимов – на первой передаче (расход q_I = 0.0032 м 3 /с) и на четвёртой передаче (расход q_IV = 0.0102 м 3 /с).

Для оценки пластической вязкости глинистого раствора (h_гл) и его предельного напряжения сдвига (t_гл) используются формулы Б.Е. Филатова

Находим критическую скорость движения глинистого раствора в трубе W_крт

Фактическую среднюю скорость движения глинистого раствора в НКТ при различных режимах закачки находим по следующей формуле:

на первой передаче:

на четвертой передаче:

Потери давления на трение при движении глинистого раствора по трубам определяются по формуле

Для жидкости замещения в этом случае

Тогда коэффициент гидравлического сопротивления l равен:

Таким образом, увеличение объемного расхода жидкости с 0,0032 до 0,0102 приводит к возрастанию потерь на трение в трубе. Освоение скважины, согласно проведенным расчётам, целесообразно вести на первой передаче.

Критическую скорость для кольцевого зазора рассчитываем по формуле:

Re_кр – критическое число Рейнольдса, характеризующее смену режима течения жидкости в кольцевом зазоре и определяемое по формуле

где He = Re×Sen – параметр Хёдстрема.

Параметр Сен-Венана – Ильюшина для кольцевого зазора записывается в виде:

и тогда параметр Хёдстрема

Средняя скорость движения жидкости замещения в кольцевом зазоре при расходе q_I = 0,0032 м 3 /с составит

число Рейнольдса при движении глинистого раствора в кольцевом зазоре

Re_глк_I = 1362 Re_кр = 2310, режим движения ламинарный.

Потери давления на трение:

где l_к – коэффициент гидравлического сопротивления.

Рассмотрим случай прямой закачки, т.е. когда более лёгкая жидкость нагнетается в НКТ, а тяжелая жидкость вытесняется по межтрубному пространству.

1) Заполнение полости НКТ жидкостью замещения и как следствие перемещение границы раздела нефть – глинистый раствор (X) по НКТ от устья до башмака НКТ (). Принимаем, что башмак НКТ спущен до забоя скважины (1407м).

Для определения давления закачки используем формулу:

давление, необходимое для уравновешивания разности гидростатических давлений.

Для определения забойного давления используем формулу:

2) Заполнение затрубного пространства жидкостью замещения, перемещение границы раздела от башмака до устья, X – расстояние от устья до границы раздела. ().

Для определения давления закачки используем формулу:

Для определения забойного давления используем формулу:

Рассмотрим случай обратной закачки, т.е. когда более лёгкая жидкость нагнетается в затрубное пространство, а тяжелая жидкость вытесняется по НКТ. Расчеты производим аналогично расчетам при прямой закачке, результаты сводим в таблицах. Строим графики зависимостей забойного давления, и давления закачки от времени.

X, м	ДР_{т гл} , МПа	ДР_{т з}, МПа	ДР_{кз гл}, МПа	ДР_{кз з}, Мпа	Р_зак, МПа	Р_заб, МПа	V_ж.з.,м 3	T_зак, час
НКТ	0	1,972	0,000	0,765	0	2,737	28,521	0,000	0,000
	200	1,823	0,042	0,765	0	3,056	29,285	0,604	0,052
	400	1,674	0,084	0,765	0	3,374	29,285	1,207	0,105
	600	1,525	0,127	0,765	0	3,693	29,285	1,811	0,157
	800	1,375	0,169	0,765	0	4,012	29,285	2,414	0,210
	1000	1,226	0,211	0,765	0	4,330	29,285	3,018	0,262
	1200	1,077	0,253	0,765	0	4,649	29,285	3,621	0,314
	1400	0,928	0,295	0,765	0	4,968	29,285	4,225	0,367
	1600	0,778	0,337	0,765	0	5,286	29,285	4,828	0,419
	1800	0,629	0,380	0,765	0	5,605	29,285	5,432	0,471
	2000	0,480	0,422	0,765	0	5,924	29,285	6,035	0,524
	2200	0,331	0,464	0,765	0	6,242	29,285	6,639	0,576
	2400	0,181	0,506	0,765	0	6,561	29,285	7,242	0,629
	2600	0,032	0,548	0,765	0	6,880	29,285	7,846	0,681
	2643	0,000	0,557	0,765	0	6,948	29,285	7,975	0,692
Затрубное пространство	2643	0	0,557	0,765	0	6,948	28,521	7,975	0,692
	2600	0	0,557	0,707	0,001	6,800	28,429	8,236	0,715
	2400	0	0,557	0,649	0,006	6,321	28,003	10,053	0,873
	2200	0	0,557	0,591	0,011	5,843	27,578	11,869	1,030
	2000	0	0,557	0,533	0,017	5,364	27,152	13,686	1,188
	1800	0	0,557	0,475	0,022	4,886	26,726	15,503	1,346
	1600	0	0,557	0,417	0,027	4,408	26,300	17,319	1,503
	1400	0	0,557	0,360	0,032	3,929	25,875	19,136	1,661
	1200	0	0,557	0,302	0,037	3,451	25,449	20,953	1,819
	1000	0	0,557	0,244	0,043	2,972	25,023	22,769	1,977
	800	0	0,557	0,186	0,048	2,494	24,597	24,586	2,134
	600	0	0,557	0,128	0,053	2,015	24,172	26,403	2,292
	400	0	0,557	0,070	0,058	1,537	23,746	28,219	2,450
	200	0	0,557	0,012	0,063	1,058	23,320	30,036	2,607
	0	0	0,557	0,000	0,068	0,625	22,894	31,853	2,765

2.3 Расчет условий фонтанирования скважины

Естественное оптимальное фонтанирование – это процесс подъема продукции скважины под действием природной энергии при работе подъемника на оптимальном режиме.

Условия фонтанирования определяется соотношением между эффектным газовым фактором смеси, поступающей из пласта, и удельным расходом газа, необходимым для работы газожидкостного подъемника.

Исходные данные для расчета:

№ п/п	Обозначение
1	Пластовое давление, МПа	P_пл	18,9
2	Глубина скважины, м	Н	2653
3	Внутренний диаметр НКТ, м	d_нктв	0,062
4	Внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м	d_экв	0,13
5	Устьевое давление, МПа	Р_у	7,0
6	Давление насыщения, МПа	Р_нас	27,4
7	Плотность пластовой нефти, кг/м 3	r_нпл	669
8	Плотность нефти дегазированной, кг/м 3	r_нд	883
9	Вязкость нефти дегазированной, мПа·с	m_нд	2,84
10	Обводненность продукции, %	n	0,32
11	Плотность пластовой воды, кг/м 3	r_впл	1100
12	Газовый фактор, м 3 /т	Г	231,4

Определим коэффициент растворимости

=231,4·0,883/(27,4-0,1) = 7,48 МПа -1

2.4 Гидравлический расчет движения газожидкостной смеси в скважине по методу Ф. Поэтмана – П. Карпентера

1. Принимаем величину шага изменения давления , соответственно число задаваемых давлений n = 21.

2. Рассчитываем температурный градиент потока

где - средний геотермический градиент скважины, Q_{ж ст} – дебит скважины по жидкости при стандартных условиях; D_Т – внутренний диаметр колонны НКТ, м.

3. Определяем температуру на устье скважины

5. Рассчитаем остаточную газонасыщенность нефти (удельный объем растворенного газа) в процессе ее разгазирования. Например, при Р=10 МПа и Т=267,5 К.:

6. Определим плотность выделившегося газа при Р=10 МПа и Т=276, 5 К.:

7. Находим относительную плотность растворенного газа, остающегося в нефти при Р=10 МПа и Т=267,5 К :

8. Рассчитаем объемный коэффициент, предварительно определив удельное приращение объема нефти за счет единичного изменения ее газонасыщенности л(Т), и температурный коэффициент объемного расширения дегазированной нефти б_н при стандартном давлении:

9. Определяем коэффициент сверхсжимаемости газа по следующим зависимостям

где Т_пр и р_пр – соответственно приведенные температура и давления определяются по следующим формулам

10. Вычисляем удельный объем газожидкостной смеси при соответствующих термодинамических условиях. Например, при термодинамических условиях Р = 10 МПа и Т = 267, 5 К, удельный объем будет

11. Определяем удельную массу смеси при стандартных условиях

12. Рассчитываем идеальную плотность газожидкостной смеси

13. Определяем корреляционный коэффициент необратимых потерь давления

14. Вычисляем полный градиент давления в точках с заданными давлениями, меньше, чем р_нас. Например, градиент в точке, соответствующей давлению р = 7 МПа

15. Вычисляем dH/dp

16. Проводим численное интегрирование зависимости dH/dp = f(p), в результате чего получаем распределение давления на участке НКТ, где происходит течение газожидкостного потока.

2.5 Технико-экономическое обоснование способа эксплуатации скважины и выбор скважинного оборудования и режима его работы

Данная скважина эксплуатируется фонтанным способом. Это связано с высоким газосодержанием нефти 231,4 м 3 /т, давление на забое скважины меньше давления насыщения нефти газом поэтому фонтанирование газлифтное. Скважина относится к высоко дебитным (, обводненность продукции на данный момент 0,34 %), поэтому перевод на другой способ эксплуатации на данный момент не целесообразен.

В процессе выполнения курсового проекта мною были выполнены расчеты освоения скважины, условий фонтанирования, распределения давлений в насосно-компрессорных трубах и эксплуатационной колонне, был выбран способ эксплуатации, закреплены знания по таким дисциплинам как нефтегазопромысловое оборудование, эксплуатация нефтяных и газовых скважин, разработка нефтяных и газовых скважин, гидравлика.

Наиболее целесообразно эксплуатировать скважину фонтанным способом.

Список литературы

3. Сборник задач по технологии и технике нефтедобыче: Учеб. пособие для вузов/ И.Т. Мищенко, В.А. Сахаров, В.Г. Грон, Г.И. Богомольный - М.: Недра, 1984. - 272.с., ил.

6.3.1. Под установленным технологическим режимом скважин следует понимать совокупность основных параметров ее работы, обеспечивающих получение предусмотренных технологическим проектным документом на данный период отборов нефти, жидкости и газа и соблюдение условий надежности эксплуатации. Технологический режим скважин обеспечивает регулирование процесса разработки и характеризуется следующими основными параметрами:

а) пластовым, забойным и устьевым давлениями;

б) дебитом жидкости, обводненностью и газовым фактором;

в) типоразмерами установленного эксплуатационного оборудования и режимами его работы (конструкция лифта, глубина подвески и диаметр насоса, производительность, число качаний, длина хода, развиваемый напор и др.).

6.3.2. Технологические режимы работы скважин составляются цехами по добыче нефти, исходя из утвержденных норм отбора нефти, жидкости и газа, и утверждаются главным геологом и главным инженером нефтегазодобывающего
предприятия. Одновременно с технологическими режимами составляется и утверждается план геолого-технических мероприятий по обеспечению норм от
бора из эксплуатационного объекта. Технологические режимы скважин устанавливаются ежемесячно или один раз в квартал в зависимости от стадии разработки.

6.3.3. Ответственность за соблюдением установленных режимов несут мастер и начальник цеха (промысла) по добыче нефти.

6.3.4. Контроль за выполнением установленных технологических режимов работы скважин осуществляется геологической и производственно-технической службами нефтегазодобывающих предприятий. В порядке надзора контроля осуществляют вышестоящие организации и органы Госгортехнадзора СССР.

6.3.5. Для наблюдения за режимом работы скважин устанавливаются контрольно-измерительная аппаратура и устройства для отбора устьевой пробы добываемой продукции. Обвязка скважин должна обеспечивать проведение комплекса исследований: индивидуальный замер дебита жидкости и газа, обводненности, (эхометрирование, динамометрирование, спуск глубинных приборов и т. д.).

Пуск новых, необорудованных для индивидуального замера дебита и исследования скважин в эксплуатацию не разрешается.

6.3.6. Материалы по режимам работы скважин подлежат анализу и обобщению:

а) цех по добыче нефти (нефтепромысел) проводит оперативный анализ выполнения установленных режимов, намечает план мероприятий по их поддержанию, утверждаемый главным инженером и главным геологом нефтегазодобывающего предприятия;

б) нефтегазодобывающее управление обобщает результаты анализа режимов по объектам разработки, площадям, способам эксплуатации и др. и отражает их в ежегодных отчетах.

Ремонт скважин

6.4.1. Ремонт скважин подразделяется на капитальный и подземный (текущий):

а) к капитальному ремонту относятся работы, связанные с изменением объекта эксплуатации скважин, креплением рыхлых коллекторов, восстановлением герметичности обсадной колонны и ликвидацией ее деформации, зарезкой второго ствола, ограничением притоков пластовых, закачиваемых вод и вод из пластовобводнителей, с ловильными и другими аналогичными работами с подземным оборудованием;

б) к подземному (текущему) ремонту относятся работы, связанные с переводом скважин с одного способа эксплуатации на другой, с обеспечением заданного технологического режима работы подземного эксплуатационного оборудования, изменением режимов работы и сменой этого оборудования, очисткой ствола скважины и подъемных труб от песка, парафина и солей.

6.4.3. При подземных ремонтах, связанных с полным подъемом труб, при необходимости, проводятся работы по обследованию чистоты забоя и проверке состояния цементного камня за колонной (геофизическими методами).

6.4.4. Ремонт скважин должен производиться в строгом соответствии с действующими правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности, требованиями охраны недр и окружающей среды, а также правилами и инструкциями по эксплуатации применяемого оборудования и проведению технологических процессов.

6.4.5. Информация о проведенных ремонтных работах, их содержании, межремонтном периоде работы оборудования и скважины и технико- экономической эффективности подлежит хранению нефтедобывающим предприятием на протяжении всего периода разработки эксплуатационного объекта.

Содержание фонда скважин

6.5.1. Техническое состояние скважин и установленного на них оборудования должно обеспечивать:

- эксплуатацию скважин в соответствии с утвержденными технологическими режимами их работы;

- изменение и контроль этих режимов (замер устьевых и затрубных давлений, дебитов скважин по жидкости, газовых факторов, обводненности продукции, рабочего давления и расхода газа при газлифтной эксплуатации скважин, подача насосов при механизированной эксплуатации, отборов устьевых проб и т.д.

- промыслово-гидродинамические исследования скважин с целью контроля процессов разработки, состояния подземного оборудования и призабойных зон пластов;

- проведение мероприятий по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин.

6.5.2. Обслуживание скважин различных категорий проводится в соответствии с требованиями инструкций по эксплуатации скважин и установленного на них оборудования.

6.5.3. Для выполнения работ по контролю процессов разработки и технологических режимов работы скважин, последние должны быть оборудованы:

а) при фонтанном и газлифтном способах эксплуатации скважин — манометрами дли контроля буферного и затрубного давлений, устройствами для отбора устьевых проб, арматурными площадками и лубрикаторами, позволяющими спускать в скважины глубинные приборы (манометры, термометры, дебитомеры, пробоотборники и др.). При газлифтном способе эксплуатации выкидные линии устьевых арматур дополнительно оборудуются манометрами, расходомерами, различными устройствами для замера и регулирования давления и расхода рабочего газа;

б) при эксплуатации скважин ШГН — устройствами для отбора проб жидкости и затрубного газа, динамометрирования, измерения уровня эхолотом;

в) при эксплуатации скважин погружными ЭЦН — станциями управления, устройствами для контроля подачи насоса, манометрами для замера давления на буфере и в затрубном пространстве;

г) при эксплуатации скважин гидропоршневыми насосами — устройствами для контроля числа ходов погружного агрегата, манометрами для контроля давления рабочей жидкости.

6.5.4. Обусловленные образованием в скважинах песчаных пробах, эррозией штуцера и рабочей поверхности насосов жидкостью (особенно при значительном выносе песка), отложениями парафина, гидратов, солей, продуктов коррозии в трубах, штуцерах, насосах или наземном оборудовании, прорывами газа из газовой шапки, посторонних вод, нарушения технологических режимов работы скважин определяются по резкому изменению дебитов скважин, газового

фактора и обводненности их продукции, давлений на буфере, в затрубном пространстве и на выкидных линиях. При обнаружении таких нарушений принимаются немедленно меры по выявлению и устранению их причин, восстановлению утвержденного режима работы скважин.

6.5.5. В скважинах со значительным выносом песка проводятся мероприятия по закреплению призабойной зоны. Методы закрепления (установка фильтров, цементирование, обработка смолами, полимерами и т. д.) выбирается в зависимости от конкретных условий.

6.5.6. Перевод скважин на других объектах разработки осуществляется в соответствии с действующими положениями и инструкциями.

6.5.7. Приобщение новых объектов для совместной эксплуатации с ранее эксплуатируемыми в данной скважине объектами производится в соответствии с требованиями действующей инструкции по приобщению.

6.5.8. Работы по консервации скважин и оформление соответствующей документации должны осуществляться в соответствии с действующими положениями о порядке временной консервации нефтяных и газовых скважин.

6.5.9. Все пробуренные на территории СССР скважины (разведочные, добывающие, специальные и др.), выполнившие свое назначение и дальнейшее использование которых в народном хозяйстве нецелесообразно или невозможно, подлежат ликвидации в соответствии с действующим положением.

Технологический режим эксплуатации скважины ( реферат , курсовая , диплом , контрольная )

Для того чтобы эксплуатировать скважину при наибольшем дебите, необходимо установить для нее рабочий дебит, наиболее целесообразный с точки зрения технологии, техники и экономики, обеспечивающий бесперебойную, безопасную, безаварийную работу скважины. Для выбора и обоснования рабочего дебита введены понятия максимально допустимого и минимально необходимого дебитов. Максимально допустимый дебит — это дебит, при котором скважина может эксплуатироваться без опасности разрушения пласта, обводнения, вибрации и т. д. Превышать этот дебит недопустимо, так как скважина будет обводняться, начнет разрушаться пласт, возможны аварийные ситуации. Минимально необходимый дебит — это дебит, при котором обеспечивается вынос с забоя жидкости и твердых частиц или, например, не образуются в стволе гидраты.

Технологическим режимом эксплуатации скважины называют совокупность показателей и условий, обеспечивающих наибольший возможный рабочий дебит и нормальную работу оборудования скважины и промысловых сооружений.

Выбор режима работы скважины (депрессия, дебит скважины) зависит от:

1) плотности породы;
2) формы залегания пласта;
3) пористости и проницаемости пласта;
4) характера залегания пластовых вод;
5) количество пробуренных скважин — нагнетательных, добывающих, наблюдательных (пьезометрические);
6) экономическая эффективность при промышленной разработки месторождения.

В условиях существенного снижения давления и активного внедрения пластовых вод в залежь, приуроченную к слабо сцементированным коллекторам, рабочие дебиты скважин должны выбираться таким образом, чтобы исключить разрушение пласта-коллектора и перенос продуктов разрушения через скважинное оборудование. Следовательно, необходимо проведение специальных газодинамических исследований скважин в целях назначения оптимальных и максимально допустимых режимов их работы и последующего контроля. Такие исследования целесообразно проводить с применением устьевых сепарационных устройств (УСУ), позволяющих непосредственно на скважине определять количественное содержание механических примесей и капельной влаги на каждом режиме ее работы.

Величина максимально допустимого дебита скважины и продолжительность периода работы скважины до проведения повторных специальных исследований определяются с учетом характера индикаторных кривых, по форме которых можно судить о разрушении коллектора и об очищении призабойной зоны скважины во время проведения исследований, а также результатов общего гидрохимического анализа проб выносимой жидкости, гранулометрического и минералогического анализов проб механических примесей.

Геологические условия могут привести к разрушению пласта в призабойной зоне и образованию языков и конусов обводнения. В рыхлых, слабосцементированных пластах при высоких скоростях газа на забое и больших депрессиях происходит разрушение пласта и вынос на забой твердых частиц. Возникает опасность обвала кровли пласта, а выносимая порода разрушает оборудование скважины и промысловые установки. При исследованиях скважины достаточно точно определяют депрессию и дебит, выше которых происходит разрушение пласта. Эти дебит и депрессию называют максимально допустимыми.

Если дебит и депрессия превышают максимально допустимые, эксплуатировать скважину запрещается.

Если имеется подошвенная вода или скважина расположена вблизи ГВК, при определенных значительных дебитах образуются либо конус, либо языки обводнения. Как только вода начинает поступать на забой скважины, уменьшается ее дебит. Породы пласта набухают и уменьшается проницаемость пласта, она уменьшается и за счет того, что часть сечения пор пласта занята водой. В стволе скважины накапливается столб жидкости, также препятствующий движению газа. Поэтому скважину стремятся эксплуатировать без воды на забое.

Не допускают обводнения, эксплуатируя скважину с дебитами, при которых не образуются конусы и языки обводнения. Иногда при исследованиях определяют дебит, при котором скважина обводняется, называют его максимально допустимым, а эксплуатируют скважину при более низком безводном дебите. Однако даже кратковременное обводнение приводит к необратимому уменьшению проницаемости пласта и, следовательно, к уменьшению производительности. Поэтому допустимый безводный дебит стремятся определить расчетным путем.

После ГИС задаваясь дебитом по всему отдельно взятому промыслу можно рассчитать для любой скважины давление на устье и наоборот, задаваясь дебитом рассчитать давление. В результате получаем оптимальный режим работы скважины.

Технологические условия состоят в необходимости поддерживать на устье давление, достаточное для внутрипромысловой транспортировки продукции скважины, создания определенных условий сепарации и подачи газа в газопроводы. Кроме того, стремятся регулировать давление и температуру в стволе скважины в таких пределах, чтобы не образовывались гидраты. На забое необходимо поддерживать довольно высокие скорости (2 — 10 м/с), чтобы обеспечить вынос из скважины жидкости и твердых частиц.

Читайте также: