Реферат на тему Аналіз експлуатації свердловин покладу - Технологія виробництва - Реферати - Каталог статей

Реферат на тему:Аналіз експлуатації свердловин покладу. 1.1. Характеристика фонду свердловин і поточного стану їх експлуатації Кружилівське газоконденсатне родовище, горизонт Б-2 введено в експлуатацію в 1994 р. За цей період на площі Кружилівка родовища на горизонт Б-2 було пробурено 6 експлуатаційних свердловин. З них ліквідовано в процесі буріння 2 свердловина, в тому числі за геологічними причинами - 1, за технічними причинами - 1. Станом на 1.01.2006 р. загальний фонд свердловин (обєкт розробки горизонт Б-2) склав 4, з них експлуатаційний фонд 4 свердловини. З них діючих - 3, бездіючих - 0, спостережних - 1. 2.2.Конструкція свердловин. Характеристика глибинного та поверхневого обладнання Всі свердловини Кружилівського родовища мають типову конструкцію: одноступінчата експлуатаційна колона діаметром 146 мм з підняттям цементу до гирла, більшість свердловин обладнані НКТ діаметром 73 мм. Гирла усіх свердловин герметичні. Обв'язка гирла свердловин і будова внутрішнопромислових комунікацій виконано по проектам 10-15 річної давності в яких не було передбачено забезпечення закачки інгібіторів і задавки свердловин, не передбачена закрита система продувки свердловин та їх випробування, тобто не виконані вимоги п. 2.1.8 і 2.1.15 ПТЕ газовидобувних підприємств. Конструкція глибинного обладнання показана в табл 3,1 , принципова схема обязка гирла свердловини на рис.3.1. Таблиця 3.1 – Типова конструкція газової свердловини Кружилівського родовища Назва колони \| Інтервал по стовбуру свердловини (установка колони) або відкритий стовбур, м \| Номінальний діаметр стовбура свердловини в інтервалі, мм Кондуктор \| 0 \| 20 \| 324 1 – проміжна колона \| 0 \| 800 \| 245 Експлуатаційна колона \| 0 \| 1400 \| 146 1.3.Технологічні режими експлуатації свердловин та основні ускладнення в їх роботі На сьогоденні стадії розробки Кружилівського родовища характеризується значним зниженням пластової енергії і супроводжується цілим рядом ускладнень, які пов'язані з солевідкладами, корозією та ерозією НКТ і наземного обладнання, зім'яттям експлуатаційних колон і скупченням на вибоях та шлейфах свердловин рідини. Поява любого з факторів призводить до розвитку та ускладненню інших, які охоплюють практично весь фонд свердловин. На даній стадії експлуатації родовища пердбачається введення ДКС з робочим тиском на виході 10 МПа. Технолоігчні режими експлуатації свердловин покладу приводяться в таблиці 5.1. 1.4.Характеристика методів дослідження свердловин покладу, технологія, техніка та періодичність їх проведення. Обробка результатів дослідження свердловин На Кружилівському газовому родовищі проводять такі дослідження: 1)Газодинамічні дослідження свердловин: Рис.3.1 – Схема обязки гирла газових свердловин на Кружилівського газовому родовищі а) визначення статичних, пластових та приведених тисків (визначається щорічно графоаналітичним способом по всьому фонду свердловин); б) вимір статичних тисків (виконується зразковим манометром); в) в свердловинах зупинених на змір пластового тиску, знімають криву відновлення тиску на усті; г) дослідження експлуатаційних свердловин на приплив (замір дебітів); д) вимір вибійних тисків по даним виміру затрубних тисків на усті; є) контрольні виміри робочих параметрів свердловин і дебітів, поточних тисків на усті, на вході в УКПГ, в газозбірному колекторі і на вході в ДКС (проводять раз на квартал). 2)Дослідження по контролю за технічним-станом експлуатаційних свердловин. Контроль за появою пробок в НКТ проводять на основі замірів робочих тисків на усті або шляхом спуску в НКТ шаблона. Комплекс геофізичних досліджень по контролю за обводненням свердловин та відробкою пластів. Гідрогеологічні дослідження по контролю за обводненням свердловин і пластів. Газоконденсатні дослідження свердловин (відбір проб газу і конденсату проводять по УКПГ 2 рази на рік). 1.4.Характеристика та аналіз ефективності методів дії на привибійну зону пласта На початковому стані розробки Кружилівського газового родовища (горизонт Б-2) на свердловинах проводились різні методи інтенсифікації припливів газу: кислотні обробки, гідравлічні розриви пласта, гідропіскоструминна перфорація і її модифікації. Застосовувались кислотна і пінокислотна обробки ПЗП. Основним об'єктом їх впровадження був нижній ангідритовий горизонт. Ефективність обробок, залежала, як правило, від стану ПЗП, а не від карбонатності порід пласта. В зв'язку з падінням пластового тиску, а також в результаті повторних обробок свердловин, експлуатуючих Б_2, М-6, М-7+Б-8, ефективність обробок різко знизилась. Таким чином, на основі отриманого досвіду, і враховуючи відсутність технічних засобів на промислі для проведення ГРП, а також нетривалість його ефекту при великих затратах, на даному етапі розробки родовища можна рекомендувати до випробування спиртопінокислотну обробку в свердловинах старого фонду, переведених на Б_2, М-6, М-7+Б-8. Приведемо короткий аналіз дії на ПЗП. 1. Кислотні обробки пласта. За період 1994-2005рр. кислотні обробки ПЗП продуктивних горизонтів СМП і АСК були проведені в 2 свердловинах. Добрий результат отримали тільки в одній свердловині, тобто успішність склала 50%: при середньому прирості робочого дебіту на одну оброблену свердловину 14тис.м3/добу. Як видно - кислотні обробки на Кружилівському газовому родовищі не мали високої успішності, крім Б_2, М-6, М-7+Б-8у. В даний час кислотні обробки не проводились. 2.Гідравлічний розрив пласта Цей метод дії на ПЗП був впроваджений на початку розробки родовища. Перед проведенням І'РП проводились повторна перфорація гідропіскоструминним способом із розрахунку 6 каналів на 5-10 м товщини пласта. Робочими рідинами були розчини NaС1, СаС12. Таким чином було проведено ГРП в 5 свердловинах. Добрий результат отриманий в 3 свердловинах, успішність склала 100%. В даний час ГРП не проводиться із-за причин, які вказані вище. 3.Гідропіскоструминна перфорація Використання цього способу на Кружилівському родовищі, як і решта інших методів, почалось на початку розробки родовища. Як самостійний метод ГПП використовувався рідко (при ефективності близько 50%). Частіше метод використовувався в комбінації з ГРП та СКО. В таких випадках ефективність зростала. В даний час ГПП не використовується із-за відсутності технологічного обладнання. Загальний висновок сучасних дій на ПЗП такий: всі методи підвищення припливу газу до вибою свердловин спрямовані на продуктивний горизонт у Б_2, М-6, М-7+Б-8, як зазначалось вище проводять спиртопінокислотні обробки та промивки свердловин. 1.6.Характеристика та аналіз ефективності поточного і капітального ремонту свердловин Поточний та капітальниіі ремонт свердловин на Кружилівському газовому родовищі знаходиться в незадовільному стані. Багато свердловин потребують поточного чи капітального ремонту, на що коштів на промислі не вистачає. Роботи по ремонту зумовлені такими факторами: зім'яття експлуатаційних колон, прихват та обрив НКТ, утворення сольових пробок. Ефективність ремонту в більшості випадків низька. 37. Висновки про стан експлуатації свердловин і рекомендації щодо його покращення Всі розглянуті в проекті варіанти розробки родовища розраховувались на експлуатацію свердловин в умовах близьких до оптимальних. Тому частина свердловин накопичуючих рідину в наступний період розробки істотно не зміниться, а зберігаються умови для відкладення солей і необхідний об'єм використання технічних речовин для видалення рідини і профілактики відкладення солей збережеться на існуючому рівні. Для забезпечення оптимальних умов видобутку і збереження існуючого фонду свердловин в робочому стані необхідно продовжувати відбір газу і рідини з усіх свердловин, не допускати їх тривалого простою. Заключний період розробки Кружилівського родовища при якому для всього експлуатаційного фонду свердловин встановлений однаковий тиск на усті, поставив свердловини в неоднакові умови в наслідок різниці в умовах притоку газу. При існуючій схемі облаштування ГР і експлуатації свердловин в умовах водосоле проявів при використанні інгібіторопроводів для профілактичної закачки води або розбавлених водних розчинів ПАР можна стабілізувати роботу біля 80% експлуатаційного фонду свердловин. Для покращення умов експлуатації і зниження об'єму робіт по промивці свердловин необхідно продовжити роботи по прокладанню інгібіторопроводів. Для профілактики відкладення солей і видалення рідини рекомендовано застосування водних розчинів і ПАР.
1 2 3 4 5 Категория: Технологія виробництва \| Добавил: Aspirant (11.07.2013)
Просмотров: 275 \| Рейтинг: 0.0/0

Всего комментариев: 0


Имя *:
Email *:

Код *: