курсовая. 1 Геолого промысловая характеристика гкм медвежье 7 1 Общие сведения о местоположении месторождения 7
 Скачать 6.26 Mb.
|
|
2.2.2 КОНСТРУКЦИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН Скважиной называется цилиндрическая горная выработка, имеющая при малом поперечном сечении значительную длину. Начало скважины называется устьем, ее конец - забоем. Все полое пространство скважины от устья до забоя называется стволом [3]. Назначение скважины - извлечение пластового флюида на дневную поверхность, то есть скважина является каналом, соединяющим газовый пласт с поверхностью земли [3]. Каждая скважина за время ее эксплуатации должна иметь устойчивые стенки и надежное разобщение пластов и пропластков друг от друга по всей пройденной скважиной толще пород. Для чего по окончании бурения всего ствола или же после завершения проходки определенного интервала пород в скважину опускают обсадную колонну, которая собирается из высокопрочных стальных труб на резьбовых соединениях и закрепляется в скважине путем заливки цементного раствора в кольцевое пространство между стенками скважины и трубами [3]. Cовокупность данных, характеризующих диаметр пробуренной скважины на разных глубинах, количество, диаметр и длину обсадных колонн, спущенных в скважину, а также интервалы пространства за колоннами, закреплённые цементным кольцом, называется конструкцией скважины. Наиболее простой является одноколонная конструкция, когда в скважину опускается только одна колонна труб, не считая кондуктора и направления [3]. При любой конструкции скважины последняя обсадная колонна спускается до проектной глубины, называется эксплуатационной колонной, через которую производится эксплуатация скважины. Скважины месторождения Медвежье оснащаются фонтанными арматурами (ФА) отечественного и зарубежного производства. ФА рассчитанны для работы при температуре до минус 40 0С и пластовых давлениях 21 и 35 МПа. На месторождении принята следующая конструкция скважин (рисунок 2.1): кондуктор - Д=324 мм, Н=550м; эксплуатационная колонна - Д=219мм, Н=1250 м (проектная глубина); НКТ - в основном, Д=168 мм. Для оборудования скважин используются колонные головки ОКК-1-210-219*324 и фонтанная арматура АФК-150/100-210ХЛ. Р  исунок 2.1 – Схема обвязки устья газовых скважин фонтанной арматурой АФКб 150х100х210 на ГКМ Медвежье На рисунке 2.1 указаны следующие элементы обвязки устья газовых скважин фонтанной арматурой АФКб 150х100х210 на ГКМ Медвежье: 1 – однофланцевая колонная головка; 2 – клиновидный трубодержатель; 3 – уплотнительный элемент; 4 – задвижка межколонного давления; 5 – трубная головка; 6 – задвижка затрубного давления; 7 – подвесной барабан; 8 – коренная задвижка; 9 – надкоренная задвижка; 10 – буферная задвижка; 11 – буфер; 12 – рабочие задвижки струн; 13 – контрольные задвижки струн; 14 – угловой регулируемый штуцер. Устьевое оборудование скважин предназначено для герметизации устья скважины, контроля и регулирования режима ее эксплуатации и регулирования проведения различных технологических операций. Конструкции скважин месторождения Медвежье могут включать в себя следующие обсадные колонны: -направление: диаметрами 324 или 426 мм и глубиной спуска от 3 до 254 м; -кондуктор: диаметрами 219, 245, 299, 324, 426 мм и глубиной спуска от 234 до 700 м; -первую техническую колонну: диаметрами 219, 245, 299, 324 мм и глубиной спуска от 469 до 1639 м; -вторую техническую колонну: диаметрами 168 или 219 мм и глубиной спуска от 1194 до 1281 мм; -эксплуатационную колонну: диаметрами 127, 146, 168 или 219 мм и глубиной спуска от 1093 до 3330 м. Большинство скважин Медвежьего ГКМ имеют в своей конструкции только кондуктор и эксплуатационную колонну (рисунок 2.2). На рисунке 2.3 изображены типовые схемы фонтанных арматур, используемых на газоконденсатном месторождении Медвежье. Трубопроводная обвязка устьев газовых скважин должна быть выполнена в соответствии с типовыми схемами и проектными решениями. Типовые схемы обвязки устьев скважин на ГКМ Медвежье приведены на рисунках 2.4, 2.5 и 2.6.  Рисунок 2.2 – Типовая схема оборудования устья и ствола скважин на ГКМ Медвежье  Рисунок 2.3 – Типовые схемы фонтанных арматур, используемых на ГКМ Медвежье  Рисунок 2.4 – Типовые схемы обвязки устьев газовых скважин ГКМ Медвежье, оборудованных фонтанной арматурой крестового типа   Рисунок 2.5 – Типовая схема обвязки устьев газовых скважин ГКМ Медвежье, оборудованных фонтанной арматурой тройникового типа  Рисунок 2.6 – Типовая схема подключения кустовых газовых скважин к шлейфу на ГКМ Медвежье 2.2.3 ОСЛОЖНЕНИЯ, ВОЗНИКАЮЩИЕ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН Опыт эксплуатации скважин месторождения Медвежье показывает, что основными осложнениями на заключительной стадии разработки являются: -наличие воды и песка в продукции скважин; -наличие песчано-глинистых и жидкостно-шламовых пробок на забое скважин; -гидратообразование в начальный период пуска скважины после ремонта или остановки; -наличие межколонных газопроявлений. Месторождение Медвежье расположено в зоне повсеместного распространения ММП, способствующих значительным температурным потерям в стволах скважин, достигающих 15-20 и более градусов в зависимости от конструкции скважин и продуктивных характеристик. Текущий диапазон устьевых температур при фактических рабочих дебитах составляет 10-20 С и обеспечивает в целом безгидратные условия эксплуатации [4]. Наименьшие температурные потери 10-15 С соответствуют дебитам 350-400 тыс. м3/сут. При более низких дебитах устьевая температура снижается и составляет 7-10С при продуктивности скважин 100-120 тыс.м3/сут. Такая продуктивность будет соответствовать заключительному этапу разработки в период 2010-2013 гг. Однако и в этом случае устьевая температура равная 7-10 С, обеспечивает безгидратные условия эксплуатации скважин с температурным запасом до 10 С. Однако полностью исключать возможность гидратообразования в конце периода разработки не следует, поскольку в скважинах с низкими коллекторскими свойствами и при наличии в продукции пластовой или конденсационной воды могут возникать соответствующие термобарические условия. На данном этапе разработки условия гидратообразования сохраняются в начальный момент вывода скважин на проектный технологический режим после капитального ремонта или длительной остановки скважин. Длительные простои отрицательно отражаются на устойчивости стенок скважин. Опыт эксплуатации скважин месторождения Медвежье показывает, что время обратного промерзания до температуры окружающей среды в среднем составляет два месяца. Следовательно, при продолжительной остановке эксплуатационных скважин они должны периодически прогреваться не реже одного раза в месяц. Эксплуатация скважин с оптимальными технологическими режимами, выбранными на основе регулярных газодинамических исследований, не сможет предотвратить процесс обводнения из-за постоянного подъема ГВК в процессе доразработки. Внедрение пластовой воды, согласно проведенным расчетам, будет способствовать обводнению до 35 % эксплуатационного фонда. К этой категории в первую очередь относятся скважины, перфорированные в нижней и средней частях продуктивного разреза. В таблице 2.6 приведены данные обводнения скважин, основанные на результатах моделирования на сеточной газодинамической модели. В зависимости от периода разработки отдельных участков к 2020 году может обводниться 141-148 эксплуатационных скважин. Причем во времени темп обводнения скважин будет возрастать. К концу 2005 года количество обводнившихся скважин составило 15 единиц. В последующие пять лет обводнилось 39 скважин, а в период 2012-2015 гг. ГВК захватит интервалы перфорации еще 60 скважин. Одной из причин преждевременного появления пластовой воды в продукции скважин является некачественное цементирование эксплуатационных колонн. Поэтому при проведении капитальных ремонтов этой категории скважин должно быть уделено особое внимание. В противном случае количество скважин с водопритоками существенно возрастет. В процессе доразработки будет прогрессировать дополнительный фактор, осложняющий работу эксплуатационных скважин, связанный с пескопроявлениями. Выносимые из скважин песок и другие механические примеси способствуют абразивному износу скважинного оборудования и к преждевременному выходу его из строя. Для предотвращения выноса песка из скважин рекомендуется оснащать их противопесочными фильтрами, например, УППСС, хорошо зарекомендовавшими себя на сеноманских залежах Медвежьего и Ямбургского месторождений. Скапливающаяся на забоях жидкость снижает продуктивность пласта вплоть до эффекта самоглушения скважин. Анализ имеющегося опыта борьбы с этим явлением показывает, что положительные результаты достигаются путем закачки ПАВ, ПАВ с метанолом или использованием твердых ПАВ. В частности применение ПАВ на обводняющихся скважинах Медвежьего месторождения увеличивает срок устойчивой работы скважин до трех и более месяцев против одной-двух недель при применении продувок скважин. Наличие межколонных газопроявлений также отрицательно сказывается на надежности работы скважин. По существующим правилам эксплуатация скважин с межколонными газопроявлениями рассматривается как временное состояние перед обязательным проведением ремонтных работ по их ликвидации или снижению. Эксплуатацию скважин с межколонными газопроявлениями допускается производить в соответствии с регламентом. Основные мероприятия по предупреждению осложнений при эксплуатации скважин приведены в таблице 2.7. Таблица 2.6 - Данные подъема конуса подошвенных пластовых вод для фонда эксплуатационных скважин Медвежьего месторождения (по В.В.Масленникову)
Таблица 2.7 - Мероприятия по предупреждению осложнений при эксплуатации газовых скважин на ГКМ Медвежье
Продолжение таблицы 2.7
2.3 ГАЗОГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН НА УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМАХ ФИЛЬТРАЦИИ НА ГКМ МЕДВЕЖЬЕ Основными задачами исследований газовых скважин газодинамическими методами являются: -определение геолого-физических параметров пород в призабойной зоне вокруг ствола скважины продуктивного пласта; -изучение физических свойств насыщающих пласт флюидов; -контроль за текущим состоянием призабойной зоны добывающей скважины, выкидных линий и промыслового оборудования. Газодинамические исследования подразделяются на первичные, текущие и специальные. Первичные или базисные исследования обязательны на всех добывающих скважинах, вводимых в эксплуатацию. При первичных исследованиях определяются такие параметры, как статическое давление на устье, пластовое давление, забойное давление на различных режимах работы скважины, дебит скважины [2]. Особое значение в процессе разработки месторождения имеют текущие и специальные исследования. Основные задачи текущих исследований заключаются в получении информации о текущем состоянии разработки месторождения и осуществлении оперативного контроля за работой системы добычи газа. Текущие исследования должны проводиться во всех добывающих скважинах с целью установления оптимального технологического режима работы и проверки параметров призабойной зоны пласта. Полученные данные будут использоваться для определения мероприятий по увеличению дебитов скважин, построения карт изобар в зонах отбора, уточнения текущих запасов газа, контроля и регулирования системы разработки залежи. По результатам текущих исследований определяются следующие параметры: -условно-статическое пластовое давление; -текущее рабочее давление, температура и дебит добывающей скважины; -коэффициенты фильтрационного сопротивления призабойной зоны эксплуатационной скважины; -коэффициенты проницаемости, пористости, толщины газоотдающих интервалов; -приведенный радиус скважины; -количественное соотношение жидкой фазы и механических примесей в потоке газа; -коэффициенты гидравлического сопротивления лифтовых труб, фонтанной арматуры скважины и выкидных линий. Специальные газодинамические исследования проводятся коллектором «Надым-2» по всему эксплуатационному фонду скважин и позволяют установить не только продуктивность скважин, но и количественно определить наличие в потоке газа механических примесей и пластовой жидкости при различных дебитах скважин. Исследования коллектором «Надым-2» проводятся без выпуска газа в атмосферу. В случае отсутствия шлейфа, а также в целях контроля газодинамические исследования проводятся через коллектор «Надым-1» или ДИКТ. Ежегодно на месторождении проводится более трехсот газодинамических исследований как на стационарных режимах фильтрации (с использованием ДИКТа), так и с помощью коллектора «Надым-1» с целью контроля условий эксплуатации продуктивных отложений с точки зрения разрушения скелета пласта. В частности из проведенного в 2005 году 381 газодинамического исследования, 122 исследования проведены с использованием ДИКТа и 259 – коллектором «Надым-1» для контроля механических примесей и воды. По результатам этих исследований уточнены текущие значения коэффициентов фильтрационных сопротивлений. По отдельным скважинам или кустам коэффициент А изменяется от 0,060 х 10-2 (скважина 821) до 2,5 х 10-2 МПа2×сут/тыс.м3 (скважина 317), коэффициент В от 0,00028 х 10-2 (скважина 410) до 0,205 х 10-2 (МПа×сут/тыс.м3)2 (скважина 317). Высокие значения коэффициентов характерны скважинам, в продукции которых присутствуют механические примеси. Так, например, при исследовании скважины 317 на всех режимах отмечалось наличие песка, удельное содержание которого изменялось от 463 до 1211 мг/м3. На рисунке 2.7 показана принципиальная схема устьевого сепарационного устройства «Надым-1», разработанного под руководством кандидата технических наук М.Н. Середы.  Рисунок 2.7 - Принципиальная схема устьевого сепарационного устройства «Надым-1» На рисунке 2.7 указаны следующие элементы устьевого сепарационного устройства «Надым-1»: 1 - соединение; 2 - узел контроля входных параметров; 3 - ниппель; 4 - контейнер; 5 - завихритель; 6 - отбойники; 7 - кольцевая камера; 8 - завихритель второй ступени; 9 - кольцевая камера; 10 - корпус; 11 - каркас фильтропакера; 12 - отбойник; 13 - измеритель расхода газа; 14 - пробоотборное гнездо ПОУ-1-100; 15, 16 - полухомутовые соединения; 17, 18 - штуцеры контроля жидкости; 19 - термокарман; 20 - приварыш; 21 - ниппель; 22 - быстросъемное соединение; 23 - контейнер; 24, 25 - продувочные вентили; 26 - продувочная линия. Общая технология исследований следующая. Исследования проводятся в два этапа на установившихся режимах фильтрации при прямом и обратном ходе. При выборе режима следует учитывать, что факторами, ограничивающими дебит скважины, являются опасность гидратообразования (нижний предел), возможность срабатывания клапана-отсекателя, установленного на забое (верхний предел). Первый режим определяется, исходя из рабочего дебита, который оценивается по рабочему давлению скважины и индикаторной диаграмме предыдущего исследования с учетом падения давления в пласте [2]. Перед каждым режимом открытием вентилей, установленных на контейнерах (смотри рисунок 2.7), производится продувка последних через диафрагменный измеритель в течение двух минут в целях удаления влаги и механических примесей. При длительных работах на каком-либо режиме возможен отбор механических примесей и жидкости с применением нескольких контейнеров без остановки скважины. Время работы на режиме определяется постоянством количественного содержания механических примесей и жидкости в газовом потоке и должно составлять не менее двух часов на одном режиме. За критерий оценки режима работы скважины принято удельное содержание механических примесей и капельной влаги в потоке газа, отобранного на устье. В качестве определяющих максимально допустимый дебит приняты следующие значения критерия: по содержанию механических примесей — 5 мг/нм3, по капельной влаге — 2 см3/нм3 [2]. При содержании механических примесей до 5 мг/н.м3 и жидкости до 20 см3/н.м3 исследование состоит в последовательном увеличении расхода и определении максимально допустимого технологического режима работы скважины, при этом цикл исследований проводится на пяти режимах прямого и трех режимах обратного хода. Если содержание механических примесей и жидкости превышает допустимые значения, производится уменьшение расхода газа путем замены диафрагмы на коллекторе. Если с увеличением интенсивности режимов контрольного хода происходит уменьшение количества механических примесей и влаги, то это свидетельствует о скоплении механических примесей и жидкости на забое скважины. Тогда необходимо произвести продувку скважины [2]. Результаты замеров устьевых давлений, температуры, расхода, количества механических примесей и жидкости заносятся в акт исследований эксплуатационной скважины. Пробы, отобранные в процессе исследований, также документируются с обязательным указанием даты отбора, номера скважины, диаметра рабочей диафрагмы, времени работы на режиме. Если в потоке газа содержатся продукты разрушения призабойной зоны пласта или жидкость, то для определения вида ремонтных работ необходимы контрольные специальные исследования. По результатам строятся графики зависимости удельного содержания механических примесей и капельной влаги в потоке газа от дебита [2]. Величина максимально допустимого дебита скважины и продолжительность периода работы скважины до проведения повторных специальных исследований определяются с учетом характера индикаторных кривых, по форме которых можно судить о разрушении коллектора и об очищении призабойной зоны скважины во время проведения исследований [2]. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||