е) опресовують нагнітальні лінії на 1,5 кратний робочий тиск, а газопроводи – на максимальний тиск компресора;

є) привозять на свердловину 3,55 м3 конденсату

ж) готують свердловину до проведення СПКО. НКТ встановлюють в зоні нижніх отворів інтервалу перфорації, гирло свердловини обладнують для закачування кислотного розчину в пласт;

з) агрегатом ЦА-400 закачують 1,5 м3 кислотного розчину в НКТ при відкритому затрубному просторі. Закачування проводять при мінімальній подачі агрегату, далі закривають засувку на затрубному просторі і продовжують закачку;

і) одночасно із закачуванням кислотного розчину компресором УКП-8-80 нагнітають 32,3 м3 газу;

ї) агрегатом ЦА-320 закачують 0,012 м3 метанолу, а агрегатом ЦА-400 закачують 0,015 м3 ПАР;

к) після заповнення НКТ спирто-піно-кислотним розчином закривають затрубний простір і закачують в свердловину решту розчину;

л) конденсатом в об’ємі 3,55 м3 продавлюють кислотний розчин в пласт;

м) освоюють свердловину після витримки під тиском протягом 2 год;

н) протягом доби здійснюють неперервну продувку свердловини.

7 ПРОЕКТУВАННЯ ЗАХОДІВ ПО БОРОТЬБІ З УСКЛАДНЕННЯМ ПРИ ЕКСПЛУАТАЦІЇ ГАЗОВИХ СВЕРДЛОВИН

7.1 Аналіз умов експлуатації свердловин покладу і обґрунтування необхідності застосування методів боротьби з ускладненнями в процесі їх експлуатації

Для приготування пінокислотних розчинів застосовують соляну кислоту з концентрацією 10 % - 15 %, 20 % - 25 %.

В залежності від кожного типу компресора і високої карбонатності ми застосовували 15 % соляну кислоту.

Спіненню піддають не тільки розчини соляної кислоти, а і суміші її з фтороводневою кислотою. Для підвищення стійкості піни використовують стабілізатори із 10 % розчином соляної кислоти. Найбільш стійку піну отримують при добавках 1 % піноутворювача і 15 % стабілізатора.

Для керування кислотного розчину можна застосовувати повітря, азот чи газ. Кислотна піна, приготовлена з використанням повітря, різко збільшує корозійну активність кислоти. Тому краще використовувати азот, природній газ або димові вихлопні гази. Для зниження корозійної активності застосовують розчин 0,1 % і 0,4 % інгібіторів КІ і іі-А. Особливістю технології закачки кислотної піни в пласт є використання ежектора в який повітря подається компресором. При наявності компресорів високого тиску піну можна закачувати в пласт без ежектора.

При використанні невеликих об’ємів піни її закачують в свердловину при відкритому затрубному просторі, а потім продавлюють в пласт рідиною, яка закачують насосним агрегатом. Після проведення СПКО свердловину необхідно освоїти тобто провести роботи, метою яких є отримання промислового припливу газу. Для освоєння і отримання приливу рекомендується використовувати метод освоєння з допомогою піни. При використанні піни для інтенсифікації винесення рідини в значних межах регулюється її густина. Це створює сприятливі умови для її протитиску на пласт. Для інтенсифікації винесення рідини будемо використовувати двофазну піну, що складається з водного розчину ПАР і газу. В якості ПАР рекомендується використовувати неоном АФ-09-12.

7.2 Характеристика сучасних методів боротьби з ускладненнями в роботі газових свердловин і відбір раціонального способу для умов покладу

Всі методи боротьби з обводненням можна розділити на три групи.

Методи першої групи основані на попередженні надходження води на вибій свердловини і включають:

- селективне розкриття газоносних пластів;

- ізоляційні роботи для від’єднання обводненних пропластків, установки екранів в пластах з підошовною водою, ліквідація заколонних перетоків і негерметичності експлуатаційної колони;

- експлуатація свердловин із заниженими дебітами газу при яких виключається надходження на вибій пластової води;

- обробку привибійної зони газовіддаючих пластів з метою зниження робочих депресій на пласт.

До другої групи відносяться методи звільнення стовбуру свердловини від рідини без підйому на поверхню:

- періодичні зупинки свердловини для поглинання пластом рідини, яка накопичується на вибої;

- проведення внутріньосвердловинної сепарації води від газу з наступним перетоком її під дією гідростатичного тиску або закачуванням з допомогою насосних агрегатів у розміщенні нижче по розрізу водопоглинаючі пласти, без додатку ПАР або з додатковим введенням в воду ПАР для збільшення швидкості фільтрації її в пласт.

До третьої групи належать методи звільнення стовбуру свердловини від рідини шляхом підйому її на поверхню.

При ізоляції в газових свердловинах обводнених пропластків виключається можливість регулювання просування в поклад пластової води і видобутку защемленого газу з обводнених зон. В умовах тонкошаруватості будови пластів, якою характеризуються дашавські відклади, ізоляційні роботи можуть призвести до від'єднання газонасиченої товщини продуктивного розрізу. Обводнені пропластки в ряді випадків є також основними каналами надходження газу в свердловину. Тому їх ізоляція призводить до істотного зменшення дебітів газу. Через ці причини проводити ізоляційні роботи в свердловинах Більче-Волицького газового родовища не рекомендується.

Застосування методів другої групи з перепуском води можливе при наявності в розрізі родовища виснажених покладів або водопоглинаючих горизонтів, в які можна було утилізувати пластову воду. Більче-Волицьке газове родовище немає в розрізі подібних горизонтів, ому методи другоої групи не підходять для вирішення проблем з обводненням.

Відомі методи експлуатації обводнених газових свердловин поділяються на газ гідродинамічні, фізико-хімічні, механізовані.

Газогідродинамічні методи основані на використанні природної енергії пластового газу для виносу рідини з свердловини шляхом підтримання необхідних швидкостей руху газу на вході в ліфтові труби. (за рахунок зменшення тиску гирлі або діаметра ліфтових труб чи збільшення витрат газу) і зниження витрат тиску в стовбурі свердловини (за рахунок створення в ліфтових трубах однорідної структури газорідинного потоку).

До них належать:

- вибір раціональної конструкції ліфтових труб (діаметра і глибини спуску);

- застосування комбінованої (ступінчастої) колони ліфтових труб різного діаметру;

- зниження тиску на гирлі свердловини за рахунок введення в експлуатацію компресорної станції (КС) або застосування ежекторних пристроїв;

- періодичні продувки свердловин у викидну лінію за допомогою автоматичних пристроїв типу „Вибій” та інших призначених для повного чи часткового припинення