Технологический режим фонтанной скважины

Под технологическим режимом работы скважины понимается совокупность основных параметров ее работы, которая обеспечивает получение в планируемом периоде отборов нефти, конденсата, жидкости и газа, соблюдение условий надежности и безопасности эксплуатации скважин, предусмотренных проектным документом и нормами отборов. Технологический режим работы скважин обеспечивает регулирование процесса разработки и характеризуется следующими основными параметрами:

— пластовым, забойным и устьевыми давления;

— дебитом жидкости (газа), обводненностью продукции, газовым фактором (выходом конденсата) и количеством механических примесей в продукции;

— типоразмерами установленного эксплуатационного оборудования и режимами и временем его работы.

Технологический режим работы скважины составляется геолого-технической службой нефтепромысла и утверждается руководством нефтепромыслового управления. Так как в процессе разработки состояние пласта в районе скважины непрерывно меняется, технологические режимы периодически пересматриваются.

Фонтанирование скважин возможно при определённом технологическом режиме, который характеризуется величиной дебита Q, рз, руст, рзатр.

В зависимости от соотношения рз и руст с давлением насыщения нефти рн можно выделить три вида фонтанирования и соответствующие им три типа фонтанных скважин:

1-ый тип — артезианское фонтанирование рз>рн, руст>рн, то есть фонтанирование происходит за счёт гидростатического напора. В скважине происходит перелив жидкости, движется негазированная жидкость. В затрубном пространстве между НКТ и обсадной колонной находится жидкость, проверить можно, открыв, например, трех ходовой кран под манометром, показывающим рзатр.

2-ой тип — газлифтное фонтанирование с началом выделения газа в стволе скважины: рз>рн, руст<рн. В пласте движется не газированная жидкость, а в скважине — газожидкостная смесь. При давлении у башмака НКТ р1>рн в затрубном пространстве на устье находится газ и рзатр обычно небольшое.

3-ий тип — газлифтное фонтанирование с началом выделения газа в пласте: рз<рн, руст<рн. в пласте движется газированная на забой и к башмаку НКТ поступает газожидкостная смесь. После начала притока основная масса газа увлекается потоком жидкости и поступает в НКТ. Часть газа отделяется и поступает в затрубное пространство, где газ поднимается в относительно неподвижной жидкости. В затрубном пространстве накапливается газ, уровень жидкости снижается и достигает башмака НКТ, т.е. наступает стабилизация.

Технологический режим работы скважины устанавливают при помощи индикаторной диаграммы и регулировочной кривой.

Технологический режим работы газлифтных скважин

Газлифтная эксплуатация применяется в тех случаях, когда подъем заданного количества жидкости не обеспечивается газом (свободным и растворенным), поступающим из пласта к забою скважины. В связи с этим возникает необходимость в скважину подавать некоторое дополнительное количество газа (к башмаку НКТ или на какую-то глубину). В газлифтных скважинах, как и фонтанных, забойное давление может быть больше или меньше давления насыщения.

Первоначально рассчитывается распределение давления от забоя к устью. В основу исходных данных положены забойное давление, дебит жидкости и газа, объем выделившегося газа (в зависимости от давления и температуры), заданное устьевое давление, длина труб и т. д. Диаметры труб в зависимости от дебита жидкости задаются. Строго говоря, температура, как и давление, по мере подъема жидкости уменьшается. Однако часто в расчетах принимают температуру постоянной и равной средней по всей длине газожидкостного подъемника. Нередко отсутствуют полные экспериментальные данные по свойствам смеси и приходится использовать графики или эмпирические зависимости, приводимые в соответствующей литературе.

После расчета распределения давления (при естественном газовом факторе) строится кривая давление-глубина. Расчетное устьевое давление при этом будет меньше минимально допустимого, а в большинстве случаев оно даже принимает отрицательное значение. Это указывает на то, что подъем жидкости за счет естественного газового фактора не обеспечивается. Чтобы определить потребное количество закачиваемого газа, необходимо произвести расчет распределения давления по глубине (от устья) при нескольких значениях газового фактора R (они должны быть больше природного газового фактора R0) и одинаковом устьевом давлении

Рисунок 9. Распределение давления в газлифтной скважине в зависимости от газового фактора

где Vgi — объемный расход дополнительно вводимого в трубы газа. Результаты этих расчетов наносятся на тот же график (см. кривые 2, 3, 4 на рис. 9). В точке пересечения пары кривых (например, в точках а, в) можно определить давление внутри НКТ на данной глубине, когда обеспечивается подъем смеси до устья при заданном газовом факторе. Как видно из этого рисунка, подъем смеси (при заданном количестве жидкости) можно обеспечить множеством объемных расходов газа. Окончательный выбор потребного расхода газа надо производить, исходя из энергетических затрат. Если принять, что расширение газа происходит при изотермическом процессе, то работа, производимая газом, определится выражением

Отсюда следует, что при каком-то соотношении давления р1 и объемного расхода газа Vgi работа, совершаемая газом при расширении (от р1 до ру), будет наименьшей.

Ввод газа в НКТ осуществляется через специальное приспособление (рабочий клапан). При истечении газа из кольцевого пространства в НКТ за счет сопротивлений в клапане происходит снижение давления на ркл. Поэтому давление рк подаваемого газа у устья скважины в кольцевом пространстве определяется суммой

pк = p1 + pкл + pг + ртр,

где pг — приращение давления за счет массы столба газа в кольцевом пространстве; pтр — потери давления, вызванные сопротивлениями на трение, возникающими при движении подаваемого газа от устья до места его ввода в трубы.

Для высокодебитных газлифтных скважин целесообразно произвести расчет, исходя из условия, что газ подается в центральные трубы, а смесь поднимается по кольцевому пространству. Порядок расчета остается таким же, но при использовании уравнения движения смеси, когда рассчитывается плотность смеси, за диаметр трубы принимается сумма D+d0 (D — внутренний диаметр обсадной колонны, d0 — внешний диаметр НКТ). При расчете сопротивлений на трение за эквивалентный диаметр принимается разность D — d0.

Расчеты могут показать, что можно обеспечить потребное количество подаваемого газа, но не давление рк. В этом случае ограничивается максимально возможное давление у устья в кольцевом пространстве.

Выбор режима эксплуатации газлифтной скважины должен производиться в зависимости от условий (ограничений) задачи. Такими ограничениями являются:

1) количество нагнетаемого газа (независимо от давления нагнетания),

2) давление нагнетания (независимо от расхода газа);

3) давление и максимальное допустимое количество нагнетаемого газа;

4) минимальное допустимое (или заданное) противодавление на устье скважины.

В заключение следует отметить, что высота подъема смеси в ряде случаев может быть увеличена за счет роста истинной газонасыщенности, если применять трубы меньшего диаметра. Однако при этом несколько возрастут сопротивления на трение. В связи с этим для окончательного выбора режима работы газлифтной скважины необходимо расчеты производить для нескольких диаметров труб.

Для установления технологического режима работы фонтанных скважин периодически проводят их исследования по методу установившихся пробных откачек и по кривой восстановления забойного давления после остановки скважин. Изменение режимов работы скважин проводят с помощью смены штуцеров (диаметров отверстий в штуцере).

Метод пробных откачек применяется для определения продуктивности скважин и установления технологического режима ее работы. По кривой восстановления забойного давления определяют параметры пласта. В скважинах, вскрывших впервые продуктивные пласты, отбирают глубинные пробы пластовой нефти для определения ее свойств (давления насыщения нефти газом, вязкость нефти и т.д.)

Широкое применение при исследованиях фонтанных скважин получил метод пробных откачек с целью построения индикаторных линий зависимости дебита нефти от перепада давления, определения коэффициента продуктивности, газового фактора, содержания воды и механических примесей в нефти (жидкости) при различных режимах работы скважин. Метод пробных откачек выполняется следующим образом. При определенном установившемся режиме работы скважины замеряют забойное давление и дебит скважины. Замеряют одновременно по расходомеру, установленному на ГЗУ, количество выделившегося из нефти газа. Замеряют с помощью манометров буферное и затрубное давление. Затем изменяют диаметр отверстия в штуцере на больший или меньший, устанавливают новый режим работы скважины. На этом новом режиме скважина должна проработать в пределах суток, и на данном новом штуцере замеряют забойное давление и дебит скважины. Новый режим считается установившимся, если при неоднократных (три-четыре) замерах дебиты жидкости и газа отличаются друг от друга не более чем на 10%. При этом методе необходимо снять пять-шесть точек кривой зависимости дебита от забойного давления. Одновременно с замерами забойных давлений и дебитов скважин при каждом установившемся режиме работы скважины определяют газовый фактор, содержание воды в нефти и наличие песка и механических примесей. По полученным результатам строят индикаторную кривую и определяют коэффициент продуктивности для выполнения при необходимости технических расчетов в процессе эксплуатации скважины. Определяют также зависимость между диаметром отверстия в штуцере и дебитами нефти, воды и газа, а при наличии — и содержание песка в продукции скважины. По полученным данным устанавливают оптимальный режим работы скважины. При этом необходимо, чтобы скважина работала с хорошим дебитом при наименьшем газовом факторе, добывать меньше воды и механических примесей, без больших пульсаций. Если соблюдать отмеченные условия, обеспечивается наиболее рациональное расходование пластовой энергии и более длительное фонтанирование скважин. Технологический режим работы фонтанной скважины устанавливается на месяц, и изменяют его по результатам уточнения данных о состоянии разработки залежи.

Оставьте комментарий