Контроль технологических режимов и продуктивности скважин

Газоконденсатные скважины Юрхаровского НГКМ оборудованы системами телеметрии на устьях. Происходит регистрация давления в затрубье, на буфере и на выходе из ДИКТа, при помощи которого может быть измерен текущий расход газа. Однако конструкция диафрагменного измерителя не позволяет производить замеры расхода с приемлимой точностью, кроме этого, имеются технологические сложности (загидрачивание и т.д.). Расхождения в расходе газа, измеренном на коммерческом узле учета и суммирование измеренных дебитов дает существенное расхождение. В результате, отчеты о дебитах скважин формируются:

1. пропорционально текущей продуктивной характеристики скважин, установленной по последним ГДИ;

2. в соответствии с зависисмостями «дебит – буферное давление», определенными по последним ГДИ;

3. принимается во внимание расчет дебита по телеметрии.

Для решения проблем точности замера расхода газа на устьях скважин рекомендуется апробация новых технологических решений, а именно проведение испытаний кореолисовых измерителей расхода (рисунок 5.1). По спецификации производителя, погрешность замера расхода по газу составляет 0.5%.

Другой проблемой является устаревшая методика проведения ГДИ с выпуском газа в атмосферу и его сжиганием на факеле. Безусловно, данный метод наносит экологический ущерб окружающей среде (особенно без сжигания газа). Существующие расчетные методы позволяют контролировать забойное давление через замер затрубного (в случае беспакерной эксплуатации скважины), в том числе достаточно точно определять текущее пластовое давление на статике. С учетом привязки замеров забойного давления (на статике) к глубинным замерам текущего пластового давления (которые проводятся реже), текущая продуктивность скважин определяется достаточно точно через замеры затрубного давления в рабочем режиме скважины (и даже через замеры буферного давления). В качестве примера, в приложении Д по каждой скважине показано сопоставление расчетной продуктивности скважин (по телеметрии) с результатами ГДИ.

Таким образом, повышение точности замера расхода газа на устье скважины, позволит осуществлять непрерывный мониторинг ее продуктивности. Необходимость проведения «стандартного» ГДИ на скважине должно обосновываться критическими изменениями режима ее работы. В уточненной программе исследований скважин (таблица 5.8) внесены изменения в периодичность проведения ГДИС.

Рисунок 5.1 – Кореолисовый измеритель расхода фирмы Emerson

Таблица 5.8 – Программа исследований эксплуатационных скважин

Виды исследований	Объем исследований	Периодичность
1.Замеры рабочих давлений и температур	Действующий фонд скважин	4 раза в месяц
2.Замер статических давлений	Весь фонд скважин	2 раза в год на период до 2012 года, в дальнейшем – 1 раз в год
3.Глубинный замер пластовых давлений	Все скважины, в которых технически возможно проведение замеров	не менее одного раза в год
4.Контроль за межколонными	Весь фонд скважин	ежеквартально
газопроявлениям
5.ГДИС (с выпуском газа и его сжиганием на факеле)	100% эксплуатационный фонд скважин	В случае изменения технологического режима, но не менее одного раза в два года
5.ГДИС с определением объемов выноса жидкости и мехпримесей	100% эксплуатационный фонд скважин	один раз в два года
7.ГКИС	Две скважины каждого эксплуатационного объекта	не менее одного раза в год
8. Лабораторные исследование газоконденсатных систем	Две пробы каждого эксплуатационного объекта	не менее одного раза в год
9.Шаблонирование ствола и отбивка забоев скважин локатором муфт	100% длительно простаивающего фонда	после длительных простоев перед глубинными ПГИС и подземным капитальным ремонтом
10.Отбор проб пластовой жидкости	Весь фонд скважин	не менее 1 раза в квартал
и газа на гидрохимический анализ
11. Комплекс ГИС по контролю за разработкой	10-15 % эксплуатационного фонда скважин	не менее одного раза в год
12. Комплекс ГИС по контролю за техсостоянием	По фонду скважин подлежащих капитальному ремонту	до и после проведения капремонта

Примечания: 1. Газодинамические и специальные газодинамические исследования проводятся также:

- после окончания строительства скважин;

- через 6 месяцев после запуска скважины в работу;

- до и после проведения ремонтных и интенсификационных работ по скважине;

- во время проведения комплекса ГДК.

2. Газоконденсатные исследования проводятся после завершения бурения и освоения.

Дата добавления: 2015-07-25