Рекомендации по интенсификации притока

Основными операциями по интенсификации притоков на месторождениях севера Тюменской области являются дополнительная перфорация, кислотные обработки, обработки пласта ПАВ. В связи с высокими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) пластов ПК₁, ПК_18-19, АУ₇, БУ_1-2, БУ_3-6 и БУ_8-9 для интенсификации притока можно рекомендовать обработку пласта аэрированными ПАВ с метанолом. Для интенсификации притока из пласта БУ_8-9 можно рекомендовать также дополнительную и повторную перфорацию, кислотные и щелочно-кислотные обработки.

7.1.5 Рекомендации по осуществлению внутрискважинного перетока газа из пласта ПК₁ в БУ_1-2 для организации ППД и интенсификации добычи конденсата

В связи с тем, что падение давления в пласте БУ_1-2 происходит быстрее чем в пласте ПК₁ и в какой то момент давление в ПК₁ станет превышать давление в БУ_1-2, одним из предлагаемых методов увеличения добычи газового конденсата из продуктивного пласта БУ_1-2 является нагнетание газа из пласта ПК₁ в пласт БУ_1-2 (ППД).

Для проведения работ по нагнетанию газа из пласта ПК₁ в продуктивный пласт БУ_1-2 и дальнейшей эксплуатации скважины компоновка лифтовой колонны должна быть следующая (рисунок 7.1):

- от устья до глубины 50 м - колонна лифтовых труб диаметром 178 мм по ГОСТ 632;

- на глубине 50 м – приустьевой клапан-отсекатель, управляемый с поверхности (клапан монтируется непосредственно в составе лифтовой колонны);

1 – елка фонтанной арматуры; 2 – линия управления приустьевым клапаном-отсекателем; 3 – кабель системы мониторинга; 4 - трубная головка; 5 – колонная головка; 6 – кондуктор; 7 – промежуточная колонна; 8 – эксплуатационная колонна; 9 – подвесное устройство хвостовика; 10 – хвостовик; 11 – приустьевой клапан-отсекатель; 12 – лифтовая колонна; 13 – верхний циркуляционный клапан; 14 – мандрель скважинного датчика; 15 - телескопическое соединение; 16 – разъединитель колонны; 17 – эксплуатационный пакер; 18 – подпакерный хвостовик; 19 – нижний циркуляционный клапан; 20 - посадочный ниппель; 21 – центрирующее устройство.

Рисунок 7.1 – Принципиальная схема компоновки подземного и устьевого оборудования скважин под нагнетание газа из пласта ПК₁ в пласт БУ_1-2

- ниже, до кровли продуктивного пласта ПК₁, – колонна лифтовых труб диаметром 178 мм;

- в интервале продуктивного пласта ПК₁, - верхний механический циркуляционный клапан, мандрель датчика давления и температуры, телескопическое соединение;;

- ниже подошвы продуктивного пласта ПК₁ на 100м – разъединитель колонны и эксплуатационный пакер;

- ниже пакера, до головы подвески хвостовика, – нижний механический циркуляционный клапан с посадочным ниппелем с подпакерным хвостовиком из лифтовых труб диаметром 178 мм по ГОСТ 632 с установленной на его конце воронки, выполняющей также роль центрирующего устройства.

При этом, пуск скважины для нагнетания газа из пласта ПК₁ в продуктивный пласт БУ_1-2 рекомендуется проводить в следующей последовательности:

- провести ликвидацию межколонных давлений;

- провести «щадящую» перфорацию эксплуатационной колонны в интервале пласта ПК₁;

- спустить в заглушенную скважину комплекс подземного оборудования;

- привести комплекс в рабочее положение (запакеровать пакер);

- открыть верхний циркуляционный клапан и провести вызов притока из продуктивного пласта ПК₁ снижением противодавления с отработкой скважины на факел и вытеснением жидкости глушения из затрубного пространства;

- закрыть верхний циркуляционный клапан;

- открыть нижний циркуляционный клапан;

- спустить БДТ и провести вызов притока из продуктивного пласта БУ_1-2 снижением противодавления с отработкой скважины на факел до полного вытеснения жидкости глушения из затрубного пространства;

- закрыть нижний циркуляционный клапан;

- открыть верхний циркуляционный клапан, провести отработку скважины на факел до вытеснения из трубного пространства газового конденсата;

- закрыть приустьевой клапан-отсекатель и при закрытых задвижках на затрубном пространстве оставить скважину на технологический отстой для перетока газа из пласта ПК₁ в продуктивный пласт БУ_1-2;

При продолжительном периоде работы скважины на переток газа возможны следующие осложнения:

- образование песчаной пробки над эксплуатационным пакером вследствие выноса песка из продуктивного пласта ПК₁. Для отсоединения верхней части лифтовой колонны и возможности проведения промывки песчаной пробки в составе комплекса подземного оборудования предусмотрен раъединитель лифтовой колонны;

- образование газовых «шапок» в затрубном пространстве.

В целом, организация перетока газа из пласта ПК₁ в пласт БУ_1-2 с целью интенсификации добычи газоконденсата методом ППД представляется перспективным.

Дата добавления: 2015-07-25