ГЛАВА 22
УКРЕПЛЕНИЕ ПРИЗАБОИНОЙ ЗОНЫ СМОЛАМИ В РЫХЛЫХ ГАЗОНОСНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ
§ 210. Обработка призабойных зон скважин смолами с целью укрепления пласта является одним из средств предотвращения выноса песка из пласта при эксплуатации скважин. Обработка смолами применяется, когда другие методы задержания песка (фильтры, гравийные набивки и пр.) оказываются неэффективными либо требуют больших затрат по сравнению с обработкой смолой.
§ 211. Обработка призабойной зоны смолами возможна как во вновь пробуренных и неиспытанных скважинах, так и в скважинах, ранее эксплуатировавшихся.
Обработка вновь пробуренных и неиспытанных скважин может проводиться непосредственно вслед за перфорацией. Необходимость обработки определяется на основании эксплуатации обрабатываемого пласта в соседних скважинах. Вызов притока жидкости или газа из пласта до обработки (например, при испытании скважины) не рекомендуется, так как это может привести нарушению равновесия рыхлой породы пласта и ухуд шить результаты обработки.
§ 212. Скважины, предназначенные для обработки смолой, должны быть герметичны и иметь качественно цементное кольцо в интервале обрабатываемого пласта При наличии негерметичности скважины ниже обрабаты ваемого интервала необходимо установить до обработки цементный мост или пробку-пакер, отделяющий нижнюю негерметичную зону от обрабатываемого интервала. При наличии негерметичности обсадной колонны или сообще ния с верхним продуктивным горизонтом выше обраба тываемого интервала необходимо обрабатывать пласт применением пакера, отделяющего верхнюю часть сква-жины.
§ 213. При обработке призабойной зоны скважин, из которых во время эксплуатации извлечено большое ко-личество песка, работам по креплению должна предше-ствовать закачка крупнозернистого кварцевого песка или другого зернистого наполнителя в призабоиную зону.
Выбирая наполнитель, желательно обеспечить xopo-шую адгезию применяемой смолы к материалу зерен Намыв наполнителя в каверны призабойной зоны необ ходимо повторять несколько раз с контролированием количества наполнителя, вошедшего в пласт.
§ 214. Скважины, предназначенные для проведении обработки смолами, должны иметь чистый забой.
§ 215. Глушение скважины, вскрытие пласта, намы наполнителя в каверны призабойной зоны и другие готовительные работы должны проводиться на жидко стях, не загрязняющих пласт или легко удаляемых пос ледующей обработкой. Применение глинистого раствор в качестве рабочей жидкости при указанных работах рекомендуется во избежание закупорки некоторой части обрабатываемой зоны, в результате которой эта часть останется не обработанной смолой.
§ 216. Обработка призабойной зоны газовых ск жин феноло-формальдегидными смолами проводится соответствии с «Временной инструкцией по укреплен призабойных зон газовых скважин феноло-формальдегид ными смолами», «Временной инструкцией по креплении химическим методом несцементированных пород приза бойной зоны нефтяных скважин» и «Временной инструкцией по креплению призабойной зоны скважин смолой из сырых фенрлов и формалина».
Выбор феноло-формальдегидной смолы определяется в зависимости от температуры пласта согласно указанным инструкциям.
Возможно также проведение обработки призабойной зоны другими составами и способами, показавшими при лабораторных испытаниях хорошее качество крепления пластового песка при пластовой температуре.
§ 217. При проведении обработки необходимо предусмотреть определение приемистости пласта до закачки смолы, а также извлечение труб из обрабатываемого интервала до начала загустевания смолы.
§ 218. Закачивать смолу следует при давлении, которое не вызывает гидроразрыва пласта. Если давление гидроразрыва пласта не известно, то можно условно определить его по формуле р=0,2 Н, где Н — глубины обрабатываемой зоны в м, р — давление в кГ/см2.
§ 219. Перед закачкой под давлением смол, кислот и других реагентов в скважину все нагнетательные наземные трубопроводы и арматура на устье скважины должны быть проверены опрессовкой на герметичность и прочность под давлением, в 1,5 раза превышающим ожидаемое максимальное рабочее давление на насосе.
РАЗДЕЛ V
ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН
ГЛАВА 23
УСЛОВИЯ И СПОСОБЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН
§ 220. Способы эксплуатации газовых и газоконден-сатных скважин определяются целым рядом геолого-технических условий и факторов.
К ним относятся:
а) величина пластового давления и рабочий дебит скважины:
б) физико-химическая и товарная характеристики газа (количество парообразной влаги, конденсата, агрес сивных компонентов в виде сероводорода, углекислоты органических кислот и т. д.);
в) характеристика пород-коллекторов продуктивного пласта (несцементированные, слабосцементированные плотные и т. д.);
г) термодинамические условия работы ствола сква жины и условия гидратообразования в стволе;
д) количество пластов, эксплуатируемых одной скважиной, и условия вскрытия продуктивных гори-зонтов;
е) условия использования пластового давления на поверхности для промысловой обработки и транспорта газа к потребителям;
ж) местоположение скважины по отношению к ГВ (или ВНК).
§ 221. В зависимости от перечисленных условий факторов можно применять следующие способы эксплуа тации газовых и газоконденсатных скважин:
а) эксплуатация по фонтанным трубам (без пакера или распакеровкой затрубного пространства);
б) совместно раздельная эксплуатация двух или не скольких продуктивных пластов посредством фонтанных труб и пакеров.
§ 222. Эксплуатация газовых скважин по эксплуата ционным колоннам без спуска в них фонтанных труб допускается в виде исключения для устойчивых продук тивных пластов сравнительно небольшой мощности (10-15м), с низким пластовым давлением (90—60 кГ/см2) и отсутствием коррозионных компонентов в газе и только в тех высокодебитных скважинах сводовой и присводо-вой части структуры, где происходит полный вынос конденсационной жидкости.
§ 223. Фонтанные трубы спускают для:
а) предохранения эксплуатационной колонны от кор розии и эрозии, вызываемых присутствием в газе твер дых примесей и агрессивных компонентов;
б) выноса жидкостей и механических примесей забоя скважины на поверхность и улучшения тем самым ее продуктивности;
в) создания условий управления скважиной на слу чай возможных осложнений;
г) одновременной и раздельной эксплуатации нескольких продуктивных горизонтов единым стволом (по фонтанным трубам и кольцевому пространству, разделенных при помощи пакера).
§ 224. При наличии в газе агрессивных компонентов (сероводород, углекислота, органические кислоты и т. д.) и при высоких пластовых давлениях, когда не исключена возможность разъедания эксплуатационной колонны, эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин должна осуществляться только по фонтанным трубам.
§ 225. В зависимости от конкретных условий затруб-ное пространство может быть изолировано при помощи пакеров и залито нейтральной жидкостью, не дающей осадка, или не изолировано.
Эксплуатация скважин по фонтанным трубам с неизолированным межтрубным пространством допускается только при условии герметичности эксплуатационной колонны, в которую должен подаваться антикоррозионный ингибитор.
§ 226. Диаметр фонтанных труб определяется в зависимости от:
а) ожидаемого максимального рабочего дебита скважины;
б) максимально-допустимого перепада давления в стволе;
в) получения необходимых скоростей в фонтанных трубах (скорость у башмака фонтанных труб должна быть в пределах 5—10 м/сек), обеспечивающих вынос с забоя скважины жидких и твердых примесей;
г) диаметра эксплуатационной колонны (в существующих скважинах);
д) наличия или отсутствия агрессивных компонентов в газе.
§ 227. Для удаления жидкости и механических примесей с забоя газовых и газоконденсатных скважин рекомендуется применять также плунжерный лифт, работа которого описана во «Временной инструкции по применению плунжерного лифта в газовых и газоконденсатных скважинах». Можно применять и другие методы удаления воды с забоя — периодическую эксплуатацию, использование вспенивающих жидкостей и эксплуатацию с автоматической продувкой в коллектор и т. д.
§ 228. Одновременная эксплуатация по затрубном пространству и фонтанным трубам при условии постоян ного выноса песка не допускается.
§ 229. На период кратковременных исследовании скважин разрешается, в зависимости от конкретны условий, эксплуатация газовых и газоконденсатных сква жин любым способом, перечисленным выше. При это должны быть приняты меры предосторожности, обеспе чивающие сохранность недр и эксплуатационной ко лонны.
§ 230. Одновременная и раздельная эксплуатации нескольких горизонтов одной скважиной по фонтанным трубам (с пакером) и затрубному пространству може осуществляться при условии отсутствия в газе, добывае мои по межтрубному пространству, агрессивных компо нентов, вызывающих интенсивную коррозию, и отсут ствия возможности прихвата фонтанных труб.
§ 231. Фонтанная арматура должна обеспечить за мер температур и давлений газа на устье скважины при любом способе эксплуатации, а также должна обеспечи вать возможность спуска в скважину глубинных прибо ров во время работы скважины
ГЛАВА 24
УСТАНОВЛЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕЖИМА РАБОТЫ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН
§ 232. На каждой скважине в соответствии с геолс гическими и технологическими условиями необходимо устанавливать и постоянно поддерживать оптимальный режим работы, обеспечивающий нормальную работ скважины.
§ 233. Первоначальный технологический режим боты скважин определяется по результатам испытаний этих скважин, проводимых по методу стационарных pe жимов фильтрации и результатам предшествующей опыт ной эксплуатации, а также с учетом геолого-промысло вых особенностей залежи.
§ 234. Технологический режим и текущие рабочие дебиты скважин устанавливаются с учетом следующих основных факторов:
а) выноса песка, количество которого устанавливае
ся в процессе исследования скважин и которое не должно приводить к разрушению призабойной зоны пласта и к разъеданию подземного и наземного оборудования;
б) возможности обводнения забоев скважин;
в) конструкции и технического состояния скважины;
г) температурного режима работы газовой скважины с учетом конденсации воды, углеводородов и условий выноса их на поверхность;
д) технологический режим должен быть таким, чтобы в стволе скважины исключалась возможность гидра-тообразования и обеспечивался вынос жидкости на поверхность;
е) необходимого по условию сбора и транспорта газа и конденсата рабочего давления на устье скважины.
§ 235. Технологические режимы работы по отдельным скважинам должны обеспечить получение оптимально возможного дебита газа и соблюдение рациональных условий разработки месторождения (залежи), охраны недр и техники безопасности.
В зависимости от конкретных условий месторождений (залежей, объектов) на определенный период времени назначается один из следующих технологических режимов:
а) режим постоянного градиента давления — в случае возможного разрушения продуктивного коллектора Этот режим можно заменить режимом постоянной депрессии, однако в каждом конкретном случае такая замена должна быть обоснована;
б) режим постоянной скорости фильтрации газа в призабойной зоне пласта — также в случае возможного разрушения продуктивного коллектора, а также очищения призабойной зоны пласта от глинистого раствора;
в) режим постоянной депрессии — в случае опасности образования конусов и языков обводнения;
г) режим постоянного давления на головке скважины — при работе скважины без штуцера или для под-Держания определенного давления перед установкой первичной обработки природного газа;
Д) режим постоянного дебита при отсутствии какого-либо ограничения, за исключением пропускной способности колонны. Режим постоянного дебита является временным, так как с течением времени величина этого Дебита должна изменяться.
§ 236. Технологические режимы работы скважин составляются ежеквартально на основании результатов текущей эксплуатации и данных исследований скважи-ны и утверждаются объединением (управлением). Технологический режим работы скважин с дебитом 1 млн. м3/сутки и выше утверждается Главгаздобыче Министерства газовой промышленности.
§ 237. Режим работы скважины регулируется:
а) штуцерами, устанавливаемыми для каждой сква жины на групповых сборных пунктах или на устье сква жины;
б) противодавлением газа в системе газосбора.
§ 238. После смены режима скважины необходимо установить показатели работы нового технологического режима, определив:
а) дебит скважин;
б) забойное давление (рабочую депрессию);
в) давление и температуру на буфере, в затрубном пространстве, в межколонном пространстве, до штуцера и после штуцера;
г) количество жидких (конденсата, воды) и твердых примесей.
§ 239. Все показатели, а также любые изменения режиме работы скважины должны обязательно регист рироваться и документироваться в соответствии с суще ствующими формами.
В случае нарушения установленного режима работы скважины руководством газодобывающего предприятия должны быть приняты срочные меры к его восстанов- лению.
§ 240. Регулирование подачи газа в магистральный газопровод осуществляется:
а) отключением части скважин или их регулирова нием;
б) изменением режима работы отдельных, специаль-но выделенных скважин при помощи штуцеров; но этим скважинам пределы изменения технологическою, режима строго ограничиваются геологической служ бой.
Текущее регулирование дебита скважин осущест вляется оператором по добыче по указанию диспетчер промысла с обязательной записью в журнале об измене нии режима работы скважин.
