Нефтяные и газовые скважины

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Методы освоения нефтяных скважин

 

Можно выделить шесть основных способов вызова притока:

 

Тартание

 

Поршневание

 

Замена скважинной жидкости на более легкую

 

прокачка газожидкостной смеси

 

Перед освоением на устье  скважины устанавливается арматура в соответ-ствии с применяемым  способом эксплуатации скважины. В любом случае на фланце обсадной колонны должна быть установлена задвижка высокого давления для перекрытия при необходимости ствола скважины.

 

Компрессорный метод

 

откачка глубинными насосами

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Методы освоения нефтяных скважин

 

  Тартание - это извлечение из скважины жидкости желонкой, спускаемой на тонком (16 мм) канате с помощью лебедки. Желонка изготавливается из трубы длиной 8 м, имеющей в нижней части клапан со штоком, открывающимся при упоре на шток. В верхней части желонки предусматривается скоба для прикрепления каната. Диаметр желонки обычно не превышает 0,7 диаметра обсадной колонны. За один спуск желонка выносит жидкость объемом, не превышающим 0,06 м³.

  Тартание - малопроизводительный, трудоемкий способ с очень ограниченными возможностями применения, так как устьевая задвижка при фонтанных проявлениях не может быть закрыта до извлечения из скважины желонки и каната.

  Возможность извлечения осадка и глинистого раствора с забоя и контроля за положением уровня жидкости в скважине дают этому способу некоторые преимущества.

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Методы освоения нефтяных скважин

 

Поршневание

  При поршневании (свабировании) поршень или сваб спускается на канате в НКТ. Поршень представляет собой трубу малого диаметра (25 - 37,5 мм) с клапаном, в нижней части открывающимся вверх. На наружной поверхности трубы (в стыках) укреплены эластичные резиновые манжеты (3 - 4 шт.), армированные проволочной сеткой.

  При спуске поршня под уровень жидкость перетекает через клапан в пространство над поршнем. При подъеме клапан закрывается, а манжеты, распираемые давлением столба жидкости над ними, прижимаются к стенкам НКТ и уплотняются.

   За один подъем поршень выносит столб жидкости, равный глубине его погружения под уровень жидкости. Глубина погружения ограничена прочностью тартального каната и обычно не превышает 75 - 150 м.

  Поршневание в 10 - 15 раз производительнее тартания. Устье при поршневании также остается открытым, что связано с опасностями неожиданного выброса.

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Методы освоения нефтяных скважин

 

Замена скважинной жидкости.

 Замена осуществляется при спущенных в скважину НКТ и герметизированном устье, что предотвращает выбросы и фонтанные проявления. После бурения скважина заполнена глинистым раствором. Производя промывку скважины (прямую или обратную) водой или дегазированной нефтью, можно получить уменьшение забойного давления на величину

 

где ρ_¹- плотность глинистого раствора;  ρ_² - плотность промывочной жидкости; L - глубина спущенных НКТ; β - средний угол кривизны скважины.

  Таким способом осваиваются скважины с большим пластовым давлением Pпл > ρ_²ּgּLּcosβ и хорошим коллектором. При смене глинистого раствора (ρ_¹ = 1200 кг/м³) на нефть (ρ_² = 900 кг/м³) снижение давления составит всего 25 % от давления, создаваемого столбом глинистого раствора. Этим ограничиваются возможности метода. Замена жидкости проводится с помощью насосных агрегатов, а иногда буровых насосов. В некоторых случаях применяют дополнительно поршневание для отбора части жидкости из скважины и дальнейшего снижения забойного давления.

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Методы освоения нефтяных скважин

 

Гидравлический расчет освоения скважины закачкой жидкости

Рассмотрим случай обратной промывки, когда более легкая жидкость (ρ_², μ_²) нагнетается в межтрубное пространство, а тяжелая жидкость (раствор) вытесняется через НКТ.

     Уравнение баланса давлений

 

Р^х - потери на трение нагнетаемой жидкости в кольцевом пространстве на длине х;

Р^L-x - потери на трение скважинной жидкости в кольцевом пространстве на участке L-x;

Р^L - потери на трение скважинной жидкости в НКТ на всей длине НКТ L;

Р^г - давление, необходимое для уравновешивания разности гидростатических давлений в НКТ и межтрубном пространстве; Р^в - противодавление на выкиде в НКТ.

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Методы освоения нефтяных скважин

 

Величины Р^х, Р^L-x, P^L можно выразить через удельные потери на трение

 

Согласно законам трубной  гидравлики

 

- поправка на эксцентричность

 

- эксцентриситет

 

- поправка Девиса

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Методы освоения нефтяных скважин

 

Для ламинарного режима течения при Re <1200

 

Для переходного и турбулентного течений 1200 < Re <50000 и диаметров НКТ от 6 до 100 мм

 

Скорость v определяется через подачу насосного агрегата q , м3/с

 

 число Re для кольцевого канала

 

Для участка кольцевого канала L-x, где движется скважинная жидкость (глинистый раствор или вода), по аналогии имеем

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Методы освоения нефтяных скважин

 

  Величина Р_^L для любых значений  х от 0 до L остается постоянной для всего 1-го этапа освоения скважины

 

  Зная подачу насосного агрегата q и задаваясь несколькими разными значениями х в интервале 0 < x < L, можно построить график изменения давления нагнетания на устье скважины Рн для первого этапа освоения.

  Аналогично проводится расчет динамики давления нагнетания и для 2-го этапа, когда закачиваемая жидкость проникает в НКТ и начинает подниматься к устью.

 

- для 1-го этапа освоения  скважины

 

- для 2-го этапа освоения  скважины

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Методы освоения нефтяных скважин

 

Компрессорный способ освоения

  Способ нашел широкое распространение при освоении фонтанных, полуфонтанных и частично механизированных скважин. В скважину спускается колонна НКТ, устье оборудуется фонтанной арматурой. К межтрубному пространству присоединяется нагнетательный трубопровод от передвижного компрессора.

   При нагнетании газа жидкость в межтрубном пространстве оттесняется до башмака НКТ или до пускового отверстия в НКТ, сделанного на соответствующей глубине. Газ, попадая в НКТ, разгазирует жидкость в них, и, давление на забое сильно снижается. Регулируя расход газа (воздуха), можно изменять плотность газожидкостной смеси в трубах, а следовательно, давление на забое Pз. При Pз < Pпл начинается приток, и скважина переходит на фонтанный или газлифтный режим работы. После опробований и получения устойчивого притока скважина переводится на стационарный режим работы.

 Освоение ведется с непрерывным контролем параметров процесса при герметизированном устье скважины. Способ наиболее безопасен и позволяет быстро получить значительные депрессии на пласт, что важно для эффективной очистки ПЗС. Однако применение компрессорного способа освоения ограничено в скважинах, пробуренных в рыхлых и неустойчивых коллекторах. В некоторых районах возникает необходимость освоения скважин глубиной 4500 - 5500 м, а увеличение глубины также ограничивает использование компрессорного способа.

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Методы освоения нефтяных скважин

 

 Для полного использования пластовой энергии, выноса жидкости с забоя и возможных промывок скважин башмак НКТ опускают до верхних перфорационных отверстий. Чтобы оттеснить уровень жидкости до башмака НКТ, особенно при больших глубинах, нужны компрессоры, развивающие давление в несколько десятков мегапаскалей. Это осложняет освоение. Поэтому в колонне труб на заранее определенной глубине делают пусковое отверстие (пусковые муфты или пусковой клапан). Опускающийся в межтрубном пространстве уровень жидкости обнажает это отверстие, нагнетаемый газ поступает через него в НКТ и разгазирует столб жидкости выше отверстия. Если давление внутри НКТ на уровне отверстия после разгазирования обозначить Р¹, то забойное давление Рс будет равно.

 

где Н - глубина забоя (до верхних перфораций); L - глубина пускового отверстия; ρ¹ - плотность скважинной жидкости; β - средний угол кривизны скважины.

Забойное давление до нагнетания газа равно

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Методы освоения нефтяных скважин

 

Вычитая второе соотношение  из первого, найдем депрессию на пласт

 

  Чем больше давление, развиваемое компрессором, тем на большей глубине L может быть предусмотрено пусковое отверстие или башмак НКТ, а следовательно, больше ΔР при прочих равных условиях.

  Однако с увеличением L увеличивается и Р¹, которое, вообще говоря, зависит от расхода газа, но оно не может быть снижено менее чем до 7 - 10 % от гидростатического давления, определяемого первым слагаемым. Поэтому для освоения глубоких скважин требуются компрессоры, развивающие высокое давление. В момент оттеснения уровня жидкости к башмаку НКТ или пусковому отверстию давление в межтрубном пространстве, а следовательно, и на выходе компрессора максимально. По мере разгазирования жидкости в НКТ давление Р¹ (внутри НКТ на уровне отверстия) будет снижаться и давление на забой падать. Поэтому процесс освоения рассчитывают на этот критический момент.

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Методы освоения нефтяных скважин

 

Расчет процесса освоения компрессорным способом

 

Рис.4.14. Зависимость предельной глубины спуска башмака НКТ или  муфты с рабочим отверстием от давления компрессора при разных плотностях скважинной жидкости:

1- ρ = 1250 кг/м³; 2 - ρ = 1200 кг/м³; 3- ρ = 1150 кг/м³; 4- ρ = 1100 кг/м³; 5- ρ = 1050 кг/м³; 6- ρ = 1000 кг/м³; 7- ρ = 950 кг/м³; 8- ρ = 900 кг/м³;

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Методы освоения нефтяных скважин

 

Освоение скважин закачкой газированной жидкости.

 Освоение скважин путем закачки газированной жидкости заключается в том, что вместо чистого газа или воздуха в межтрубное пространство закачивается смесь газа с жидкостью (обычно вода или нефть). Плотность такой газожидкостной смеси зависит от соотношения расходов закачиваемых газа и жидкости. Это позволяет регулировать параметры процесса освоения. Плотность газожидкостной смеси больше плотности чистого газа, и это позволяет осваивать более глубокие скважины компрессорами, создающими меньшее давление.

  Для освоения к скважине подвозится передвижной компрессор, насосный агрегат, создающий по меньшей мере такое же давление, как и компрессор, емкости для жидкости и смеситель для диспергирования газа в нагнетаемой жидкости. При нагнетании газожидкостная смесь движется сверху вниз при непрерывно изменяющихся давлении и температуре. Процесс этот сложный. Однако можно записать уравнение баланса давлений с усредненными параметрами смеси и расхода.

  При закачке ГЖС на пузырьки воздуха действует архимедова сила, под действием которой они всплывают в потоке жидкости. Скорость всплытия зависит от размеров газовых пузырьков, вязкости жидкости и разности плотностей: чем мельче пузырьки, тем меньше скорость их всплытия. Обычно эта скорость относительно жидкости составляет 0,3 - 0,5 м/с.

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Методы освоения нефтяных скважин

 

  Скорость движения жидкости вниз должна быть больше скорости всплытия пузырьков газа. Для успешного осуществления процесса достаточно иметь нисходящую скорость жидкости порядка 0,8 - 1 м/с.

   Для выноса с забоя тяжелых осадков (глинистого раствора, утяжелителя и частиц породы) обычно применяется обратная промывка. Поэтому закачка ГЖС, которая осуществляется после промывки, также производится по схеме обратной промывки без изменения обвязки скважины.

Рассмотрим случай, когда  НКТ до башмака заполнены жидкостью, а затрубное пространство заполнено  ГЖС; причем обе системы движутся со скоростями, соответствующими темпу  нагнетания ГЖС.

  При обратной промывке давление у башмака НКТ со стороны кольцевого пространства равно