госы_1 / 19

БИЛЕТ №19

1.Газлифтная эксплуатация скважин

После прекращения фонтанирования из-за нехватки пластовой энергии переходят на механизированный способ эксплуатациискважин, при котором вводят дополнительную энергию извне (с поверхности). Одним из таких способов, при котором вводят энергию в виде сжатого газа, является газлифт.

Использование газлифтного способа эксплуатации скважин в общем виде определяется его преимуществами. 1. Возможность отбора больших объемов жидкости практически при всех диаметрах эксплуатационных колонн и форсированного отбора сильнообводненных скважин. 2. Эксплуатация скважин с большим газовым фактором, т.е. использование энергии пластового газа, в том числе и скважин с забойным давлением ниже давления насыщения.

3. Малое влияние профиля ствола скважины на эффективность работы газлифта, что особенно важно для наклонно направленных скважин, т.е. для условий морских месторождений и районов освоения Севера и Сибири. 4. Отсутствие влияния высоких давлений и температуры продукции скважин, а также наличия в ней мехпримесей (песка) на работу скважин. 5. Гибкость и сравнительная простота регулирования режима работы скважин по дебиту. 6. Простота обслуживания и ремонта газлифтных скважин и большой межремонтный период их работы при использова¬нии современного оборудования. 7. Возможность применения одновременной раздельной эксплуатации, эффективной борьбы с коррозией, отложениями солей и парафина, а также простота исследования скважин. Указанным преимуществам могут быть противопоставлены недостатки. 1. Большие начальные капитальные вложения в строительство компрессорных станций. 2. Сравнительно низкий коэффициент полезного действия (КПД) газлифтной системы. 3. Возможность образования стойких эмульсий в процессе подъема продукции скважин. Исходя из указанного выше, газлифтный (компрессорный) способ эксплуатации скважин, в первую очередь, выгодно использовать на крупных месторождениях при наличии скважин с большими дебитами и высокими забойными давлениями после периода фонтанирования. Далее он может быть применен в наклонно направленных скважинах и скважинах с большим содержанием мехпримесей в продукции, т.е. в условиях, когда за основу рациональной эксплуатации принимается межремонтный период (МРП) работы скважин. При наличии вблизи газовых месторождений (или скважин) с достаточными запасами и необходимым  давлением используют бескомпрессорный газлифт для добычи нефти. Эта система может быть временной мерой - до окончания строительства компрессорной станции. В данном случае система газлифта остается практически одинаковой с компрессорным газлифтом и отличается только иным источником газа высокого давления. Газлифтная эксплуатация может быть непрерывной или периодической. Периодический газлифт применяется на скважинах с дебитами до 40-60 т/сут или с низкими пластовыми давлениями.  Высота подъема жидкости при газлифте зависит от возможного давления ввода газа и глубины погружения колонны НКТ под уровень жидкости. В среднем диапазон применяемых значений давления ввода газа составляет 4,0-14,0 МПа. Диапазон производительности газлифтных скважин при непрерывном газлифте 60-2000 т/сут. Технико-экономический анализ, проведенный при выборе способа эксплуатации, может определить приоритет использования газлифта в различных регионах страны с учетом местных условий. Так, большой МРП работы газлифтных скважин, сравнительная простота ремонта и возможность автоматизации предопределили создание больших газлифтных комплексов на Самотлорском, Федоровском, Правдинском месторождениях в Западной Сибири. Это дало возможность снизить необходимые трудовые ресурсы региона и создать необходимые инфраструктуры (жилье и т.д.) для рационального их использования.

Выделяют следующие осложнения при работе газлифтных скважин:

1. Образование гидратов в газопроводе и газлифтных пусковых клапанах происходит при некачественной осушке газа. Основным методом предотвращения гидратоотложений: в теплообменник (до 40 С) с 2002 г в низкодебитных скважинах начали спускать высокогерметичные НКТ с полимерными уплотнительными кольцами, что привело к сокращению в несколько раз количество скважин с отложениями гидратов.

2. Отложения парафина происходит в скважинах с невысокой пластовой температурой, которая у устья теряется и равна 50-30 С. В скважинах с низкой обводненностью парафин откладывается на глубине 300-500 м от устья. Ликвидация парафиновых пробок производится периодическими горячими обработками.

3.Отложения солей происходит по причине термохимической нестабильности пластовой воды, некачественной подготовке, по минеральному составу воды, используемой для ППД. Для борьбы применяется реагент ПАФ-13А. Закачку осуществляют двумя способами:

-дозирование в поток газа

-задавка в призабойную зону скважины.

Дозирование производится при помощи дозировочных насосов, которые устанавливаются на поверхности у газопроводов. Периодичность проведения продавки в ПЗС зависит от интенсивности выпадения солей в скважине.

1. Наличие песка в продукции практически не влияет на работу подземного оборудования. Однако происходит осаждение песка на забое до полного перекрытия интервала перфорации. Для выноса песка с забоя НКТ спускается ниже интервала перфорации, что увеличивает скорость потока жидкости и улучшает вынос песка на поверхность.

2.Основные факторы образования АСПО в системе сбора скважинной продукции.

Образование АСПО проходит в 3 стадии:

1. зарождение центров кристаллизации

2. осаждение кристаллов на поверхности металла

3. рост кристаллов парафина на поверхности металла

Основными факторами влияющими на образование АСПО является: снижение давления, интенсивное газовыделение, уменьшение температуры в пласте и стволе скважины, уменьшение скорости движения патока, состояние поверхности труб, состав УВ смеси.

3.Технологии регулирования разработки нефтяных месторождений.

На основе анализа разработки нефтяного месторождения и выявления расхождений проектных и фактических показателей разработки осуществляют мероприятия по приведению в соответствие фактического хода разработки с проектным. Совокупность этих мероприятий и является регулированием разработки нефтяного месторождения, которое можно проводить чисто технологическими методами без изменения или с частичным изменением системы разработки.

К числу технологических методов регулирования разработки нефтяных месторождений относят следующие.

1. Изменение режимов эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин путем уменьшения или увеличения их дебитов и расходов закачиваемых в пласты веществ, вплоть до прекращения эксплуатации (отключения) скважин.

2. Общее и, главным образом, поинтервальное воздействие на призабойную зону скважин с целью увеличения притока нефти из отдельных прослоев пласта или расхода закачиваемых в них веществ.

3. Увеличение давления нагнетания в скважинах вплоть до давления раскрытия трещин в призабойной зоне, поинтервальная закачка рабочих агентов в прослои пласта при дифференцированном давлении нагнетания.

4. Применение пакерного оборудования и проведение работ по капитальному ремонту с целью изоляции отдельных прослоев пласта без изменения принятых по последнему проектному документу объектов разработки.

5. Циклическое воздействие на пласт и направленное изменение фильтрационных потоков.

К методам регулирования, связанным с частичным изменением системы разработки месторождения, относят:

1) очаговое и избирательное воздействие на разрабатываемые объекты путем осуществления закачки в пласт веществ через специально пробуренные отдельные нагнетательные скважины-очаги или группы нагнетательных скважин, через которые осуществляется выборочное воздействие на отдельные участки пластов;

2) проведение работ по капитальному ремонту скважин или установка в скважинах пакерного оборудования с целью частичного укрупнения или разукрупнения, т. е. изменения объектов разработки.

Существуют следующие методы регулирования разработки:

1. технологии, основанные на геологотехнических мероприятиях без изменений числа скважин на месторождениях;

2. технологии, с изменением числа скважин.