Рисунок 3.3 Схема обв’язки гирла свердловин на Комишнянському ГКР з метою ефективності захисту від корозії

3.3 Технологічні режими експлуатації свердловин та основні ускладнення в їх роботі.

Початкова стадія розробки Комишнянського газоконденсатного родовища характеризується зниженням пластової енергії і супроводжується цілим рядом ускладнень, які пов’язані в основному з низькими дебітами свердловин, корозією та ерозією підземного та наземного обладнання, що пов’язано із значним вмістом корозійних компонентів.

На даній стадії розробки експлуатаційний фонд свердловин збільшився із 1 одиниці (станом на 0.1 0.1 1995 р.) до 5 (станом на 0.1 0.1 2006 р.). На даному етапі розробки свердловини експлуатуються з робочим дебітом від 0,2 до 174 тис.м3/д. при робочому тиску від 33.1 до 14.4 МПа.

Таблиця 3.2 Технологічні режими роботи свердловин Комишнянського ГКР на третій квартал 2006 року

№п

/п | №

Свердлов

ини | Діаметр

експлуатацій

ної

колони

Dекспл, мм | Діаметр НКТ d, мм | Глибина

спуску

НКТ

L, м | Інтервал перфорації,

м |

Пластовий тиск

Рпл,МПа | Дебіт

свердловини

q, тис.м3/д. | Депресія тиску на

пласт

Р,

МПа | Устьовий тиск Ру,

МПа | Вибійний

тиск Рвиб, МПа | Режим

Роботи

свердловин

и

1 | 2 | 140*168 | 73/60 | 4970 | 4997-4983 | 46,9 | 0,5 | 13,8 | 12 | 33,1 | P=const

2 | 488 | 140*168 | 73/60 | 5072 | 5135-5090 | 38,6 | 0,2 | 9,29 | 12 | 29,4 | P =const

3 | 9 | 140*168 | 73 | 5271 | 5324-5300 | 51,0 | 0,1 | 15,7 | 12 | 35,2 | P =const

4 | 50 | 140*168 | 73 | 5099 | 5112-5176 | 53,1 | 169 | 5,8 | 20 | 47,2 | P =const

5 | 52 | 140*168 | 73/89 | 5213 | 5207-5187

5225-5239 | 52,6 | 10 | 11,2 | 15 | 41,4 | P =const

3.4 Характеристика методів дослідження свердловин покладу. Обробка результатів дослідження свердловин.

Одною з основних завдань дослідження свердловин є визначення фільтраційних опорів привибійній зоні пласта. Види досліджень в свердловині, їх об'єми і періодичність проведення регламентуються проектом розробки.

Промислові дослідження свердловин на продуктивність було проведено по св.2 (гор.В-16н,В-17вЗ), св.9 (гор.В-19, В-20н+В-21в), св.16 (гор.В-17н2), св.424 (гор.В-22в+22н), св.488 (гор.В-22в+22н, В-21н. В-20н,В-21в, В-16н).

Обробку результатів досліджень свердловин на продуктивність проведено за спрощеними загальноприйнятими методиками.

При обробці результатів у багатьох випадках отримано коефіцієнти С. Це може бути пояснено не відновленням вибійних тисків, враховуючи можливість наявності стовбура рідини на вибої у зв'язку з низькими швидкостями руху потоку газу. Вибійні тиски у цих випадках на кожному із режимів відрізняються на величину

(3.1)

Індикаторна крива у цьому випадку описується рівнянням:

(3.2)

(3.3)

та не проходить через початок координат і відсікає на осі ординат величину

за допомогою якого і визначають

(3.4)

За відомим та формулою (3.4) визначають для кожного режиму. Потім в координатах () від Q будують нову індикаторну криву. Таким чином позбавляються коефіцієнта С. Для перевірки вірності визначення А і В будуЮТЬ криву (Р2пл – Р2виб) / Q від Q.

У таблиці 3.3 приведено результати обробки промислових досліджень свердловин на продуктивність.

Слід відмітити, що горизонти, які досліджувались, характеризуються низькою продуктивною характеристикою та відповідно високими коефіцієнтами фільтраційних опорів.

Коефіцієнти проникності визначались за формулою:

При проведенні досліджень було знято криві відновлення вибійного тиску по св.2.

Таблиця 3.3 Результати промислових досліджень на продуктивність

Горизонт | № св. | Дата

дослідження | А,

МПа2доб

тис м3 | В*10-3,

(МПа доб)2

тис м3 | Коефіцієнт

проникності,

k,мкм2

10-3

В-17в3 | 2 | 18.12.86 | 18,20 | 0,0034 | 0,57

В-16н | 2 | 23.10-13.11.87 | 97,34 | 0,001 | 0,71

В-20н+В-21в | 9 | 27.03.89 | 11,48 | 0,021 | 1,28

В-19 | 9 | 28.09.89 | 41,59 | 1,31 | 1,11

В-17н2 | 16 | 26.02.87 | 14,25 | 0,0021 | 3,39

В-22н+22в | 424 | 09.07.86 | 34,93 | 0,088 | 0,57

В-22н+22в | 488 | 17.01.84 | 50,09 | 0 | 0,54

В-21н спіл.з

В-22в+22н | 488 | 29.06.84 | 24,48 | 0,15 | 1,95

В-16н | 488 | 27.06.85 | 25,67 | 0,39 | 1,45

3.5 Висновки про стан експлуатації свердловин і рекомендації щодо його покращення.

Однією з основних причин зниження продуктивності газоконденсатних свердловин є низька продуктивність пластів, кальматація привибійної зони в процесі закінчення свердловин при бурінні та капремонті, накопичення рідини на вибої через недостатню швидкість руху газорідинного потоку для його виносу на поверхню. Попередження цих явищ дозволить підвищити видобувні можливості свердловини, а в цілому і родовища.

Одним із шляхів запобігання кальматації пласта при капремонті може бути технологія попередньої закупорки пласта крейдовою кулькою та подальша соляно-кислотна обробка (СКО) після капремонту.

Низька проникність колектору обумовлює необхідність проведення гідророзриву в низькодебітних свердловинах із застосуванням зріджених газів. Крім того, просто промивання зрідженими газами за рахунок випаровування та газодинамічної дії на пористе середовище дозволить провести осушення привибійної зони від конденсату, який випав, вологи та інших речовин.

Проведення повторної перфорації низькопроникних пластів також дозволить підвищити поточну продуктивність свердловини. Особливо ефективною може бути гідропіскоструминна перфорація (ГПП).

Одним із способів забезпечення фонтанування газоконденсатних свердловин Комишнянського ГКР в умовах накопичення рідини на вибоях може бути переведення їх на газліфтну екслуатацію.