РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

 

УДК 622.06

БОРЬБА СО СКОПИВШЕЙСЯ ВОДОЙ НА ЗАБОЕ НА ПРИМЕРЕ ЮРУБЧЕНО-ТОХОМСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

И.С. Караульный

АО «Востсибнефтегаз»

 

Для удаления воды с забоя предлагается использование пенообразующих составов на основе поверхностно-активных веществ (далее – ПАВ).

При проведении доставки пенообразователя на забой, вспенивания и вызова притока используют спец. технику. Благодаря существующей схеме обвязки устья скважины для вспенивания пенообразователя не требуется ижектор, для смешивания пенообразователя с азотом поступающим с азотно-компрессорной станции (далее – АКС) и вспенивая состав ПАВ. К внешнему затрубному пространству (Рис. 1) подбивается цементировочный агрегат (далее - ЦА-320) и опрессовывается на 1,5 давление затрубного пространства. К внутреннему затрубу, через «куб» подбивается компрессор, на задвижку находящуются вертикально от «куба» монтируется обратный клапан к которому подбивают трубки от компрессора. В ЦА-320 заливают жидкий пенообразователь в объеме 1 м3, далее происходит остановка скважины, закрываются манифольдные задвижки. О+становка скважины происходит из за наличия пусковых муфт на лифте НКТ, поскольку закачиваемы ПАВ не будет достигать забоя скважины и будет весь выходит через первую пусковую муфту обратно на устье. Далее опрессовывается и запускается АКС, одновременно открываются затрубные задвижки, кроме задвижки смонтированной после «куба» на выкидную линию.

Происходит закачка пенообразователя совместно с азотом, пена постепенно заполняя межтрубное пространство движется к забою скважины, после прокачки пенообразователя, прокачивается 200 л нефти, для удаления и прокачки оставшегося пенообразователя в насосе агрегата. После прокачки агрегата, внешний затруб закрывается и ЦА-320 отбивается от устья. АКС продолжает работать, что бы протолкнуть пену азотом, при проведении операции отслеживаются устьевые параметры скважины, для предотвращения роста давления выше давления опрессовки. спустя время доставки пенообразователя на забой, скважина запускается в работу, открытием манифольдных задвижек, АКС при этом продолжает работать, пока вода с забоя не будет вынесена в НСК и давления на устье скважины не будут соответствовать рабочему давлению, время проведения операции на 1 скважину 1 час.

Рисунок 1 – Типовая схема фонтанной арматуры при вводе жидкого пенообразователя

 

При проведении доставки пенообразователя на забой скважины при данном методе не требуется специальная техника. Операция проводится следующим образом.

На скважину устанавливается лубрикатор (Рис. 1) в который вводится пенообразователь, при закрытой буферный задвижке. Далее лубрикатор опрессовывается на 1,5 рабочее давление. Для доставки пенообразующей шашки на забой требуется остановить скважину, закрыв манифольдную задвижку, оставив открытыми центральные задвижки, для остановки восходящего потока скважинной продукции с лифте НКТ. После остановки скважины открывается буферная задвижка, и шашка падает по лифту НКТ на забой. При проходе через буферную задвижку, она закрывается. После попадания шашки на забой, корпус шашки при взаимодействии с пластовой водой растворяется, и ПАВ вступает в химическую реакцию с пластовой водой, выделяя газ и вспенивая воду на забое, тем самым облегчая плотность пластовой воды. После вступления в химическую реакцию, скважина открывается, манифольдными задвижками при закрытой буферной и открытыми центральными задвижками. Как только задвижки на скважине открываются происходит рост депрессии на забое, пластовая вода в виде пены попадает в лифт НКТ и без затруднений из за меньшей плотности состава выносится в нефтесборный коллектор (далее – НСК), тем самым освобождая забой от пластовой воды, после чего осложняющий фактор затруднения работы скважины ликвидирован.

Альтернативным методом, является ввод твердых пенообразующих составов, это более быстрая доставка ПАВ на забой скважины, для выполнения мероприятий требуются меньше ресурсов. Так же твердый пенообразователь дальше уходит в горизонт забоя скважины, данный метод уже превосходно зарекомендовал себя на газодобывающих скважинах, где скапливалась вода на забое, эффект других компаний показывает 100% результат данного метода.

Изза большого угла наклона скважины, планируется применение шарообразных шашек, что предоставляется производителем.

Данный метод так же косвенно, предотвращает процент гидратообразования, актуальную проблему осложненного фонда, которая несет большие потери. Когда вода скапливается на забое во время работы скважины, порционно выносится вода с забоя и при обильном выделении газа, происходит резкое снижение температуры продукции скважины и в связке с порционной водой образуется гидрат в лифте НКТ.

Список литературы

1. Абдулин Ф.С. Повышение производительности скважин // М.:Недра, 1975 г., 264 с.

2. Багринцева К. И. Условия формирования и свойства карбонатных коллекторов нефти и газа. // М. 1999 г. РГГУ (II). 285 с.

3. Блажевич В.А., Уметбоев В. Г. “Справочник мастера по капитальному ремонту скважин.” // М.: Недра, 1985 г. 208 с.

4. Кисловец Р. М. Изучение рифейских отложений Юрубчено-Тохомского нефтегазоконденсатного месторождения // Р. М. Кисловец, В. П. Митрофанов, В.В. Тереньтьев. — Пермь: ПермНИПИнефть – 1996 г. 142 с.

5. Щуров В. И. “Технология и техника добычи нефти”// М: «Недра», 1983 г. 510 с.

6. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности, 2013

 

УДК 622.276.054.23

 

⇐ Предыдущая11121314151617181920Следующая ⇒

Поделиться: