Диплом. 1 Геологопромысловая характеристика месторождения
 Скачать 2.2 Mb.
|
|
1.4 Актуальность проведения кислотной обработки скважиныустановкой ГНКТ В 2012г. на Ямбургском месторождении ремонты скважин с помощью технологии гибких непрерывных насосно-компрессорных труб по применяемости почти сравнялись с ремонтами при помощи обычных видов КРС, это отображено на рисунке 1.4  Рис.1.4 Разделение по видам капитального ремонта газовых скважин и объектам добычи ООО«Газпром добыча Ямбург» (за 2012 г.) Это свидетельствует о том, что данная технология является эффективной и может использоваться практически при всех видах ремонтных работ в скважинах. Наиболее часто КГТ (колонна гибких труб) применяются для проведения ремонтов, связанных с очисткой забоев скважин, продувкой скважин азотом и кислотной обработкой, что составляет 70% от всех работ, проводимых при помощи ГТ (гибкие трубы). На втором месте по количеству проводимых работ находятся ловильные работы(13%), следом идут каротаж и перфорация(7%), далее цементирование, бурение и другие виды работ. Данная статистика отображена на диаграмме технологий гибких труб по видам работ (рис.1.5).  Рис.1.5 Диаграмма технологий ГНКТ по видам работ Исходя из данной статистики, можно сделать вывод, что кислотная обработка скважин является одним из наиболее распространенных видов работ при помощи ГНКТ, поэтому имеет смысл рассмотреть данную технологию ближе. По состоянию на 01.01.2013 г. закончены бурением и приняты на баланс ООО «Газпром добыча Ямбург» для добычи газа и конденсата, а также контроля за разработкой 366 скважин, из них 326 составляют эксплуатационный фонд, семь - находятся в консервации, 22 наблюдательных, три поглощающих, четыре скважины ожидают ликвидации и четыре ликвидированы по геологическим и техническим причинам. Кроме того, 17 скважин, незавершенные производством, находятся на балансе бурового предприятия «Тюменьбургаз» (рис. 1.6.).  Рис. 1.6. Характеристика пробуренного фонда скважин на 1.01.2013 г Эксплуатационный фонд, кроме 217 действующих скважин, представлен бездействующими в количестве 91 скважин и 18 скважинами, которые ожидают подключения и проведения дополнительных работ, что составляет, соответственно, 28 % и 6 % от эксплуатационного фонда. Результаты выполненных на скважинах промыслово-геофизических исследований свидетельствуют, что наличие песчано-шламовых пробок или жидкости наблюдается практически во всех скважинах, в которых башмак НКТ находится над интервалом перфорации или частично перекрывает его и перекрытые интервалы перфорации, как правило, или слабо отдают газ или не работают. Несмотря на ежегодный рост объемов работ и успешности капитального ремонта простаивающий фонд скважин все еще остается высоким и составляет 38% от эксплуатационного. Отметим, что 17 скважин незавершенные производством, находящиеся на балансе «Тюменбургаз» также требуютпроведения дополнительных работ по подготовке их к вводу в эксплуатацию или ликвидации. Практически весь простаивающий фонд в количестве 116 скважин требует проведения ремонтных работ или интенсификации притока. При этом значительную долю этого фонда составляют скважины с низкими устьевыми параметрами, которые ранее находились в эксплуатации, а в настоящее время не могут работать из-за ограничений по устьевым давлениям. Эти ограничения обычно связаны с большой степенью закольматированнности призабойной зоны пласта, а также с наличием песчаных пробок на забое скважины, что связано с характером пород, слагающих продуктивные пласты и с высокими темпами отбора и режимами, способствующими выносу песка вместе с пластовым флюидом, с газом и газоконденсатом. Характеристика простаивающего фонда отображена на рисунке 1.7. Анализируя эти данные можно сделать вывод, что в настоящее время вопрос об интенсификации притока скважин на Ямбургском ГКМ является очень актуальным, а соляно-кислотная обработка скважин является одним из наиболее эффективных и сравнительно не дорогих способов воздействия на пласт с целью повышения фильтрационно-емкостных свойств пласта.  Рис.1.7Характеристика простаивающего фонда по состоянию на 1.01.2012 |