Особенности вскрытия продуктивного газового пласта. Оборудование забоя добывающей скважины

При вскрытии продуктивного пласта не должно быть открытого фонтанирования скважины, должны быть сохранены природные фильтрационные свой­ства пород ПЗП. Вскрытие должно: гарантировать длитель­ную безводную эксплуатацию скважин, наилучшие условия притока газа из каждого пропластка и получение минимальных коэффи­циентов фильтрационного сопротивлений, max коэффициент газоотдачи. Предупреждение открытого аварийного фонтанирования обес­печивается противодавлением столба глинистого раствора на за­бой (на 10—15%>P_з). Наличие глинистой корки и отфильтровавшейся в пласт воды резко снижает продуктивную характеристику ПЗП. При вскрытии пластов с Р ниже гидростатического в целях предупреждения заглинизирования и инфильтрации воды в пласт применяют глинистые растворы, приготовленные на нефтяной основе; ПАВ, различные добавки. При вскрытий пласта можно ис­пользовать продувку забоя газом. Устье должно быть оборудовано превентором. Если в данном интервале или на участке пласта не встречаются подошвенные, контурные воды и не ожидается их поступление в процессе разработки, пласт следует вскрыть на полную мощ­ность, в противном случае частично. Если ПЗП сложена устойчивыми породами (песчаниками, известняками, ангидридами), то продуктивный пласт со скважиной сообщается открытым забоем. В этом случае ЭК спус­кают до кровли и цементируют до устья. При наличии устойчивых коллекторов забой оборудуют фильтром или хвостовиком. Фильтры изготовляют из стандартных труб, на которых нарезают вертикальные щели шириной в зависимости от фракционного состава песка. Если ПЗП сложена песками или песчаниками, которые начинают разрушаться при небольших депрессиях на пласт, забой оборудуется специальными гравийно-намывными фильтрами. В ПЗП можно также зака­чивать смолы или пластмассы.

Два вида вскрытия пласта: 1.Первичное вскрытие; 2.Вторичное вскрытие (перфорация). Плотность перфорации рассчитывается исходя из получения максимального количества продукции. Необходимо определить диаметр и количество перфорационных каналов. Используют устройства спускаемые на геофизическом кабеле (перфоратор). Виды перфорации: 1.Пулевая; 2.Торпедная; 3.Куммулятивная; 4.Гидропескоструйная; 5.Сверлящая. Перфорационные виды работ проводят при репрессиях на пласт (не превышает 5-10% от пластового давления в зависимости от глубины скважины). При репрессии на пласт в ПЗП образуется блокирующая зона из пристенной кальматационной и инфильтрационной частей. Пулевая перфорация: Сущность метода: Перфоратор на кабеле спускается в скважину. В корпусе находятся пулевые пороховые заряды. Заряды взрываются и получив высокую начальную скорость и пробивную силу вызывают разрушение металла и цементного камня. Давление в каморе 600-800МПа, что позволяет получить перфорационные отверстия диаметром до 20 мм и длиной до 350 мм. Пули изготавливают из легированной стали и для уменьшения трения движения по каморе покрываютмя медью или свинцом. На один метр длины – 20 выстрелов. Торпедная перфорация: аналогична пулевой. Отличается тем что все торпеды увеличены с 4-5 грамм до 27 грамм и пуля распологается в горизонтальных каналах диаметром 22-32 мм., длина – 100 мм. На один метр – 4 выстрела. Принцип действия: снаряд попадает в горную породу и взрывается в ней и создает каверны и систему трещин.

Кумулятивная перфорация: создается за счет направленного движения струи расширяющегося газа вырывающегося из перфоратора со скоростью 8000-10000м/с и при давлении 30МПа. Под воздействием волн поверхность корпуса плавитсяв тонкую металлическую струю высокой плотности и движется вместе с продуктами взрыва к обсадной колонне с высокой скоростью и делает канал диаметром 8-14мм и глубиной 350мм. Диаметр отверстия зависит от калибра заряда и определяется формой кумулятивной выемки.

Конструкция: стальная герметичная труба в которой по спирали расположены заряды. По исполнению куммулятивные перфораторы бывают: корпусные; безкорпусные; ленточные; одно- и многократного действия, частично или полностью разрушающиеся. Гидропескоструйная перфорация: образование отверстий в колонне за счет абразивного гидромониторного действия песчаножидкостной смеси истекающей из сопла со скоростью 300м/с при давлении 5-30МПа. АП-6М – серийно выпускаемый перфоратор создающий каналы грушевидной формы глубиной 1500мм. Применяется во вскрытии пластов при ОРЭ. Достоинства: отсутствие трещин в цементном камне; точность вскытия пласта; регулирование диаметра и глубины вскрытия; создание надрезов в теле металла по горизонтали и по вертикали и под углом. Сверлящая перфорация: образование каналов посредством сверления тела трубы и цементного камня. Максимальная толщина пласта вскрываемая за один спуск перфоратора: Кумулятивная – 30мм; Торпедная – до 1метра;

Пулевая и Сверлящая – неограниченно.

13. Приборы и аппаратура применяемые при исследованиях газовых и газоконденсатных скважин. Глубинные манометры, термометры….

Глубинные приборы спускаются в скважину с помощью специальных лебедок на проволоке, кабеле или же с колонной труб, специальным инструментом. Для глубинных исследований применяются глубинные приборы следующих разновидностей: 1.Приборы с местной регистрацией измеряемого параметра, которые спускаются в скважину на канате и состоят из датчика и механизма, позволяющего записать величину измеренного параметра на специальном диаграммном бланке.; 2.Глубинные дистанционные приборы, включающие в себя глубинный снаряд, содержат чувствительный датчик с преобразователем и вторичную аппаратуру. Сигнал датчика преобразованный в электрический, по геофизическому бронированному кабелю передается на вторичную аппаратуру, которая, расшифровывает сигнал, показывает или записывает его. Преимущество приборов с местной регистрацией - простота проведения спуско-подъёмных операций из-за малого диаметра проволоки, недостаток - отсутствие информации о работе прибора в скважине. Дистанционные приборы при сложности спуско-подъемных операций обладают преимуществом, что дают постоянную информацию о работе прибора в скважине и величине регистрируемого параметра. Глубинные манометры и дифференциальные манометры:

По принципу действия глубинные приборы для регистрации давления подразделяются на группы: 1. Пружинные, в которых чувствительным элементом служит многовитковая трубчатая (геликсная) пружина (глубинные геликсные манометры).

2. Пружинно-поршневые, элементом, воспринимающим давление служит уплотненный поршень, соединенный с винтовой цилиндрической пружиной. Различают пружинно-поршневые манометры с вращающим и не вращающим поршнями.

3. Пневматические, в основе которых лежит принцип уравновешивания измеряемого давления сжатого газа, заполняющего измерительную камеру прибора. Это так называемые глубинные дифференциальные манометры, регистрирующие приращение давления от какого-то его начального давления.

В зависимости от класса точности манометры бывают образцовые и рабочие. Манометры на давление 0,03 – 1 МПа – чувствительный элемент Сильфон (гармониковая мембрана, либо пластинчатая мембрана). Для поверки манометров используют грузопоршневые манометры на давление. Для измерения низких давлений используют дифференциальные манометры. В расходомерах определяющих расход газа используют диф. манометры: 1.Трубножидкостные; 2.Поплавковые; 3.Мембранные; 4.Сильфонные. Диф. манометры марок ДП-430 и ДП-630 измеряют давление от 40 мм до 0,1 мм рт.ст. Измерение температуры: используют жидкостные стеклянные термометры: 1.Спиртовые (для замера низких температур до -100⁰С); 2.Ртутные (от -38⁰С до 500⁰С). Ртутные термометры бывают: 1.Палочные; 2.С вложенной шкалой; 3.Угловые и контактные. Палочные с вложенной шкалой относят к максимальо показывающим. Манометрические термометры – для регистрации температуры во времени (чувствительный элемент – термобаллон). Используются термометры сопротивления (изготавливаются в зависимости от диапазона температур). Платиновые – от -200⁰С до +600⁰С.; Медные – от -50⁰С до +180⁰С.

Устройства для измерения расхода газа – расходомеры переменного, равномерного перепада давления. Перепад давления создается из-за протекания вещества через дроссель. В конструкции используется три элемента: 1.Сужающее устройство внутри трубопровода, создающее перепад давления в зависимости от расхода; 2.Соединительные трубки передающие перепад давления от сужающего устройства в дифманометр. Для измерения больших расходов газа при высоких скоростях используют Диафрагменный Измеритель Критического Течения. При малых давлениях используется трубка ПИТО.

14. Исследование пластов и газовых скважин. Общие положения. Обвязка газовых скважин….

Исследование газовых пластов и скважин проводят при: 1.Опытной и промышленной эксплуатации для получения исходных данных для оценки запасов газа, проектирования разработки месторождений, обустройства промысла, установления технологического режима работы скважин, оценки эффективности работ по интенсификации и контроля за разработкой и эксплуатацией. Исследование пластов и скважин осуществляется гидродинамическими и геофизическими методами. Ряд параметров пласта определяют по кернам. Параметры пласта, определяемые при помощи геофизических методов и данных кернов, характеризуют участок пласта, прилегающий к стволу скважины. На основе результатов гидродинамических методов исследования определяются: средние параметры в ПЗП и УЗП; условия движения газа в пласте и стволе скважины; условия накопления и выноса жидкости и механических примесей из забоя скважины; технологический режим работы скважины.

Гидродинамические методы определения параметров пласта, основаны на решении так называемых обратных задач гидрогазодинамики, и базируются на результатах исследований, полученных при стационарных и нестационарных режимах фильтрации флюидов.

Методы исследования скважин подразделяются на следующие виды: 1. Испытания в условиях стационарной фильтрации газа при различных режимах работы скважины; 2. Испытания в условиях нестационарной фильтрации газа, которые в свою очередь состоят из обработки: - КВД во время остановки скважины; - кривых перераспределения дебита газа при постоянном давлении на забое или устье; - кривых перераспределения забойного давления при постоянном дебите газа. По своему назначению испытания газовых скважин подразделяются на: 1. Первичные - проводят на разведочных скважинах после окончания бурения с целью выявления их добывных возможностей.

2. Текущие - проводят для установления и уточнения технологического режима работы скважины, текущей проверки параметров ПЗП и скважины (один раз в год или чаще, в зависимости от условий работы скважин).

3. Контрольные - которые проводятся периодически для проверки качества текущих исследований, определения параметров пласта для составления проекта разработки и анализа разработки месторождения.

4. Специальные - проводятся перед остановкой скважины на ремонт или при выходе её из ремонта, перед консервацией и при расконсервации, до и после работ по интенсификации притока газа. К специальным видам исследования также относятся испытания газоконденсатных скважин и испытания, проводимые с целью выяснения влияния засорения призабойной зоны глинистым раствором, а также испытания по определению скопления жидкости в стволе и призабойной зоне при различных условиях работы скважины. Исследования на газоконденсатность должны включать в себя следующие определения:

- количество выделяющегося в сепараторах конденсата (сырого и стабильного) в см³/м³ природного газа при различных давлениях и температурах, его состав;

- количество пропана, бутанов и жидких углеводородов (С_5+выс.), остающихся в растворенном состоянии в газе, выходящим из сепаратора, в зависимости от температуры и давления в нём; - изотермы конденсации для пластового газа; - давление максимальной конденсации; -состав пластового газа и потенциальное содержание в нём жидких углеводородов; - фазовое состояние газоконденсатной системы в пластовых условиях; - давление начала конденсации в пласте; - количество выделяющегося конденсата при движении природного газа от забоя к устью скважины; - количество жидкой фазы, выделяющейся из отсепарированного газа при температурах и давлениях газопровода.

В процессе проведения гидрогеологических исследований необходимо определять: 1.Статические уровни в скважине и закономерность их распределения по площади; 2.Индикаторные характеристики по каждой скважине; 3.Гидрохимические показатели (По Пальмеру или Сулину); 4.Газонасыщенность и газовый состав подземных вод; 5.Температурную характеристику водоносных комплексов.

Принципиальная схема оборудования устья скважины, не подключенной к установке по подготовке природного газа: 1.газовая скважина; 2.фонтанная арматура; 3.лубрикатор; 4.лебёдка; 5.сепаратор; 6.ёмкость для замера жидкости; 7.ДИКТ; 8.факельная линия; 9.манометры; 10.термометр; 11.глубинный прибор; 12.крепление выкидной линии; 13.линия ввода ингибитора.

Схема обвязки, требует оборудования устья скважины лубрикатором, образцовыми манометрами, термометрами и подключения исследуемой скважины к линии испытания. Расход газа определяется по данным расходомера, установленного на линии испытания.

Date: 2016-05-14; view: 1340; Нарушение авторских прав