Назначение газификационных установок для освоения скважин

Обновлено: 07.07.2024

Нагнетательная, водонагнетательная скважина

В отличие от добывающих скважин, в которых производится отбор пластового флюида, в нагнетательные скважины закачивается жидкость (вода), таким образом обеспечивая замещение пластового флюида в коллекторе.

На большинстве месторождений поддержание пластового давления обеспечивается путем нагнетания воды в скважины с законтурным или внутриконтурным их расположением.

Если водонагнетательная скважина находится за пределами контура нефтеносности, то порода на 100 % насыщена водой, и осваивать скважину легче.

Если скважина находится внутри контура нефтеносности, то величина коэффициента нефтенасыщенности породы существенно больше коэффициента водонасыщенности, что усложняет освоение скважины из-за необходимости проведения работ по уменьшению нефтенасыщенности породы призабойной зоны пласта.

Внутриконтурный ряд нагнетательных скважин обычно осваивают через одну, т.е. когда в 1 скважину уже закачивают воду, 2 соседние (с обеих сторон в ряду) эксплуатируются как нефтяные с максимально возможным отбором жидкости.

Отбор из скважин нагнетательного ряда, предназначенных к освоению, осуществляется до тех пор, пока они не будут обводняться пресной водой, нагнетаемой в соседние, уже освоенные под закачку и работающие как нагнетательные скважины.

Такая последовательность освоения скважин позволяет сформировать в нефтенасыщенной части пласта линейный фронт нагнетаемой воды, вытесняющий нефть к рядам эксплуатационных скважин.

Нагнетательные скважины используются:

- при разработке нефтяных, газоконденсатных и др месторождений с целью поддержания пластового давления и регулирования темпов отбора полезных ископаемых;

- для подачи в нефтяные пласты рабочих агентов, способствующих более полному вытеснению нефти, обеспечивающих внутрипластовое горение и др.

- при подземном хранении газа,

- разработке угольных месторождений способом подземной газификации и др.

Конструкция нагнетательных скважин выбирается в зависимости от назначения скважины, глубины и др.

Выбор методов воздействия на породу призабойной зоны пласта должен быть нацелен на то, чтобы освободить ПЗП от твердых отложений нефти и от самой нефти.

В устойчивых горных породах забой скважины оставляют необсаженным, в неустойчивых - спускают обсадную колонну (ПЗП перфорируют, особенно в низкопроницаемых интервалах вскрываемого пласта).

Начало скважины называется её устьем, дно - забоем, внутренняя боковая поверхность - стенками.

Устье скважины оборудуют задвижками и манометром, в скважину опускают насосно-компрессорные трубы (до кровли поглощающего пласта).

Герметичность нагнетательных скважин обеспечивается цементацией заколонного пространства от забоя до устья, а в случае необходимости - применением пакеров.

Основная рабочая характеристика нагнетательных скважин - приемистость скважины.

Контроль работы, а также техническое состояние нагнетательных скважин осуществляют термометрами, расходомерами и тд.

Нагнетательные скважины нужно регулярно промывать для предотвращения заиливание взвешенными частицами боковой поверхности скважины, поскольку эта поверхность в нагнетательной скважине выполняет роль фильтра.

Добыча нефти и газа

нефть, газ, добыча нефти, бурение, переработка нефти

ТЕХНОЛОГИЯ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ АЗОТНЫХ ГАЗИФИКАЦИОННЫХ УСТАНОВОК ТИПА АГУ-8К

Применение азотных газификационных установок предусматривается при освоении скважин, содержащих сероводород, в условиях малопрони­цаемых коллекторов и низких пластовых давлений, в зоне влияния подзем­ного горения и в других случаях, где существующие методы освоения ма­лоэффективны и не обеспечивают взрывобезопасности работ, а также при освоении скважин в суровых климатических условиях при температуре окружающего воздуха —30 °С и 50 °С. При планировании и проведении процессов освоения следует учитывать ограниченный объем жидкого азота в установке АГУ-8К.

Технология вызова притока нефти и газа из пласта с использованием передвижных азотных газификационных установок типа АГУ-8К заключа­ется в том, что газообразный азот или газированная им жидкость (пена) нагнетаются в скважину и замещают находящуюся в ней жидкость (буро­вой раствор, воду или нефть). Регулируя среднюю плотность закачиваемой в скважину системы и используя упругие свойства газа и пены, по мере их выпуска из скважины можно снизить противодавление на пласт в необхо­димых пределах.

Область применения различных азотсодержащих циркуляционных флюидов — газообразного азота, газированной им жидкости (пены) для вызова притока нефти и газа из пласта зависит от геолого-технических и других условий освоения скважин.

Для создания глубоких депрессий на пласт, вплоть до осушения глубо­ких скважин (если это допустимо), при плавном темпе снижения забойного давления целесообразно комбинированное применение азотсодержащих

систем — последовательной в один и более циклов промывки скважин га­зированной азотом жидкостью (пеной), которая, при необходимости, мо­жет быть вытеснена из скважины азотом.

Азотно-кислотную обработку призабойной зоны пласта применяют для интенсификации притока нефти и газа. Применение азота при кислой об­работке улучшает условия освоения скважин и очистку призабойной зоны пласта после обработки и повышает безопасность работ.

Технология азотно-кислотных обработок пласта с использованием пе­редвижных азотных газификационных установок типа АГУ-8К заключается в том, что в призабойную зону продуктивного пласта через перфорацион­ные отверстия нагнетаются последовательно порции сжатого газообразного азота и газированного азотом кислотного раствора, которые продавливают­ся в пласт водой, нефтью или газированной азотом жидкостью (пеной).

В связи с высокой активностью азотно-кислотной смеси и практиче­ски полной ее нейтрализацией еще в процессе фильтрации в призабойной зоне нет необходимости в выдерживании кислоты на реагирование. По­этому сразу после окончания продавливания приступают к освоению скважины, плавно снижая устьевое давление с целью удаления продуктов реакции кислоты из пласта и создания необходимой депрессии для вызова притока из скважины.

Подаваемый в пласт вместе с кислотой газ обеспечивает более глубо­кий охват призабойной зоны кислотным воздействием и заполнение части перового пространства коллектора нереагирующим и незакупоривающим агентом — азотом. Последнее в значительной мере способствует более лег­кому удалению продуктов реакции из пласта при вызове притока и более рациональному использованию кислоты в процессе обработки, что в ко­нечном счете обеспечивает лучшую очистку и рост проницаемости приза­бойной зоны пласта и повышение его нефтеотдачи.

Операция по азотно-кислотному воздействию на пласт повышает на­чальную производительность скважин вследствие увеличения проницаемо­сти призабойной зоны.

Технология предусматривает газификацию на скважине жидкости, приготовление и нагнетание в скважину газообразного азота и газирован­ных азотом жидкостей (пен) для вызова притока флюида из пласта и азот­но-кислотную обработку призабойной зоны.

Технология значительно повышает взрывобезопасность проведения работ по освоению скважин и технико-экономические показатели кислот­ного воздействия на призабойную зону пласта, особенно в условиях слабо­проницаемых пород и сравнительно низких пластовых давлений.

Предельное снижение уровня жидкости при вызове притока путем вытеснения из скважины газообразным азотом составляет 2700 м, если скважина была заполнена водой, и 3300 м, если скважина заполнена неф­тью плотностью 850 кг/м3.

Наиболее целесообразно освоение скважин глубиной 2000 — 5000 м га­зированными азотом системами (пеной). Азотно-кислотная обработка при­забойной зоны может быть совмещена с вызовом притока нефти и газа из пласта. Продуктивный (перспективный) пласт при этом должен быть пред­ставлен устойчивыми породами.

Технология освоения скважин с использование азотных газификационных установок типа АГУ-8К

В этом случае насосно-компрессорные трубы спускают на глубину 750-800 м, исходя из того, что гидростатическое давление столба жидкости и сопротивление движению ее и воздуха не превышали 8 МПа (рабочее давление компрессора УКП-80). В кольцевое пространство компрессором нагнетают газ или воздух, вытесняющий жидкость в колонну НКТ. Нагнетание газа или воздуха продолжают до полного вытеснения жидкости в интервале спуска НКТ. Если скважина не начала фонтанировать, а уровень жидкости поднимается медленно, то допускают НКТ на определенную глубину или до кровли пласта.

В условиях подачи компрессора УКП-80 (расход до 8 м 3 /мин) время продувки сжатого воздуха при испытаниях скважин увеличивается. Это более всего проявляется при испытании глубоко залегающих пластов с низкими пластовыми давлениями, когда требуется значительное снижение уровня жидкости в скважине.

Конструктивная схема всех этих компрессорных станций принципиально одинакова. Основными агрегатами являются двигатель внутреннего сгорания и компрессор, смонтированные на общей раме, установленной на тележке с пневмоколесным или гусеничным (только УКП-80) ходом. Станции оборудованы поршневыми компрессорами с приводом от дизельных (АКС-8, УКС-400П, УКП-80, КС-9, ДК-9, ПК-10, КС-100) или бензиновых (ЗИФ-55) двигателей, поршневыми компрессорами с газомоторным приводом (газомото-компрессорами) или поршневыми оппозитными компрессорами с приводом от газовых двигателей;

Технология освоения скважин с использование азотных газификационных установок типа АГУ-8К

Применение азотных газификационных установок предусматривается при освоении скважин, содержащих сероводород, в условиях малопроницаемых коллекторов и низких пластовых давлений, в зоне влияния подземного горения и в других случаях, где существующие методы освоения малоэффективны и не обеспечивают взрывобезопасности работ, а также при освоении скважин в суровых климатических условиях при температуре окружающего воздуха –30 °С и 50 °С. При планировании и проведении процессов освоения следует учитывать ограниченный объем жидкого азота в установке АГУ-8К.

Технология вызова притока нефти и газа из пласта с использованием передвижных азотных газификационных установок типа АГУ-8К заключается в том, что газообразный азот или газированная им жидкость (пена) нагнетаются в скважину и замещают находящуюся в ней жидкость (буровой раствор, воду или нефть). Регулируя среднюю плотность закачиваемой в скважину системы и используя упругие свойства газа и пены, по мере их выпуска из скважины можно снизить противодавление на пласт в необходимых пределах.

Технология азотно-кислотных обработок пласта с использованием передвижных азотных газификационных установок типа АГУ-8К заключается в том, что в призабойную зону продуктивного пласта через перфорационные отверстия нагнетаются последовательно порции сжатого газообразного азота и газированного азотом кислотного раствора, которые продавливаются в пласт водой, нефтью или газированной азотом жидкостью (пеной).

В РФ разработана технология освоения скважин с использованием газификационной установки АГУ-8К. Производительность установки 5-6 м 3 /мин газообразного азота, максимальное давление до 22 МПа. Широкое применение ограничивается в основном отсутствием в нефтегазовых районах страны, особенно в районах массового бурения, заводов по производству азота (заправочных станций).

Опыт освоения скважин после ГРП с применением струйного насоса в ОАО «Самотлорнефтегаз»

Применение ГРП на малодебитном фонде скважин часто сопровождается рядом осложнений, в частности, наблюдается повышенный вынос проппанта, который становится основной причиной отказов оборудования. Предотвратить вынос проппанта и сократить отказность оборудования скважин малодебитного фонда можно посредством их освоения струйным насосом.

Светашов Николай Николаевич Заместитель генерального директора ООО «Югсон-Сервис»

Струйный насос представляет собой техническое средство, предназначенное для создания, непрерывного поддержания и регулирования депрессии и вызова притока. Внедрение струйного насоса позволяет создавать заданную депрессию на пласт, управлять ее продолжительностью, проводить многократное циклическое воздействие на пласт или непрерывную откачку пластового флюида. Применение струйного насоса обеспечивает повышение продуктивности и сокращение сроков освоения скважин. Кроме того, использование насоса позволяет выполнять комплекс геофизических и гидродинамических исследований в скважине, а также обеспечивает возможность проведения кислотных обработок.

При компрессорном освоении в отличие от освоения струйным насосом испытуемый пласт на начальном этапе снижения уровня — до срабатывания пусковых муфт — подвергается действию избыточного давления, что приводит к поглощению пластом скважинной жидкости. Это в свою очередь снижает проницаемость ПЗП для углеводородной фазы. Регулировать создаваемую депрессию в процессе освоения компрессором невозможно. При освоении скважин свабированием депрессия на пласт создается дискретно и не мгновенно, так как требуется некоторое время на спуск и подъем сваба.

Комплекс оборудования, необходимый для работы струйным насосом УСН Принцип работы струйного насоса Схема компоновки освоения скважины струйным насосом

ВОЗМОЖНОСТИ УСТАНОВКИ СТРУЙНОГО НАСОСА (УСН)

Один из способов применяемого на практике освоения скважин и интенсификации притока подразумевает использование УСН совместно с пакерами ПМС (см. «Комплекс оборудования, необходимый для работы УСН»; «Технические характеристики УСН и пакера 3ПМС»).

Конструкция струйного насоса позволяет осваивать скважины с низким пластовым давлением; осуществлять не только обратную, но и прямую промывку и при необходимости производить гидроимпульсную обработку с закачкой под давлением в пласт кислот и ПАВ; снижать забойное давление и создавать плавную управляемую депрессию на пласт (см. «Принцип работы струйного насоса»). Кроме того, за счет большой скорости восходящего потока при обратной промывке можно производить очистку ПЗП и вынос на поверхность продуктов распада, геля после ГРП. При использовании УСН, можно также спускать в скважину автономные глубинные манометры для оценки величины создаваемой во время работы депрессии и характера притока из пласта, проводить запись кривой восстановления давления (КВД).

Запись забойного давления, величины притока жидкости и КВД позволяет подобрать оптимальный типоразмер скважинного оборудования под фактическую продуктивность скважины. Надо подчеркнуть, что при использовании струйного насоса можно осуществлять все перечисленные операции, включая замену изношенных частей насоса, без подъема колонны НКТ.

Компоновка для освоения скважины УСН включает в себя струйный насос с обратным клапаном и глубинным монометром, пакер, клапан уравнительный (см. «Схема компоновки освоения скважины струйным насосом»). Разработано и внедрено специальное программное обеспечение, которое позволяет просчитывать создаваемые депрессии на пласт.

Струйный насос дает возможность проводить перфорацию, кислотную обработку и освоение скважины без смены компоновки (см. «Перфорация, кислотная обработка и освоение струйным насосом за один спуск»).

РЕЗУЛЬТАТЫ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН УСН

Работа на скважинах ОАО «Самотлорнефтегаз» ведется с 2003 года. Низкая НнО УЭЦН в скважинах компании после проведения ГРП и до освоения струйным насосом в среднем составляла 30 суток. Основной причиной отказов была заклинка УЭЦН проппантом. В результате применения разработанной технологии ступенчатого плавновозрастающего депрессионного воздействия на продуктивный пласт при его освоении и дальнейшей эксплуатации на Самотлорском месторождении удалось существенно уменьшить, а по большинству скважин — прекратить вынос закрепляющего агента (проппанта) К 2010 году удалось добиться повышения СНО УЭЦН до 338 суток. В результате проведенных работ также удалось существенно увеличить дебит скважин.

Экономический эффект от внедрения технологии освоения скважин струйным насосом по первым 171 скважине составил $16 млн 463 тыс/год.

По состоянию на июнь 2010 года посредством данной технологии ООО «Югсон-Сервиса» уже освоено более 750 скважин в ОАО «Самотлорнефтегаз».

Перфорация, кислотная обработка и освоение струйным насосом за один спуск

Перфорация, кислотная обработка и освоение струйным насосом за один спуск

В обозримом будущем планируется внедрение пакеров с кабельным вводом для отсечения зоны герметичности. Двадцать пять таких пакеров уже успешно внедрены в ОАО «Варьеганнефть» и ОАО «Белкамнефть».

Капитальный ремонт скважин с использованием азотных компрессорных станций нового поколения

Азотные газификационные установки применяются при освоении скважин, содержащих сероводород, в условиях малопроницаемых коллекторов и низких пластовых давлений, в зоне влияния подземного горения и в других случаях, где существующие методы освоения малоэффективны и не обеспечивают взрывобезопасности работ, а также при освоении скважин в суровых климатических условиях при температуре окружающего воздуха — (30–50)°С.

Технология вызова притока нефти и газа из пласта с использованием передвижных азотных газификационных установок типа ТГА заключается в том, что газообразный азот или газированная им жидкость (пена) нагнетаются в скважину и замещают находящуюся в ней жидкость (буровой раствор, воду или нефть). Регулируя среднюю плотность закачиваемой в скважину системы и используя упругие свойства газа и пены по мере их выпуска из скважины можно снизить противодавление на пласт в необходимых пределах.

Кихтенко Олег Викторович Руководитель проектов ООО «ТЕГАС»

Область применения различных азотсодержащих циркуляционных флюидов — газообразного азота, газированной им жидкости (пены), для вызова притока нефти и газа определяется геолого-техническими и другими условиями освоения скважин.

Для создания глубоких депрессий на пласт, вплоть до осушения глубоких скважин (если это допустимо), при плавном темпе снижения забойного давления целесообразно комбинированное применение азотсодержащих систем — последовательной в один и более циклов промывки скважин газированной азотом жидкостью (пеной), которая при необходимости может быть вытеснена из скважины азотом.

Азотно-кислотную обработку (АКО) призабойной зоны пласта применяют для интенсификации притока нефти и газа. Применение азота при кислтной обработке улучшает условия освоения скважин и очистку призабойной зоны пласта после обработки и повышает безопасность работ.

Рис. 1. Сравнение производительности стандартных и модернизированных азотных станций ТГА

Рис. 1. Сравнение производительности стандартных и модернизированных азотных станций ТГА

ТЕХНОЛОГИЯ АКО

Технология (АКО) пласта с использованием передвижных азотных газификационных установок типа ТГА заключается в том, что в призабойную зону продуктивного пласта через перфорационные отверстия нагнетаются последовательно порции сжатого газообразного азота и газированного азотом кислотного раствора, которые продавливаются в пласт водой, нефтью или газированной азотом жидкостью (пеной).

В связи с высокой активностью азотно-кислотной смеси и практически полной ее нейтрализацией еще в процессе фильтрации в ПЗП нет необходимости в

выдерживании кислоты на реагирование. Поэтому сразу после окончания продавки приступают к освоению скважины, плавно снижая устьевое давление с целью удаления продуктов реакции кислоты из пласта и создания необходимой депрессии для вызова притока из скважины.

Подаваемый в пласт вместе с кислотой газ обеспечивает более глубокий охват ПЗП кислотным воздействием и заполнение части перового пространства коллектора нереагирующим и незакупоривающим агентом — азотом. Последнее в значительной мере способствует более легкому удалению продуктов реакции из пласта при вызове притока и более рациональному использованию кислоты в процессе обработки, что в конечном счете обеспечивает лучшую очистку и рост проницаемости ПЗП и повышение нефтеотдачи пласта.

Операция по азотно-кислотному воздействию на пласт повышает начальную производительность скважин вследствие увеличения проницаемости ПЗП.

Технология предусматривает газификацию на скважине жидкости, приготовление и нагнетание в скважину газообразного азота и газированных азотом жидкостей (пен) для вызова притока флюида из пласта и АКО призабойной зоны.

АКО значительно повышает взрывобезопасность работ по освоению скважин и технико-экономические показатели кислотного воздействия на ПЗП, особенно в условиях слабопроницаемых пород и сравнительно низких пластовых давлений.

Предельное снижение уровня жидкости при вызове притока путем вытеснения газообразным азотом составляет 2700 м, если скважина была заполнена водой, и 3300 м, если скважина заполнена нефтью плотностью 850 кг/м 3 .

Наиболее целесообразно освоение скважин глубиной 2000–5000 м газированными азотом системами (пеной). При этом АКО ПЗП можно совмещать с вызовом притока нефти и газа из пласта. Продуктивный (перспективный) пласт в этом случае должен быть представлен устойчивыми породами.

ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН ПОСЛЕ ГРП

Освоение скважины после ГРП предполагает проведение работ по промывке забоя и получению притока пластовых флюидов в минимальные сроки для сокращения времени простоя скважины. При этом важно обеспечить быстрое удаление технологических жидкостей и сохранение максимальной проницаемости трещины, созданной при ГРП.

С точки зрения последующей эксплуатации скважины также необходимо максимальное удаление незакрепленных частиц проппанта для понижения уровня выноса механических примесей до значения, близкого к фоновому по месторождению. И, конечно, большую роль играет соблюдение требования выполнения работ в стволе скважины на пониженном гидродинамическом давлении без потерь технологической жидкости в пласт во избежание снижения его коллекторских свойств.

Аналогичные работы выполняются после проведения гидропескоструйной перфорации.

Комплект оборудования и материалов для азотного освоения скважин после ГРП включает в себя установку ГНКТ, насосную установку, емкости для промывочной и отработанной жидкостей, промывочные жидкости и источник азота.

Операция по очистке и азотному газлифту обычно производится за один спуск-подъем рабочей колонны ГНКТ и состоит из трех стадий.

В первую очередь для очистки зумпфа максимально глубже нижних перфорационных отверстий после ГРП проводится промывка ствола скважины. Благодаря использованию двухфазных и пенных технологических жидкостей обеспечивается промывка забоя без потери циркуляции в скважинах, где пластовое давление составляет от 30 до 100% от гидростатического. При этом достигается хороший вынос твердых частиц на поверхность при прямой циркуляции на относительно малых скоростях закачки даже в обсадных колоннах диаметрами 146, 168, 178 и 194 мм и в стволах с большим отклонением от вертикали.

На следующем этапе, вплоть до получения стабильного притока чистого пластового флюида и снижения концентрации твердых частиц, проводят газлифт через рабочую колонну ГНКТ. При этом можно повышать депрессию на пласт до 70–140 атм, что позволяет добиться очистки ПЗП и заколонного пространства от незакрепленных твердых частиц. Эта операция позволяет исключить необходимость спуска «насоса-жертвы» для подъема имеющейся в скважине жидкости.

Длительность газлифтной стадии может составлять 12 ч и более. В качестве газа может быть использован азот или газ из трубопровода.

И, наконец, на заключающем этапе производится финальная промывка ствола скважины. Промывка проводится до искусственного забоя перед спуском насосного оборудования с целью удаления вынесенных из призабойной зоны и заколонного пространства твердых частиц.

Средняя продолжительность работ с применением установки ГНКТ составляет от двух до пяти суток, включая длительный азотный газлифт (на протяжении 12–16 ч) и подготовительно-заключительные работы (ПЗР).

АЗОТНЫЙ ГАЗЛИФТ

Как уже было сказано выше, одним из способов уменьшения противодавления на пласт при вызове притока служит удаление жидкости, заполняющей скважину, с помощью газлифта. Эта операция связана со спуском дополнительной колонны труб, по которой в скважину подается газ, аэрирующий жидкость. При этом ее подъем осуществляется по колонне лифтовых труб, которыми оборудована скважина.

При выполнении операций, связанных с использованием газлифта, помимо агрегата для работы с колтюбингом, у устья скважины монтируют дополнительное оборудование. Оно включает емкость для азота, компрессор для его закачки и сливную емкость, если по каким-либо причинам нельзя использовать трубопровод системы сбора продукции скважины.

Перед началом работы над устьем скважины монтируют комплект оборудования — превентор, устьевой уплотнитель, транспортер. Диаметр используемой колонны гибких труб должен соответствовать диаметру лифтовой колонны. Это условие вызвано тем, что гидравлическое сопротивление кольцевого канала, по которому поднимается смесь, должно быть достаточно низким. В противном случае давление, необходимое для преодоления гидродинамического сопротивления, может превысить пластовое и газ будет закачиваться в пласт. В последнем случае образуется так называемая «азотная подушка». Например, колонне лифтовых труб с условным диаметром 73 мм соответствуют гибкие трубы с наружным диаметром 25–33 мм. После спуска гибкой трубы до уровня нижних перфорационных отверстий в течение необходимого промежутка времени обеспечивают работу газлифта.

Закачку азота начинают сразу или при погружении колонны гибких труб (КГТ) не более чем на 100–200 м и ее спуске и не прекращают в течение всего процесса вызова притока. Подают азот с постепенным увеличением объема до 14–20 м 3 /мин. При этом давление закачки газа постоянно контролируют и при погружении трубы в жидкость его увеличивают.

Сначала начинает аэрироваться жидкость, находящаяся в колонне лифтовых труб. Если описываемая операция выполняется после проведения на скважине работ, которым предшествовало ее задавливание, то, как правило, это соленая техническая вода или в худшем случае глинистый раствор.

Для улучшения вспенивания жидкости и повышения эффективности процесса в скважину могут добавляться поверхностно-активные вещества.

Этот процесс необходимо поддерживать до тех пор, пока по колонне лифтовых труб не станет подниматься пластовая жидкость.

Далее, продолжая подачу газа, начинают подъем колонны. При этом необходимо контролировать состав жидкости, поступающей из скважины, и дебит последней.

После подъема гибких труб до глубины 100–200 м подача газа может быть прекращена, если процесс фонтанирования продолжается.

КГТ спускают на глубину порядка 80% глубины скважины.

В начале внедрения колтюбинга проводились опыты по использованию гибких труб для газлифтной эксплуатации. Для этого на колонну с наружным диаметром 19 мм на хомутах устанавливали газлифтные клапаны. В процессе эксплуатации газ подавался в КГТ, а газожидкостная смесь поднималась по кольцевому пространству между ней и колонной НКТ.

ОЧИСТКА ЗАБОЯ СКВАЖИНЫ ОТ ПЕСКА

Появление песка на забое скважины может быть обусловлено оседанием частиц пласта, выносимых через перфорационные отверстия в эксплуатационной колонне во внутреннюю полость скважины. Этот процесс происходит практически во всех нефтяных и газовых скважинах, и его интенсивность определяется механическими свойствами продуктивного пласта.

Песок может оказаться на забое скважины после проведения операций ПРС, связанных с использованием гидропескоструйных перфораторов, и после выполнения ГРП. Наконец, определенное количество песка может быть намыто при создании искусственного забоя и т.д.

Независимо от причин появления песка для обеспечения нормальной эксплуатации скважины его следует удалять. При этом отрицательное воздействие на пласт должно быть минимальным.

При выборе оборудования для выполнения подобных работ нужно иметь в виду, что длина колонны гибких труб, содержащихся на катушке барабана агрегата, должна быть не меньше глубины забоя скважины. Очистку эксплуатационной колонны (или забоя) от песка осуществляют с помощью внутрискважинного оборудования. У устья скважины располагают агрегат с КГТ, насосный агрегат, буферную емкость для приема поднимающейся из скважины промывочной жидкости. Основным требованием к последней является ее способность выносить твердые частицы из скважины, что необходимо и при бурении, и при подземном ремонте скважин. Во время работы с колтюбингом выполнение этого требования приобретает особую важность, поскольку их использование накладывает определенные ограничения на эффективность данного процесса.

В качестве промывочных используют два типа жидкостей — ньютоновские и неньютоновские. К первой группе относятся вода, соляные растворы на воде, углеводородные жидкости (дизельное топливо, очищенная нефть и т.п.). Все они имеют постоянную вязкость. Вторую группу составляют буровые растворы и гели. Для них характерно наличие зависимости вязкости от условий течения, они обладают ярко выраженными релаксационными свойствами, а зависимость между скоростью и напряжением сдвига у них нелинейна. Помимо описанных используют сжимаемые жидкости, содержащие газ. К ним же, правда, с определенной условностью, могут быть отнесены и пены, поскольку они представляют собой газожидкостную эмульсию. В качестве жидкости для образования пен используют воду или нефть, в качестве газа — азот. Для образования устойчивой пены добавляют небольшое количество ПАВ (до 5–6%). Использование пен в качестве промывочных жидкостей обусловлено стремлением снизить гидростатическое давление на пласт при выполнении технологических операций. Важным свойством пены служит ее способность удерживать во взвешенном состоянии крупные твердые частицы, что не удается другим типам промывочных жидкостей. При промывке скважин с углом наклона более 30° применение пен нежелательно, так как при их распаде в процессе подъема по колонне лифтовых труб происходит образование застойных зон в местах, где колонна гибких труб соприкасается с внутренней поверхностью лифтовых труб. В ряде случаев может образовываться поток жидкости, направленный сверху вниз, который переносит частицы песка обратно на забой. Предотвратить это явление можно, если обеспечить турбулентный режим течения промывочной жидкости по всему поперечному сечению лифтовой колонны. Этому способствует подача в промывочную жидкость азота.

При их использовании, как правило, необходимо обеспечивать дросселирование поднимающегося потока на выходе из устьевой арматуры.

В качестве промывочного агента используют также и газ, в подавляющем большинстве случаев — азот. К положительным его свойствам следует отнести нетоксичность, инертность, плохое растворение в воде и углеводородных жидкостях. Использование газа позволяет резко снизить величину гидростатического давления на забой скважины.

Скорость восходящего потока при работе с КГТ, как и при любой промывке, должна превосходить скорость оседания в ней твердых частиц. Это условие справедливо для вертикальных скважин и наклонных участков в последних с отклонением от вертикали до 45°. Для более пологих и тем более горизонтальных участков скважины процесс выноса твердых частиц гораздо сложнее. В таких случаях происходит образование застойных зон в местах контакта гибкой трубы со стенкой скважины или эксплуатационной колонной. В этой зоне частицы песка оседают, несмотря на достаточную среднюю скорость течения. Для предотвращения этого явления или сведения его отрицательного эффекта к минимуму необходимо обеспечивать достаточную турбулентность потока восходящей жидкости. Для оценки возможности выноса твердых частиц потоком жидкости используют понятие установившейся скорости оседания частиц.

АЗОТНЫЕ КОМПРЕССОРНЫЕ СТАНЦИИ ТГА

Наша компания выпускает специальное оборудование для освоения скважин с использованием азота, в том числе передвижные и носимые компрессорные станции для получения и сжатия азота (типа НДА, СДА, ТГА); передвижные и носимые компрессорные станции для сжатия воздуха (типа НД, СД, ТГ); блочно-модульные компрессорные станции; газоразделительные установки (типа АМУ); винтовые компрессорные установки (типа ТЕГАС); поршневые компрессорные установки; компрессорное оборудование специального назначения.

Новые конструкторские решения и производственные возможности существенно расширили номенклатурный ряд производимых азотных компрессорных станций.

В качестве одного из основных блоков азотной компрессорной станции можно назвать мембранную газоразделительную установку АМУ.

Принцип действия такой установки основан на различной скорости проникания газов через полимерную мембрану под действием перепада парциальных давлений на мембране. Мембрана представляет собой тонкую трубку, толщиной в несколько долей микрометра, обеспечивающую газоразделение. Сотни метров мембран посредством запатентованных мембранных элементов размещаются в унифицированых мембранных модулях, которые собираются в компактную систему.

Исходная газовая смесь, сжатая компрессором, проходит фильтрационные элементы и подается в мембранный газоразделительный блок. Проходя внутри мембраны, легкопроникающие компоненты газа через пористую оболочку мембраны просачиваются в межмембранное пространство и отводятся на сброс в атмосферу. Труднопроникающие компоненты газа проходят по всей длине мембраны и далее поступают потребителю. Движущей силой процесса проникания является разность парциальных давлений по обе стороны мембраны. Управление процессом разделения осуществляется путем регулирования давления и расхода газовых смесей (рис. 2).

Рис. 2. Схема работы азотной станции ТГА

Рис. 2. Схема работы азотной станции ТГА

Установка комплексной подготовки газа

Установка комплексной подготовки газа (УКПГ) - комплекс технологического оборудования и вспомогательных систем, обеспечивающих сбор и обработку природного газа и газового конденсата.

Товарная продукция УКПГ:

  • сухой газ месторождений,
  • сухой отбензиненный газ месторождений, .

Требования, предъявляемые к товарной продукции УКПГ, регламентируются отраслевыми (ОСТ) и государственными (ГОСТ) стандартами.
Для газа, подаваемого в магистральные газопроводы, главным показателем качества является точка росы (по влаге и углеводородам). Для холодной климатической зоны точка росы по влаге не должна превышать -20 °С, по углеводородам - не выше -10 °С. Помимо этого ОСТ регламентирует такие потребительские свойства газа, как теплота сгорания и допустимое содержание сернистых соединений.
Для газа, подаваемого местным потребителям для использования в промышленности и коммунальном хозяйстве, нормируются теплота сгорания и число Воббе, а также интенсивность запаха.
При использовании газа в качестве газомоторного топлива для автомобильного транспорта главным показателем качества является расчётное октановое число.
Газовый конденсат, производимый на УКПГ, делится на стабильный и нестабильный. Требования, предъявляемые к различным типам конденсата, варьируются.

Промысловая обработка газа на УКПГ состоит из следующих этапов:
- абсорбционная или адсорбционная сушка;
- низкотемпературная сепарация или абсорбция;
- масляная абсорбция.
На газовых месторождениях подготовка газа заключается в его осушке, поэтому там используются процессы абсорбции или адсорбции.
На газоконденсатных месторождениях осушка и выделение легкоконденсирующихся углеводородов осуществляются путём низкотемпературной сепарации, низкотемпературной абсорбции или низкотемпературной масляной абсорбции.

В состав УКПГ входят:
- блок предварительной очистки (сепарации);
Обеспечивает отделение от газа капельной влаги, жидких углеводородов и механических примесей. В состав блока входят сепараторы и фильтр-сепараторы.
- технологические установки очистки, осушки и охлаждения газа;
- дожимные компрессорные станции;
Обеспечивают рабочие параметры технологии промысловой обработки газа, поддерживают давление подачи газа в магистральный газопровод. Располагаются перед или после установок технологической подготовки газа. Для снижения температуры компримированного газа после дожимной станции устанавливаются аппараты воздушного охлаждения.
- вспомогательные системы производственного назначения (операторная, площадки с установками средств связи, электро-, тепло- и водоснабжения, электрохимической защиты, пожаротушения, резервуарный парк хранения диэтиленгликоля или триэтиленгликоля и т.д.).

Низкотемпературная сепарация
УПГ методом низкотемпературной сепарации (НТС).
Состав:
- блок входного сепаратора,
- теплообменники,
- низкотемпературный сепаратор,
- разделитель,
- блок регенерации,
- блок подачи реагента,
- трубная обвязка,
- комплект запорной, регулирующей и предохранительной арматуры и средств КИПиА.

Технология НТС.
Сырой газ под давлением поступает в газовый сепаратор, где происходит отделение капельной жидкости, образовавшегося конденсата и механических примесей, которые направляются в дренажную емкость.
Газ, освобожденный от капельной жидкости, поступает в теплообменник «газ-газ» для предварительного охлаждения газом, обратным потоком, поступающим с низкотемпературной сепарации.
Для предупреждения образования гидратов перед теплообменником в газ подается ингибитор гидратообразования (метанол, диэтиленгликоль).
Далее газ клапаном дросселируется, охлаждаясь при этом за счет эффекта Джоуля-Томсона.
Охлажденный газ поступает на 2 ю ступень сепарации в газовый сепаратор, где конденсат с насыщенным водой раствором ингибитора отделяется и направляется в разделитель.
Осушенный газ подогревается в теплообменнике сырым газом, поступающим на осушку, до температуры и направляется на коммерческий узел учета.

Смесь нестабильного конденсата с насыщенным водой раствором ингибитора поступает в разделитель, где конденсат отделяется и направляется на подготовку.
Насыщенный водой раствор ингибитора подогревается в кожухотрубчатом теплообменнике обратным током регенерированного ингибитора и поступает на установку регенерации.
Установка регенерации состоит из ректификационной колонны, установленной непосредственно на кубе, в котором жидкость подогревается путем сжигания газа в жаровой трубе.
Испаряемая вода конденсируется в аппарате воздушного охлаждения, отделяется в сборнике и сбрасывается в дренажную емкость.
Регенерированный ингибитор через теплообменник, где он охлаждается потоком насыщенного ингибитора, и через аппарат воздушного охлаждения направляется в расходную емкость блока подачи реагента.
Затем насосами дозаторами блока подачи реагента возвращается на установку осушки. Преимущества НТС газа:
- низкие капитальные расходы и эксплуатационные затраты, особенно в начальный период эксплуатации при наличии свободного перепада давления;
- помимо извлечения жидких углеводородов одновременно осуществляется и осушка газа до требуемых отраслевым стандартом кондиций;
- установки НТС достаточно просты в эксплуатации и техническом обслуживании, тем самым возможно использование технического персонала средней квалификации;
- легкость регулирования технологического процесса и его автоматизации в условиях газопромысла;
- возможности постепенного дополнения и развития технологии при снижении пластового давления и, соответственно, уменьшении свободного перепада давления, так что уже на момент проектирования установки могут быть предусмотрены различные перспективные варианты продления срока ее эффективной эксплуатации (в частности, за счет использования внешних источников холода, а также подключения ДКС).

Недостатки:
- несовершенство термодинамического процесса 1-кратной конденсации, при этом степень извлечения из природного газа целевых компонентов при заданных температуре и давлении в концевом низкотемпературном сепараторе зависит только от состава исходной смеси;
- в процессе эксплуатации пластовое давление падает (при этом содержание углеводородного конденсата в пластовом газе уменьшается), так что «свободный перепад» давления на дросселе уменьшается (происходит «исчерпание» дроссель-эффекта) и, следовательно, повышается температура сепарации, – в результате не только удельное количество, но и степень извлечения целевых компонентов уменьшается;
- термодинамическое несовершенство дроссельного расширения газа как холодопроизводящего процесса по сравнению с турбодетандерным.

Адсорбционная осушка
Установка подготовки природного газа методом адсорбционной осушки (АО).

Состав:
- сепараторы,
- адсорберы,
- печь,
- компрессор,
- аппарат воздушного охлаждения,
- трубная обвязка,
- комплект запорной, регулирующей и предохранительной арматуры и средств КИПиА.

Перед поступлением в адсорберы из сырьевого газа в сепараторе отделяются механические примеси и капельная жидкость.
После сепаратора газ сверху вниз проходит через 1 из адсорберов.
Осушенный газ отводится в коллектор сухого газа.
2 й адсорбер при этом находится на стадии регенерации (нагрев, охлаждение или ожидание).

Газ регенерации отбирается из потока осушенного газа и компрессором подается в печь подогрева и с температурой +180-200 °С подается снизу вверх через адсорбер, в котором производится десорбция воды и тяжелых углеводородов.
Отработанный газ регенерации охлаждается в воздушном холодильнике и поступает в сепаратор, где из газа отделяются сконденсировавшиеся углеводороды и вода.
После сепаратора газ возвращается во входной сепаратор и повторно происходит весь цикл.

Преимущества АО газа:
- достигается низкая температура точки росы осушенного газа в широком диапазоне технологических параметров;
- компактность и низкие капитальные затраты для установок небольшой производительности;
- изменение давления и температуры не оказывает существенного влияния на качество осушки.
Недостатки:
- высокие капитальные вложения при строительстве установок большой производительности;
- возможность загрязнения адсорбента и связанная с этим необходимость его замены;
- большие потери давления в слое адсорбента;
- большой расход тепла.

Читайте также: