Tecnología de descarga
(1) Equipo de drenaje
La selección del equipo de drenaje depende principalmente de factores como la profundidad del pozo, la presión del fondo del pozo, el caudal de agua y el caudal de gas. En este proyecto se utilizaron bombas tubulares para pozos verticales y se realizaron pruebas de bombeo especiales para pozos horizontales combinados con pozos de ingeniería y pozos de producción.
En la superficie de este pozo se utilizan tres tipos de unidades de bombeo. Las unidades de bombeo con eje inclinado de 56 mm de PHH-001 y PHH-002 están ubicadas respectivamente a 475 m, 7 my 12 m de distancia de la veta de carbón. La varilla de bombeo adopta una combinación de varillas ordinarias y varillas centralizadoras resistentes al desgaste para reducir la fricción entre la varilla y el tubo. mejorar la vida útil del tubo. DS01-1V y DS02-1V utilizan bombas de tubo completo de 56 mm, que se bajan a la parte superior de la placa de carbón a 21 metros y 38 metros de la parte superior de la placa de carbón respectivamente. La bomba de bobinado está conectada debajo de la bomba. y la parte superior de la placa de carbón está conectada a la parte superior de la bomba. DS01-1V y DS02-1V utilizan bombas de tubo completo de 56 mm, que se bajan a 21 metros y 38 metros de la superficie del carbón respectivamente. El tubo de criba y el tubo de escape están conectados debajo de la bomba.
El dispositivo de boca de pozo incluye un sistema de drenaje de gas de un solo pozo: que incluye principalmente salida de gas anular de petróleo y carcasa + manómetro de carcasa + ramal + antorcha ② Sistema de drenaje de un solo pozo: que incluye principalmente salida de gas de tubería de petróleo + gas; , Separador de agua + medidor de agua + tubería de drenaje ③ Equipo para recolección automática de datos y sistema de control automático: incluye principalmente sondas y cables de transmisión. El sistema de control automático de la estación de GNC recopila datos de producción de agua y presión de revestimiento de cada pozo a través de la sonda y el cable de transmisión instalado en la boca del pozo, y controla el funcionamiento de la unidad de bombeo y el motor.
(2) Sistema de drenaje
El sistema de drenaje se ajusta según el volumen de producción de agua y la tasa de gotas. Cada pozo es diferente y un mismo pozo requiere ajustes oportunos durante las sucesivas etapas de drenaje y extracción. Los pozos PHH-001, PHH-002 DS01-1V, DS02-1V utilizan una carrera de 1,5 a 1,8 my una frecuencia de lavado de 1,5 a 6 veces/min para garantizar una tasa de caída de líquido de 3 a 5 m3 por día para cumplir con el drenaje. del pozo y mantener estable el nivel del líquido.
1.PHH-001
El pozo utilizó una carrera de 1,8 my una carrera de 3 veces/min en los primeros 2 días después de su puesta en producción. El nivel de líquido. La profundidad cayó de 209 m a 331 m. La carrera se ajustó 2,5 veces/min, la producción máxima de agua diaria es de 13 m3, el nivel de líquido es de 230 a 473 m por semana, la producción de gas es de 1000 a 1500 m3 y la presión de la carcasa es de aproximadamente 0,50. MPa. Ajuste la carrera a 1,5 veces/min de operación, la producción de agua disminuyó gradualmente desde el máximo de 6 m3, para estabilizarse en alrededor de 2 m3 el 7 de septiembre de 2006, y el nivel dinámico del líquido se mantuvo en alrededor de 467 m, del 15 de agosto de 2006 al 5 de septiembre. En 2006, la presión de la carcasa aumentó gradualmente a 0,7 MPa y el volumen de gas cayó a aproximadamente 450 m3. Puede ser que el puerto de producción de gas estuviera ligeramente bloqueado y luego la presión de la carcasa se liberó gradualmente a 0. MPa, el volumen de gas volvió a unos 800 m3 y el 14 de diciembre de 2006 no se generó gas.
2.PHH-002
Se puso en producción al comienzo del período, con una carrera de 1,8 my una velocidad de carrera de 1,5 veces/min. El líquido dinámico. El nivel del líquido bajó de 125 m durante la producción de gas a 329 m, **** En dos meses y medio, el nivel del líquido bajó 204 m, con una caída promedio de menos de 3 m3 por día, y la producción se estabilizó gradualmente desde un máximo de 8 m3 a 5m3 Debido a la continua disminución en la eficiencia del drenaje, la eficiencia del drenaje se ajustó el 2 de noviembre de 2006 y se detuvo la producción de gas. El 2 de noviembre de 2006, la frecuencia de lavado se ajustó a 2 veces/min, y el 6 de febrero de 2007, la frecuencia de lavado se ajustó a 2,5 veces/min, asegurando una producción diaria de agua de 3 a 5 m3, cumpliendo con el desplazamiento del pozo petrolero. y manteniendo el flujo de líquido en la etapa inicial de producción de gas en el pozo de petróleo, la presión del revestimiento se mantuvo en 0,2 MPa y la producción de gas se mantuvo por encima de 3000 m3. El 17 y 18 de enero de 2007, el pozo alcanzó el pico en 0,36 MPa. la producción de gas es de más de 5500 m3 y luego vuelve gradualmente a una producción estable de aproximadamente 4000 m3. El 19 de marzo de 2007, la presión de revestimiento del pozo cayó por debajo de 0,2 MPa y el volumen de gas cayó por debajo de 4000 m3. El 1 de mayo de 2007, la presión de la carcasa cayó a 0,15 MPa y el volumen de gas fue de aproximadamente 2.000 m3; el 26 de diciembre de 2007, la presión de la carcasa cayó a 0,15 MPa y el volumen de gas fue de aproximadamente 2.000 m3. El 26 de diciembre de 2007, la presión del revestimiento del pozo cayó por debajo de 0,10 MPa y la producción de gas también disminuyó gradualmente.
En agosto de 2008 el pozo comenzó a descender nuevamente. Para el 19 de octubre el pozo no estaba produciendo gas y el nivel de fluido era de 362 m. El 27 de octubre el pozo ajustó su sistema de trabajo y lavó. La frecuencia se ajustó a 3 veces/min y el nivel de líquido dinámico bajó a 397 m. Luego el pozo produjo 600 m3 de gas. El 21 de noviembre de 2008, el pozo no produjo gas y el nivel de líquido dinámico se mantuvo en 390 m.
Pozo 3.DS01-1V
La carrera inicial del pozo fue de 1,5 my el número de carreras fue de 3-4 veces/min. Después de 15 días de operación, el líquido. El nivel cayó a 330 m y comenzó la producción de gas, la presión de la carcasa es estable en aproximadamente 0,5 MPa y la frecuencia de lavado se ajusta gradualmente a 6,5 veces/min para garantizar una producción diaria de agua de más de 20 m3. El 25 de diciembre de 2006, cuando el nivel del líquido cayó a unos 400 metros y la presión del revestimiento aumentó a 0,9 MPa, la producción de gas del pozo alcanzó su punto máximo, con una producción diaria de gas de más de 10.000 metros cúbicos. El 22 de marzo de 2007. el pozo La producción de gas comienza a disminuir. El 9 de noviembre de 2007, la presión de la carcasa cayó a 0,5 MPa, el volumen de gas cayó a 5643 m3 y se detuvieron las operaciones de preparación de alivio de presión. La producción diaria de agua de este pozo básicamente se mantiene por encima de los 20 m3. El 16 de junio de 2007, la producción de agua cayó a aproximadamente 10 m3, pero se puede garantizar que el nivel de líquido dinámico será de aproximadamente 400 m, lo que puede deberse a la disminución en el suministro de líquido. la formación.
4. Pozo DS02-1V
En la etapa inicial de producción, el recorrido es de 1,5 m, la frecuencia de lavado es de 1,5 veces/min y la producción de agua es inferior a 10 m3. . Después de ajustar gradualmente la carrera a 5,5 veces/min, la producción de agua aumentó a más de 20 m3, pero el nivel dinámico del fluido siempre se mantuvo por debajo de los 300 m. El 30 de mayo de 2007, el pozo reemplazó una bomba tubular de 70 mm y la carrera se ajustó a. 5 veces/min, el volumen de producción de agua también aumentó a aproximadamente 40 m3, pero el nivel del líquido no se pudo bajar. El 25 de enero de 2008, se reemplazó la bomba de tubo de 83 mm, la carrera se ajustó a 8 veces/min. el volumen de producción de agua también se ajustó a aproximadamente 40 m3, pero el nivel del líquido no se pudo bajar. La bomba tubular de 83 mm se reemplazó el 25 de enero de 2008 y la carrera se ajustó a 8 veces/min, pero el nivel del líquido no se pudo bajar. La bomba tubular de 83 mm se reemplazó el 25 de enero de 2008 y la carrera se ajustó a 8 veces/min, pero el nivel de líquido no se pudo bajar. El 25 de enero de 2008, se reemplazó la bomba de tubo de 83 mm y se redujo la carrera. Se ajustó a 8 veces/min, pero el nivel del líquido no se pudo bajar. El 25 de enero de 2008, se reemplazó la bomba de tubo de 83 mm. La carrera se ajustó a 8 veces/min. El volumen de producción de agua también alcanzó los 70 m3/día. El nivel dinámico del líquido cayó ligeramente a aproximadamente 310 m, pero el efecto de producción de gas se mantuvo. no logrado.
(3) Prevención de polvo y control del prensado de carbón
PHH-001: La capa objetivo de este pozo es carbón No. 15 y el medio es blando debido al exceso. intensidad de extracción inicial, la velocidad de caída del líquido es demasiado rápida, la presión del flujo en el fondo del pozo cambiará repentinamente, lo que fácilmente puede causar que el pozo colapse y bloquee el canal de producción de gas.
Para este tipo de pozos, se debe controlar la velocidad de caída del líquido. Si es demasiado rápida, provocará el colapso del pozo y bloqueará el canal de producción de gas.
PHH-002: En la etapa inicial de drenaje y producción de este pozo, debido a la tasa de caída de líquido bien controlada del pozo y al buen proceso de producción de gas, incluso en la etapa posterior, el volumen de producción de gas es disminuyendo gradualmente y, finalmente, no se produce gas. La razón puede ser que el pozo principal del pozo colapsó, lo que resultó en la incapacidad de producir gas en el otro extremo del pozo.
DS01-1V Debido a la dureza del carbón No. 3 en este tipo de pozos, durante el proceso de drenaje, solo las partículas suspendidas pueden ingresar al barril de la bomba con el fluido del pozo, y objetos subterráneos un poco más grandes. Por lo tanto, durante el proceso de drenaje de dichos pozos, especialmente en las primeras etapas del drenaje, se debe inspeccionar periódicamente el pozo y eliminar los sedimentos del pozo para garantizar la estabilidad de la producción de gas en el período posterior.
(4) Reparación del pozo
1. Pozo PHH-001: El pozo suministró gas 12 veces durante el período de explosión. La razón principal fue que se produjo polvo de carbón en el líquido. El pozo era relativamente grande. Hay una gran cantidad de lodo de carbón bajo tierra. Durante la operación, el lodo de carbón ingresa al barril de la bomba, parte del cual se descarga al suelo junto con el fluido del pozo y otra parte permanece en el barril de la bomba. , lo que puede provocar que el impulsor se obstruya o que el émbolo se atasque.
2.PHH-002. Durante la operación del pozo se realizaron dos operaciones. Uno fue el 20 de septiembre de 2006, cuando la bomba se detuvo por una falla en el circuito; el otro fue el 8 de mayo de 2007, cuando la producción del pozo bajó de un máximo de 2,5 metros cúbicos diarios a 0,8 metros cúbicos, y el La producción de gas cayó de 4.000 a 0,8 metros cúbicos por día a 2.000 metros cúbicos. Después de la operación, la producción se recuperó a 2,2,5 m3 y la producción de gas alcanzó 3.500 m3/día.
3.DS01-1V: El 14 de marzo de 2008 la producción de gas descendió a 749 metros cúbicos y el pozo inició operaciones. Desde que el pozo se puso en producción hace dos años, el polvo de carbón se depositó con fuerza y bloqueó el pozo bajo tierra, lo que hizo imposible realizar operaciones regulares. Se utilizó un taladro de tornillo para perforar el tapón, pero la broca no pudo eliminar todos los bloqueos. En el área de perforación, además, se produjo un bloqueo por depósito de polvo de carbón en el pozo principal. El pozo estuvo cerrado durante un año.
4. DS02-1V bien. El pozo se sometió a tres operaciones de suministro de gas durante el período de deshidratación, principalmente para reemplazar la bomba de fondo del pozo y aumentar el volumen de drenaje del pozo. El 30 de mayo de 2007, se llevaron a cabo operaciones de fondo de pozo y la bomba tubular de φ56 mm fue reemplazada por una bomba de φ70 mm. El volumen de producción de líquido aumentó de 26 metros cúbicos/día a 31 metros cúbicos/día, pero el efecto de la reducción de líquido y la producción de gas. todavía se logró. El 25 de enero de 2008, reemplazamos la bomba de tubo de φ83 mm por una bomba de φ70 mm con un desplazamiento de 58 metros cúbicos por minuto. El 20 de mayo de 2008, debido a una carga subterránea excesiva, el cuerpo de la varilla se cayó. También reemplazamos la unidad de bombeo Tipo 5. Cuando la carrera se ajustó a 8 veces/min, el desplazamiento alcanzó 70 m3/d y el nivel de fluido alcanzó 70 m3. /d. Ha disminuido ligeramente, pero aún no puede lograr el efecto de producción de gas.
La selección del equipo de perforación es la clave del éxito o fracaso de la perforación. La construcción de pozos horizontales requiere equipos de perforación con gran capacidad de elevación y capacidad de perforación presurizada. La herramienta de dirección puede garantizar la finalización de la trayectoria del pozo diseñada y mejorar la tasa de perforación de la veta de carbón. La tecnología de protección de yacimientos y fluidos de perforación también tiene requisitos específicos para los requisitos de rendimiento del fluido de perforación, el mantenimiento del rendimiento del fluido de perforación y la tecnología de protección de vetas de carbón.