CC BY
29
Фотография 4 - Скол на железобетонной опоре моста
В целом, анализ опыта проведения работ по обследованию подводных объектов показал, что малогабаритные телеуправляемые подводные аппараты целесообразно использовать при визуальном видеоконтроли конструктивных элементов подводных сооружений и донного пространства, а также, в стесненных условиях, где не может выполнить данные работы водолаз. Список использованной литературы:
1. Семейство малогабаритных телеуправляемых подводных аппаратов «ГНОМ». Б.Я. Розман, Институт океанологии им. П.П. Ширшова РАН, Москва.
2. Опыт и перспективы применения телеуправляемых подводных аппаратов в целях обеспечения безопасности подводных объектов и предупреждения чрезвычайных ситуаций на акваториях, С.П. Чумак, ФГБУ ВНИИ ГОЧС (ФЦ) МЧС России.
© Авгуцевичс А.А., Скачкова С.Д., 2022
УДК 608
Деряев А.Р.
кандидат технических наук, старший научный сотрудник, Научно-исследовательский институт природного газа ГК «Туркменгаз»,
г. Ашгабат, Туркменистан
ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН ФОНТАННЫМ, ГАЗЛИФТНЫМ СПОСОБАМИ И ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ
МЕРОПРИЯТИЯ ПО УВЕЛИЧЕНИЮ ДОБЫЧИ
Аннотация
Эксплуатационным объектом рекомендуется называть один или несколько продуктивных пластов или часть слоистого продуктивного разреза, разрабатываемых единой сеткой эксплуатационных и нагнетательных скважин по самостоятельной технологии.
Для возможного изменения режимов работы энергоресурсов необходимо воздействие на них. При
этом оценивается возможность совместной достаточно продолжительной эксплуатации пластов при режимах истощения или напорном.
Так как в большинстве открываемых месторождений содержится по несколько продуктивных пластов или горизонтов, от правильного выделения объектов зависит, в первую очередь, число сеток эксплуатационных и нагнетательных скважин, а также дебиты, допустимые депрессии, себестоимость добычи тонны нефти и другие показатели; следовательно, объем материальных затрат по разбуриванию и эксплуатации месторождения.
Ключевые слова
фонтан, буферное давление, глубина залегания, искривление ствола, газовый фактор, песчаная пробка,
лифт, подъемные трубы, начальное давление.
На газоконденсатном месторождении проявляется ряд геолого-промысловых, природно-климатических и технологических факторов, которые характеризуют работу скважин как эксплуатацию в осложненных условиях.
Основными особенностями, осложняющими эксплуатацию нефтяных скважин данного месторождения являются:
- большие глубины залегания продуктивных пластов;
- высокие начальные давления резко падают, соответственно снижается уровень жидкости в скважинах;
- эксплуатация скважин при давлениях ниже давления насыщения;
- высокие значения газовых факторов;
- кривизна и искривление столбов скважин;
- нефтяные пласты обладают резкой степенью цементации от плотных песчаников и алевролитов до рыхлых песков и алевролитов, что приводит к пескопроявлению;
- добываемая нефть высокопарафинистая;
- коэффициенты продуктивности колеблются в широких пределах;
- увеличения расчетной глубины ввода газа в подъемник газлифтных скважин от устья .
Выбор механизированных способов добычи нефти на газоконденсатном месторождении
осуществляется с учетом вышеперечисленных факторов. Помимо них учитываются также рельефные климатические условия, межремонтные периоды, наличие парафина и мехпримесей в извлекаемой жидкости, надежность оборудования, необходимость обслуживающего персонала и ремонтной техники, простота обслуживания в процессе механизированной добычи нефти, добывные возможности, потребность в энергетических ресурсах [1].
В многопластовом газоконденсатном месторождении Туркменистана по характеру насыщения отмечается наличие чисто нефтяных залежей, чисто газовых залежей и газовых залежей с нефтяными оторочками. По большинству залежей смешанный режим характеризуется преобладанием энергии выделяющегося из нефти газа и проявлением активности контурных вод на более позднем этапе разработки.
Проектом разработки не предусматривается поддержание пластового давления, в связи с чем эксплуатация залежей будет осуществляться при непрерывном падении пластового давления, снижении статических уровней жидкости в скважинах и увеличении высоты ее подъема.
На месторождениях Туркменистана, широкое применение получил газлифтный способ добычи нефти.
Добывные возможности, а также надежность применения газлифтной эксплуатации показали, что она более эффективна, чем другие способы механированной добычи.
Условия подъема жидкости в газлифтной скважине, в основном, зависят от параметров самого подъемника, величины давления рабочего агента и параметров пласта. Наибольшую роль играет высота подъема жидкости. На месторождении Западной части Туркменистана специфическими факторами являются: большая высота подъема, низкие дебиты, увеличение обводненности продукции во времени, наличие ресурсов рабочего агента (газа).
Практика газлифтной эксплуатации на месторождении Туркменистана доказывает целесообразность ее применения как при непрерывном, так и периодическом лифтировании жидкости. С целью наиболее эффективной эксплуатации, скважины с дебитами выше 30 т/сут рекомендуется эксплуатировать непрерывным газлифтом. Скважины, работающие с дебитами ниже 30т/сут, целесообразно эксплуатировать периодическим газлифтом. В условиях газоконденсатных месторождении периодический газлифт является наиболее реальным, обеспечивающим проектные объемы добычи до конца разработки [2].
При изучении геолого-эксплуатационных характеристик месторождении было выявлено, что нефтяные и газовые пласты, чередующиеся в продуктивных горизонтах, изолированы между собой непроницаемыми прослойками, имеющими сравнительно большие толщины. В значительной мере газовые пласты по площади перекрывают нефтяные, что создает благоприятные условия для осуществления методов одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) нефтегазовых объектов одной скважиной. При этом целесообразно также частично использовать технологию внутрискважинного газлифта, наиболее эффективного способа эксплуатации, не требующего дополнительных капиталовложений.
При выборе режима фонтанирования (диаметра штуцера) необходимо чтобы скважина имела оптимальный дебит при малом газовом факторе, давала меньше воды и песка, фонтанировала спокойно, без больших пульсаций. Только при выполнении этих условий удается обеспечить наиболее рациональное расходование пластовой энергии и длительное, бесперебойное фонтанирование скважины.
При выборе режима работы фонтанной скважины учитывают также и пластовые условия - близость контурной воды, возможность образования пробки в скважинах, режим самого месторождения и др.
Основными причинами нарушения нормальной работы фонтанных скважин являются запарафинивание фонтанных труб, образование песчаной пробки, разъедание штуцера, забивание штуцера или выкида парафиновыми осложениями и др [3].
Мероприятия по восстановлению режима эксплуатации скважин проводятся в зависимости от причины, вызвавшей его нарушение.
При образовании песчаной пробки в фонтанных трубах, вызвавшей падение буферного давления до нуля и прекращение подачи, применяют промывку насосом жидкости (нефти) в затрубное пространство для восстановления циркуляции и ликвидации пробки.
Значительное снижение давления в затрубном пространстве свидетельствует об образовании пробки на забое и о появлении воды, последнее обнаруживается взятием пробы из струи. При появлении воды необходимо увеличить давление на забой, уменьшив диаметр штуцера. Для устранения забойной пробки дают скважине поработать без штуцера или подкачивают в затрубное пространство нефть.
Падение давления на буфере при одновременном увеличении дебита скважины указывает на разъедание штуцера песком, в этом случае надо перевести фонтанную струю на другой выкид и тут же сменить штуцер.
Если указанным методом не удается ликвидировать песчаные пробки в подьемных трубах или на забое, то останавливают скважину для ремонтных работ, после выполнения, которых пускают ее в нормальную эксплуатацию.
Депарафинизация лифта является основным способом обеспечения нормальной эксплуатации
фонтанных скважин. Наибольшее количество парафина откладывается в верхней части подъемных труб, на длине 400 - 1000 м от устья скважины и в промысловой системе сбора нефти, в которой выпадение парафина увеличивается в холодное время года. Против запарафинивания подъемных труб применяют несколько способов. Прежде всего, это меры режимного характера: уменьшение пульсации и периодичности фонтанирования, регулирование газового фактора с целью его максимального снижения.
Если эти меры не дают результата, то необходима очистка подъемных труб от парафина.
Предусматривается 3 вида очистки от парафина: механическая, тепловая, химическая [4].
Механическая очистка труб от парафина выполняется в процессе эксплуатации скважин без их остановки скребками различной конструкции.
При тепловом воздействии подъемные трубы подогревают паром, горячей нефтью, закачиваемыми в затрубное пространство скважины без ее остановки. Расплавленный парафин выносится струей нефти на поверхность, при этом расплавляется парафин и в выкидной линии. Тепловой способ не предупреждает отложения парафина в трубах, его применяют эпизодически, при благоприятных условиях и когда по каким-либо причинам не удается использовать другие более эффективные способы.
В качестве растворителя парафина предусматривается использование конденсата (газолин), который добывается на месторождениях.
Наиболее характерные осложнения при газлифтной добыче - появление песка и пробкообразование, отложение парафина в подъемных трубах и выкидных линиях.
Меры против поступления песка в скважину носят режимный характер и сводятся к ограничению депрессии, т.е. ограничению отбора жидкости. Величину отбора жидкости из газлифтных скважин регулируют путем изменения количества нагнетаемого рабочего агента, глубины погружения подъемных труб или их диаметра. Для предотвращения оседания песка в периоды наибольшего поступления его из пласта, не прерывая эксплуатацию, в затрубное пространство небольшими порциями подкачивают передвижным насосом нефть.
Иногда давление нагнетаемого в скважину газа резко увеличивается при одновременном прекращении подачи жидкости. Это может произойти из-за образования в подъемных трубах так называемой патронной песчаной пробки, которая перекрывает сечение подъемных труб, не давая выхода смеси нефти и нагнетаемого газа на поверхность. Для разрушения такой пробки газ нагнетают не в кольцевое пространство, а в подъемные трубы. Если таким способом не удается продавить пробку из труб на забой скважины, то приходится извлекать трубы [5, 6].
При оборудовании скважин однорядным подъемником его заканчивают хвостовиком меньшего диаметра, чем основная колонна НКТ. Спуск подъемных труб с хвостовиком до фильтра облегчает условия выноса песка жидкостью на поверхность и предотвращает образование песчаных пробок.
Мероприятия, предотвращающие отложения парафина в подъемных трубах при газлифтной эксплуатации скважин, и способы очистки труб от парафина аналогичны применяемые при фонтанной эксплуатации.
С падением пластовых давлений и обводнением пластов на некоторых этапах разработки в газоконденсатных месторождениях западной части Туркменистана предусматривается совершенствование газлифта. Предлагается колонну подъемных труб, снабженных скважинными камерами с расположенными в них газлифтными клапанами (пусковыми и рабочим), устанавливать в эксплуатационной колонне на пакере. Тем самым исключается влияние нагнетаемого газа на приток жидкости в скважину. Предусматривается проведение исследовательских работ по оптимизации режимов работы газлифтных скважин по известным методикам для определения оптимального дебита.
Также необходимо оснащение системы газлифтного газораспределения регулирующей и измерительной аппаратурой.
Все меры, указанные выше, направлены на увеличение и стабилизацию добычи газлифтным
способом и уменьшение объемов нагнетаемого газа.
На разрабатываемых газоконденсатных месторождениях с истечением времени эксплуатации количество газлифтных скважин будет расти, т.к. с прекращением фонтанирования скважин возникает невидимость их перевода на механизированный способ [7, 8].
При существующих режимах газлифтных подъемников глубина ввода рабочего агента (газа) находится в пределах 1400 - 3000 м, ввод газа в подъемник осуществляется через отверстия (панчеры) временно заменяющие рабочие клапана.
Список использованной литературы:
1. Гулуев А.Т. "Прогнозирование развития способов добычи нефти на месторождениях объединения "Туркменнефть" на 1975-1980гг. Фонды института "Небитгазылмытаслама", 1990.
2. Игнатенко Ю.К., Н.Р. Акопян и др. Временная инструкция по удалению жидкости из газовых и газоконденсатных скважин с помощью пенообразующих веществ. Ставрополь, 1977г. - С. 12- 15
3.Пермяков И.Г., Шевкунов Е.Н. Геологические основы поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений. М., Недра, 1971.
4. Адиев И.Я. Методическое руководство по применению технологии определения обводненности продукции пластов при их одновременно-раздельной эксплуатации (с использованием акустических стационарных информационно-измерительных систем) / И.Я.Адиев // Методическое руководство ОАО НПФ Геофизика. Уфа. - 2014. - 13с.
5. Базив В.Ф., Закиров С.Н. Некоторые проблемы разработки многопластовых месторождений // Нефтяное хозяйство. -2002. - №11. стр. 58-60.
6. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России / Под ред. В.Е.Гавуры: в 2-х т.-М.: ВНИИОЭНГ, 1996. -Т.1. стр. 280.
7. Глоговский М. М., Дияшев Р. Я. Определение параметров при совместной эксплуатации пластов по кривым изменения дебита. / Тр. МИНХиГП. Вып. 91. - М.: Недра, 1969.
8. Максутов Р.А. Разукрупнение объектов разработки для повышения их нефтеотдачи / П.В. Донков, В.А. Леонов, А.В. Сорокин, И.В. Сабанчин // Интенсификация добычи нефти и газа: тр.Междунар. технол. симпозиума. -М.: Интернет нефтегазового бизнеса, 2003г.
© Деряев А.Р., 2022
УДК 62
Деряев А.Р.
- кандидат технических наук, старший научный сотрудник, Научно-исследовательский институт природного газа ГК «Туркменгаз»,
г. Ашгабат, Туркменистан
ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОГО ОТБОРА ГАЗА И НЕФТИ ДВУХ КОЛОННОЙ НКТ
Аннотация
Использование новейших технологий помогает нарастить добычной потенциал как за счет извлечения труднодоступной нефти на давно эксплуатируемых месторождениях, так и ввода в разработку ранее недоступных для освоения глубокозалегающих нефтяных горизонтов.
Технология с многопакерно-секционными компоновками позволяет с хорошей рентабельностью
