Презентация эксплуатация газа.ppt
- Количество слайдов: 13
Разработка и эксплуатация шельфовых месторождений
Подсчет запасов объемным методом
Текущая эксплуатация Снижение пластового давления и дебита, относительно большие диаметры лифтовых колонн не всегда обеспечивают необходимые условия для выноса жидкости из ствола скважин. Накопление воды приводит к увеличению фильтрационных сопротивлений, дальнейшему снижению дебита и в итоге к остановке (самозадавливанию) скважин. Процесс обводнения скважин является одной из наиболее серьезных проблем, влияющих на продуктивные возможности скважины. 4
Мероприятия по поддержанию проектного уровня добычи В результате дальнейшего истощения пластовой энергии и увеличения накопления жидкости на забоях, проблемы связанные с установлением оптимальных технологических режимов работы скважин будут усугубляться. Применяемые методы удаления жидкости с забоя скважин продувка ствола скважины 5 применение пенообразователя замена НКТ плунжерный лифт концентрический лифт подача газа в затрубное пространство
Продувка ствола скважин в атмосферу На УКПГ 6 Это наиболее часто применяемый в настоящее время способ очистки забоя скважины от скопившейся жидкости. Продувки скважин в атмосферу не позволяют достичь продолжительного эффекта, до 90 % скважин, работающих в режиме самозадавливания, требуют проведения продувок с периодичностью менее 15 суток. Продувка ствола скважин является наиболее простым с точки зрения используемого оборудования, техники и материалов мероприятием. Недостатки: потеря добычи газа при продувках около 12. 5 млн. м 3 в год; выброс газа в атмосферу (около 18 млн. м 3), плата за загрязнение окружающей среды; работа скважин при продувке с дебитом и депрессией на пласт выше допустимых.
ПРС (закачка жидкого ПАВ) На Комсомольском месторождении с целью интенсификации добычи газа применяются два вида технологий удаления жидкости из скважины с применением жидкого ПАВ: 1 Обработка ПЗП жидким ПАВ с последующей продавкой в пласт метанола. Технология обработки ПЗП скважины жидким ПАВ заключается в следующем: скважина отрабатывается на «факел» и останавливается, закачивается и продавливается в пласт с применением компрессора 2 м 3 раствора ПАВ, затем скважина отрабатывается на «факел» в течение 12 ч и пускается в работу. При необходимости после отработки скважины на «факел» закачивается и продавливается в пласт метанол в объеме от 3 до 5 м 3. Средний эффект от обработки жидкими ПАВ составляет 105 дней. 2 Обработка ПЗП жидким ПАВ (2 % раствор ПАВ «Морпен» на основе Ca. Cl 2 ); Принцип очистки забоя скважины – образование пены, т. е. уменьшение плотности жидкости и создание условий для её удаления Достоинства метода: исключение продувок газа в атмосферу; простота применения, высокая технологичность. Недостатки: необходимость проведения специальных исследований для подбора работоспособной концентрации; наличие постоянных текущих затрат; необходимость утилизации ПАВ, попавшего в систему сбора и подготовки газа; технология эффективна не на всех скважинах. 7
Замена НКТ Эксплуатационные скважины восточного купола оснащены лифтовыми колоннами диаметром: 168 мм – 81 скважина, 114 мм – 11 скважин, 127 мм – одна скважина. Скважины западного, северного и центрального куполов эксплуатируются по беспакерной схеме. В скважины спущены лифтовые колонны из гладких насосно-компрессорных труб 114 мм. Глубина спуска лифтовых колонн - в основном до верхних отверстий интервала перфорации. Преимущества: скважина не нуждается в обслуживании длительное время (на срок до нескольких лет); обеспечение проектных депрессий на пласт, снижение пескопроявлений; обеспечение более высокого процента извлечения газа из пласта. Недостатки: высокая стоимость материалов, замена возможна при КРС; увеличение гидравлического сопротивления при движения газа по НКТ по сравнению с лифтами большего диаметра. 8
Концентрический лифт SMART SKID (ZEDI) QЦЛК УК – управляющий клапан QМКП Основная лифтовая колонна Ду=168 Центральная лифтовая колонна Ду=60 Факельная линия Узел замера «Пингвин» На УКПГ Скважины оборудуются специальной фонтанной арматурой отечественного производства и комплексами “Smart. Skid”, поставленными канадской фирмой ZEDi Inc. Эксплуатация скважины, оборудованной концентрическим лифтом, осуществляется одновременно по центральной лифтовой колонне меньшего диаметра (60 мм) и межколонному пространству между центральной и основной диаметром 168 мм лифтовыми колоннами. Установка работает следующим образом: при скорости потока газа ниже критической управляющий клапан (УК) комплекса “Smart-Skid” автоматически частично перекрывает поток газа из межколонного пространства таким образом, чтобы поток газа по центральной лифтовой колонне двигался со скоростью выше критической и обеспечивал вынос жидкости. Автоматика поддерживает оптимальный режим работы скважины. Достоинства системы: Ø снижение до 10 раз количества газа на продувку ствола скважины, исключение потерь добычи продувках; Ø исключение работы скважины с превышением допустимого дебита и депрессии на пласт; Ø автоматизация процесса удаления пластовой жидкости с забоя. Недостатки: Ø высокая стоимость оборудования, низкая рентабельность системы (для получения разумных сроков окупаемости необходим прирост добычи газа на 42 тыс. м 3/сут) Ø отказы оборудования при низких температурах окружающего воздуха; Ø 9 приспособленность системы к работе с пескопроявлениями не (необходимость в частой замене противопесчаных фильтров)
Плунжерный лифт Процесс удаления жидкости из газовых скважин плунжером типа «летающий клапан» (далее ЛК) заключается в периодически повторяющихся циклах спуска и подъема ЛК по колонне лифтовых труб. Для удаления жидкости ЛК помещают в лифтовую колонну между нижним и верхним ограничителями хода плунжера. Летающий клапан состоит минимум из 2 -х независимых элементов - шара (отделяемый элемент, расположен внизу) и цилиндрического корпуса (в лифтовой колонне расположен всегда над шаром). В скважине корпус и шар один за другим (за счет избыточной массы) опускаются до нижнего ограничителя. На нижнем ограничителе корпус и шар соединяются. В результате проходное сечение для газа по трубе существенно ограничивается «летающим клапаном» и газ, поступающий в лифтовую колонну, поднимает ЛК (шар и корпус) к устью скважины. Часть газа во время подъема проходит в кольцевом зазоре, образованном между наружной поверхностью корпуса и трубой. Во время подъема этот газ выдувает из кольцевого зазора жидкость, которая находится выше ЛК и стремится стечь по зазору вниз 10
Плунжерный лифт Достоинства метода: сравнительно низкая стоимость оборудования и работ по установке; кратное снижение количества газа на продувку ствола скважины, исключение потерь добычи газа и превышения дебита и депрессии на пласт при продувках. Недостатки метода: низкий ресурс плунжера и шара; высокая трудоемкость работ по установке нижнего ограничителя при отсутствии пакера или спецмуфты; высокие требования по геометрическому совершенству фонтанной арматуры и НКТ; невысокая сложившаяся эффективность; нестабильная работа, частые отказы при низких температурах окружающей среды. 11
Подача газа в затрубное пространство 12 В качестве одного из альтернативных мероприятий для обеспечения стабильной работы низкодебитных скважин предлагается закачка в затрубное пространство газа, подаваемого с выхода ДКС. Суть технологии заключается в увеличении скорости движения газа по НКТ за счет подачи газа высокого давления в затрубное пространство. Преимущества технологии: в скважине отсутствуют подвижные элементы; установка практически не требует обслуживания; высокая достигнутая эффективность. Недостатки: невозможность использования при наличии пакера; высокая чувствительность к давлению газа подаваемого по шлейфу на закачку; изменение обвязки устья скважины для реализации технологии; подогрев подаваемого с ДКС газа с использованием устьевого подогревателя газа в зимнее время; высокая стоимость СМР для скважин оборудованных одним шлейфом.
Расчет минимального дебита газовых скважин подверженных самозадавливанию
Презентация эксплуатация газа.ppt