майстер |

15 годин

7. | Спустити в свердловину заглушку на НКТ 21/2” В марки “Р-110” (нові) з опресовкою Р-50.0 МПа через 300 м до глибини 1000 м , вибракувати негерметичні НКТ . Підняти НКТ з заглушкою . |

майстер |

15 годин

8. | Спустити в свердловину пакер на рівно-міцних НКТ 21/2” В марки “Р-110” до глибини 1550 м . | майстер | 6 годин

9. | Обладнати гирло свердловини арматурою для ГРП фірми Стюарті Стівенсон . Опресувати фонтанну арматуру на гирлі свердловини до 70.0 МПа . |

майстер |

1,5

10. | Розпакерувати пакер і опресувати його пластовою водою при тиску до 25 МПа . Випробувати свердловину на приймальність пластовою водою на Р = 25.0 ; 20.0 ; 15.0 МПа . Записати темп зниження тиску в часі . |

майстер |

1 година

11. | Встановити чисті ємності загальним об’ємом на

100 м3 для технологічної рідини і на 50 м^3 – для пластової води , обладнані згідно СТП 320.001.35390.023-99. |

майстер |

1 година

12. | Підготовити присвердловинний майданчик для розташування 6 одиниць техніки . | майстер | 1 година

13. | Забезпечити наявність на свердловині :

а) комплекту спецтехніки для ГРП фірми Стюарт і

Стівенсон (насосних агрегатів FC-

2251(3шт.).змішувач ( МС-60) , блоку

маніфольда , станції управління ) а також 7.5 т

пропанту .

б) пластової води 50 м^3 ;

в) автоцистерн – 3 шт ;

г) агрегат ЦА-320 – 1 шт ;

д) автобуса – 1 шт ;

е) пожежна машина – 1 шт |

ДТУ

майстер |

1 година

1 година

14. | В день проведення ГРП приготувати 10 м3 полімерно-емульсійного розчину . | майстер бр.КРС |

1 година

15. | Обв’язати агрегати згідно схеми для ГРП . Випробувати трубопроводи тиском 75.0 МПа . До затрубного простору підєднати агрегат ЦА-320 і опресувати нагнітальну лінію тиском 25 МПа . |

ДТУ |

1,5 годин

16. | Забезпечити контроль під час ГРП засобами станції контролю і керування . Виставити на пульті станції керування величину максимальнодопустимого тиску 53 .0 МПа для автоматичної зупинки агрегатів . | ДТУ

Предст.

ЦНДЛ |

1 година

17. | Провести процес ГРП при тиску на усті до 50.0 МПа згідно передбачуваної. Після досягнення тиску в НКТ 35.0 МПа створити в затрубному просторі тиск 10.0 МПа . У випадку появи циркуляціі негайно припинити ГРП , промити свердловину до чистої води . |

ДТУ |

1-2 годин

18. | Записати темп зниження тиску на усті після ГРП і проаналізувати технологію його проведення . | ДТУ

Предст.

ЦНДЛ |

0,5 годин

19. | Закрити свердловину для стабілізації тиску до атмосферного . | майстер

бр.КРС | 2-3 години

20. | Підняти НКТ з пакером . | майстер | 32 годин

21. | Провести термометрію по стовбуру свердловини . | геолог | 4 годин

22. | Спустити “перо” на НКТ 21/2” марки Д + “Н-80” до глибини 1625 м. і промити свердловину до чистої води . Підняти “перо” . |

майстер |

60 годин

23. | Освоїти свердловину компресорним методом з простеженням за рівнем.

В разі необхідності проводити прокачку свердловини пластовою водою до повного змиву нафтопродуктів .

При ремонті дотримуватись необхідних заходів по ТБ згідно діючих правил та інструкцій . |

майстер |

4 години

4 Проектування заходів з інтенсифікації винесення рідини із газових свердловин.

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

Основний вид ускладнення в роботі свердловин Панянського газового родовища – це їх обводнення. Основні причини поступлення води з пласта в свердловину – це прорив води по високопроникних пропластках і поступлення води із вище – і нижчезалягаючих горизонтів через негерметичне цементне кільце навколо експлуатаційної колони.

Стовп води, що нагромаджується в стовбурі свердловини, збільшує протитиск на пласт, призводить до миттєвого зниження дебіту, до припинення припливу газу з низькопроникних пропластків і навіть до повної зупинки свердловини.

Перевіримо, чи виконується умова неперервного виносу води.

Для цього скористаємося формулою:

(4.1)

де qм.н. – мінімально – необхідний дебіт газу для неперервного виносу

води, м/с;

dвн – внутрішній діаметр НКТ, м;

Тв – темепература газу на вибої, К;

Рв – тиск на вибої, МПа;

Zв – коефіцієнт стисливості газу при Рв і Тв;

р – густина рідини, кг/м3;

г – густина газу, кг/м3.

Розрахувавши за формулою (7.1) дебіт qм.н. порівнюємо його з фактичним дебітом qг. Якщо qг qм.н., то вода безпосередньо виноситься із свердловини.

Проведемо розрахунок qм.н. для свердловин 10 і 54

Свердловина 10.:

Рвиб.= 3,31 МПа; Тв=312 К; dвн=0.073 м ; zв=0,935 ; р=1050 кг/м3;

г=0.737 кг/м3.

тис.м3/доб

Свердловина 54:

Рвиб.=1,74 МПа; Тв=329 К; dвн=0.073 м ; zв=0,967; р=1050 кг/м3;

г=0.737 кг/м3.

тис.м3/доб

Фактичний дебіт свердловини 10 qг=10 тис.м3/доб. , а для свердловини 54. qг=8,9 тис.м3/доб. Як бачимо , для свердловин умова безперервного вимосу води не виконується. .

Тому на Пинянському газовому родовищі необхідно застосовувати методи ітенсифікації виносу води для свердловин.

4.2 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