Министерство общего и профессионального образования РФ

Тюменский Государственный Нефтегазовый Университет

Кафедра РЭНиГМ

Реферат

«Особенности безгидратной эксплуатации газоконденсатных скважин»

Выполнил студент

Группы НГР-96-1

Принял профессор

Телков А.П.

Тюмень 1999 г.

1.Оценка эффективности методов предупреждения гидратообразования при испытании газоконденсатных скважин

Как известно, освоение и эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин на месторождениях севера Тюменской области сопровождается интенсивным гидратообразованием в стволе скважины, устьевой запорной арматуре, шлейфах и других наземных коммуникациях. Некоторыми учеными были рассмотрены способы предупреждения гидратообразования и ликвидации гидратных пробок. Ниже приводятся данные, которые будут способствовать выбору оптимальных условий эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин неокомских залежей, характеризующихся низкой и средней продуктивностью.

Прежде всего, необходимо установить, при каких условиях для данных залежей на глубинах 2300—3000 м наступает безгидратный режим работы вследствие прогрева ствола скважин восходящим потоком газа. В этом отношении характерно освоение скв. 58 Уренгойского месторождения и скв. 37
Заполярного месторождения.

В скв. 58 после замены глинистого раствора водой и снижения ее уровня в колонне получен газоконденсатный фонтан из интервалов 2885—2898 и 2915—
2923 м. Отработка скважины велась по затрубному пространству через 2,5- дюймовые трубы в течение 13,5 часов и по НКТ через штуцер диаметром 22 мм —
4,5 часа. Затем скважина исследована на продуктивность, результаты приведены на рис. 1. Из рисунка видно: освоение и исследование на всех этапах работы проводились в безгидратном режиме (кривая
«давление—температура» на режимах проходит выше и правее равновесной гидратообразования).

Рис. 1.
Рис. 1. Результаты исследования скв. 58 Уренгойской площади кривые: 1 — зависимость устьевой температуры от дебита;

2 — равновесная гидратообразования;

3,4 — зависимость устьевой температуры от давления газа;

В скв. 37 на глинистом растворе с удельным весом 1,2 г/см3 зарядами
ПКС-105, с плотностью 7 отверстий на 1 погонный метр вскрытой мощности, перфорирован интервал 2878—2885 м. Приток после спуска НКТ на глубину 2882 м вызван сменой раствора на воду, понижением уровня воды в колонне путем свабирования с одновременной подкачкой воздуха в затрубное пространство компрессором низкого давления. После понижения уровня скважину остановили на приток при закрытом на устье затрубном пространстве. Через 14 часов при устьевом давлении 160 кгс/см2 произошел прорыв газа под башмак НКТ и скважина перешла на фонтанирование газоконденсатом. В отличие от скв. 58 здесь на всех режимах работы отмечалось гидратообразование на глубинах ниже
190—450 м. что подтверждалось спуском глубинных приборов. Для ликвидации гидратов и предупреждения их образования при остановке скважины в НКТ закачивали раствор хлористого кальция с удельным весом 1,2 г/см3.
Результаты освоения и исследования представлены на рис.2.

В связи с тем, что по этой скважине не определен состав пластового флюида и равновесную гидратообразования непосредственно рассчитать невозможно, для ориентировочной оценки использованы данные по аналогичным объектам скв. 1 того же месторождения (интервал 2614—2618 и 2365—2374 м).
Как видно из рисунка, .термодинамические условия в стволе остановленной скважины благоприятствуют гидратообразованию в интервале 100—600 м, а на устье работающей — на протяжении всего периода исследований.

Рис.2
Рис. 2. Результаты исследования скв.37 Заполярной кривые: 1 — термодинамические условия по стволу остановленной скважины;

2,3 — зависимости устьевой температуры от дебита и давления соответственно;

4,5 — равновесные гидратообразования для состава газа из скв.1
Заполярной площади.

На основе сопоставления рассмотренных примеров можно предположить: при дебитах свыше 150—200 тыс. нм3/сут. скважины будут работать в безгидратном режиме за счет прогрева ствола восходящим потоком газа. Это подтверждается опытом растепления газоконденсатной скв.1 Ямбургского месторождения. При дебитах же до 50—100 тыс. нм3/сут., как правило, отмечается гидратообразование различной интенсивности, для предупреждения которого в скв.10 Западно-Таркосалинской площади проверялась опытным путем эффективность инъекции антигидратного ингибитора в призабойную зону пласта перед вызовом притока. В этой скважине в отложениях усть-балыкской толщи готерив-барремского яруса вскрыт перфорацией интервал 2446—2455 м. По промыслово-геофизическим данным объект испытания характеризуется отрицательной амплитудой потенциала СП в 55 мВ, положительным приращением по микрозондам, сужением ствола скважины по каверномеру, кажущимися сопротивлениями, равными по импульсному каротажу 8-18, боковому—23—30 и микробоковому — 25—32 Ом-м. При испытаниях из этого интервала получен фонтанирующий приток газоконденсата. Скважина исследована на продуктивность и газоконденсатность. Впоследствии планировалось также провести пробную эксплуатацию на режиме с дебитом газа 25,4 тыс. нм3/сут, что практически соответствовало бы производительности при свободном фонтанировании.

При исследовании скважины в НКТ отмечались отложения гидратов на глубинах 320—450 м, для ликвидации которых применялись закачка раствора хлористого кальция высокой концентрации и продувка в атмосферу из-под накопления. Попытки вывести скважину на устойчивую работу на планируемом режиме пробной эксплуатации в течение 22 суток оказались безуспешными из-за постоянного гидратообразования.

Для обоснования режима безгидратной эксплуатации произвели глушение скважины 2 % раствором хлористого кальция, а затем нагнетание в пласт 13.4 м3 раствора хлористого кальция 20%(масс.) концентрации. Как показало повторное освоение, скважина фонтанировала без заметного гидратообразования и на режиме с дебитом газа около 11 тыс. нм3/сут работала в течение 9 суток. За это время с профилактической целью в неподвижный газ через лубрикатор каждые 4 часа закачивали 20 л раствора хлористого кальция 30%- ной концентрации. В результате выяснилось: инъекция антигидратного ингибитора в призабойную зону способствовала осушке пласта и резко снижала гидратообразование в малодебитных газоконденсатных скважинах, поэтому данный способ рекомендуется как эффективное средство борьбы с гидратами.