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

Реферат на тему Аналіз поточного стану експлуатації свердловин покладу.. Аналіз поточного стану експлуатації свердловин покладу. 3.1 характеристика фонду свердловин і поточного стану їх експлуатації. На Комишнянському газоконденсатному родовищі із 13 пробурених свердловин 5 розташовані в межах газових покладів (св.2, 9, 16, 424, 488), з яких свердловини 2, 488 передані ГПУ "Полтавагазвидобування". 10 свердловин ліквідовано за геологічними причинами, як такі, що виконали свої геологічні завдання і одна свердловина 1 ліквідована за технічними причинами. Основними причинами ліквідації свердловин 3, 5, 7, 12, 14, 17. 20 являється відсутність продуктивних пластів в розрізі або одержання непромислових припливів газу. Свердловини 9, 16, 424 ліквідовано через неможливість повернення на продуктивний горизонт після випробування вищезалягаючих пластів, які дали від'ємний результат. Законтурні свердловини розкрили візейський розріз в зонах низьких ємкісно-фільтраційних характеристик перспективних пластів і в період розробки родовища не можуть бути використані. В табл.3.1 приведено технічну характеристику свердловин. За станом на 2003.01.01 експлуатаційний фонд свердловин становить одна одиниця - св.2 (гор.В-16н). Свердловину введено в експлуатацію в грудні 1995 року з початковим дебітом 10 тис.м3/доб. В процесі експлуатації свердловини дебіт тримався на низькому рівні 3-10 тис.м3/доб при Робочому тиску 3,92-9,8 МПа. Ускладнення видобутку продукції із свердловини пов'язано з накопиченням конденату на вибої через недостатню швидкість газорідинного потоку для його виносу на поверхню. Продувка свердловини не давала помітних результатів. Питомий поточний вміст конденсату становить 197,0 г/м . Станом на 2003.01.01 із свердловини видобуто 5,94 млн.м3 газу та 1,56 тис.т конденсату. Пластовий тиск по свердловині знизився з 56,75 до 45,8 МПа. Свердловина 488 в консервації через відсутність облаштування промислу. № св \| Горизонт \| Вибій. м \| Шт. вибій, м \| Інтервал перфор, м \| Кондуктор \| Технічна колона \| Експлуата- ційна колона \| НКТ \| Коло- нна голо- вка \| Фон- та- нна арма- тура \| Примітка Діаметр мм \| глибина спуску, м \| діаметр. мм \| глибина спуску, м \| діаметр, мм \| глибина спуску, м \| діаметр, мм \| глибина спуску, м 2 \| В-16н \| 5810 \| 5021 \| 4983- 4997 \| 426 \| 391 \| 324 245 \| 2500 4361 \| 168x140 \| 1365 5575 \| 73x60 \| 2790 4970 \| КГ-4x700 \| АФ6М-50x700 \| Низькодебітна свердловина 488 \| В-16н \| 6100 \| 5637 \| 5090- 5350 \| 426 \| 402 \| 324 245 \| 2504 4251 \| 194 168x140 140x127 \| 5645-5098 6091 \| 60 \| 4642 \| КГ-4x700 \| АФ6М-50x700 \| Сверловина в консервації ЦГС 3282-1020 424 \| 6400 \| 5060 \| 426 \| 372 \| 324 245 \| 2497 4397 \| 194 168/140/ 127 \| 5495- 4241 6400 \| ЦЗС 1000-3700 Ліквідована за геологічними причинами 9 \| 5604 \| 5339 \| 426 \| 402 \| 340 245 \| 2500 4400 \| 168x140 \| 5604 \| ЦЗС5464-3999 3800-1000 В інтервалі 5604-5464 -фільтр Ліквідована за геологічними причинами 16 \| 5507 \| 4950 \| 426 \| 252 \| 245 \| 3890 \| 168x140 \| 5507 \| ЦЗС 5480-3003 2600-1000 В інтервалі 5480-5507 -щільов фільтр Ліквідована за геологічними причинами Таблиця 3.1 Технічний стан фонду свердловин Комишнянського ГКР станом на 01.01.2003 3.2 Конструкція свердловин. Характеристика глибинного та поверхневого обладнання Розробка експлуатаційних об'єктів Комишнянського родовища передбачається експлуатаційними свердловинами (гор.В-17вЗ - блок св.2, гор.В -22в+22н+21н - блок св.488, гор.В-22в+22н - блок св.424). Середні глибини спуску НКТ по об'єктах становлять: І (гор.В- 17в3 - бл.св.2) - 5160 м; І (гор.В-22в+22н+В-21н - бл.св.488) - 5835 м; II (гор.В-16н- бл.св.488) - 5112м; І (гор.В-22в+22н -бл.св.424)-5803,5 м. З урахуванням глибин спуску колон НКТ, розподілу тисків, рекомендується наступна компановка глибинного обладнання. Експлуатаційні свердловини: експлуатаційна колона-168x140 мм з глибиною спуску до вибою, цементаж до устя; ліфтова колона - НКТ діаметром 73x60 мм з товщиною стінки 5,51 і 5,00 мм типу «VAM» імпортного виробництва за стандартами АНІ типу Р-105 та інші або вітчизняного виробництва згідно ДГСТ 633-80 з товщиною стінки 5.51 і 5.00 мм марки Л, М, Е, Р. Башмак ліфтової колони слід спускати до нижніх дір інтервала перфорації або перекриттям не менше 2/3 інтервала перфорації. З метою забезпечення більш надійної експлуатації свердловин і попередженням обриву труб доцільно обладнати ліфтову колону розвантажувальними пристроями конструкції УкрНДІГазу. Пристрої рекомендується встановлювати на глибині 1500-2000 м від устя свердловини. Обладнання свердловини розвантажувальними пристроями слід виконувати по індивідуальних планах робіт. Обв'язку устя рекомендується виконувати колонними головками КГ-700 і фонтанною арматурою згідно ДГСТ 13846-89 розрахованими для газових свердловин на тиск 70 МПа типу АФ-65х700. Наземне обладнання представлене комбінованими експлуатаційними колонами 194. 127x140x168 та 140x168 мм. В працюючій свердловині 2 колона НКТ діаметром 73x60 мм спущена вище верхніх отворів інтервалу перфорації на 13 м. Устя свердловин 2 та 488 обладнані фонтанною арматурою типу АФ6М -50x700 та колонною головкою типу КГ-4x700. Глибини свердловин становлять 5810 м (св.2) і 6100 м (св.488). У зв'язку із значним вмістом корозійних компонентів необхідно забезпечити інгібіторний захист підземного та наземного обладнання. Умовні схеми конструкції свердловин 2 та 488 приведені на рисунках 3.1, 3.2 о 426 о 324 о 245 о168х140 о 73х60(НКТ) Рисунок 3.1 Умовна схема конструкції свердловини №2 о426 о324 о245 о168х139,7х127 о60,3(НКТ) Рисунок 3.2 Умовна схема конструкції свердловини №488 В - відбірник зразків; 31,32,33 - засувки; ВГ-1 - вентпль запірний; Б1,Б2 - бобишки з різьбою під стандартну термокишеню; БФ - буферний фланець; Р - манометр; Т – термометр Потоки: 1 - газорідинний потік із свердловин в робочому режимі; 2- газорідинний потік із свердловин в період встановлення взірців; 3- газорідинний потік в шлейф; 4- газорідинний потік на факел. Рисунок 3.3 Схема обв’язки гирла свердловин на Комишнянському ГКР з метою ефективності захисту від корозії 3.3 Технологічні режими експлуатації свердловин та основні ускладнення в їх роботі. Початкова стадія розробки Комишнянського газоконденсатного родовища характеризується зниженням пластової енергії і супроводжується цілим рядом ускладнень, які пов’язані в основному з низькими дебітами свердловин, корозією та ерозією підземного та наземного обладнання, що пов’язано із значним вмістом корозійних компонентів. На даній стадії розробки експлуатаційний фонд свердловин збільшився із 1 одиниці (станом на 0.1 0.1 1995 р.) до 5 (станом на 0.1 0.1 2006 р.). На даному етапі розробки свердловини експлуатуються з робочим дебітом від 0,2 до 174 тис.м3/д. при робочому тиску від 33.1 до 14.4 МПа. Таблиця 3.2 Технологічні режими роботи свердловин Комишнянського ГКР на третій квартал 2006 року №п /п \| № Свердлов ини \| Діаметр експлуатацій ної колони Dекспл, мм \| Діаметр НКТ d, мм \| Глибина спуску НКТ L, м \| Інтервал перфорації, м \| Пластовий тиск Рпл,МПа \| Дебіт свердловини q, тис.м3/д. \| Депресія тиску на пласт Р, МПа \| Устьовий тиск Ру, МПа \| Вибійний тиск Рвиб, МПа \| Режим Роботи свердловин и 1 \| 2 \| 140168 \| 73/60 \| 4970 \| 4997-4983 \| 46,9 \| 0,5 \| 13,8 \| 12 \| 33,1 \| P=const 2 \| 488 \| 140168 \| 73/60 \| 5072 \| 5135-5090 \| 38,6 \| 0,2 \| 9,29 \| 12 \| 29,4 \| P =const 3 \| 9 \| 140168 \| 73 \| 5271 \| 5324-5300 \| 51,0 \| 0,1 \| 15,7 \| 12 \| 35,2 \| P =const 4 \| 50 \| 140168 \| 73 \| 5099 \| 5112-5176 \| 53,1 \| 169 \| 5,8 \| 20 \| 47,2 \| P =const 5 \| 52 \| 140168 \| 73/89 \| 5213 \| 5207-5187 5225-5239 \| 52,6 \| 10 \| 11,2 \| 15 \| 41,4 \| P =const 3.4 Характеристика методів дослідження свердловин покладу. Обробка результатів дослідження свердловин. Одною з основних завдань дослідження свердловин є визначення фільтраційних опорів привибійній зоні пласта. Види досліджень в свердловині, їх об'єми і періодичність проведення регламентуються проектом розробки. Промислові дослідження свердловин на продуктивність було проведено по св.2 (гор.В-16н,В-17вЗ), св.9 (гор.В-19, В-20н+В-21в), св.16 (гор.В-17н2), св.424 (гор.В-22в+22н), св.488 (гор.В-22в+22н, В-21н. В-20н,В-21в, В-16н). Обробку результатів досліджень свердловин на продуктивність проведено за спрощеними загальноприйнятими методиками. При обробці результатів у багатьох випадках отримано коефіцієнти С. Це може бути пояснено не відновленням вибійних тисків, враховуючи можливість наявності стовбура рідини на вибої у зв'язку з низькими швидкостями руху потоку газу. Вибійні тиски у цих випадках на кожному із режимів відрізняються на величину (3.1) Індикаторна крива у цьому випадку описується рівнянням: (3.2) (3.3) та не проходить через початок координат і відсікає на осі ординат величину за допомогою якого і визначають (3.4) За відомим та формулою (3.4) визначають для кожного режиму. Потім в координатах () від Q будують нову індикаторну криву. Таким чином позбавляються коефіцієнта С. Для перевірки вірності визначення А і В будуЮТЬ криву (Р2пл – Р2виб) / Q від Q. У таблиці 3.3 приведено результати обробки промислових досліджень свердловин на продуктивність. Слід відмітити, що горизонти, які досліджувались, характеризуються низькою продуктивною характеристикою та відповідно високими коефіцієнтами фільтраційних опорів. Коефіцієнти проникності визначались за формулою: При проведенні досліджень було знято криві відновлення вибійного тиску по св.2. Таблиця 3.3 Результати промислових досліджень на продуктивність Горизонт \| № св. \| Дата дослідження \| А, МПа2доб тис м3 \| В10-3, (МПа доб)2 тис м3 \| Коефіцієнт проникності, k,мкм2 10-3 В-17в3 \| 2 \| 18.12.86 \| 18,20 \| 0,0034 \| 0,57 В-16н \| 2 \| 23.10-13.11.87 \| 97,34 \| 0,001 \| 0,71 В-20н+В-21в \| 9 \| 27.03.89 \| 11,48 \| 0,021 \| 1,28 В-19 \| 9 \| 28.09.89 \| 41,59 \| 1,31 \| 1,11 В-17н2 \| 16 \| 26.02.87 \| 14,25 \| 0,0021 \| 3,39 В-22н+22в \| 424 \| 09.07.86 \| 34,93 \| 0,088 \| 0,57 В-22н+22в \| 488 \| 17.01.84 \| 50,09 \| 0 \| 0,54 В-21н спіл.з В-22в+22н \| 488 \| 29.06.84 \| 24,48 \| 0,15 \| 1,95 В-16н \| 488 \| 27.06.85 \| 25,67 \| 0,39 \| 1,45 3.5 Висновки про стан експлуатації свердловин і рекомендації щодо його покращення. Однією з основних причин зниження продуктивності газоконденсатних свердловин є низька продуктивність пластів, кальматація привибійної зони в процесі закінчення свердловин при бурінні та капремонті, накопичення рідини на вибої через недостатню швидкість руху газорідинного потоку для його виносу на поверхню. Попередження цих явищ дозволить підвищити видобувні можливості свердловини, а в цілому і родовища. Одним із шляхів запобігання кальматації пласта при капремонті може бути технологія попередньої закупорки пласта крейдовою кулькою та подальша соляно-кислотна обробка (СКО) після капремонту. Низька проникність колектору обумовлює необхідність проведення гідророзриву в низькодебітних свердловинах із застосуванням зріджених газів. Крім того, просто промивання зрідженими газами за рахунок випаровування та газодинамічної дії на пористе середовище дозволить провести осушення привибійної зони від конденсату, який випав, вологи та інших речовин. Проведення повторної перфорації низькопроникних пластів також дозволить підвищити поточну продуктивність свердловини. Особливо ефективною може бути гідропіскоструминна перфорація (ГПП). Одним із способів забезпечення фонтанування газоконденсатних свердловин Комишнянського ГКР в умовах накопичення рідини на вибоях може бути переведення їх на газліфтну екслуатацію.
1 2 3 4 5 Категория: Технологія виробництва \| Добавил: Aspirant (09.05.2013)
Просмотров: 305 \| Комментарии: 1 \| Рейтинг: 0.0/0

Всего комментариев: 0


Имя *:
Email *:

Код *: