Технологический режим работы скважины

Технологический режим работы скважин.

Под установленным технологическим режимом скважин следует понимать совокупность основных параметров ее работы, обеспечивающих получение предусмотренных технологическим проектным документом на данный период отборов нефти, жидкости и газа и соблюдение условий надежности эксплуатации. Технологический режим скважин обеспечивает регулирование процесса разработки и характеризуется следующими основными параметрами:

а) пластовым, забойным и устьевым давлениями;

б) дебитом жидкости, обводненностью и газовым фактором;

в) типоразмерами установленного эксплуатационного оборудования и режимами его работы (конструкция лифта, глубина подвески и диаметр насоса, производительность, число качаний, длина хода, развиваемый напор и др.).

Технологические режимы работы скважин составляются цехами по добыче нефти, исходя из утвержденных норм отбора нефти, жидкости и газа, и утверждаются главным геологом и главным инженером нефтегазодобывающего предприятия. Одновременно с технологическими режимами составляется и утверждается план геолого-технических мероприятий по обеспечению норм отбора из эксплуатационного объекта. Технологические режимы скважин устанавливаются ежемесячно или один раз в квартал в зависимости от стадии разработки.

Ответственность за соблюдением установленных режимов несут мастер и начальник цеха (промысла) по добыче нефти.

Контроль за выполнением установленных технологических режимов работы скважин осуществляется геологической и производственно-технической службами нефтегазодобывающих предприятий.

Для наблюдения за режимом работы скважин устанавливаются контрольно-измерительная аппаратура и устройства для отбора устьевой пробы добываемой продукции. Обвязка скважин должна обеспечивать проведение комплекса исследований: индивидуальный замер дебита жидкости и газа, обводненности (эхометрирование, динамометрирование, спуск глубинных приборов и т.д.).

Материалы по режимам работы скважин подлежат анализу и обобщению:

а) цех по добыче нефти (нефтепромысел) проводит оперативный анализ выполнения установленных режимов, намечает план мероприятий по их поддержанию, утверждаемый главным инженером и главным геологом нефтегазодобывающего предприятия;

б) нефтегазодобывающее управление обобщает результаты анализа режимов по объектам разработки, площадям, способам эксплуатации и др. и отражает их в ежегодных отчетах.

6.1 Динамика текущего пластового давления в процессе разработки. Заводнение залежи: преимущества и недостатки.

Пластовое давление в продуктивном пласте на какую-либо дату, устанавливающееся при работе практически всего фонда скважин называют текущимилидинамическим пластовымдавлением. Получение и анализ данных о текущем пластовом давлении в различных точках залежи и по залежи в среднем – важнейшая часть контроля за разработкой залежи.

Использовать для контроля за изменением пластового давления абсолютные его значения неудобно, поскольку значение начального пластового давления тесно связано с глубиной залегания пласта — оно увеличивается с возрастанием глубины. В процессе разработки на одних участках залежи давление может снижаться, на других возрастать. Рост давления после некоторого периода его снижения может быть обусловлен уменьшением отбора жидкости из пластов или искусственным воздействием на пласты.

Искусственное поддержание пластового давления достигается методами законтурного, приконтурного и внутриконтурного заводнения, а также закачкой газа в газовую шапку пласта.

Метод законтурного заводнения (рис.6.1.) применяют при разработке сравнительно небольших по размерам залежей.

Рис.6.1. Система разработки нефтяной залежи с законтурным заводнением: контуры нефтеносности: 1 — внешний, 2 — внутренний; скважины: 3 — нагнетательные, 4 — добывающие

Он заключается в закачке воды в пласт через нагнетательные скважины, размещаемые за внешним контуром нефтеносности на расстоянии 100 м и более. Эксплуатационные скважины располагаются внутри контура нефтеносности параллельно контуру.

В результате заводнения приток воды к пласту увеличивается и давление и нефтяной залежи поддерживается на высоком уровне.

Метод приконтурного заводнения применяют на месторождениях с низкой проницаемостью продуктивных пластов в части, заполненной водой. Поэтому нагнетательные скважины располагают либо вблизи контура нефтеносности, либо непосредственно на нем (рис.6.2.)

Рис.6.2 Система разработки нефтяной залежи с приконтурным заводнением: контуры нефтеносности: 1 — внешний, 2 — внутренний; скважины: 3 — нагнетательные, 4 — добывающие

Метод внутриконтурного заводнения применяется для интенсификации разработки нефтяной залежи, занимающей значительную площадь.

Внутриконтурное заводнение

Внутриконтурное заводнение представлено целым рядом разновидностей:

• разрезание рядами нагнетательных скважин;

• площадное;

• избирательное;

• очаговое;

• головное;

• барьерное.

Выделяют несколько подвидов разрезания рядами нагнетательных скважин — разрезание на площади, блоковое и сводовое (центральное).

При заводнении с разрезанием эксплуатационного объекта на площади самостоятельной разработки разрезающие ряды располагают таким образом, чтобы выделить площади самостоятельной разработки, значительно различающиеся по геолого-промысловой характеристике (участки с разным количеством пластов в эксплуатационном объекте, с разной продуктивностью разреза, с различным характером нефтеводонасыщения и т. д.).

Большое преимущество системы разработки с разрезанием объекта на площади — возможность начинать проектирование и разработку с площадей наиболее продуктивных и с наибольшими запасами.

Блоковое заводнение

При блоковом заводнении нефтяную залежь разрезают рядами нагнетательных скважин на полосы (блоки), в пределах которых размещают ряды добывающих скважин такого же направления. При вытянутой форме залежи ряды скважин располагают обычно перпендикулярно к ее длинной оси (рис.6.3). При «круговой» форме залежей, особенно с обширными площадями нефтеносности, направление рядов скважин выбирают с учетом зональной неоднородности продуктивных пластов — в крест выявленной по данным разведки превалирующей ориентации зон с повышенной мощностью (и, как правило, с повышенной пористостью и проницаемостью) коллекторов. В результате достигается пересечение всех зон, содержащих основную часть запасов нефти, линиями разрезания и, следовательно, обеспечение большего влияния в них закачки воды. При ином направлении блоков, принятом без учета данных о границах зон разной продуктивности, разрезающие ряды в значительной части могут оказаться на участках с пониженной проницаемостью пласта, что обусловит низкую приемистость значительной части нагнетательных скважин и отсутствие в части высокопродуктивных зон воздействия нагнетаемой воды.

Рис.6.3. Система разработки нефтяной залежи с блоковыми заводнением: 1 — контур нефтеносности; скважины: 2 — нагнетательные; 3 — добывающие

При разрезании залежи рядами нагнетательных скважин закачка воды в пласты производится через нагнетательные скважины, расположенные в пределах самой залежи рядами, называемыми разрезающими рядами или линиями разрезания.

Обычно все скважины разрезающего ряда после бурения непродолжительно эксплуатируются на нефть при возможно более высоких дебитах. Это дает возможность очистить призабойную зону пласта и снизить пластовое давление в ряду, т.е. создает условия для успешного освоения скважин под закачку воды. Затем скважины через одну осваивают под нагнетание, продолжая интенсивную добычу нефти из промежуточных скважин ряда. Это способствует перемещению нагнетаемой в пласт воды вдоль разрезающего ряда. После обводнения промежуточных скважин они также переводятся под закачку воды. При такой технологии освоения скважин разрезающего ряда вдоль него в пласте создается полоса воды.

Добывающие скважины при этой разновидности заводнения располагают в рядах, параллельных разрезающим рядам. Отбор нефти из добывающих скважин и продолжающееся нагнетание воды в скважины разрезающего ряда обусловливают расширение полосы воды, созданной вдоль ряда, и перемещение ее границ в направлении к добывающим рядам. Таким путем обеспечиваются вытеснение нефти водой и перемещение ее в пласте к добывающим скважинам.

Сводовое заводнение

При сводовом заводнении нагнетание воды осуществляется в скважины одного практически прямолинейного (рис.6.4) или кольцевого разрезающего ряда (рис.6.5.), расположенного в сводовой части залежи.

Рис.6.4. Осевое заводнение

Контуры нефтеносности: 1 — внешний; 2 — внутренний;

Скважины: 3 — нагнетательные, 4 — добывающие

Рис.6.5. Центральное заводнение

Контуры нефтеносности: 1 — внешний; 2 — внутренний;

Скважины: 3 — нагнетательные, 4 — добывающие

Эти разновидности заводнения применяют для пластов, геолого-физическая характеристика которых благоприятна для применения разрезания вообще. Рациональны они для залежей с умеренной площадью нефтеносности. Показания для применения  низкая проницаемость пластов или наличие экранирующего слоя под залежью, необходимость дополнить законтурное заводнение для усиления воздействия на центральную часть залежи.

Технологический режим работы скважины.

Технологическим режимом эксплуатации скважины называют, совокупность показателей и условий, обеспечивающих наибольший возможный рабочий дебит и нормальную работу скважины и промысловых сооружений.

Характеризуется в основном рабочим дебитом и устьевым давлением. Кроме того, используются другие показатели режима: забойное давление, депрессию на пласт, устьевую и забойную температуры и т.д.

Заданный технологический режим заносят в технологическую карту эксплуатации скважины, эта карта служит руководством к действию. Такие карты составляются на месяц, утверждаются главным инженером и согласуется с главными специалистами управления.

При назначении технологического режима учитывают результаты исследований всех процессов происходящих в системе (пласт – скважина).

Условия, ограничивающие дебит скважины условно подразделены: геологические, технологические, технические и экономически.

Геологические условия – могут привести к разрушению пласта в призабойной зоне и образованию языков и конусов обводнения.

Технологические условия – состоят в необходимости поддерживать на устье скважины давление, достаточное для внутри промысловой транспортировки продукции скважины, в создании определённых условий сепарации и подачи газа в газопроводы.

Технические условия – заключаются в опасности смятия колонн горным, внешним давлением при снижении давления внутри скважины ниже допустимых величин. А если давление внутри труб выше их прочностных характеристик, трубы могут разорваться.

Экономические условия – обусловлены целесообразностью эксплуатации скважин в любое время года.

Технологические режимы записывают в математической форме и дают им специальные названия:

1) Режим постоянной депрессии (Дельта Р. = Рпластовое – Рзабойное = const), устанавливают при опасности образования конуса или языка обводнения, а также разрушения скелета пласта.

2) Режим постоянного забойного давления (Рзабойное = const), устанавливается при частом пробкообразовании и засорении призабойной зоны, когда освоение скважины сопровождается движением массы рыхлой породы.

3) Режим постоянного дебита (Q = const), применяется чаще других, так как удобен для регулирования. Режим обеспечивает заданную добычу при имеющемся числе действующих скважин.

4) Режим постоянного устьевого давления (Рустьевое = Const), устанавливается из условия обеспечения подачи газа на ДКС.

Технологический режим эксплуатации скважин

Смотреть что такое «Технологический режим эксплуатации скважин» в других словарях:

• Установленный технологический режим скважин — 6.3.1. Под установленным технологическим режимом скважин следует понимать совокупность основных параметров ее работы, обеспечивающих получение предусмотренных технологическим проектным документом на данный период отборов нефти, жидкости и газа и… … Официальная терминология

• Фонтанная добыча нефти — ► flush oil production Способ эксплуатации скважин, при котором подъем нефти на поверхность осуществляется за счет пластовой энергии. Различают два типа фонтанирования: ■ естественное – за счет природной энергии пласта ■ искусственное – при… … Нефтегазовая микроэнциклопедия

• оборудование — 3.1 оборудование (machine): Соединенные вместе друг с другом детали или устройства, одно из которых, по крайней мере, является подвижным, в том числе с приводными устройствами, элементами управления и питания и т.д., которые предназначены для… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

• система — 4.48 система (system): Комбинация взаимодействующих элементов, организованных для достижения одной или нескольких поставленных целей. Примечание 1 Система может рассматриваться как продукт или предоставляемые им услуги. Примечание 2 На практике… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

• контроль — 2.7 контроль (control): Примечание В контексте безопасности информационно телекоммуникационных технологий термин «контроль» может считаться синонимом «защитной меры» (см. 2.24). Источник … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

• Подготовка — 5. Подготовка* Преобразование принятых сигналов согласно настоящему стандарту в форму, которая позволяет измерять, обрабатывать или выдавать информации (например усиление, преобразование в код) Источник … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

• Соединённые Штаты Америки — (США) (United States of America, USA). I. Общие сведения США государство в Северной Америке. Площадь 9,4 млн. км2. Население 216 млн. чел. (1976, оценка). Столица г. Вашингтон. В административном отношении территория США … Большая советская энциклопедия

• СССР. Естественные науки — Математика Научные исследования в области математики начали проводиться в России с 18 в., когда членами Петербургской АН стали Л. Эйлер, Д. Бернулли и другие западноевропейские учёные. По замыслу Петра I академики иностранцы… … Большая советская энциклопедия

• Украинская Советская Социалистическая Республика — УССР (Украïнська Радянська Социалicтична Республika), Украина (Украïна). I. Общие сведения УССР образована 25 декабря 1917. С созданием Союза ССР 30 декабря 1922 вошла в его состав как союзная республика. Расположена на… … Большая советская энциклопедия

• потребитель — (относительно услуг здравоохранения) : Личность, нуждающаяся в оказании, запланированная на оказание которой оказываются или оказаны медицинские услуги. Источник: ГОСТ Р ИСО/ТС 18308 2008:… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

Технологический режим эксплуатации скважин месторождения Зеварды

Под технологическим режимом эксплуатации газовых скважин понимается поддержание на забое (устье) скважин или наземных сооружениях заданных условий изменения дебита или (и) давления, осуществляемых путем их регулирования и обеспечивающих соблюдения правил охраны недр, окружающей среды и безаварийную эксплуатацию скважин. С математической точки зрения режим эксплуатации скважин определяет граничные условия на забое (устье) скважин, знать которые необходимо для интегрирования уравнения фильтрации газа к скважинам при прогнозировании разработки месторождений природного газа.

Изучению технологического режима эксплуатации газовых скважин посвящены работы исследователей А. А. Брискмана, Г. А. Зотова, А. К. Иванова, А. Л. Козлова, Ю. П. Каратаева, Б. Б. Лапука, М.Маскета, Б. М. Минского. А. С. Смирнова, А. И. Ширковского и других.

Методика определения параметров технологического режима эксплуатации газовых скважин по методу последовательной смены стационарных состояний детально разработана и широко используется при проектировании разработки газовых и газоконденсатных месторождений. Расчеты при этом сводятся к совместному решению уравнения истощения залежи и уравнения притока газа к забою с заданием в последнем определенных соотношений между забойным давлением и дебитом в зависимости от выбранного режима работы скважины.

В практике проектирования и разработки газоконденсатных месторождений наибольшую известность получили шесть технологических режимов эксплуатации скважин:

режим постоянного градиента на стенке забоя скважины;

режим постоянной депрессии на пласт;

режим постоянного дебита;

режим постоянной скорости фильтрации на забое скважины;

режим постоянного забойного давления;

режим постоянного давления на устье скважины.

При обосновании технологического режима эксплуатации учитываются природные и технологические факторы, а при его оптимизации –экономические критерии. В зависимости от этих факторов, с целью предотвращению разрушения породы, слагающей пласт, конусообразования, гидратообразования, уменьшения выпадения конденсата в пласте, увеличения пропускной способности системы сбора и подготовки газа, поддерживания заданного давления на входе и (или) выходе потребителя (ДКС, ГПЗ, магистральный газопровод), задается тот или иной из вышеперечисленных режимов работ скважин.

Наиболее широкое распространение в промысловой практике получил режим постоянной депрессии на пласт, критериями которого являются прежде всего предотвращения разрушения пород и (или) подтягивания конуса пластовой воды к забою скважины. Для месторождений Зевардинской группы эти критерии не являются определяющими из–за их природных особенностей. Действительно, карбонатные коллектора, слагающие залежи этих месторождений, выдерживают значительные депрессии на пласт (200 кг/см2 и выше), не разрушаясь при этом. Не отмечены также конусообразования, за более чем 20-ти летнюю эксплуатацию газовых скважин рассматриваемых месторождений.

Как показывает многолетняя практика разработки, широкомасштабное освоение газоконденсатных месторождений, содержащих агрессивные компоненты (сероводород, углекислых газ) в составе пластового газа, технологический режим должен, при соблюдении прочих отмеченных выше ограничений, обеспечивать в первую очередь бескоррозионные условия эксплуатации скважин.

Результаты многочисленных промысловых и лабораторных исследований показывают, что при известных концентрациях агрессивных компонентов и влаги в добываемом газе, давлений и температуре существует некоторая скорость потока газа, превышение которой приводит к заметному увеличению скорости коррозии металла скважинного оборудования. В процессе этих исследований установлено, что при вводе в поток газа ингибитора скорость коррозии остается практически постоянной и незначительной в достаточно большом диапазоне изменения скорости газожидкостного потока. При дальнейшем увеличении скорости потока газа с определенного момента времени скорость коррозии резко возрастает и приближается к скорости в незащищенной ингибитором скважине. Величина предельной скорости потока газа зависит от многих факторов, преобладающими из которых являются термодинамические условия, состав газа, количество конденсата, наличие влаги и механических примесей.

При известной конструкции с постоянным диаметром фонтанных труб, своего максимального значения скорость потока добываемого газа достигает на устье скважины. То есть устье скважины наиболее подвержено опасности коррозии, и целесообразнее всего назначить ограничение на устьевую скорость потока газа. На основании выше изложенного, при проектировании разработки Зевардинской группы месторождении, технологический режим эксплуатации скважин был принят исходя из условия поддержания предельной скорости потока на устье -10 м/с. При этом обеспечивались максимально возможные дебиты газодобывающих скважин и соблюдались эффективная защита скважинного оборудования от коррозии и требования по охране недр.

Практика проектирования и разработки сероводородсодержащих месторождений свидетельствует, что при эксплуатации скважин в режиме постоянной скорости потока газа на устье скважины, величина рабочей депрессии на пласт и характер её изменения во времени в значительной мере зависят от фильтрационных характеристик вмещающих коллекторов. Разработка месторождений с плохими фильтрационными свойствами коллекторов протекает при более высоких депрессиях и резком снижении их во времени. В случае высоких фильтрационных свойств, эксплуатация скважин в режиме поддержания постоянной устьевой скорости потока газа протекает практически при постоянной депрессии на пласт. Действительно, результаты проектирования разработки месторождения Зеварды показывают, что за прогнозируемый срок промышленной разработки (25 лет), депрессия изменяется всего лишь от 11 до 10 кг/см2. Аналогичные результаты наблюдаются по другим месторождениям рассматриваемой группы.

В условиях опережающего эксплуатационного бурения, газовые скважины Зевардинской группы месторождений на практике эксплуатировались в режиме не превышения предельной устьевой скорости (10 м/с). После завершения эксплуатационного бурения ввод новых скважин прекратится и постоянный отбор газа можно будет обеспечивать только за счет поддержания постоянных дебитов скважин. Но, как следует из уравнения скорости потока газа на устье скважины, при постоянном дебите в процессе разработки скважины эта скорость возрастает. Поскольку происходит падение пластового давления и, если не предпринимать мер по интенсификации притока, депрессии на пласт будут расти, в падение устьевого давления происходит более интенсивно.

d2 *Py

В этих условиях необходимо контролировать скорость потока газа на устье скважины, чтобы она не превышала предельно допустимые значения.

Из вышеизложенного следует, что пока на Зевардинской группе месторождений имеются возможности по вводу новых скважин, наиболее обоснованным для них является режим поддержания предельно допустимой устьевой скорости (10 м/с). Затем, в условиях заданного постоянного отбора газа, по достижении постоянного фонда действующих скважин, их эксплуатация переводится на режим постоянного дебита. Но как отмечено выше, этот режим чреват превышением предельно допустимой устьевой скорости, что ставит под сомнение целесообразность поддержания заданного отбора газа. В этом случае необходимо либо снижать дебиты скважин и, соответственно, темпы отбора газа, или подобрать ингибиторы, обеспечивающие надежную защиту скважинного оборудования от коррозии при более высоких скоростях потока газа.

Технологический режим работы фонтанных скважин

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

где р1 — давление в трубах на глубине ввода газа (например, L1 на рис.9 ); р0 и ру — соответственно нормальное (атмосферное) и устьевое давления.

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.

Исследование фонтанных скважин и установление технологического режима их работы

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 (дебитов) 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 (диск с калиброванным отверстием, могут устанавливаться у башмака лифта (забойные) и на рабочем манифольде (устьевые)) 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. Замер забойных и пластовых давлений в фонтанных скважинах осуществляют с помощью глубинных манометров, спускаемых в скважину на стальной скребковой проволоке d = 1,8 мм с помощью механизированных лебедок, монтируемых на автомобиле.

Отбор глубинных проб жидкости осуществляют с помощью глубинных пробоотборников, спускаемых так же, как и глубинные манометры.

Для спуска глубинных манометров, пробоотборников, термометров и т.д. на устье скважины устанавливается лубрикатор с сальником и роликом. Сальник в верхней части лубрикатора служит для герметизации отверстия, через которое проходит стальная проволока.

Для проведения глубинных измерений механизированную лебедку устанавливают в 15-30 м от устья скважины.

Вначале на скребковой проволоке в лифт НКТ спускают шаблон, а после этого спускают прибор. Это является обязательным условием, если добывается парафинистая нефть.

На высокодебитных скважинах с высоким газовым фактором (200 и более м3/т) к прибору присоединяют утяжелитель массой 6-8 кг в виде металлической штанги.

Для недопущения обрыва скребковой проволоки глубина спуска прибора не должна превышать длины колонны НКТ. С этой целью у башмака колонны устанавливают ограничитель п виде поперечной шпильки. При спуске прибора в скважину барабан лебедки притормаживают с целью недопущения образования «жучков» на проволоке из-за сильных рывков. Поднимают прибор из скважины со скоростью 1,5-2,0 м/с, а последние 30-40 м поднимают на первой скорости или вручную. Давление и температуру на забое и по стволу скважины измеряют глубинными манометрами и термометрами.

На промыслах в основном применяют максимальные глубинные манометры и глубинные манометры с непрерывной записью показаний.

Дебит скважин замеряют на групповых замерных установках. Для отбора проб нефти на выкидной линии у устья скважины устанавливается краник, через который отбирается проба нефти и затем в промысловой лаборатории определяется процентное содержание воды в нефти.

Технологический (геологический) режим эксплуатации нефтяных, газовых и нагнетательных скважин. Ограничения режима эксплуатации скважины

Режим работы нефтяных добывающих скважин.

Под технологическим режимом работы скважины понимают установленные на определенный период показатели ее эксплуатации, а также обеспечивающие эти показатели технологические характеристики скважинного оборудования по подъему жидкости и параметры работы этого оборудования.

Режим работы добывающих скважин по каждому объекту разработки устанавливает промыслово-геологическая служба нефтедобывающего предприятия на период от одного до шести месяцев в зависимости от скорости изменения условий эксплуатации скважин. При этом по каждой скважине соответствующим документом задаются нормы суточного отбора нефти, число дней работы, забойное и устьевое давления, обводненность, газовый фактор, определяется способ эксплуатации скважины.

Различают технические и технологические нормы.

Установление технологического режима работы скважин -оптимизационная задача, предусматривающая распределение проектной добычи нефти по объекту между добывающими скважинами и пластами объекта, обеспечивающее рациональное выполнение показателей разработки. Главное при установлении технологического режима работы скважин — обоснование норм отбора нефти из каждой добывающей скважины.

Под технической нормой отбора понимают максимально допустимый дебит нефти по скважине, если по той или иной причине он требует ограничения по сравнению с технологической нормой.

Одна из причин ограничения дебита — в недостаточной производительности оборудования, применяемого для подъема жидкости, не соответствующего продуктивности скважины. Ограничение норм отбора может быть вызвано требованиями безаварийной эксплуатации скважин. В частности, недопустимо снижение забойного давлении до критического, при котором может произойти слом (смятие) колонны или нарушение целостности цементирования. При слабой сцементированности коллекторов продуктивного пласта дебит ограничивают с целью предотвращения выноса песка и пробкообразования в скважине в результате разрушения и выноса породы. В изотропных пластах в водонефтяной и подгазовой зонах ограничение дебита вызывается необходимостью не допустить образования конусов воды или газа.

Под технологической нормой отбора понимают максимально возможный дебит скважины, величина которого не ограничивается техническими возможностями, но зависит от принятой проектным документом динамики добычи по объекту в целом, принципа регулирования. закономерностей обводнения скважин, состояния пластового давления и т. п.

Технологический режим должен устанавливаться таким образом, чтобы проектный уровень добычи по объекту был оптимально распределен между действующими на этот период добывающими скважинами и сумма норм отбора по ним соответствовала этому уровню.

В технологических режимах наряду с нормами отбора нефти по скважинам устанавливают нормы отбора жидкости, которые определяют с учетом оптимизации динамики обводнения продукции по объекту разработки. Решение этой задачи требует учета многих геолого-физических (особенности строения объекта, соотношение вязкостей нефти и воды и др.) и технологических (метод воздействия, стадия разработки и др.) факторов. При этом необходимо выделять главные факторы, оказывающие в данный период времени доминирующее влияние на динамику обводнения, и принять правильное решение по их учету.

Установление режимов работы нагнетательных скважин. В условиях существенного различия в фильтрационных свойствах пластов закачка воды в каждый из них в объемах, соответствующих заданным объемам отбора жидкости из участков, прилегающих к нагнетательным скважинам,— основной способ регулирования разработки.

Объемы закачки воды по скважинам в целом и в скважинах по пластам устанавливают один раз в квартал и оформляются промыслово-геологической службой в виде документа — технологического режима работы нагнетательных скважин. В этом документе устанавливают нормы суточной закачки агента, давление нагнетания, необходимые мероприятия по обеспечению установленных норм.

При установлении норм закачки необходимо исходить из того, что объем закачки воды должен компенсировать объем отбираемой жидкости (нефти и воды). При правильно организованном учете объемов закачки и отбора жидкости показатели компенсации должны находиться в полном соответствии с текущим пластовым давлением и характером его изменения.

При больших размерах залежи и значительной неоднородности объекта разработки с целью обеспечения наиболее полного охвата пласта воздействием по площади нормы закачки воды следует устанавливать сначала для групп нагнетательных скважин, расположенных на участках с различной геологофизической характеристикой пласта, и только после этого в пределах каждого участка определять норму закачки по каждой скважине. При этом сумма норм закачки скважин на участке должна быть равна норме, установленной для данного участка.

Выделение участков производится на основе детального изучения строения пластов, характера их неоднородности, взаимодействия нагнетательных и добывающих скважин.

Для многопластового объекта разработки норма закачки воды для объекта в целом должна быть распределена между отдельными пластами. Для обеспечения этих норм необходимо учитывать объем воды, поступающей в каждый пласт, путем регулярного исследования нагнетательных скважин глубинными расходомерами.

Установление технологического режима работы газовых скважин. Объемы текущего отбора газа из газоносного пласта или объекта в целом устанавливаются проектным документом на разработку месторождения. Этот объем добычи газа распределяется между отдельными скважинами. Нормы отбора по добывающим газовым скважинам устанавливаются в технологическом режиме работы скважин, при этом сумма норм отбора по действующим скважинам должна быть равна норме отбора, установленной проектным документом для объекта в целом.

Технологические режимы работы добывающих газовых скважин составляют ежеквартально на основании данных текущей эксплуатации залежи, состояния ее разработки и результатов исследования скважин. В технологическом режиме устанавливаются дебиты скважин, забойное давление (рабочая депрессия), давление и температура на буфере и затрубном пространстве, количество жидких компонентов (конденсата, воды) и твердых примесей. При составлении технологического режима работы отдельных скважин учитывают различные технологические и технические ограничения. К таким ограничениям относятся недопустимость разрушения призабойной зоны пласта, образования конусов и языков обводнения и др.

В зависимости от конкретных условий действующих в данный период ограничений в скважинах могут устанавливаться следующие режимы: постоянного градиента давления; постоянной депрессии; постоянной скорости фильтрации газа в призабойной зоне пласта; постоянного давления на устье (головке) скважины; постоянного дебита.

Для скважин, эксплуатирующих пласты, сложенные неустойчивыми по-родами, для предотвращения разрушения призабойной зоны и выноса песка, приводящего к разъеданию подземного и наземного оборудования и образованию песчаных пробок, в технологическом режиме предусматривается постоянный градиент давления против фильтра эксплуатационной колонны. Максимальный градиент давления, при котором не происходит разрушения призабойной зоны, определяется опытным путем в процессе исследования каждой скважины на разных режимах (штуцерах).

В случае возможного образования конусов и языков обводнения в скважинах, расположенных в газоводяной зоне, расчетным или опытным путем устанавливают максимально допустимые депрессии, из которых и исходят при установлении режима работы скважины в данных условиях.

Во всех случаях при установлении технологических режимов работы газовых скважин оптимальные дебиты и забойные давления можно определять как с помощью гидродинамических расчетов или электромоделировання процесса разработки, так и на основании опытной подборки, путем опробования работы скважин на разных штуцерах.

В газовых скважинах, работающих при низких пластовых давлениях, возможно гидратообразованне в призабойной зоне пласта. Его предотвращают установлением соответствующей депрессии на пласт, определяемой расчетным путем.

В определенных условиях при установлении технологического режима работы газовых скважин исходят из необходимости поддерживать заданное давление на устье скважины или иметь в какой-то период заданный постоян-ный дебит скважины.