2) Здійснюють обв’язку наземного обладнання.

3) Опресовують нагнітальні лінії і газопроводи.

Потрібну кількість кислотного розчину закачують цементувальним агрегатом ЦА-400, а компресором УКП-8-80 закачують газ. В аераторі газ і конденсату

8

7

10 9 11 12

2

14 6 1 3

17

6 16

15 17

5

4

Рисунок 6.1 – Схема обв’язки обладнання 18

при проведенні СПКО. 13

свердловина 13 - компресор

факельна лінія 14- ємність з водою

амбар 15 - ємність з ПАР

зворотній клапан 16 - аератор

ємність з кислотним розчином 17 - всмоктуючі лінії

агрегат ЦА – 400 18 - нагнітальні лінії.

кислотовоз

ємність з конденсатом

агрегат ЦА – 320

бочковоз з метанолом

пожежна машина

бочковоз з водою

кислотний розчин перемішуються, в результаті чого утворюється піна. Аерований кислотний розчин закачують в свердловину агрегатом ЦА-400.

Аератор являє собою дві насосно-компресорні концентрично розміщені одна в одній труби діаметром 100 і 50 мм. Кислотний розчин з ПАР подають в кільцевий простір між трубами, а газ нагнітають в 50 мм трубу, що має отвори. До зовнішньої труби аератора приєднується вихідна лінія ЦА-400, а до внутрішньої вихідна лінія компресора УКП-8-80.

5) Агрегатом ЦА-320 закачують потрібну кількість метанолу.

6) Агрегатом ЦА-400 закачують необхідну кількість піноутворювача і води.

7) Закачку кислотного розчину проводять при мінімальній подачі ЦА-400 при відкритому затрубному просторі.

8) Після заповнення НКТ спиртопінокислотним розчином затрубний простір закривають і продовжують закачку в свердловину решти розчину. Потім розчин продавлюють конденсатом і витримують свердловину під тиском протягом 1,5-2 години. Після цього свердловину освоюють закачкою суміші водного розчину ПАР і газу, де Рг – тиск на гирлі свердловини в трубах, МПа.

Приймаємо Рг.кп = Рг.м = 0,1 МПа

МПа

МПа

Як бачимо, тиск при зворотній закачці піни більший від тиску при прямій закачці піни на 0,43 МПа.

При відключенні цементувального агрегату і компресора відбувається вирівнювання гідростатичного тиску в трубах і кільцевому просторі і середній градієнт втрат тиску від дії гідростатичного стовпа в свердловині складає:

Па/м (6.31)

Па/м

Вибійний тиск в цьому випадку становитиме:

МПа (6.32)

МПа

Вибійний тиск в заглушеній до гирла водою свердловині:

МПа (6.33)

МПа

Таким чином за рахунок заміни в свердловині води на піну вибійний тиск знизився на 7,4 МПа.

2.6 Технологія і техніка запроектованого способу дії на приви- бійну зону пласта. Організація і послідовність

виконання робіт на свердловині.

Технологія спиртопінокислотної обробки полягає:

Організація і послідовність виконання робіт.

1. На свердловині встановлюють 4 ємності. Перша об’ємом 10 м3 – для конденсату, друга об’ємом 5 м3 – для ПАР, третя об’ємом 50 м3 – для кислотного розчину.

2. На свердловину переганяють кислотовоз, бочковоз з водою, бочковоз з метанолом, два агрегати ЦА-400, один агрегат ЦА-320 і компресор УКП-8-80.

На свердловині встановлюють аератор.

Процес проведення СПКО обов’язково забезпечують пожежною машиною.

Згідно схеми, приведеної на рис. 6.1, проводять обв’язку обладнання.

Опресовують нагнітальні лінії на півторакратний робочий тиск, а газопроводи на максимальний тиск компресора.

Завозять на свердловину 6,22 м3 конденсату.

Здійснюють підготовку свердловини до проведення СПКО. НКТ встановлюють в зоні нижніх отворів перфорації, гирло свердловини обладнують для закачки кислотою розчину в пласт.

Агрегатом ЦА-400 закачують 4,8 кислотного розчину в НКТ при відкритому затрубному просторі. Закачку проводять при мінімальний подачі агрегату.

Одночасно з закачкою кислотного розчину компресором УКП-8-80 нагнітають 26,5 м3 газу.

Агрегатом ЦА-320 закачують 4,92 м3 метанолу, а агрегатом ЦА-400 закачують 0,5 м3 ПАР.

Після заповнення НКТ спиртопінокислотним розчином затрубний простір закривають і продовжують закачку в свердловину решти розчину.

Конденсатом в об’ємі 6,22 м3 продавлюють розчин в пласт.

Витримують свердловину під тиском 1,5-2 години.

Одночасно при допомозі компресора УКП-8-80 і агрегату ЦА-400 подають в аератор газ і водний розчин ПАР та освоюють свердловину.

Протягом доби здійснюють неперервну продувку свердловини.

2.7. Розрахунок прогнозної ефективності запроектованого

способу дії на при вибійну зону пласта.

Для встановлення ефективності проведення спиртопінокислотної обробки визначимо, наскільки збільшився дебіт свердловини після СПКО. Для цього скористаємось формулою:

(6.34)

Пспко – ефективність проведення СПКО;

Q1 – дебіт свердловини до проведення СПКО, тис.м3/добу;

Q2 - – дебіт свердловини після проведення СПКО, тис.м3/добу.

Q1 = 10 тис.м3/добу.

Rспко – радіус обробки, м;

Rкон – половина середньоарифметичної відстані між свердловинами. Приймаємо Rкон = 150 м;

кзб - коефіцієнт збільшення проникності після СПКО.

Досвід проведення попередніх обробок показує, що кзб = 2,53,5. Приймаємо кзб = 3.

Тоді проникність ПЗП після СПКО

кспко = кпл* кзб = 0,5 * 10-9 * 3 = 0,15*10-9 м2

Радіус розробки визначимо за формулою:

, м (6.35)

W – загальний об’єм кислотного розчину, м3;

h – товщина пласта, м;

rc – радіус свердловини, rc = 0,1 м;

W = 50 м3; h = 125 м; m = 0.15

м

Ефективність проведення СПКО

Значить дебіт свердловини після СПКО

Q2 = Q1. Пспко = 10*2,4 = 24 тис.м3/добу.

Отже ефективність проведення СПКО становить 2,4. Дебіт свердловини № 130 в результаті СПКО збільшився в 2,4 рази або зріс на 14 тис.м3/добу.

3. Проектування заходів по інтенсифікації виносу рідини з газових свердловин (боротьба з корозією обладнання, гідратоутворенням, солевідкладеннями і т.д.).

3.1. Аналіз умов експлуатації свердловин покладу і обгрунтування необхідності застосування методів інтенсифікації

виносу з них рідини.

Шебелинське ГКР знаходиться в заключній стадії розробки, характерною особливістю якої є зниження дебітів газу внаслідок накопичення рідини на вибої свердловин. По даним ШГПУ в 1980 році близько 130 свердловин в різній степені були обводнені: 80 з них експлуатуються з періодичними зупинками