Освоение компрессором скважины
Компрессорный способ вызова притока
Технология компрессорного способа вызова притока
На рис. 3.5 показано поведение давления закачиваемого газа на устье скважины. Нарастающая ветвь кривой соответствует оттеснению закачиваемым газом скважинной жидкости до башмака НКТ. На участке правее максимального значения давления (Рпуск) протекают сложные неустановившиеся процессы, в которых принимают участие закачиваемый газообразный агент, скважинная жидкость, пластовый флюид. Чем слабее себя проявляет пласт после снижения забойного давления ниже пластового, тем глубже создается депрессия. Кривая останется ниже линии, соответствующей рабочему давлению (Рраб), если пласт или себя не будет проявлять вообще (пунктирная линия), или интенсивность проявления пласта будет меньше производительности газлифтного подъемника.
С целью уменьшения пускового давления, с целью уменьшения времени продавки по длине колонны НКТ устанавливаются пусковые отверстия или пусковые клапаны. Эти пусковые устройства одновременно играют роль диспергаторов, обеспечивающих лучшее перемешивание закачиваемого газа со скважинной жидкостью, в результате уменьшается удельный расход газа, улучшается процесс лифтирования, снижается вероятность вибрирования скважинного и устьевого оборудования.
Варианты осуществления компрессорного способа вызова притока рекомендуется классифицировать следующим образом:
- создание циркуляции рабочего агента через башмак насосно-компрессорных труб по схеме прямой или обратной закачки без применения пусковых отверстий или клапанов;
- создание циркуляции рабочего агента по схеме прямой или обратной закачки через пусковые отверстия или клапаны;
- прямая или обратная закачка рабочего агента без создания циркуляции.
График изменения избыточного давления на устье скважины при компрессорном способе вызова притока (Рпуск – пусковое давление, Рраб – рабочее давление)
При компрессорном способе вызова притока в околоскважинной зоне пласта могут создаваться очень высокие градиенты давления из-за депрессий, возникающих во время интенсивного газирования и выброса задавочного раствора, которым заполнена скважина. Большие по величине депрессии способствуют частичной очистке перфорационных каналов и каналов фильтрации от загрязняющего материала, т.е. частичному восстановлению продуктивности скважин. В то же время высокие депрессии, как уже отмечалось, могут приводить к ряду негативных последствий. Таким образом, в большинстве случаев вызов притока должен происходить при строго ограниченной величине депрессии.
При компрессорном способе осуществить вызов притока при строго ограниченной величине депрессии можно, если применить прямую или обратную закачку газа в скважину без создания циркуляции рабочего агента (рис. 3.6). Технология вызова притока по этому варианту заключается в следующем. В скважину под определенным давлением нагнетается рабочий агент – газ. Закачка газа обеспечивает вытеснение части скважинной жидкости на дневную поверхность. Нагнетание газа в скважину прекращается, когда уровень жидкости в колонне НКТ или в затрубном пространстве (в зависимости от схемы нагнетания рабочего агента в скважину) оттесняется на требуемую глубину, соответствующую заранее рассчитанной величине давления закачки газа. Значение величины давления нагнетания газа контролируется по манометру, находящемуся на подводящем трубопроводе или на устьевой арматуре скважины. После прекращения закачки газа подводящая линии сообщается с атмосферой, что приводит к выравниванию уровней оставшейся скважинной жидкости в НКТ и затрубном пространстве. Установившийся в момент выравнивания динамический уровень жидкости в скважине будет определять и величину забойного давления, и величину депрессии.
На примере схемы прямой закачки газа получим необходимые расчетные формулы. На рис. 3.7 показаны два крайних случая: положение границы газ-жидкость в колонне НКТ в момент достижения наибольшего давления нагнетания рабочего агента в скважину (схема слева) и положение динамического уровня в скважине в момент наименьшего забойного давления (схема справа), соответствующих максимально допустимой величине депрессии. Примем следующие допущения: скважина вертикальная, башмак колонны НКТ находится в середине интервала перфорации, скважина заполнена задавочной жидкостью до устья, поглощение жидкости в пласт при закачке газа отсутствует.
Схемы прямой и обратной предельной закачки в скважину газообразного рабочего агента при компрессорном способе вызова притока без создания циркуляции
Расчетные схемы двух моментов при прямой закачке газообразного рабочего агента без создания циркуляции
Давление на глубине h может быть записано следующими выражениями:
Из выражений (3.2) и (3.3) следует, что формула для определения искомой величины максимально допустимого давления нагнетания газа в скважину примет вид:
В формуле (3.4) неизвестной является величина h. Глубина h, на которую следует оттеснить жидкость в скважине, может быть определена из следующего баланса объемов жидкости:
где fкол - площадь сечения кольца затрубного пространства;
fтр - площадь внутреннего сечения труб колонны НКТ;
hдин - расстояние от устья скважины до динамического уровня в момент выравнивания уровней скважинной жидкости в НКТ и в затрубном пространстве.
Таким образом, при прямой закачке газа максимально допустимая глубина оттеснения жидкости определяется из выражения:
Для случая обратной закачки газа аналогичные рассуждения приводят к получению следующего выражения для определения глубины оттеснения жидкости в затрубном пространстве:
oil-ecn.ru
ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА №2 – КОМПРЕССОРНЫЙ МЕТОД ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН — Студопедия.Нет
Теоретическая часть
По существу компрессорный метод освоения скважины не отличается от метода замены жидкости, только вместо жидкости закачки используется газ, а вместо насосного агрегата − компрессор.
Основная расчетная величина − предельная глубина спуска башмака НКТ (пусковой муфты с отверстиями или пускового клапана) Нп, зависящая в основном от давления, создаваемого компрессором рк.
Прямая закачка (газ закачивается в колонну НКТ)
Предельная глубина оттеснения статического уровня жидкости в
Нпр= (2.1)
где рк− давление, создаваемое компрессором, МПа; ру− давление на устье скважины, МПа; ж− плотность жидкости в скважине (жидкость глушения), кг/м3; гст− плотность газа при стандартных условиях, кг/м3; Вг−поправочный коэффициент для газа, вычисляемый по формуле:
Вг =ркТст/(р0Тz) (2.2)
Т − средняя температура газа в скважине, К; z− коэффициент сверх-сжимаемости газа; Акзж− градиент потерь давления на трение при движении жидкости в кольцевом зазоре, Па/м
А кзж= (2.3)
ж − коэффициент гидравлических сопротивлений при движении жид
кости в кольцевом зазоре, вычисляемый в зависимости от числа Rеж;
wкзж − скорость движения жидкости в кольцевом зазоре, м/с; Атг − градиент потерь давления на трение при движении газа в трубах, Па/м
Атг= (2.4)
г − коэффициент гидравлических сопротивлений при движении газа в трубах; г − плотность газа в скважине (при рки Т), кг/м3; wтг − скорость движения газа в трубах, м/с
Wтг=4qcт/[60 (2.5)
qcт− подача компрессора, приведенная к стандартным условиям, м3/мин.
Скорость движения жидкости в кольцевом зазоре
Wкзж = wтг (2.6)
Объем закачиваемого в скважину газа (при рк и Т)
Vг = (2.7)
Время (вмин) работы компрессора (время закачки)
Т=VгВг/qcт. (2.8)
2. Обратная закачка
Предельная глубина оттеснения уровня в кольцевом зазоре
Нпр = (2.9)
гдеАтж, Акзг − соответственно градиенты потерь давления (в Па/м) натрение при движении жидкости в трубе и газа в кольцевом зазоре, считываемые по формулам:
Атж = /(2dвн). (2.10)
А кзг = (2.11)
, г − соответственно коэффициент гидравлических сопротивлений при движении жидкости в трубах и газа в кольцевом зазоре; w, wK3г— соответственно скорость движения жидкости в трубах и газа в кольцевом зазоре, м/с.
Скорость движения газа в кольцевом зазоре:
wкзг=4qcт/[60 (2.12)
скорость движения жидкости в трубах
wтж=wкзг (2.13)
Объем закачиваемого в скважину газа (при рк и Т)
Vг = (2.14)
Время закачки рассчитывают по формуле (2.8). Градиенты потерь давления на трение газа Атги Акзг достаточно малы, в практических расчетах можно принимать Атг = Акзг = 0,2 Па/м.
Задача 2.1. Рассчитать глубину установки муфты с пусковыми отверстиями для освоения заглушённой водой фонтанной скважины при следующих условиях: внутренний диаметр обсадной колонны Dвн =
= 0,1503 м; наружный диаметр НКТ d= 0,06 м; внутренний диаметр НКТ dвн = 0,0503 м; глубина скважины Lc = 1700 м; пластовое давление
рпл = 18,5 МПа; скважина до устья заполнена водой плотностью
в = 1100 кг/м3 и вязкостью b= 1,5∙10-3 Па∙с. Освоение проводится обратной закачкой передвижной компрессорной установкой УКП-80 (рабочее давление рк= 8 МПа, подача qст= 8 м3/мин). Средняя температура в скважине Т== 299 К; коэффициент сверхсжимаемостигаза z = 0,89; плотность газа ргст = 1,1 кг/м3; = 0,5 ∙ 10-3 Па . с
Решение. Так как освоение проводится обратной закачкой, то расчеты следует вести по формулам (2.9) − (2.10).
Предварительно рассчитываем по (2.2) коэффициент
Вг= 8 ∙ 293/(0,1 ∙ 299 ∙ 0,89) = 88,084.
По формуле (2.13) вычисляем
Wтж = 4 ∙ 8/ (60 ∙ 3,14 ∙ 88,084 ∙ 0,05032) = 0,762 м/с.
По формуле (2.12)
wKзг = 4 ∙ 8/ [60 ∙ 3,14 ∙ 88,084 (0,15032 − 0,062) =0,1015 м/с.
Рассчитываем по (1.4) число Рейнольдса для воды, движущейся в трубах:
ReT = 0,762 . 0,0503 ∙ 1100/(1,5- 10-3) =28108.
Коэффициент ж рассчитываем по (1.3):
ж = 0,3164/ = 0,0244.
Рассчитываем плотность газа при рк и Т:
г= гстВг= 1,1 . 88,084 = 96,9 кг/м3.
Определяем число Рейнольдса для газа, движущегося по кольцевому зазору:
Reкз = = 0,1015∙(0,1503−0,06)96,9/(0,5∙10-3)= =0,888/(0,5∙ 10-3) = 1776.
Так как Rer< 2100, то режим движения ламинарный и
г= 64/Reкз = 64/1776 =0,036.
Рассчитываем по (2.11) и (2.10) соответственно:
АКЗГ = 0,036(0,1015)296,9/[2(0,1503 − 0,06)] 0,2 Па/м,
Атж=0,0244 (0,762) 2 1100/(2∙0,0503) =154,92 Па/м.
Вычисляем по формуле (2.9) предельную глубину
Нпр=
Таким образом, предельная глубина продавки жидкости газом составляет 790,3 м. Муфту с пусковыми отверстиями необходимо установить на глубине 760 м.
Рассчитаем по (2.14) объем закачиваемого в скважину газа при продавке уровня:
V=3,14 (0,15032 − 0,062) 790,3/4 = 11,78 м3.
Время закачки (работы компрессора) определяем по (2.8):
Т = 11,78 ∙ 88,084/8 = 129,7 мин.
Следовательно, при освоении скважины компрессором, когда уровень жидкости оттесняется до пусковых отверстий, газ прорывается через них в НКТ, газирует находящуюся там жидкость, забойное давление снижается ниже пластового давления, и начинается приток жидкости из пласта.
Задача 2.2. Рассчитать глубину установки пусковой муфты для условий предыдущей задачи при прямой закачке газа.
studopedia.net
Способ освоения скважины
Использование: в нефтедобывающей промышленности, для вызова притока из пласта в обсаженных скважинах. Сущность изобретения: воздух закачивают компрессором и создают избыточное давление в затрубном пространстве скважины. В затрубном пространстве понижают давление до выравнивания уровней жидкости в трубном и затрубном пространствах. Понижают уровень жидкости в трубном пространстве до башмака колонны насосно - компрессорных труб с созданием в нем дополнительного давления. Дополнительное давление в трубном пространстве создают путем закачки сжатого воздуха компрессором в насосно - компрессорные трубы до выравнивания уровней жидкости в трубном и затрубном пространствах при закрытом затрубном пространстве. 6 ил., 1 табл.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам вызова притока из пласта в обсаженных скважинах.
В настоящее время основным методом вызова притока из пласта в обсаженных скважинах является снижение давления на забой и это чаще всего осуществляется путем вытеснения (замены) части жидкости, находящейся в скважине, газом (воздухом), нагнетаемым в скважину с помощью компрессора, что объясняется высокой эффективностью данного способа. Известен способ освоения скважин с заменой находящейся там промывочной жидкости газом, включающий последовательное осуществление следующих операций: закачку воздуха компрессором в затрубное пространство до максимально возможной величины давления и вытеснение скважинной жидкости на поверхность через насосно-компрессорные трубы (НКТ), сброс давления в затрубном пространстве до атмосферного и выравнивание уровней жидкости в затрубном и трубном пространствах, нагнетание компрессором воздуха в НКТ и вытеснение жидкости из НКТ, а затем из затрубного пространства на поверхность (при выходе воздуха через башмак НКТ) [1] Недостатками данного способа являются большая длительность процесса освоения скважины и большой расход энергии, что связано со сбросом давления в затрубном пространстве до атмосферного и необходимостью повторного включения компрессора для нагнетания воздуха в НКТ. Известен способ освоения скважины, включающий закачку воздуха компрессором и создание избыточного давления в затрубном пространстве скважины при вытеснении скважинной жидкости на поверхность через НКТ, снижение давления в затрубном пространстве путем перепуска оттуда сжатого воздуха в НКТ до выравнивания уровней жидкости в затрубном и трубном пространствах и понижение уровня жидкости в трубном пространстве до башмака колонны НКТ сначала под действием давления воздуха, оказавшегося в НКТ в результате перепуска, а затем путем создания в трубном пространстве дополнительного избыточного давления закачкой в него сжатого воздуха с помощью компрессора [2] Перепуск сжатого воздуха из затрубного пространства в НКТ и использование давления оказавшегося в результате этого в НКТ воздуха для понижения уровня жидкости в трубном пространстве, а также повторное включение компрессора при величине давления в трубном пространстве, превышающей атмосферное давление, позволяют в сравнении с предыдущим способом несколько сократить продолжительность пpоцесса освоения скважины и уменьшить расход энергии. Однако для подъема давления в трубном пространстве после того, как произошло расширение сжатого воздуха, также требуется длительная дополнительная работа компрессора, а это ведет к увеличению продолжительности процесса освоения скважины и росту энергозатрат. Вследствие невозможности при осуществлении этого способа подъема давления в трубном пространстве до величины, превышающей максимальное рабочее давление компрессора, область его применения при распространенности на промыслах компрессоров со значениями указанного параметра 10 и 25 МПа ограничена скважинами сравнительно небольшой глубины. Цель изобретения создание способа освоения обсаженных скважин с заменой скважинной жидкости газом (воздухом), который при лучших показателях продолжительности процесса освоения и экономичности позволял бы осваивать более глубокие скважины и имел бы более широкую область применения. Для этого в способе освоения скважины, включающем закачку воздуха компрессором и создание избыточного давления в затрубном пространстве, понижение в нем давления до выравнивания уровней жидкости в трубном и затрубном пространствах и понижение уровня жидкости в трубном пространстве до башмака колонны насосно-компрессорных труб с закачкой в него воздуха и созданием в нем дополнительного давления, создание дополнительного давления в трубном пространстве путем закачки сжатого воздуха компрессором в насосно-компрессорные трубы осуществляют до операции выравнивания уровней жидкости в трубном и затрубном пространствах. При такой последовательности операций давление в НКТ после выравнивания уровней жидкости в трубном и затрубном пространствах может быть поднято до величины, существенно превосходящей максимальное давление на компрессоре, так как, например, при закачке воздуха в НКТ до достижения величины давления, равной максимальному давлению компрессора, давление в затрубном пространстве поднимается до значительно большей величины, поскольку оно дополнительно уравновешивает столб жидкости, определяемый разностью уровней в затрубном и трубном пространствах и, следовательно, после перепуска воздуха из затрубного пространства в колонну НКТ до выравнивания уровней жидкости давления в последней будет значительно выше максимального давления компрессора. Благодаря более высокому давлению в НКТ обеспечивается более значительное понижение уровня жидкости в трубном пространстве, а значит, и возможность освоения более глубоких скважин. Так как закачка воздуха в НКТ осуществляется до операции выравнивания уровней жидкости в трубном и затрубном пространствах, т. е. до расширения сжатого воздуха, то подъем давления в трубном пространстве обеспечивается менее продолжительной работой компрессора. В результате улучшаются показатели экономичности и сокращается продолжительность процесса освоения скважины. На фиг. 1 показана скважина, разрез, обвязка устья и уровни жидкости в затрубном и трубном пространствах в начальном положении; на фиг. 2 то же, по окончании закачки воздуха компрессором в затрубном пространство; на фиг. 3 то же, после закачки воздуха компрессором в НКТ, на фиг. 4 то же, после выравнивания уровней жидкости в трубном и затрубном пространствах в результате перепуска сжатого воздуха; на фиг. 5 то же, при вытеснении жидкости из НКТ оставшимся там после разобщения полостей сжатым воздухом; на фиг. 6 то же, после прорыва воздуха через башмак НКТ и вытеснения жидкости из затрубного пространства. Освоение скважины предлагаемым способом осуществляется следующим образом. Закачкой воздуха с помощью компрессора в затрубном пространстве скважины создают максимально возможное избыточное давление и через колонну НКТ вытесняют жидкость из него на поверхность. В результате этого уровень жидкости в затрубном пространстве понижается на величину Н, зависящую прежде всего от того, какого типа компрессор используется при освоении скважины (фиг. 2). После этого затрубное пространство закрывают и воздух от компрессора подают в колонну НКТ до достижения максимально возможной величины давления. В результате закачки воздуха в НКТ давление в затрубном пространстве повышается до величины, значительно превышающей давление на компрессоре, т.к. оно дополнительно уравновешивает столб жидкости, определяемый разностью уровней в затрубном и трубном пространствах h (фиг.3). Далее давление в затрубном пространстве понижают, осуществляя перепуск из него сжатого воздуха в колонну НКТ, до выравнивания уровней жидкости в трубном и затрубном пространствах (фиг.4). После этой операции уровень жидкости в скважине будет понижен на величину Lср., а давление на устье Ру будет превышать давление на компрессоре, т.к. предшествовавшее этому давление в НКТ уже было равно максимальному давлению компрессора, а давление в затрубье значительно его превышало. Далее колонну НКТ разобщают на устье скважины от затрубного пространства и открывают выход из последнего, в результате чего давление в нем снижается до атмосферного, расширяющийся в колонне НКТ воздух вытесняет находящуюся там жидкость в затрубное пространство (фиг.5). При понижении уровня жидкости в НКТ на величину h, или Lх, если отсчет вести от первоначального уровня, происходит прорыв воздуха через башмак колонны, жидкость в затрубном пространстве аэрируется и с развитием этого процесса полностью замещается воздухом (фиг.6). В результате замены жидкости воздухом снижается давление на забой и создается депрессия, вызывающая приток из пласта. Величины Н, Lср., Ру, h и Lx рассчитываются с использованием известных законов гидромеханики. Их значения для наиболее широко применяемых в настоящее время на нефтепромыслах компрессорной установки и диаметров эксплуатационной колонны и колонны НКТ приведены в таблице. В сравнении с прототипом предлагаемый способ благодаря возможности создания в трубном пространстве более высокого давления позволяет осваивать скважины большей глубины и, следовательно, имеет более широкую область применения. Благодаря тому, что повторное включение компрессора осуществляется до выравнивания уровней жидкости в трубном и затрубном пространствах, т.е. когда еще не произошло расширение сжатого воздуха, дополнительный подъем давления в трубном пространстве обеспечивается менее продолжительной работой компрессора, а это способствует повышению экономичности и снижению продолжительности процесса освоения скважины. Способ опробован на скважинах в интервале глубин, допускающих использование компрессора с максимальным давлением 10 МПа. Результаты опробования положительные. П р и м е р. В скважину глубиной 1488 м, обсаженную эксплуатационной колонной диаметром 139,7 мм (толщина стенки трубы 10 мм), спущена колонна НКТ диаметром 60,3 мм (толщина стенки 5 мм) на глубину 1475 м). Для вызова притока из пласта была реализована последовательность операций, подробно описанная выше. Была использована компрессорная установка КПУ-16-100 с максимальным давлением 10 МПа. При закачке воздуха в затрубное пространство и колонну НКТ были получены величины понижения уровня жидкости, практически не отличающиеся от приведенных в таблице. После сброса давления в затрубном пространстве уровень жидкости в колонне НКТ понизился до башмака колонны, после чего началось аэрирование скважинной жидкости в затрубном пространстве и вытеснение ее оттуда на поверхность. В процессе вытеснения скважинной жидкости и замены ее воздухом начался приток флюида из пласта, и скважина была успешно введена в эксплуатацию.Формула изобретения
Способ освоения скважины, включающий закачку воздуха компрессором и создание избыточного давления в затрубном пространстве скважины, понижение в нем давления до выравнивания уровней жидкости в трубном и затрубном пространствах и понижение уровня жидкости в трубном пространстве до башмака колонны насосно-компрессорных труб с созданием в нем дополнительного давления, отличающийся тем, что создание дополнительного давления в трубном пространстве осуществляют путем закачки сжатого воздуха компрессором в насосно-компрессорные трубы до выравнивания уровней жидкости в трубном и затрубном пространствах при закрытом затрубном пространстве.РИСУНКИ
Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5, Рисунок 6, Рисунок 7findpatent.ru
Освоение нефтяных скважин после бурения
Освоение нефтяных скважин после буренияПодготовка скважин к эксплуатации
1. При открытом забое (рис. а) башмак обсадной колонны цементируется перед кровлей пласта. Затем пласт вскрывается долотом меньшего диаметра, причем ствол скважины против продуктивного пласта оставляется открытым. Такая конструкция возможна при достаточно устойчивых горных породах; при сравнительно однородном пласте, не переслаивающимся глинами, склонными к набуханию и обрушению без газоносных и водоносных прослоев; при наличии до вскрытия пласта достаточно точных данных об отметках кровли и подошвы продуктивного пласта; при относительно малой толщине пласта, оставляемого без крепления, а также в том случае, если при эксплуатации такой скважины не может возникнуть необходимость избирательного воздействия на отдельные пропластки.Существенным достоинством открытого забоя является его гидродинамическая эффективность. Скважина с открытым забоем принимается за эталон и ее коэффициент гидродинамического совершенства принимается равным единице. Вместе с тем, невозможность избирательного вскрытия нужных пропластков и избирательного воздействия на них вместе с постоянной угрозой обвалов в призабойной зоне при создании больших депрессий сильно ограничивают возможности использования открытого забоя. Поэтому менее 5 % всего фонда скважин имеют открытый забой.
Перфорированный забой при вскрытии пласта, склонного к пескопроявлению, не обеспечивает надежную защиту скважины от поступления песка и образования песчаных пробок на забое. Поэтому при вскрытии рыхлых коллекторов для защиты от песка против перфорированного интервала размещают дополнительный фильтр для задержки песка. Однако в этом случае фильтрационное сопротивление потоку пластовой жидкости резко возрастает.Кроме того, перфорированный забой вызывает сгущение линий тока у перфорационных отверстий, что приводит к увеличению фильтрационного сопротивления по сравнению с открытым забоем.
Пробуренные нефтедобывающие скважины обычно эксплуатируются несколько десятков лет. В течение этого времени месторождение проходит различные стадии разработки - от начальной, когда добывается безводная нефть и, как правило, фонтанным способом, до последних стадий, когда добывается в больших количествах сильно обводненная продукция механизированным способом. Пластовое давление в процессе разработки также снижается, и поэтому на последующих этапах приходится извлекать большие объемы жидкости при низких динамических уровнях. В ряде случаев в результате накопления информации о неоднородности пласта и расчлененности его на самостоятельные пропластки выявляется необходимость их раздельной эксплуатации или раздельной закачки воды в разные пропластки через одну и ту же скважину. Надежно определить условия эксплуатации данной скважины на весь период ее работы не представляется возможным.
Однако чем лучше конструкция скважин соответствует всему возможному разнообразию условий их работы в будущем, тем легче выбрать оборудование для оптимальных условий эксплуатации как отдельных скважин, так и месторождений в целом на разных стадиях егс разработки. В связи с этим особое значение приобретает диаметр эксплуатационной колонны. Часто именно он ограничивает подачу насосного оборудования для откачки больших объемов жидкости или специального оборудования для раздельной эксплуатации пластов.
В связи с этим нельзя не отметить, что в ряде случаев экономия, достигаемая при бурении скважин малого или уменьшенного диаметра, оборачивается убытками вследствие невозможности оптимальной эксплуатации таких скважин на последующих этапах разработки месторождения.
Конструкция крепления скважины определяется геологическими и техническими факторами с учетом ее длительной эксплуатации. Важным элементом конструкции скважины является конструкция призабойной части.
- механическую устойчивость призабойной части пласта, доступ к забою скважин спускаемого оборудования, предотвращение обрушения породы;
- эффективную гидродинамическую связь забоя скважины с нефтенасыщенным пластом;
- возможность избирательного вскрытия нефтенасыщенных и изоляцию водо- или газонасыщенных пропластков, если из последних не намечается добыча продукции;
- возможность избирательного воздействия на различные пропластки или на отдельные части (по толщине) монолитного пласта;
- возможность дренирования всей нефтенасыщенной толщины пласта.
Геологические и технологические условия разработки месторождений различны, поэтому существует несколько типовых конструкций забоев скважин.
2. Если забой скважины оборудован фильтром, то возможны два варианта конструкции. Первый вариант (рис. б): скважина бурится сразу до подошвы пласта, крепится обсадной колонной с заранее насверленными отверстиями в нижней части, приходящимися против продуктивной толщи пласта, затем выше кровли пласта колонна цементируется по способу манжетной заливки. Пространство между перфорированной частью колонны и вскрытой поверхностью пласта остается открытым.Условия применения такой конструкции по существу одинаковы с условиями для применения открытого забоя. Однако в этом случае более надежно крепление забоя и гарантируется сохранение полного диаметра колонны до самого забоя даже в случаях частичного обрушения пород в призабойной части.
Второй вариант (рис. в): башмак обсадной колонны спускается до кровли пласта и цементируется. В открытой части пласта находится фильтр с мелкими круглыми или щелевидными отверстиями. Кольцевое пространство между верхней частью фильтра и низом обсадной колонны герметизируется специальным сальником или пакером. Основное назначение фильтров - предотвращение поступления песка в скважину. Одно время широкое применение нашли фильтры с продольными щелевыми отверстиями длиной 50 - 80 мм и шириной 0,8 - 1,5 мм.
Кроме того, применялись так называемые кольцевые фильтры, в которых щели создавались между торцами металлических колец, одеваемых на перфорированную трубу. Между торцами колец в нескольких точках по периметру устанавливались прокладки из калиброванной металлической ленты, определявшие ширину кольцевых щелей. В ряде случаев использовались гравийные фильтры, представляющие собой две перфорированные мелкими отверстиями концентрично расположенные трубы. В кольцевое пространство между трубами утрамбовывался отсортированный гравий диаметром 4 - 6 мм, который и являлся основным фильтрующим элементом, задерживающим пластовый песок. Известны также металлокерамические фильтры, изготовляемые путем спекания под давлением керамической дроби. Кольца из такого материала одеваются на перфорированную трубу и на ней закрепляются. Металлокерамические фильтры обладают малым гидравлическим сопротивлением и задерживают самые мелкие фракции песка. Кроме того, известны другие конструкции фильтров, которые не нашли распространения.Конструкция забоя с фильтром применяется редко и только как средство борьбы с образованием песчаных пробок в скважинах, вскрывающих несцементированные нефтенасыщенные песчаные пласты, склонные к пескопроявлению.
3. Скважины с перфорированным забоем (рис. г) нашли самое широкое распространение (более 90% фонда). В этом случае пробуривается ствол скважины до проектной отметки. Перед спуском обсадной колонны ствол скважины и особенно его нижняя часть, проходящая через продуктивные пласты, исследуется геофизическими средствами. Результаты таких исследований позволяют четко установить нефте-, водо- и газонасыщенные интервалы и наметить объекты эксплуатации. После этого в скважину опускается обсадная колонна, которая цементируется от забоя до нужной отметки, а затем перфорируется в намеченных интервалах. Скважина с перфорированным забоем имеет следующие преимущества:- упрощение технологии проводки скважины и выполнения комплексных геофизических исследований геологического разреза;
- надежная изоляция различных пропластков, не вскрытых перфорацией;
- возможность вскрытия пропущенных или временно законсервированных нефтенасыщенных интервалов;
- возможность поинтервального воздействия на призабойную зону пласта (различные обработки, гидро
oil-ecn.ru
Освоение скважинными насосами.
На истощенных месторождениях с низким пластовым давлением, когда не ожидаются фонтанные проявления, скважины могут быть освоены откачкой из них жидкости насосами типа ЭЦН или ШСН, спускаемыми на проектную глубину в соответствии с предполагаемым дебитом и динамическим уровнем. При достижении забойного давления P3<Рплначинается приток из пласта. Такой метод эффективен в тех случаях, когда по опыту известно, что скважина не нуждается в глубокой и длительной депрессии для очистки призабойной зоны от раствора и разрушения глинистой корки. Перед спуском насоса скважина промывается до забоя водой или нефтью, что вызывает необходимость подвоза промывочной жидкости – нефти и размещения насосного агрегата и емкости.
Необходимо отметить, что в различных нефтяных режимах применяются и другие приемы освоения скважин. Например, когда при компрессорном методе в затрубное пространство подкачивают некоторое количество воды для увеличения плотности смеси и снижения давления на компрессор.
Передвижные компрессорные установки.
Для освоения скважин и вызова притока используются различные передвижные компрессорные установки. Наиболее распространена передвижная компрессорная установка УКП-80. Она смонтирована на гусеничной тележке ТГТ-20 “Восток” и имеет на общей раме дизель В2-300 редуктор и компрессор КП-80 с подачей 8м3/мин, Рраб= 8 Мпа, расход топлива 43кг/час. Масса установки 16.1 т. Мощность дизеля – 220кВт. УКП-80 транспортируется к скважинам трактором-тягачом. Для облегчения транспортировки УКП-80 на дальние расстояния ее монтируют на шасси тяжелых грузовиков Краз-257,n=600 об/мин, 3 компрессорных цилиндра, 4 ступени сжатия. Станция находится на трехосном автоприцепе, закрытом цельным металлическим кожухом. Масса станции – 23т. Станция имеет дизель 1Д12Б мощностью 300кВт, редуктор, трансмиссию и четырех ступенчатый компрессор с подачей 16 м3/мин при давлении 10Мпа, теплозвукоизолированную кабину для машиниста в которую вынесены приборы для контроля и управления .
Существенным достижением в области облегчения и высокой транспортабельности является использование свободнопоршневых дизель – компрессоров ДВ-10. Эти машины не имеют кривошипно – шатунного механизма, поэтому лучше уравновешены. СПДК имеет двухтактный дизель и четырехступенчатый поршневой компрессор со свободными поршнями, движущимися в противоположных направлениях. Он выполнен в одном корпусе, имеет общую для дизелей и компрессора системы смазки и охлаждения, пусковую систему. В машине отсутствует передаточные механизмы (редуктор, трансмиссия) , нет маховиков, муфт сцепления. Это и обуславливает малую массу, компактность и высокий к.п.д.
На баз ДК-10 создан передвижной агрегат АК-7/200, состоящий из двух компрессоров ДК-10. Агрегат АК-7/200 может транспортироваться на внешней подвеске вертолет. Масса агрегата 6,8т, подача 7м3/мин, давление 20Мпа, расход топлива 37кг/час, температура воздуха на выходе 350С.
Запуск от баллонов сжатого воздуха без предварительного подогрева. Это позволило использовать агрегат в северных условиях и на заболоченных территориях. Кроме того, имеется аналогичный агрегат смонтированный на шасси автомобиля высокой проходимости КрАЗ-255Б (ДКВ7/200А).
Для условий северных нефтяных месторождений создан агрегат ДКС-3,5/200Т, состоящий из одного компрессора ДК-10, смонтированного на плавающем гусеничном транспортере ГТ-Т, расход топлива 17кс/час. Для освоения очень глубоких скважин применяют агрегат ДКС-1,7/400 состоящий из одного ДК-10 с подачей 1,7м3/мин и давлением 30Мпа. Его масса 3,5т. Однако малые подачи сильно увеличивают продолжительность освоения скважин.
studfile.net
Варианты расчета параметров освоения нефтяной скважины компрессорным методом
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Время закачки (работы компрессора) определяем по (2.8):
Т = 11,78 ∙ 88,084/8 = 129,7 мин.
Следовательно, при освоении скважины компрессором, когда уровень жидкости оттесняется до пусковых отверстий, газ прорывается через них в НКТ, газирует находящуюся там жидкость, забойное дав ление снижается ниже пластового давления, и начинается приток жидкости из пласта.
Задача 2.2. Рассчитать глубину установки пусковой муфты для условий предыдущей задачи при прямой закачке газа.
Вопросы к лабораторной работе №2
1.Компрессорный метод освоения скважин
2.Назначение пусковых клапанов
3.Определение глубины установки пусковых клапанов
Параметры | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Глубины | 1500 | 145 | 155 | 157 | 162 | 165 | 152 | 147 | 156 | 1500 | |
скважин, |
|
| 0 | 0 | 5 | 5 | 0 | 5 | 5 | 0 |
|
Lc, м |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Пластово |
| 17,5 | 18 | 18,5 | 19 | 18,5 | 19 | 18,5 | 19 | 18.5 | 17,5 |
е |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
давление, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
МПа |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
20
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
ЛАБОРАТОНАЯ РАБОТА №3 – МЕТОД ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН С ПОМОЩЬЮ ПЕН
Теоретическая часть
При использовании пены для освоения скважин в значительных пределах регулируется ее плотность. Это создает благоприятные условия для плавного снижения противодавления на пласт. Двухфазная пена представляет собой систему, состоящую из водного раствора ПАВ и воздуха (газа). В качестве ПАВ можно рекомендовать сульфонол 0,1 % концентрации (на 1 т воды + 1 кг сульфонола).
Для осуществления данного процесса освоения необходим насосный агрегат и компрессор. Водный раствор ПАВ в аэраторе смешивается с подаваемым газом, образующаяся пена закачивается в скважину.
Основным вопросом при данном процессе остается расчет движения пены в скважине при прямой и обратной закачке.
Введем некоторые параметры, которые характеризуют двухфазную пену. Степенью аэрации а назовем отношение объемного расход газа,
приведенного к стандартным условиям VrcT. к объемному расходу жидкости Ож:
а = Vгст/Ож. | (3.1) | ||
Истинное газосодержание пены |
| можно рассчитывать по следующей | |
| |||
зависимости:
= (1 ±0,05) ,
где — объемное расходное газосодержание, рассчитываемое по формуле
Vг /(Qж Vг ),
где Vг, Qж − соответственный объемный расход газовой и жидкой фаз при соответствующих термодинамических условиях, м3/с.
В формуле (3.2) знак «+» необходимо брать при движении пены вниз
(нисходящий поток), знак «−» при движении пены вверх (восходящий
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
поток).
Объемное расходное газосодержание
|
| 1 |
|
|
| |
| рТ |
| . | |||
1 | ст | |||||
|
|
| ||||
|
|
|
|
| ||
|
| ар | Тz |
| ||
|
| 0 |
|
|
| |
С учетом (3.3) выражение для | (3.2) принимает вид | |||||
|
|
| (1 0,05) |
|
|
|
| |||||
|
|
|
| рТ |
|
|
|
|
| |||
|
|
| 1 | ст |
|
|
|
| ||||
|
|
|
|
|
|
|
|
| ||||
|
|
| ар | Тz |
|
|
|
| ||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| |||
|
|
|
|
|
| 0 |
|
|
|
|
|
|
Плотность пены п определяется по формуле: |
|
|
| |||||||||
| п |
|
| ж | (1 ) |
|
|
| ||||
|
|
|
|
|
|
| г |
|
|
| ||
или |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| (1 ) |
| рТ | ст | |||||
|
|
| ||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| |
|
| п |
| ж |
|
|
|
| гст |
| р Тz | |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| ||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| 0 |
|
Градиент потерь давления от веса гидростатического столба пены
( | dp | ) |
|
|
| g | |
dН | гс | п | |||||
|
|
| |||||
|
|
|
|
|
|
Градиент потерь давления на трение в трубах:
| dp |
|
|
|
|
|
| w | 2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| ||
( | ) |
|
|
| т |
|
| п | , |
|
|
|
|
| (3.7) | |||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| ||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| ||||
dH |
| трт |
|
|
| 2 |
| d |
|
|
|
|
|
|
|
| ||||||
|
|
|
|
|
|
|
| вн |
|
|
|
|
|
|
| |||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| ||
в кольцевом зазоре: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| dp |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| w | 2 | р |
|
|
| ||
|
|
| ( | ) |
|
|
|
|
|
| кз | п | , | (3.8) | ||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| ||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| ||||
|
|
| dH |
| тркз |
|
|
|
| 2(D |
|
| d |
| ||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| вн | нар |
| |||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| |||
где − коэффициент гидравлических сопротивлений при движении пены. В
расчетах при движении пены как в трубах, так и в кольцевом зазоре этот коэффициент может быть постоянным и равным = 0,03;
wт, wкз − соответственно скорости движения пены в трубах и кольцевом зазоре, м/с.
22
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
wт =4Qп/( | d | 2 | ) |
|
| ||
| вн |
|
w к з =4 Q n /[ ( ( D в н 2 − d нар2 ) ] ,
где Qn − расход пены (в м3 /с), вычисляемый по формуле:
| ар | Tz |
| |
Qп = Qж(1+ | 0 |
| ). | |
pT | ||||
| ||||
|
| |||
|
| ст |
| |
Давление закачки рассчитывают по следующим формулам:
прямая закачка
|
|
|
|
| рз=рукз + 10 –6 [( | dp | )трт | ( | dp | ) тркз ( | dp | ) |
|
| ( | dp | ) |
|
| ]H | |||||||||
|
|
|
|
|
|
| dH | dH | гскз | dH | гст | ||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
| dH |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| ||||||||
обратная закачка |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| ||||||
|
|
|
|
| рз=рут + 10–6 [( | dp | ) |
| ( | dp | ) | трт ( | dp | )гст |
| ( | dp | )гскз | ]H, | ||||||||||
|
|
|
|
| dH | тркз | dH | dH | dH | ||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| ||||||||
dp | ) |
| ( | dp | ) | гскз ) − соответственно градиенты потерь давления |
|
| |||||||||||||||||||||
dH | гст, | dH |
|
| |||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
| |||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| ||
от действия гидростатического столба пены в трубах и в кольцевом зазоре,
Па/м; рукз, рут − соответственно давления на устье скважины в кольцевом зазоре и в трубах, МПа; Н − глубина спуска НКТ, м.
Задача 3.1. Рассчитать давление закачки пены в скважине глубиной 1700
м, обсаженной колонной с внутренним диаметром DBH = 0,1503 м.
Скважина заполнена технической водой ( |
| 3 | ) и осваивается пеной |
| в = 1000 кг/м |
со степенью аэрации а = 50. В качестве пенообразователя используется водный раствор сульфонола 0,1 %-ной концентрации (1 кг сульфонола + 1000 кг воды).
Колонна НКТ спущена до забоя Н = 1700 м (dнap = 0,089 м, dвн = 0,076 м). В
скважину закачивается двухфазная пена; водный раствор сульфонола и газ с плотностью гст = 1,205 кг/м3. Максимальное давление сжатия газа р = 8
МПа (УКП-80), средняя температура в скважине Т = 308 К, коэффициент сверхсжимаемости газа
z = 1, расход воды QB = 0,012 м3/с.
23
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Решение. Рассчитываем нисходящий поток
по формуле (3.4):
|
|
| 1 0,05 |
| 1,05 | 0,416 | |
н |
| 8 293 | 2,522 | ||||
|
|
|
|
| |||
|
|
| 1 |
|
| ||
|
|
| 0,1 308 | 1 |
|
| |
|
|
| 50 |
|
| ||
восходящий поток
Вычисляем по (3.5) плотность пены:
нисходящий поток
8 293
рпн= 1000(1 − 0,416) +1,205∙0.416 0,1 308 1 = 622,15 кг/м3
восходящий поток
рпв = 1000 (1 − 0,377) + 1,205∙ 0,377 | 8 293 | =657,57 кг/м3. Определяем по | ||||
0,1 | 308 1 | |||||
|
|
|
| |||
(3.11) расход пены |
|
|
|
|
| |
Оп =0,012(1 + | 50 0,1 308 1 | ) 0,02 | м3/с. | |||
| 8 | 293 | ||||
|
|
|
| |||
Рассчитываем по (3.9) и (3.10) скорости:
wT = 4 0,02/ (3,14 ∙ 0,0762) = 4,41 м/с,
wK3 = 4∙0,02/[3,14∙(0,15032 − 0,0892)] =1,74 м/с.
Вычисляем по формулам (3.6) − (3.8) соответствующие градиенты потерь давления:
в трубах и кольцевом зазоре (нисходящий поток)
dp
( dH )г сн =622,15∙9,81 =6103,29 Па/м,
в трубах и кольцевом зазоре (восходящий поток):
( dHdp )гсв= 657,57 ∙ 9,81 = 6450,76 Па/м,
24
studfile.net
