Тех режим скважины
Технологический режим эксплуатации скважин - это... Что такое Технологический режим эксплуатации скважин?
- Технологический режим эксплуатации скважин
► operating practices of well operation
Совокупность ряда условий и норм, с помощью которых осуществляется рациональная эксплуатация скважин. Включает следующие элементы: ■ абсолютные величины дебитов нефти, газа, воды и эмульсии в данной скважине■ соответствующие этим дебитам допустимые величины забойного давления
■ допустимые проценты воды, эмульсии и песка в жидкости, поступающей из скважины
■ величины газового фактора
■ параметры подземного оборудования
■ параметры наземного оборудования.
Кроме того, в технологическом режиме учитываются такие элементы, как количество часов работы скважины, а также мероприятия профилактического порядка.
Составляется на основании учета состояния пласта в районе действия скважин по данным исследований, исходя из принципов рациональной эксплуатации данного пласта как единого целого. Так как в процессе разработки состояние пласта в районе скважины непрерывно меняется, Технологические режимы периодически пересматриваются.
Краткий электронный справочник по основным нефтегазовым терминам с системой перекрестных ссылок. — М.: Российский государственный университет нефти и газа им. И. М. Губкина. М.А. Мохов, Л.В. Игревский, Е.С. Новик. 2004.
- Технологический режим бурения
- Торпедирование скважин
Смотреть что такое "Технологический режим эксплуатации скважин" в других словарях:
Установленный технологический режим скважин — 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… … Официальная терминология
Фонтанная добыча нефти — ► flush oil production Способ эксплуатации скважин, при котором подъем нефти на поверхность осуществляется за счет пластовой энергии. Различают два типа фонтанирования: ■ естественное – за счет природной энергии пласта ■ искусственное – при… … Нефтегазовая микроэнциклопедия
оборудование — 3.1 оборудование (machine): Соединенные вместе друг с другом детали или устройства, одно из которых, по крайней мере, является подвижным, в том числе с приводными устройствами, элементами управления и питания и т.д., которые предназначены для… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
система — 4.48 система (system): Комбинация взаимодействующих элементов, организованных для достижения одной или нескольких поставленных целей. Примечание 1 Система может рассматриваться как продукт или предоставляемые им услуги. Примечание 2 На практике… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
контроль — 2.7 контроль (control): Примечание В контексте безопасности информационно телекоммуникационных технологий термин «контроль» может считаться синонимом «защитной меры» (см. 2.24). Источник … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
Подготовка — 5. Подготовка* Преобразование принятых сигналов согласно настоящему стандарту в форму, которая позволяет измерять, обрабатывать или выдавать информации (например усиление, преобразование в код) Источник … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
Соединённые Штаты Америки — (США) (United States of America, USA). I. Общие сведения США государство в Северной Америке. Площадь 9,4 млн. км2. Население 216 млн. чел. (1976, оценка). Столица г. Вашингтон. В административном отношении территория США … Большая советская энциклопедия
СССР. Естественные науки — Математика Научные исследования в области математики начали проводиться в России с 18 в., когда членами Петербургской АН стали Л. Эйлер, Д. Бернулли и другие западноевропейские учёные. По замыслу Петра I академики иностранцы… … Большая советская энциклопедия
Украинская Советская Социалистическая Республика — УССР (Украïнська Радянська Социалicтична Республika), Украина (Украïна). I. Общие сведения УССР образована 25 декабря 1917. С созданием Союза ССР 30 декабря 1922 вошла в его состав как союзная республика. Расположена на… … Большая советская энциклопедия
потребитель — (относительно услуг здравоохранения) [consumer (in relation to healthcare services)]: Личность, нуждающаяся в оказании, запланированная на оказание которой оказываются или оказаны медицинские услуги. Источник: ГОСТ Р ИСО/ТС 18308 2008:… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
neft.academic.ru
Технологический режим - скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1
Технологический режим - скважина
Cтраница 1
Технологический режим скважин ( добывающих и нагнетательных), или месячный пл н эксплуатации скважины. [1]
При выборе технологического режима скважины для нее устанавливают такой дебит, при котором исключена возможность разрушения призабойной части пласта, приводящее к образованию песчаной пробки на забое, смятию колонны обсадных труб, повреждению самой скважины или установленного наземного и подземного оборудования. Укрепление призабойной зоны применением, например, гравийных фильтров, одновременно увеличивающих значительно предельные энергосберегающие дебиты скважины. [2]
Эти условия, называемые технологическим режимом скважины, различны в зависимости от геолого-эксплуатационных характеристик каждого месторождения, свойств газа, конденсата и веды, условий подачи газа и конденсата потребителям, а также от заданных кондиций газа. [3]
На основании данных исследований устанавливается технологический режим скважины - совокупность основных параметров ее работы, обеспечивающих получение предусмотренную технологическими документами величину отборов нефти, жидкости, газа и соблюдение условий надежной эксплуатации. [5]
Учет качественных показателей работы глубинного насоса, контроль технологического режима скважины возможно проводить только на основе дацных динамометрирования при централизованном контроле с использованием системы теледи-намометрирования. [6]
В настоящий момент контроль за разработкой залежи и составлен технологических режимов скважин вызывают определенные трудности в СЕ зи со сложностью получения представительных данных для анализа по мет дикам газогидродинамических исследований, принятых на начальных эташ когда вышеназванные определяющие факторы относились к разряду naccv ных. Эта проблема, как правило, является болезнью всех месторождений поздней стадии их разработки. [7]
Нефтяные и нагнетательные скважины должны эксплуатироваться в строгом соответствии с технологическим режимом скважин, задающим по отдельным скважинам оптимальные величины дебита нефти, газа и воды ( приемистости воды, газа), давления на устье, депрессии на эксплуатируемый пласт, периоды эксплуатации и др. Технологический режим работы скважин составляется и утверждается в порядке, предусмотренном главой 32 настоящих правил. Для контроля за выполнением технологического режима при подготовке скважин к эксплуатации необходимо предусмотреть возможность проверки всех заданных режимом параметров. [8]
В расчетах нами приняты данные о средних дебитах скважин и технологических режимах эксплуатируемых скважин Самотлорского месторождения. В соответствии с рекомендациями работ [45-48] расчеты для каждой скважины выполнены с учетом 3 - х значений забойного давления, 3 - 4 - х значений обводненности нефти и 5-ти различных дебитах жидкости, что, на наш взгляд, должно охватить все возможные режимы добычи продукта. Для этих пластов и принятых режимов не используются специальные методы повышения добычи нефти, например, гидроразрыв пластов, сопровождающийся их разгазированием и дроссельным эффектом, вызывающим понижение температуры пластовой жидкости. [9]
Использование в ПТК НАСОС вышеизложенной методики дает возможность обосновывать эффективность изменения технологического режима скважины или замены насосного оборудования. В виду того, что режим с большим объемом добычи нефти может быть экономически нецелесообразным, оценка экономической эффективности эксплуатации скважины является одним из основных критериев в принятии решения о проведении технологических мероприятий на скважине. Этот аспект выгодно отличает ПТК НАСОС от других подобных программных продуктов. [10]
Основная обязанность оператора по добыче газа состоит в поддержании заданных параметров технологического режима скважины и промысловых установок и сооружений, а также в предупреждении и устранении возможных неполадок в работе оборудования, приборов, аппаратов и скважин.
www.ngpedia.ru
Режим эксплуатации скважин. - это... Что такое Режим эксплуатации скважин.?
- Режим эксплуатации скважин.
-
6.3. Режим эксплуатации скважин. Каждая скважина эксплуатируется в определенном режиме, т.е. при определенном дебите и понижении уровня, которые рекомендованы в ее паспорте или лицензии на право добычи. Если в процессе эксплуатации параметры ее режима (производительность, удельный дебит, статический и динамический уровни, сила тока электродвигателя) изменяются, необходимо выяснить причину этих изменений и устранить ее.
Нарушение эксплуатационных параметров скважины, особенно в сторону увеличения, влечет за собой преждевременный выход из строя скважины и насосного оборудования.
Возможность увеличения эксплуатационной производительности скважины обосновывается специальным заключением гидрогеологической службы территориального центра мониторинга подземных вод.
Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации. academic.ru. 2015.
- режим эксплуатации
- Режим электрического торможения
Смотреть что такое "Режим эксплуатации скважин." в других словарях:
Технологический режим эксплуатации скважин — ► operating practices of well operation Совокупность ряда условий и норм, с помощью которых осуществляется рациональная эксплуатация скважин. Включает следующие элементы: ■ абсолютные величины дебитов нефти, газа, воды и эмульсии в данной… … Нефтегазовая микроэнциклопедия
режим эксплуатации — 3.10.4 режим эксплуатации: Интенсивность использования сооружения по назначению с параметрами, определяемыми проектом или установленными в процессе эксплуатации сооружения. Источник: ГОСТ Р 54523 2011: Портовые гидротехнические сооружения.… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
режим — 36. режим [частота вращения] «самоходности»: Режим [минимальная частота вращения выходного вала], при котором газотурбинный двигатель работает без использования мощности пускового устройства при наиболее неблагоприятных внешних условиях. Источник … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
ГАЗИРОВАННОЙ ЖИДКОСТИ РЕЖИМ — режим эксплуатации нефт. залежи, при к ром нефть перемещается к забоям добывающих скважин в осн. за счёт энергии расширения газа, выделившегося из нефти при снижении давления в пласте ниже давления насыщения … Большой энциклопедический политехнический словарь
УПРУГИЙ РЕЖИМ — режим эксплуатации залежей, при к ром источником пластовой энергии, обусловливающей приток нефти и газа к забоям скважин, является энергия сжатых горных пород, пластовых флюидов газовой и нефт. залежи, а также окружающей их водоносной зоны … Большой энциклопедический политехнический словарь
УПРУГО-ВОДОНАПОРНЫЙ РЕЖИМ — режим эксплуатации залежей, при к ром источником пластовой энергии, обусловливающей приток нефти и газа к забоям скважин, является одновременно энергия напора краевых или нагнетаемых в залежь вод и энергия сжатых горных пород и пластовых флюидов … Большой энциклопедический политехнический словарь
Смешанный режим залежи — (a. combined drive; н. kombiniertes Regime des Lagers; ф. regime du gisement mixte; и. regimen compuesto de deposito) режим, при к ром приток нефти к забоям добывающих скважин обусловлен сочетанием неск. видов пластовой энергии, каждая из … Геологическая энциклопедия
Водонапорный режим — месторождений природных газов (a. water regime, hydrolycity; н. Wassertrieb; ф. regime de pression d eau, regime de charge d eau, regime de charge hydraulique; и. regimen de carga de agua) режим, при к ром приток п. и. к забоям добывающих … Геологическая энциклопедия
Установленный технологический режим скважин — 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… … Официальная терминология
ГАЗОВЫЙ РЕЖИМ — в нефтяной гидрогеологии режим работы нефтяной залежи, при котором нефть увлекается к забоям скважин более подвижными массами расширяющегося газа, перешедшего при снижении давления в пласте ниже давления насыщения из растворенного состояния в… … Словарь по гидрогеологии и инженерной геологии
normative_reference_dictionary.academic.ru
Технологический режим эксплуатации скважин месторождения Зеварды
Под технологическим режимом эксплуатации газовых скважин понимается поддержание на забое (устье) скважин или наземных сооружениях заданных условий изменения дебита или (и) давления, осуществляемых путем их регулирования и обеспечивающих соблюдения правил охраны недр, окружающей среды и безаварийную эксплуатацию скважин. С математической точки зрения режим эксплуатации скважин определяет граничные условия на забое (устье) скважин, знать которые необходимо для интегрирования уравнения фильтрации газа к скважинам при прогнозировании разработки месторождений природного газа.
Изучению технологического режима эксплуатации газовых скважин посвящены работы исследователей А. А. Брискмана, Г. А. Зотова, А. К. Иванова, А. Л. Козлова, Ю. П. Каратаева, Б. Б. Лапука, М.Маскета, Б. М. Минского. А. С. Смирнова, А. И. Ширковского и других.
Методика определения параметров технологического режима эксплуатации газовых скважин по методу последовательной смены стационарных состояний детально разработана и широко используется при проектировании разработки газовых и газоконденсатных месторождений. Расчеты при этом сводятся к совместному решению уравнения истощения залежи и уравнения притока газа к забою с заданием в последнем определенных соотношений между забойным давлением и дебитом в зависимости от выбранного режима работы скважины.
В практике проектирования и разработки газоконденсатных месторождений наибольшую известность получили шесть технологических режимов эксплуатации скважин:
режим постоянного градиента на стенке забоя скважины;
режим постоянной депрессии на пласт;
режим постоянного дебита;
режим постоянной скорости фильтрации на забое скважины;
режим постоянного забойного давления;
режим постоянного давления на устье скважины.
При обосновании технологического режима эксплуатации учитываются природные и технологические факторы, а при его оптимизации –экономические критерии. В зависимости от этих факторов, с целью предотвращению разрушения породы, слагающей пласт, конусообразования, гидратообразования, уменьшения выпадения конденсата в пласте, увеличения пропускной способности системы сбора и подготовки газа, поддерживания заданного давления на входе и (или) выходе потребителя (ДКС, ГПЗ, магистральный газопровод), задается тот или иной из вышеперечисленных режимов работ скважин.
Наиболее широкое распространение в промысловой практике получил режим постоянной депрессии на пласт, критериями которого являются прежде всего предотвращения разрушения пород и (или) подтягивания конуса пластовой воды к забою скважины. Для месторождений Зевардинской группы эти критерии не являются определяющими из–за их природных особенностей. Действительно, карбонатные коллектора, слагающие залежи этих месторождений, выдерживают значительные депрессии на пласт (200 кг/см2 и выше), не разрушаясь при этом. Не отмечены также конусообразования, за более чем 20-ти летнюю эксплуатацию газовых скважин рассматриваемых месторождений.
Как показывает многолетняя практика разработки, широкомасштабное освоение газоконденсатных месторождений, содержащих агрессивные компоненты (сероводород, углекислых газ) в составе пластового газа, технологический режим должен, при соблюдении прочих отмеченных выше ограничений, обеспечивать в первую очередь бескоррозионные условия эксплуатации скважин.
Результаты многочисленных промысловых и лабораторных исследований показывают, что при известных концентрациях агрессивных компонентов и влаги в добываемом газе, давлений и температуре существует некоторая скорость потока газа, превышение которой приводит к заметному увеличению скорости коррозии металла скважинного оборудования. В процессе этих исследований установлено, что при вводе в поток газа ингибитора скорость коррозии остается практически постоянной и незначительной в достаточно большом диапазоне изменения скорости газожидкостного потока. При дальнейшем увеличении скорости потока газа с определенного момента времени скорость коррозии резко возрастает и приближается к скорости в незащищенной ингибитором скважине. Величина предельной скорости потока газа зависит от многих факторов, преобладающими из которых являются термодинамические условия, состав газа, количество конденсата, наличие влаги и механических примесей.
При известной конструкции с постоянным диаметром фонтанных труб, своего максимального значения скорость потока добываемого газа достигает на устье скважины. То есть устье скважины наиболее подвержено опасности коррозии, и целесообразнее всего назначить ограничение на устьевую скорость потока газа. На основании выше изложенного, при проектировании разработки Зевардинской группы месторождении, технологический режим эксплуатации скважин был принят исходя из условия поддержания предельной скорости потока на устье -10 м/с. При этом обеспечивались максимально возможные дебиты газодобывающих скважин и соблюдались эффективная защита скважинного оборудования от коррозии и требования по охране недр.
Практика проектирования и разработки сероводородсодержащих месторождений свидетельствует, что при эксплуатации скважин в режиме постоянной скорости потока газа на устье скважины, величина рабочей депрессии на пласт и характер её изменения во времени в значительной мере зависят от фильтрационных характеристик вмещающих коллекторов. Разработка месторождений с плохими фильтрационными свойствами коллекторов протекает при более высоких депрессиях и резком снижении их во времени. В случае высоких фильтрационных свойств, эксплуатация скважин в режиме поддержания постоянной устьевой скорости потока газа протекает практически при постоянной депрессии на пласт. Действительно, результаты проектирования разработки месторождения Зеварды показывают, что за прогнозируемый срок промышленной разработки (25 лет), депрессия изменяется всего лишь от 11 до 10 кг/см2. Аналогичные результаты наблюдаются по другим месторождениям рассматриваемой группы.
В условиях опережающего эксплуатационного бурения, газовые скважины Зевардинской группы месторождений на практике эксплуатировались в режиме не превышения предельной устьевой скорости (10 м/с). После завершения эксплуатационного бурения ввод новых скважин прекратится и постоянный отбор газа можно будет обеспечивать только за счет поддержания постоянных дебитов скважин. Но, как следует из уравнения скорости потока газа на устье скважины, при постоянном дебите в процессе разработки скважины эта скорость возрастает. Поскольку происходит падение пластового давления и, если не предпринимать мер по интенсификации притока, депрессии на пласт будут расти, в падение устьевого давления происходит более интенсивно.
Uy = 0,52 *Тy * Zy *q (1)
d2 *Py
В этих условиях необходимо контролировать скорость потока газа на устье скважины, чтобы она не превышала предельно допустимые значения.
Из вышеизложенного следует, что пока на Зевардинской группе месторождений имеются возможности по вводу новых скважин, наиболее обоснованным для них является режим поддержания предельно допустимой устьевой скорости (10 м/с). Затем, в условиях заданного постоянного отбора газа, по достижении постоянного фонда действующих скважин, их эксплуатация переводится на режим постоянного дебита. Но как отмечено выше, этот режим чреват превышением предельно допустимой устьевой скорости, что ставит под сомнение целесообразность поддержания заданного отбора газа. В этом случае необходимо либо снижать дебиты скважин и, соответственно, темпы отбора газа, или подобрать ингибиторы, обеспечивающие надежную защиту скважинного оборудования от коррозии при более высоких скоростях потока газа.
moluch.ru
Вывод скважин на режим, технология проведения, состав бригады ВНР, функция каждого члена бригады — Студопедия
1. Вывод скважин, оборудованных УЭЦН, ШГН на режим после ПРС, КРС является основной технологической
операцией в процессе эксплуатации УЭЦН, ШГН. На освоение скважин влияют следующие факторы: ухудшенное
охлаждение погружного электродвигателя, т.к. происходит откачка жидкости из затрубного пространства, при ми-
нимальном притоке из пласта; большая загрузка погружного электродвигателя по мощности, из-за откачки жидкости
глушения, имеющей высокий удельный вес; наличие остаточной водонефтяной эмульсии в стволе скважины, оставшейся
после глушения; вероятность работы насоса с обратным вращением
1. Ответственным за правильность вращения УЭЦН при запуске после ПРС, КРС является электромонтер ЭПУ-
учетом газировки ПЭД, кабеля, СУ.
2. Через 1час для УЭЦН20;25; 50, 3часа для FS400;FC300;FS650;FC650,7часов для ON2SO; 450; TD280
450 после первоначального включения, УЭЦН необходимо остановить для охлаждении ПЭД на 1,5 часа. П
одиночным скважинам, удаленным от АГЗУ на значительном расстоянии в зимнее время разрешается не производит
остановку на охлаждение ПЭД после первоначального включения.
3. Особенности вывода на режим скважин, оборудованных УЭЦН-20;25;ЗО.Передвыводом на режим
рекомендуется произвести смену объема скважин (на глубину подвески НКТ)на нефть. В случае отсутствия притока пласта работа УЭЦН-20,25,30 не должна превышать 3часов, затем необходимо остановить УЭЦН на время не менее 2- часов.
4. В случае работы УЭЦН-50(в суммарном выражении) 14 часов и отсутствии притока из пласта, необходимо в
обязательном порядке произвести смену объема на скважине (на глубину подвески НКТ)на нефть.
5. По типоразмерам УЭЦН-80ивыше: после первоначального запуска остановка УЭЦН производится при
минимально допустимом давлении на приеме или минимально допустимой подаче. После остановки УЭЦН производится снятие КВУ(отбрасываются замеры Нст .за первые 2часа во избежание учета объема жидкости, перетекаемой из НКТ затруб).
6. В случае длительного вывода на режим необходимо производить штуцирование УЭЦН для создали
долговременной депрессии на пласт.
7. Запрещается эксплуатировать УЭЦН при его дебите ниже минимально-допустимого и выше
максимальной производительности УЭЦН или при давлении на приеме УЭЦН ниже минимально -допустимого
которое определяется исходя из напора насоса и с учетом разгазирования на приеме насоса -но не менее 40 кгс/см
(400 метров над УЭЦН при плотности жидкости 1.00).
8. Запрещается производить вывод скважин на режим с неисправным АГЗУ без прослеживания Ндин
Категорически запрещается вывод скважин на режим без замера дебита и динамического уровня.
9. Оператор ЦДНГ, занимающийся освоением скважины, заполняет карточку вывода скважины на режим
параметры заносятся через каждые 15 минут (для ЭЦН250 и выше каждые 5минут). Дебит замеряется с периодичностью час. Появление нефти из пробоотборника не является показателем того, что пласт включился в работу (в процесс глушения скважины может произойти неполное замещение жидкостью глушения объема скважины), Показателем того, что происходит приток из пласта является появление газа в затрубном пространстве.
10. При запуске скважины, оборудованной ШГН после ПРС, КРС производится опрессовка колонны НК
штанговым насосом, снимается динамограмма, замеряется дебит.
11. Скважина оставляется в работе на рассчитанное время -но если оно превышает 12 часов, то контроль 3
работой ШГН осуществляется каждые 12 часов. По приезду на скважину оператор ЦНИПР (ЦДНГ) производит замер дебита, динамического уровня. В случае если динамический уровень понизился до минимально —допустимого, скважину необходимо остановить на приток. В случае если динамический уровень не достиг минимально -допустимого, то отслеживается в течении 2часов при этом если динамический уровень понижается, то производится расчет времени п
формуле искажена оставляется в работе до следующего замера, если динамический уровень не понижается и
затрубном пространстве давление газа больше 0то скважина считается выведенной на режим.
12. УЭЦН, ШГН считается выведенным на режим, если за последние 2часа работы не наблюдается
снижение дебита, тока, динамического уровня и в затрубном пространстве давление газа выше нуля. Через 12-14
часов производится замер контрольного динамического уровня.
2. Назначение и схема УЭЦН, описание и назначение компонентов и узлов.
Установки погружных центробежных насосов предназначены для откачки из
нефтяных скважин, в том числе и наклонных пластовой жидкости, содержащей
нефть, воду и газ, и механические примеси. В зависимости от количества
различных компонентов, содержащихся в откачиваемой жидкости, насосы
установок имеют исполнение обычное и повышенной корозионно-износостойкости.
При работе УЭЦН, где в откачиваемой жидкости концентрация мехпримесей
превышает допустимую 0,1 грамм\литр происходит засорение насосов,
интенсивной износ рабочих агрегатов. Как следствие, усиливается вибрация,
попадание воды в ПЭД по торцевым уплотнениям, происходит перегрев
двигателя, что приводит к отказу работы УЭЦН.
Установка погружного центробежного электронасоса состоит из следующих основных элементов: насосного агрегата (насос, электродвигатель, протектор), который спускается на колонне насосно-компрессорных труб; бронированного кабеля; устьевой арматуры; автотрансформатора и станции управления.
Погружной электродвигатель (ПЭД) 1 расположен под насосом, вал которого соединяется с валом насоса посредством шлицевого соединения вала протектора. ПЭД представляет собой асинхронный двигатель трехфазного тока в герметичном исполнении — помещен в стальную трубу, заполненную трансформаторным маслом. Бронированный кабель прикрепляется к колонне НКТ крепежными поясами и подводится к ПЭД.
Погружной центробежный электронасос монтируется также в стальной трубе. Рабочие колеса собраны на валу скользящей посадкой. Колеса расположены в соответствующих направляющих аппаратах как на подпятниках.
Протектор состоит из двух герметично изолированных друг от друга секций, через которые проходит вал с двумя шлицевыми концами для соединения посредством специальных муфт с валами насоса и электродвигателя. Верхняя секция заполнена специальной смазкой для снабжения упорных подшипников насоса, а нижняя секция — трансформаторным маслом для подачи в электродвигатель по мере ее убыли при работе. Давление в секциях протектора несколько больше давления в скважине, что предотвращает возможность попадания скважинной жидкости в двигатель.
studopedia.ru
9 Технологические режимы эксплуатации скважин при разработке месторождений газа
Created by SuhOFFF
сорных станций и установок комплексной подготовки газа. Продолжительность периода определяется проектом, исходит из целесообразности ввода новых скважин для поддер- жания газового отбора.
Период падающей добычи газа характеризуется снижением добычи, темпы которо- го зависят от установленной мощности дожимных компрессорных станций, степени вос- полнения действующего фонда эксплуатационных скважин, выбывающих за счёт обвод- нения и других причин. Окончание периода падающей добычи определяется достижением давления забрасывания.
Давление забрасывания – устьевое или пластовое давление, при котором подача га- за в газопровод с помощью дожимных компрессорных станций становится нерентабель- ной из-за высокой степени сжатия (в среднем составляет 1.0 −1.5МПа ).
Под технологическим режимом эксплуатации газовых (газоконденсатных) скважин понимается поддержание на забое скважин условий, обеспечивающих соблюдение правил охраны недр и безаварийную эксплуатацию скважин. В некоторых случаях, когда природ- ные условия не налагают ограничений на величину дебитов скважин, отборы из скважин устанавливают исходя из технико-экономических расчетов или нужд потребителя. Так или иначе, технологические режимы представляют собой ограничения, которые необхо- димо учитывать при эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин.
Некоторые технологические режимы эксплуатации скважин могут быть выражены математическими формулами (режимы поддержания на забое скважины максимально до- пустимого градиента давления, режим допустимой депрессии на пласт, режим заданного дебита скважины и др.). Другие технологические режимы эксплуатации скважин основа- ны на определенных принципах, которые обусловливают ограничение величины дебита или забойного давления (технологические режимы, обеспечивающие равномерное про- движение границы раздела газ-вода, максимальную продолжительность безводной экс- плуатации скважин и т.д.).
9.1 Режим постоянной депрессии
Одним из простейших (с точки зрения установления и поддержания в процессе разработки залежи) технологических режимов эксплуатации газовых скважин является режим заданной депрессии на пласт. До последнего времени этот технологический режим рекомендовался при эксплуатации скважин с рыхлыми коллекторами.
- 50 -
Created by SuhOFFF
Месторождения природных газов очень часто подпираются контурными или по- дошвенными водами. При разработке месторождений по мере падения пластового давле- ния происходит продвижение границы раздела газ-вода, т.е. внедрение воды в газовую за- лежь. Неоднородность пласта по коллекторским свойствам, разнодебитность скважин приводят к неравномерному движению границы раздела газ-вода, как по площади залежи, так и по его мощности. Это может привести к преждевременному обводнению скважин, оставлению целиков газа, невыработанности пропластков и т. д. Регулировать движение границы раздела газ-вода можно, в частности, соответствующим распределением депрес- сии по отдельным скважинам, что ведёт к значительному повышению газоотдачи.
При опасности образования гидратов в призабойной зоне пласта (при низкой пла- стовой температуре) скважины эксплуатируются при максимальной безгидратной депрес- сии на пласт.
Даже в случае устойчивых коллекторов не любой дебит, а, следовательно, не любая депрессия являются рациональными. Чем больше дебиты скважин, тем меньше требуется их число для добычи запланированного количества газа. С увеличением дебита скважин увеличиваются потери давления в пласте, в скважине и в газосборных сетях, сокращается период эксплуатации наземного оборудования и т.д. Поэтому наиболее рациональная ве- личина депрессии на пласт при разработке залежи с устойчивыми коллекторами опреде- ляется технико-экономическими расчетами.
9.2Режим постоянного градиента давления на стенке скважины
Вслучае, если есть возможность измерять и контролировать градиент давления на стенке скважины, то такой технологический режим рекомендуется при эксплуатации сква- жин с рыхлыми коллекторами. При исследовании скважин на различных отборах устанав- ливается такой максимальный градиент давления на стенке скважины, при котором еще не происходит разрушения забоя и выноса в скважину частиц породы продуктивного пласта. При дальнейшей разработке месторождения и падении пластового давления забойное дав- ление должно изменяться так, чтобы градиент давления на стенки скважины все время не превышал допустимого значения.
Режим максимально допустимого градиента давления на стенке скважины не явля- ется оптимальным. В подобных случаях целесообразнее использовать различные методы укрепления призабойной зоны различными смолами или оборудовать забои скважин раз- личными фильтрами.
-51 -
Created by SuhOFFF
9.3Режим постоянного забойного давления
Вгазоконденсатных месторождениях падение давления приводит к выпадению в пласте конденсата, извлечение которого является экономически не выгодным. В настоя- щее время считается, что большая часть выпавшего в пласте конденсата практически не может быть извлечена. При значительном содержании конденсата в газе его потери можно сократить поддержанием пластового давления путем закачки сухого газа или воды. При поддержании пластового давления для эксплуатационных скважин путем расчетов опре- деляются и задаются значения забойных давлений из условия сокращения потерь конден- сата в пласте. При разработке газоконденсатных месторождений с активным водонапор-
ным режимом также возможно поддержание требуемого забойного давления в скважинах для уменьшения потерь конденсата. Однако в большинстве подобных случаев отбор из месторождения будет с течением времени уменьшаться. При значительном содержании конденсата в газе раннее падение добычи из месторождения иногда может быть оправ- данным.
Следовательно, при разработке газоконденсатных месторождений допустимым
технологическим режимом эксплуатации скважин можно считать режим заданного во времени забойного давления. Зависимость изменения во времени забойного давления оп- ределяется технико-экономическими расчетами. Частным случаем такого режима является режим допустимого постоянного во времени забойного давления.
9.4Режим постоянного устьевого давления
Вряде случаев технологические условия потребления газа, например, местным по- требителем, приводят к необходимости поддержания заданного во времени устьевого дав- ления скважин, следовательно, возникает необходимость использования режима заданно- го давления на устье.
Данный режим также используется исходя из требования дальнего транспорта газа по магистральному газопроводу при отсутствии дожимной компрессорной станции или задержке ее строительства.
9.5Режим постоянного дебита скважин
Технологический режим заданного во времени дебита скважин встречается при разработке небольших по запасам месторождений, когда пробуренное число скважин пре- вышает потребное их число. Тогда плановый отбор газа из месторождения в течение оп- ределенного времени обеспечивается имеющимся числом эксплуатационных скважин.
Created by SuhOFFF
Трудности разбуривания месторождений с большим этажом газоносности при по- ниженных пластовых давлениях или трудности освоения месторождений в суровых кли- матических условиях приводят к необходимости максимального сокращения сроков раз- буривания месторождения. В этом случае при проектировании разработки исходят из ус- ловия эксплуатации скважин при постоянных дебитах, при этом месторождение должно быть разбурено к началу периода постоянной добычи газа.
В последнее время для месторождений с низкой пластовой температурой допусти- мый дебит скважин определяется из соображений безгидратной их эксплуатации. Соот- ветствующий температурный режим также позволит предотвратить образования техно- генных гидратов. Газовые и газоконденсатные скважины при наличии жидкости на забое рекомендуется эксплуатировать при таких дебитах, которые не меньше минимально необ- ходимых для удаления жидкости с забоев.
Внедрение воды в газовую залежь определяется работой всей системы эксплуата- ционных скважин. При эксплуатации скважин в пласте образуются депрессионные ворон- ки. Если скважины расположены в водоплавающей части месторождения, то образование депрессионных воронок вокруг скважин может привести к локальному движению грани- цы раздела газ-вода, т. е. к образованию (под скважиной) конуса подошвенной воды. Счи- тается, что поддержание определенного допустимого дебита скважины может привести к образованию стационарного конуса и предотвратить обводнение скважины за счет кону- сообразования.
9.6 Режим постоянной скорости движения газа по НКТ
При определенных скоростях движения по колонне насосно-компрессорных труб газа, содержащего углекислоту, наблюдается эрозионно-коррозионное разрушение муф- товых соединений труб. В этом случае эксплуатация скважин предусматривается при ско- ростях движения газа по НКТ, не превышающих предельно допустимые.
В ряде исследований в качестве условия, ограничивающего скорость движения газа по колонне НКТ, рассматривается возможность вибрации наземного оборудования, что может приводить к усталостному разрушению арматуры.
Все вышеописанные режимы и рекомендации по их использованию представлены в табл. 1.
Итак, для определения и обоснования технологических режимов эксплуатации га- зовых и газоконденсатных скважин, следует учитывать те или иные ограничивающие природные факторы. Однако при учете любого ограничивающего фактора необходимо стремиться к достижению наибольших дебитов скважин. Величины же дебитов опреде-
- 53 -
Created by SuhOFFF
ляют, в конечном счете, необходимое число скважин и оптимальные технико-экономичес- | |||||||
кие показатели систем разработки месторождения и обустройства промысла. |
| ||||||
|
| Табл. 1 Технологические режимы и рекомендации для их использования | |||||
|
|
|
| Режимы |
|
|
|
Рекомендуются | p = const | dp = const | pз = const | pу = const | Q = const | vг = const | Tскв = const |
|
| dr |
|
|
|
|
|
для предотвращения |
|
|
|
|
|
|
|
разрушения | Х | Х |
|
|
|
|
|
призабойной зоны |
|
|
|
|
|
|
|
для предотвращения |
|
|
|
|
|
|
|
обводнения | Х |
|
|
| Х |
|
|
скважины |
|
|
|
|
|
|
|
для предотвращения |
|
| Х |
|
|
|
|
выпадения |
|
|
|
|
|
| |
конденсата |
|
|
|
|
|
|
|
для предотвращения |
|
|
|
|
|
|
|
образования |
|
| Х |
| Х |
| Х |
техногенных |
|
|
|
| |||
|
|
|
|
|
|
| |
гидратов |
|
|
|
|
|
|
|
для предотвращения |
|
|
|
|
|
|
|
эрозионно- |
|
|
|
|
|
|
|
коррозионного и |
|
|
|
|
| Х |
|
вибрационного |
|
|
|
|
|
| |
|
|
|
|
|
|
| |
воздействия на |
|
|
|
|
|
|
|
оборудование |
|
|
|
|
|
|
|
для поддержания |
|
|
|
| Х |
|
|
плановых отборов |
|
|
|
|
|
| |
|
|
|
|
|
|
| |
при задержке ввода |
|
|
| Х |
|
|
|
в эксплуатацию ДКС |
|
|
|
|
|
| |
|
|
|
|
|
|
| |
10 Определение основных показателей разработки при газовом | |||||||
режиме в период постоянной и падающей добычи
Для определения основных показателей разработки в период заданной добычи со- вместно решаются четыре уравнения:
- Уравнение истощения газовой залежи:
pt |
| æ |
| Q нак ö | ||
= | pн ç | 1- | t | ÷ | ||
zt |
| ç |
| ÷ | ||
|
|
| ||||
| zн ç |
| Qзап ÷ | |||
|
| è |
|
| ø | |
- Уравнение притока газа к забою газовой скважины:
p2t - p2з = aQср + bQср2
t t t
- Уравнение технологического режима скважины:
p = const
- Уравнение связи годовой добычи газа и числа скважин:
| é | 106 Qtkр | ù | |
nск | = ê |
| ú | |
365Qсрkэ | ú | |||
t | ê | |||
| ê | t | ú |
В этих уравнениях: pt – среднее пластовое давление в залежи, МПа; pз – забойное
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| t |
|
| |
давление, | МПа; | a и b – | средние | коэффициенты сопротивления, | МПа2 | ×сут | и | |||||||||
1000м3 | ||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| |||
æ МПа ×сут ö2 |
|
|
|
| 9 |
| 3 |
|
|
|
|
| ||||
ç |
|
| ÷ ; Qt | – добыча газа в t-ом году разработки, 10 |
| м |
| ; Qср | – дебит средней сква- | |||||||
1000м | 3 |
|
| |||||||||||||
è |
| ø |
|
|
|
|
|
|
| t |
|
|
|
| ||
жины в t-ом году разработки, | 1000м3 | ; | kр – коэффициент резерва скважин, который ха- | |||||||||||||
сут | ||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| ||
рактеризует резервный фонд скважин; kэ – коэффициент эксплуатации скважин, который показывает, сколько дней в году эксплуатируется скважина; оператор éê ùú означает, что полученное значение должно быть округлено до большего целого.
Для определения основных показателей разработки в период падающей добычи одновременно решаются следующие уравнения:
- Годовой отбор газа в текущем году разработки:
365 | æ |
|
| ö |
| |
çQср + Qср | ÷ nскkэ | |||||
Qt = |
| è | t | t−1 | ø | t |
|
| 2×106 kр |
|
| ||
- Изменение пластового давления:
pt |
| æ |
| Qнак ö | ||
= | pн ç | 1- | t | ÷ | ||
zt |
| ç |
| ÷ | ||
|
|
| ||||
| zн ç |
| Qзап ÷ | |||
|
| è |
|
| ø | |
- Уравнение притока газа к забою газовой скважины:
p2t - p2заб = aQср + bQ2ср t t
- Уравнение технологического режима скважины: p = const
(10.5)
(10.6)
(10.7)
(10.8)
studfile.net
Вывод скважин на режим. Применяемое оборудование и методики — Студопедия
Производятся две процедуры. Первая предназначена для скважин, оборудованных насосами ЭЦН – 50 или 80. Данная процедура обозначена литерой “А”.
Вторая процедура, обозначенная как процедура “В”, предназначена для скважин, оборудованных насосами большей производительности, чем ЭЦН-80.
Причина предоставления двух процедур заключается в том, что рекомендуемый начальный дебит скважины в идеале должен быть ограничен примерно 50 м3/сут., и медленно увеличиваться от этой отметки. Это достижимо при использовании УЭЦН-50 или 80 с частотным преобразователем (предпочтительный вариант) или штуцером для большего типоразмера насосов данный способ непрактичен. В случае применения УЭЦН большой производительности (процедура «В»), до спуска окончательного насоса, согласно программе работ, сначала спускается насос-«жертва» меньшей производительности.
В обоих случаях, целью является постепенный вывод скважины на режим, чтобы предотвратить сдвиг проппанта, пока он не закрепится Пропнетом в трещине. Это позволит максимально увеличить способность Пропнета предотвратить вынос проппанта.
Необходимо отметить, что во всех случаях настоятельно рекомендуется после подъема основного УЭЦН, при производстве ремонта скважины, проводить дополнительные работы по промывке скважины до искусственного забоя Это необходимо для предотвращения повреждения оставшейся твердой фазой (проппантом или другими частицами) насосов, которые будут спускаться в дальнейшем.
Процедура A
Скважины, оборудованные насосами ЭЦН-50 или 80 или эквивалентными им насосами
Цель – не производить слишком быстрый запуск скважины, предотвращая таким образом, сдвиг проппанта и сокращая вынос твердой фазы в целом. Намного предпочтительнее использовать частотный преобразователь. Тем не менее, в качестве альтернативного варианта, можно производить запуск при помощи штуцера.
Необходимо отметить, что возможен некоторый вынос проппанта, даже при применении этой процедуры. Цель – минимально снизить этот эффект в течение начальной фазы работы скважины и дать проппанту и Пропнету закрепиться в трещине, чтобы предотвратить вынос проппанта непосредственно после проведения ГРП и при последующих сменах насоса. Оптимальный способ достижения этого – медленный вывод скважины на режим в течение начальной фазы работы после ГРП.
Необходимо производить регулярные отборы жидкости для проведения анализов на содержание твердой фазы; анализы должны проводиться на скважине. Необходимо тщательно контролировать концентрацию твердой фазы в каждом образце. При значительной концентрации твердой фазы( 0,25г/л) и отсутствии ее снижения до незначительного уровня, необходимо провести ситовый анализ с целью определения гранулометрического состава и таким образом, определения степени выноса проппанта. Для проведения ситового анализа должным образом, необходим образец пробы минимум 40 г.
Вывод скважины на режим при наличии частотного преобразователя
После промывки (раздел III настоящего регламента), спустить основной УЭЦН (50 или 80).
Произвести запуск УЭЦН-50 или 80 на минимальной безопасной и практически возможной подаче, что может быть обеспечено при помощи частотного преобразователя. Необходимо отметить, что в идеале дебит при такой подаче недолжен превышать 50м3/сут., скважина должна работать через ЗУ.
Производить запуск скважины в течение минимум 24 часов, производя отборы проб жидкости для анализа на содержание твердой фазы. Каждый час производить замер дебита скважины.
Через 24 часа увеличить подачу насоса на 1/3 от разницы между начальной подачей и 50 Гц.
Пример. Предположим, что производительность насоса была 50 м3/сут. при рабочей частоте 38 Гц. Разница составит 50 – 38 = 12 Гц. Одна треть будет 4 Гц. Следующей рабочей частотой будет 38 + 4 = 42 Гц.
Производить вывод скважины на режим до приемлемой концентрации (0,1-0,15 г/л), но не менее 8 часов. Продолжать производить регулярные отборы проб жидкости для анализа.
Через 8 часов опять увеличить подачу на 1/3 от разницы между начальной подачей и 50 Гц. Продолжать выводить скважину на режим до приемлемого уровня концентрации твердой фазы (0,1-0,15 г/л), но не менее 8 часов. Продолжать производить регулярные отборы проб жидкости для анализа.
Через 8 часов, если концентрация твердой фазы будет 0,1-0,15 г/л, увеличить подачу насоса до 50 Гц. Контролировать работу скважины в течение минимум 8 часов, производя отборы проб жидкости. Если концентрация твердой фазы будет достаточно низкой(0,1-0,15 г/л), отключить частотный преобразователь и производить работу насоса от панели управления.
Вывод скважины на режим с применением штуцера
Необходимо отметить, что данный метод расценивается как второй по приоритетности после метода с использованием частотного преобразователя. В данном случае необходимо использовать регулируемый штуцер.
Запрещается при изменении проходного диаметра сечения штуцера останавливать УЭЦН.
По окончанию спуска, запустить насос на частоте 50 Гц. Регулируя штуцер, установить минимальную приемлемую подачу, с целью предотвращения сгорания двигателя насоса (раздел VII настоящего регламента).В идеале подача будет не более 50 м3/сут. Производить вывод скважины на режим через ЗУ в течении 24 часов, производя регулярные отборы проб жидкости для анализа. Каждый час производить замер дебита.
Через 24 часа увеличить диаметр штуцера на 1/3 от разницы между начальным диаметром штуцера и внутренним диаметром НКТ.
Пример. Предположим, что производительность насоса была 50 м3/сут. при диаметре штуцера 8 мм. Внутренний диаметр НКТ – 62 мм. Разница составит: 62 – 8 = 56 мм. 1/3 разницы равна 18 мм. Следующий диаметр штуцера будет: 8 + 18 = 26.
Опять производить вывод скважины на режим в течение минимум 8 часов или до тех пор, пока содержание твердой фазы не достигнет приемлемого уровня(0,1-0,15 г/л). Продолжать производить регулярные отборы проб жидкости для анализа.
Через 8 часов, или тогда, когда концентрация твердой фазы станет приемлемой(0,1-0,15 г/л), увеличить диаметр штуцера на 1/3 от разницы между начальным диаметром штуцера и внутренним диаметром НКТ. Продолжать вывод скважины на режим в течение минимум 8 часов. Продолжать производить регулярные отборы проб жидкости для анализа. Не увеличивать диаметр штуцера, пока концентрация твердой фазы не будет незначительной (0,1-0,15 г/л).
В конце процедуры по выводу скважин на режим убрать штуцер и запустить скважину в обычный режим работы. Продолжать производить регулярные отборы проб жидкости для анализа еще в течение минимум 8 часов.
Процедура B
Скважины, оборудованные УЭЦН-125 или с большей производительностью
Произвести подготовительные работы на скважине в соответствии с разделом III, настоящего регламента.
Спустить насос - “жертву” ЭЦН- 50 в зону подвески основного насоса. Напорные характеристики насоса – «жертвы» определяются службой ТТНД НГДУ.
В процессе вывода на режим насоса - “жертвы” необходимо применять регулируемый штуцер.
Произвести запуск насоса на частоте 50 Гц, отрегулировать диаметр штуцера на производительность примерно 50 м3/сут., скважина должна работать через ЗУ. Выводить скважину на режим в течение минимум 48 часов, производя отбор жидкости на определение содержания КВЧ, через каждые 8 часов. Регулировать диаметр штуцера по необходимости для поддержания дебита примерно на 50м3/сут. В течение 48 часов.
В течение последних 12 часов вывода скважины на режим, необходимо дополнительно снимать показания динамического уровня жидкости (интервал- 4 часа).. Данные, полученные в течение этого периода вывода скважины на режим, могут использоваться для замера дебита скважины непосредственно после ГРП и для подтверждения расчета типоразмера основного насоса.
Работа насоса – «жертвы» считается законченной при достижении концентрации твердой фазы в пробах пластовой жидкости до уровня безопасного для работы основного насоса и определяется службой ТТНД НГДУ.
После промывки (раздел III настоящего регламента), спустить основной УЭЦН.
Произвести запуск основного УЭЦН в соответствии с представленными ниже процедурами.
Примечание:
Цель работ – постепенно увеличить подачу насоса с тем, чтобы минимально снизить воздействие на трещину на начальной стадии работы скважины. Намного предпочтительнее использовать частотный преобразователь. Тем не менее, в качестве альтернативного варианта, можно производить запуск при помощи штуцеров. Необходимо производить регулярные отборы жидкости для проведения анализов на содержание твердой фазы; анализы должны проводиться на скважине. Необходимо тщательно контролировать концентрацию твердой фазы в каждом образце. При значительной концентрации твердой фазы( 0,25г/л) и отсутствии ее снижения до незначительного уровня, необходимо провести ситовый анализ с целью определения гранулометрического состава и таким образом, определения степени выноса проппанта. Для проведения ситового анализа должным образом, необходим образец пробы минимум 40 г.
Вывод скважины на режим при наличии частотного преобразователя
После промывки (раздел III настоящего регламента), спустить основной УЭЦН (5 или 5А).
Произвести запуск УЭЦН-5 или 5А на минимально безопасной и практически возможной подаче (раздел VII настоящего регламента), что может быть обеспечено при помощи частотного преобразователя. Производить запуск скважины в течение минимум 24 часов, производя отборы проб жидкости для анализа на содержание твердой фазы. Каждый час производить замер дебита скважины.
Через 24 часа увеличить подачу насоса на 1/3 от разницы между начальной подачей и 50 Гц.
Пример. Предположим, что производительность насоса была 50 м3/сут. при рабочей частоте 38 Гц. Разница составит 50 – 38 = 12 Гц. Одна треть будет 4 Гц. Следующей рабочей частотой будет 38 + 4 = 42 Гц.
Производить вывод скважины на режим до приемлемой концентрации (0,1-0,15 г/л), но не менее 8 часов. Продолжать производить регулярные отборы проб жидкости для анализа.
Через 8 часов опять увеличить подачу на 1/3 от разницы между начальной подачей и 50 Гц. Продолжать выводить скважину на режим до приемлемого уровня концентрации твердой фазы (0,1-0,15 г/л), но не менее 8 часов. Продолжать производить регулярные отборы проб жидкости для анализа.
Через 8 часов, если концентрация твердой фазы будет 0,1-0,15 г/л, увеличить подачу насоса до 50 Гц. Контролировать работу скважины в течение минимум 8 часов, производя отборы проб жидкости. Если концентрация твердой фазы будет достаточно низкой(0,1-0,15 г/л), отключить частотный преобразователь и производить работу насоса от панели управления.
Вывод скважины на режим с применением штуцера
Необходимо отметить, что данный метод расценивается как второй по приоритетности после метода с использованием частотного преобразователя. В данном случае необходимо использовать регулируемый штуцер. Запрещается при изменении проходного диаметра сечения штуцера останавливать УЭЦН.
По окончанию спуска, запустить насос на частоте 50 Гц. Регулируя штуцер, установить минимально приемлемую подачу, с целью предотвращения сгорания двигателя насоса (раздел VII настоящего регламента. Производить вывод скважины на режим через ЗУ в течении 24 часов, производя регулярные отборы проб жидкости для анализа. Каждый час производить замер дебита.
Через 24 часа увеличить диаметр штуцера на 1/3 от разницы между начальным диаметром штуцера и внутренним диаметром НКТ.
Пример. Предположим, что производительность насоса была 50 м3/сут. при диаметре штуцера 8 мм. Внутренний диаметр НКТ – 62 мм. Разница составит: 62 – 8 = 56 мм. 1/3 разницы равна 18 мм. Следующий диаметр штуцера будет: 8 + 18 = 26.
Опять производить вывод скважины на режим в течение минимум 8 часов или до тех пор, пока содержание твердой фазы не достигнет приемлемого уровня(0,1-0,15 г/л). Продолжать производить регулярные отборы проб жидкости для анализа.
Через 8 часов, или тогда, когда концентрация твердой фазы станет приемлемой (0,1-0,15 г/л), увеличить диаметр штуцера на 1/3 от разницы между начальным диаметром штуцера и внутренним диаметром НКТ. Продолжать вывод скважины на режим в течение минимум 8 часов. Продолжать производить регулярные отборы проб жидкости для анализа. Не увеличивать диаметр штуцера, пока концентрация твердой фазы не будет незначительной (0,1-0,15 г/л).
В конце процедуры по выводу скважин на режим убрать штуцер и запустить скважину в обычный режим работы. Продолжать производить регулярные отборы проб жидкости для анализа еще в течение минимум 8 часов.
studopedia.ru
9 Технологические режимы эксплуатации скважин при разработке месторождений газа
Created by SuhOFFF
сорных станций и установок комплексной подготовки газа. Продолжительность периода определяется проектом, исходит из целесообразности ввода новых скважин для поддер- жания газового отбора.
Период падающей добычи газа характеризуется снижением добычи, темпы которо- го зависят от установленной мощности дожимных компрессорных станций, степени вос- полнения действующего фонда эксплуатационных скважин, выбывающих за счёт обвод- нения и других причин. Окончание периода падающей добычи определяется достижением давления забрасывания.
Давление забрасывания – устьевое или пластовое давление, при котором подача га- за в газопровод с помощью дожимных компрессорных станций становится нерентабель- ной из-за высокой степени сжатия (в среднем составляет 1.0 −1.5МПа ).
Под технологическим режимом эксплуатации газовых (газоконденсатных) скважин понимается поддержание на забое скважин условий, обеспечивающих соблюдение правил охраны недр и безаварийную эксплуатацию скважин. В некоторых случаях, когда природ- ные условия не налагают ограничений на величину дебитов скважин, отборы из скважин устанавливают исходя из технико-экономических расчетов или нужд потребителя. Так или иначе, технологические режимы представляют собой ограничения, которые необхо- димо учитывать при эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин.
Некоторые технологические режимы эксплуатации скважин могут быть выражены математическими формулами (режимы поддержания на забое скважины максимально до- пустимого градиента давления, режим допустимой депрессии на пласт, режим заданного дебита скважины и др.). Другие технологические режимы эксплуатации скважин основа- ны на определенных принципах, которые обусловливают ограничение величины дебита или забойного давления (технологические режимы, обеспечивающие равномерное про- движение границы раздела газ-вода, максимальную продолжительность безводной экс- плуатации скважин и т.д.).
9.1 Режим постоянной депрессии
Одним из простейших (с точки зрения установления и поддержания в процессе разработки залежи) технологических режимов эксплуатации газовых скважин является режим заданной депрессии на пласт. До последнего времени этот технологический режим рекомендовался при эксплуатации скважин с рыхлыми коллекторами.
- 50 -
Created by SuhOFFF
Месторождения природных газов очень часто подпираются контурными или по- дошвенными водами. При разработке месторождений по мере падения пластового давле- ния происходит продвижение границы раздела газ-вода, т.е. внедрение воды в газовую за- лежь. Неоднородность пласта по коллекторским свойствам, разнодебитность скважин приводят к неравномерному движению границы раздела газ-вода, как по площади залежи, так и по его мощности. Это может привести к преждевременному обводнению скважин, оставлению целиков газа, невыработанности пропластков и т. д. Регулировать движение границы раздела газ-вода можно, в частности, соответствующим распределением депрес- сии по отдельным скважинам, что ведёт к значительному повышению газоотдачи.
При опасности образования гидратов в призабойной зоне пласта (при низкой пла- стовой температуре) скважины эксплуатируются при максимальной безгидратной депрес- сии на пласт.
Даже в случае устойчивых коллекторов не любой дебит, а, следовательно, не любая депрессия являются рациональными. Чем больше дебиты скважин, тем меньше требуется их число для добычи запланированного количества газа. С увеличением дебита скважин увеличиваются потери давления в пласте, в скважине и в газосборных сетях, сокращается период эксплуатации наземного оборудования и т.д. Поэтому наиболее рациональная ве- личина депрессии на пласт при разработке залежи с устойчивыми коллекторами опреде- ляется технико-экономическими расчетами.
9.2Режим постоянного градиента давления на стенке скважины
Вслучае, если есть возможность измерять и контролировать градиент давления на стенке скважины, то такой технологический режим рекомендуется при эксплуатации сква- жин с рыхлыми коллекторами. При исследовании скважин на различных отборах устанав- ливается такой максимальный градиент давления на стенке скважины, при котором еще не происходит разрушения забоя и выноса в скважину частиц породы продуктивного пласта. При дальнейшей разработке месторождения и падении пластового давления забойное дав- ление должно изменяться так, чтобы градиент давления на стенки скважины все время не превышал допустимого значения.
Режим максимально допустимого градиента давления на стенке скважины не явля- ется оптимальным. В подобных случаях целесообразнее использовать различные методы укрепления призабойной зоны различными смолами или оборудовать забои скважин раз- личными фильтрами.
-51 -
Created by SuhOFFF
9.3Режим постоянного забойного давления
Вгазоконденсатных месторождениях падение давления приводит к выпадению в пласте конденсата, извлечение которого является экономически не выгодным. В настоя- щее время считается, что большая часть выпавшего в пласте конденсата практически не может быть извлечена. При значительном содержании конденсата в газе его потери можно сократить поддержанием пластового давления путем закачки сухого газа или воды. При поддержании пластового давления для эксплуатационных скважин путем расчетов опре- деляются и задаются значения забойных давлений из условия сокращения потерь конден- сата в пласте. При разработке газоконденсатных месторождений с активным водонапор-
ным режимом также возможно поддержание требуемого забойного давления в скважинах для уменьшения потерь конденсата. Однако в большинстве подобных случаев отбор из месторождения будет с течением времени уменьшаться. При значительном содержании конденсата в газе раннее падение добычи из месторождения иногда может быть оправ- данным.
Следовательно, при разработке газоконденсатных месторождений допустимым
технологическим режимом эксплуатации скважин можно считать режим заданного во времени забойного давления. Зависимость изменения во времени забойного давления оп- ределяется технико-экономическими расчетами. Частным случаем такого режима является режим допустимого постоянного во времени забойного давления.
9.4Режим постоянного устьевого давления
Вряде случаев технологические условия потребления газа, например, местным по- требителем, приводят к необходимости поддержания заданного во времени устьевого дав- ления скважин, следовательно, возникает необходимость использования режима заданно- го давления на устье.
Данный режим также используется исходя из требования дальнего транспорта газа по магистральному газопроводу при отсутствии дожимной компрессорной станции или задержке ее строительства.
9.5Режим постоянного дебита скважин
Технологический режим заданного во времени дебита скважин встречается при разработке небольших по запасам месторождений, когда пробуренное число скважин пре- вышает потребное их число. Тогда плановый отбор газа из месторождения в течение оп- ределенного времени обеспечивается имеющимся числом эксплуатационных скважин.
Created by SuhOFFF
Трудности разбуривания месторождений с большим этажом газоносности при по- ниженных пластовых давлениях или трудности освоения месторождений в суровых кли- матических условиях приводят к необходимости максимального сокращения сроков раз- буривания месторождения. В этом случае при проектировании разработки исходят из ус- ловия эксплуатации скважин при постоянных дебитах, при этом месторождение должно быть разбурено к началу периода постоянной добычи газа.
В последнее время для месторождений с низкой пластовой температурой допусти- мый дебит скважин определяется из соображений безгидратной их эксплуатации. Соот- ветствующий температурный режим также позволит предотвратить образования техно- генных гидратов. Газовые и газоконденсатные скважины при наличии жидкости на забое рекомендуется эксплуатировать при таких дебитах, которые не меньше минимально необ- ходимых для удаления жидкости с забоев.
Внедрение воды в газовую залежь определяется работой всей системы эксплуата- ционных скважин. При эксплуатации скважин в пласте образуются депрессионные ворон- ки. Если скважины расположены в водоплавающей части месторождения, то образование депрессионных воронок вокруг скважин может привести к локальному движению грани- цы раздела газ-вода, т. е. к образованию (под скважиной) конуса подошвенной воды. Счи- тается, что поддержание определенного допустимого дебита скважины может привести к образованию стационарного конуса и предотвратить обводнение скважины за счет кону- сообразования.
9.6 Режим постоянной скорости движения газа по НКТ
При определенных скоростях движения по колонне насосно-компрессорных труб газа, содержащего углекислоту, наблюдается эрозионно-коррозионное разрушение муф- товых соединений труб. В этом случае эксплуатация скважин предусматривается при ско- ростях движения газа по НКТ, не превышающих предельно допустимые.
В ряде исследований в качестве условия, ограничивающего скорость движения газа по колонне НКТ, рассматривается возможность вибрации наземного оборудования, что может приводить к усталостному разрушению арматуры.
Все вышеописанные режимы и рекомендации по их использованию представлены в табл. 1.
Итак, для определения и обоснования технологических режимов эксплуатации га- зовых и газоконденсатных скважин, следует учитывать те или иные ограничивающие природные факторы. Однако при учете любого ограничивающего фактора необходимо стремиться к достижению наибольших дебитов скважин. Величины же дебитов опреде-
- 53 -
Created by SuhOFFF
ляют, в конечном счете, необходимое число скважин и оптимальные технико-экономичес- | |||||||
кие показатели систем разработки месторождения и обустройства промысла. |
| ||||||
|
| Табл. 1 Технологические режимы и рекомендации для их использования | |||||
|
|
|
| Режимы |
|
|
|
Рекомендуются | p = const | dp = const | pз = const | pу = const | Q = const | vг = const | Tскв = const |
|
| dr |
|
|
|
|
|
для предотвращения |
|
|
|
|
|
|
|
разрушения | Х | Х |
|
|
|
|
|
призабойной зоны |
|
|
|
|
|
|
|
для предотвращения |
|
|
|
|
|
|
|
обводнения | Х |
|
|
| Х |
|
|
скважины |
|
|
|
|
|
|
|
для предотвращения |
|
|
|
|
|
|
|
выпадения |
|
| Х |
|
|
|
|
конденсата |
|
|
|
|
|
|
|
для предотвращения |
|
|
|
|
|
|
|
образования |
|
| Х |
| Х |
| Х |
техногенных |
|
|
|
| |||
|
|
|
|
|
|
| |
гидратов |
|
|
|
|
|
|
|
для предотвращения |
|
|
|
|
|
|
|
эрозионно- |
|
|
|
|
|
|
|
коррозионного и |
|
|
|
|
| Х |
|
вибрационного |
|
|
|
|
|
| |
|
|
|
|
|
|
| |
воздействия на |
|
|
|
|
|
|
|
оборудование |
|
|
|
|
|
|
|
для поддержания |
|
|
|
| Х |
|
|
плановых отборов |
|
|
|
|
|
| |
|
|
|
|
|
|
| |
при задержке ввода |
|
|
| Х |
|
|
|
в эксплуатацию ДКС |
|
|
|
|
|
| |
|
|
|
|
|
|
| |
10 Определение основных показателей разработки при газовом | |||||||
режиме в период постоянной и падающей добычи
Для определения основных показателей разработки в период заданной добычи со- вместно решаются четыре уравнения:
- Уравнение истощения газовой залежи:
pt |
| æ |
| Q нак ö | ||
= | pн ç | 1- | t | ÷ | ||
zt |
| ç |
| ÷ | ||
|
|
| ||||
| zн ç |
| Qзап ÷ | |||
|
| è |
|
| ø | |
- Уравнение притока газа к забою газовой скважины:
p2t - p2з = aQср + bQ2ср
t t t
- Уравнение технологического режима скважины:
p = const
- Уравнение связи годовой добычи газа и числа скважин:
| é | 106 Qt kр | ù | |
nск | = ê |
| ú | |
365Qсрkэ | ú | |||
t | ê | |||
| ê | t | ú |
В этих уравнениях: pt – среднее пластовое давление в залежи, МПа; pз – забойное
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| t |
|
| |
давление, | МПа; | a и b – | средние | коэффициенты сопротивления, | МПа2 | ×сут | и | |||||||||
1000м3 | ||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| |||
æ МПа ×сут ö2 | – добыча газа в t-ом году разработки, 10 | 9 | м | 3 | ; Qср | – дебит средней сква- | ||||||||||
ç | 1000м | 3 | ÷ ; Qt |
|
| |||||||||||
è |
| ø |
|
|
|
|
|
|
| t |
|
|
|
| ||
жины в t-ом году разработки, | 1000м3 | ; | kр – коэффициент резерва скважин, который ха- | |||||||||||||
сут | ||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| ||
рактеризует резервный фонд скважин; kэ – коэффициент эксплуатации скважин, который показывает, сколько дней в году эксплуатируется скважина; оператор éê ùú означает, что полученное значение должно быть округлено до большего целого.
Для определения основных показателей разработки в период падающей добычи одновременно решаются следующие уравнения:
- Годовой отбор газа в текущем году разработки:
365 | æ |
| + Qср | ö | скkэ | |
ç Qср | ÷ n | |||||
Qt = |
| è | t | t−1 | ø | t |
|
| 2×106 kр |
|
| ||
- Изменение пластового давления:
pt |
| æ |
| Qнак ö | ||
= | pн ç | 1- | t | ÷ | ||
zt |
| ç |
| ÷ | ||
|
|
| ||||
| zн ç |
| Qзап ÷ | |||
|
| è |
|
| ø | |
- Уравнение притока газа к забою газовой скважины:
pt2 - pзаб2 = aQср | + bQср2 |
t | t |
- Уравнение технологического режима скважины: p = const
(10.5)
(10.6)
(10.7)
(10.8)
studfile.net
6.9 Изменение технологического режима эксплуатации скважин в процессе разработки
Технологический режим эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин, установленный на ранней стадии разработки с учетом определяющего на этой стадии фактора или сочетания факторов изменяется в процессе разработки месторождений. Изменения технологического режима обусловливаются либо изменением определяющего фактора, по которому устанавливался данный режим, либо возникновением и влиянием новых факторов, которые на данном этапе разработки. Необходимость изменения установленного технологического режима обусловливается изменением характеристик пласта и скважин в процессе разработки, проведением ремонтно-профилактических и интенсификационных работ.
Необходимость изменения режима работы скважин возникает:
I. Когда определяющим фактором является подошвенная вода и допустимая предельная депрессия на пласт была выбрана для заданной начальной величины вскрытия пласта и положения газоводяного контакта. С изменением пластового давления и толщины газоносного пласта величина допустимой депрессии линейно уменьшается.
II. Когда определяющим фактором является близость контурных вод и когда критерием выбора режима могут служить несколько параметров, среди которых наиболее существен суммарный отбор газа из месторождения, в особенности с малыми запасами газа до прорыва воды в скважину.
В скважинах, расположенных близко к контурной воде, ограничение депрессии с целью предотвращения преждевременного прорыва воды является необходимым условием. Величина депрессии в приконтурных скважинах на каждом конкретном месторождении и в конкретной скважине выбирается расчетным путем, исходя из расстояния от забоя скважины до контакта газ-вода, коллекторских свойств пласта и их изменения в зоне от скважины до ГВК из-за изменения пластового давления и других геолого-промысловых параметров. При наличии нескольких пропластков с различными фильтрационными свойствами эти расчеты производятся по наиболее опасному с точки зрения быстрого прорыва контурной воды пласту.
III. Когда устойчивость породы к разрушению является основным фактором, критерий технологического режима эксплуатации скважин устанавливается в виде постоянного градиента и его изменение в течение всего периода разработки не допускается. Если скважина вскрывает коллектор с весьма низкой устойчивостью пород к разрушению, то в процессе разработки требуется поддерживать его постоянным до тех пор, пока не будут проведены определенные мероприятия по предотвращению разрушения пласта.
В большинстве случаев в рыхлых коллекторах практически при любой величине градиента происходит разрушение пласта. Однако, при сравнительно продолжительной работе скважины на данном градиенте после выноса породы из зоны определенного радиуса распространения градиента разрушение пласта должно существенно замедляться в результате перемещения выбранного градиента от стенки скважины в глубь пласта и отсортировки выносимых частиц породы.
Изменение технологического режима эксплуатации скважин, установленного исходя из условия разрушения пласта при превышении допустимой величины градиента, может происходить при применении механических или гравийных фильтров, проведении ремонтно-профилактических работ скважинного или устьевого оборудования и др.
IV. Когда основным фактором является условие вскрытия пласта и несовершенство скважины по степени и характеру, следует исходить из двух основных условий, которые связаны с необходимостью вскрытия скважины заданной промывочной жидкостью и дострел перфорированной части фильтра и уплотнения перфорации до ее оптимальной величины.
Когда основным фактором является наличие в составе газа коррозионно-активных компонентов, необходимость изменения технологического режима возникает начиная с момента, когда дальнейшее увеличение диаметра насосно-компрессорных труб невозможно. При этом скорость потока газа не должна превышать определенную величину в любом сечении ствола скважины. Превышение допустимой величины скорости потока в этом случае оценивается как снятие ограничивающего фактора процесса коррозии скважинного оборудования. Если в процессе эксплуатации скважины производится закачка антикоррозионного ингибитора, то изменение технологического режима эксплуатации также становится необходимостью. Технологический режим эксплуатации скважины при постоянной скорости движения потока существенно влияющей на интенсивность коррозиии подлежит изменению и в тех случаях, когда необходимо поддержать определенное устьевое давление и когда увеличение количества влаги в газе приводит к более интенсивной коррозии оборудования. Как правило, в процессе разработки по мере снижения парциального давления коррозионно-активного компонента интенсивность коррозии снижается.
Когда изменение технологического режима эксплуатации скважин обусловлено изменением параметров пласта в призабойной зоне в результате очищения или загрязнения его в процессе разработки. Происходящее изменение параметров призабойной зоны определяется периодическими исследованиями, проводимыми на скважинах. Часто на практике изменение установленного технологического режима происходит в скважинах, выносящих значительное количество жидких компонентов и твердых примесей при заданной конструкции скважины.
Когда изменение технологического режима эксплуатации скважины связано с многопластовостью. Эти изменения обусловливаются степенью истощения отдельных пластов в процессе разработки, применением системы одновременно-раздельной эксплуатации скважин, изменением схемы сбора, очистки и осушки газа на промысле, необходимостью проведения изоляционных работ на одном из пластов и т.д.
Когда технологический режим устанавливается, исходя из возможности образования гидратов. В этом случае выбранный технологический режим, обеспечивающий безгидратный режим эксплуатации скважины, должен быть изменен, если производится ингибирование продукции скважины в призабойной зоне пласта и в стволе.
IX. Когда изменение технологического режима работы скважины обусловлено накоплением и выносом столба жидкости или песчаной пробки на забое скважин.
В этом случае, когда дальнейшие изменения в конструкции фонтанных труб невозможно или нецелесообразно и поступающая из пласта конденсационная, пластовая вода или тяжелые компоненты углеводородов, переходящие в жидкое состояние в призабойной зоне и в стволе скважин, полностью не выносятся, процесс накопления песчано-жидкостного и жидкостного столба приводит к изменению технологического режима. Удаление столба жидкости производят путем: закачки в ствол скважины ПАВ; повышения депрессии и соответственно дебита скважин; изменения глубины спуска и диаметра насосно-компрессорных труб; установления нового технологического режима.
X. Когда изменение технологического режима эксплуатации обусловлено необходимостью поддержания определенной величины устьевого давления или его изменения.
В этом случае величина устьевого давления, а в некоторых случаях – давления в промысловом газосборном коллекторе требует изменения технологического режима по некоторым скважинам.
Время перехода от одного технологического режима к другому в основном зависит от фактора или сочетания факторов, по которым устанавливался данный технологический режим, от стадии разработки залежи и от условия сбора и транспорта газа.
Время, которое необходимо для изменения режима в зависимости от стадии разработки, диктуется темпом освоения рассматриваемого месторождения, потребностью народного хозяйства по меньшей мере в данном районе, т.е. годовыми отборами, продолжительностью нарастающей, постоянной и падающей добычи, с условиями сбора и подготовки газа, с переводом от одной системы осушки к другой, и с начальными данными газопровода, соблюдение которых ставится весьма жестко.
studfile.net
