Skvazhina (1)

фазы (в кольцевом зазоре) и скорость восходящего потока в трубе должны быть меньше скорости оседания частиц песка, а в якоре обращенного типа скорость нисходящего потока в трубе и скорость восходящего потока в кольцевом зазоре должны быть меньше скорости оседания частиц песка. Оседающий песок накапливается в корпусе-накопителе якоря, который очищается на поверхности после подъема при подземном ремонте скважины. При использовании песочных якорей вероятность образования песчаной пробки на забое скважины существенно понижается. Практика применения песочных якорей показала, что эффективность обращенного якоря выше прямого.

Одной из технологий предотвращения образования песчаной пробки на забое является подлив, как правило, части добываемой жидкости в затрубное пространство пескообразующей скважины, допуская глубинный насос практически до забоя и создавая повышенную скорость восходящего потока в интервале «забой-прием насоса», предотвращая оседание частиц песка.

Другие осложняющие факторы

Осложнения, связанные с присутствием в продукции скважин парафина, смол, асфальтенов, а также солей, ликвидируются также как и при фонтанной эксплуатации. Естественно, что в скважинах, эксплуатируемых СШНУ, внутрь колонны штанг невозможен спуск скребков, как это осуществляется в фонтанных или газлифтных скважинах.

В скважинах, эксплуатируемых штанговыми насосами, для борьбы с твердыми отложениями на внутренней поверхности НКТ используют так называемые пластинчатые скребки, закрепляемые на колонне штанг (на всей длине твердых отложений). Скребки устанавливаются на расстоянии один от другого, примерно равного длине хода полированного штока. В процессе работы установки колонна штанг поворачивается с помощью специального устройства, называемого штанговращателем и устанавливаемого на устье скважины. Привод штанговращателя механический и осуществляется от работающего станка-качалки. Пластинчатые скребки при вращении колонны штанг и при ходе «вверх - вниз» описывают винтовую линию, соскребая твердые осадки с внутренней поверхности НКТ, которые потоком продукции поднимаются наверх и поступают в выкидную линию.

Эксплуатация наклонно-направленных скважин СШНУ приводит к истиранию насосных штанг и труб с образованием щелей в трубах (а значит значительное снижение коэффициента подачи установки), а также к обрыву штанг. Основным методом борьбы с этими отрицательными явлениями – использование на колонне штанг так называемых центраторов.

31

15.Пуск газлифтных скважин в эксплуатацию. Пусковое и рабочее давления.

Рассмотрим на примере однорядного подъемника при прямой закачке газа. При подаче компримированного газа в затрубное пространство газ оттесняет статический уровень вниз; при этом повышается забойное давление. Часть жидкости из затрубного пространства поступает в подъемник, другая часть—может поглощаться пластом. По мере роста давления газа объем поглощаемой пластом жидкости возрастает (за счет увеличения репрессии). В момент достижения уровнем жидкости башмака давление газа становится максимальным, и газ начинает прорываться через башмак, насыщая жидкость в подъемнике. Плотность образующейся газожидкостной смеси снижается, и при определенном расходе газа смесь достигает устья и начинает изливаться. После прорыва газа в башмак давление газа снижается, что приводит к снижению забойного давления и поступлению жидкости из пласта в скважину. Жидкость поступает в подъемник и затрубное пространство, перекрывая башмак и поступление газа в подъемник. Уровень жидкости в затрубном пространстве в течение определенного времени повышается. Начиная с момента перекрытия башмака подъемника жидкостью, давление газа в затрубном пространстве увеличивается. Через

определенное время давление газа становится достаточным для оттеснения уровня жидкости до башмака, после чего газ прорывается в подъемник, и цикл повторяется. Таким образом, при стационарной работе системы у башмака подъемника периодически происходит вышеописанный процесс, приводящий к некоторому изменению давления закачки газа.

Зависимость изменения давления во времени в процессе пуска и нормальной работы газлифтной скважины приведена на рис. 8.3.

Максимальное давление закачиваемого газа, соответствующее оттеснению уровня жидкости до башмака подъемника, называется пусковым давлением Рпуск. Среднее по величине давление, устанавливающееся при нормальной работе газлифтной скважины, называется рабочим давлением Рраб.

Расчет пускового давления в конкретных условиях представляет практический интерес, т.к. связан с необходимостью выбора оборудования для компримирования газа.

32

Кп - коэффициентом поглощения жидкости пластом Vжп - объем жидкости, поглощенный пластом

Vжв - объем вытесняемой жидкости

	f
	f
м.

з в

Для прямой закачки:

f		0,785 d						2	d		2			f		0,785 D	2	d	2	d	2
	з				d			в			п		,		в				в		п		,
						2	d			2
						в				п
				2				2			2		,	(8.11)
пр			D		dв				d п

dв, dп, D – соответственно диаметр воздушных труб, подъемника и обсадной колонны,

Для обратной закачки:

f

d

2

0,785 D

2

2

d

2

з

п

f

0,785d

f

2

d

2

,

,

f

D

.

з

п

в

п

в

п

обр

при прямой закачке

-чем больше диаметр воздушных труб, тем больше пусковое давление,

-чем больше диаметр подъемника, тем меньше пусковое давление, при обратной закачке

-диаметр воздушных труб не влияет на пусковое давление,

-чем больше диаметр подъемника, тем больше пусковое давление

33

16.Методы снижения пускового давления.

Кп - коэффициентом поглощения Vжп - объем жидкости,

поглощенный пластом

Vжв - объем вытесняемой

жидкости Анализ (8.10) показывает, что снижение пускового давления возможно при: —

поглощении жидкости пластом (Кп>0) ;— снижении погружения башмака под уровень жидкости (hn);— снижении плотности жидкости (ρж); — снижении fз в сравнении fв, т.е. при подборе соответствующих диаметров колонн НКТ.

Метод задавки жидкости в пласт Этот метод дает положительные результаты для скважин с высокими фильтрационно-емкостными характеристиками пласта, т.е. тогда, когда при репрессии жидкость быстро поглощается пластом. Если обозначить максимальный объем жидкости в скважине через Vж.макс (пренебрегая толщиной стенок колонн НКТ, спущенных в скважину), то при известных глубине скважины Lc, начальном статическом уровне Нст0 и внутреннем диаметре скважины Dвн максимальный объем жидкости таков

(м3):

(8.22)

С момента начала задавки жидкости в пласт, например, за счет подачи в скважину компримированного газа при давлении закачки Рзак, статический уровень жидкости возрастает и его положение зависит от времени закачки t, т.е. Нст = f(t). Совершенно очевидно, что и объем жидкости в скважине снижается во времени,т.е. Vж =f(t):

(8.23)

(8.24)

При Р(t) = 0 задавка жидкости в пласт прекращается, а статический уровень достигает своего максимального значения Нст.макс(t).

откуда

(8.28)

Динамика поглощения жидкости пластом такова:

(8.30)

где Кпр— коэффициент приемистости скважины, м3/(мин Па); t — текущее время, мин. Подставляя в (8.30) выражения (8.24) и (8.29), получаем:

Данное выражение позволяет рассчитывать динамику поглощения жидкости пластом во времени, если задаться законом изменения во времени статического уровня Нст(t).

После задавки жидкости в пласт прекращают закачку газа и стравливают имеющийся в скважине газ, что приводит к снижению забойного давления, возникновению депрессии.

Метод свабирования Метод базируется на снижении погружения башмака подъемника под уровень жидкости за счет спуска в НКТ современного сваба с большой длиной хода и отбора объема жидкости из скважины с последующей закачкой компримир. газа.

34

Метод последовательного допуска труб Может быть применен в скважинах с низким коэффициентом продуктивности, является достаточно трудоемким и, в определенной степени, опасным. Суть этого метода заключается в следующем. Башмак подъемника спускается на такую глубину, при которой можно оттеснить уровень жидкости исходя из располагаемого давления закачки Рзак. Для этого используем формулу пускового давления, полагая Рпуск = Рзак. Рассчитываем погружение hп:

Башмак подъемника спускается на глубину Нб1

где Нст.0 — начальный статический уровень в скважине, м.

После спуска башмака на глубину Н61 в скважину подается газ под давлением Рзак, уровень жидкости оттесняется до башмака и скважина продувается; при этом определенный объем жидкости выбрасывается из скважины. После этого устьевая арматура демонтируется и производится наращивание и допуск колонны НКТ на глубину, чтобы погружение стало равным hп2; при этом hп2< hп1 т.к. в процессе работ по демонтажу арматуры, наращиванию, допуску колонны НКТ и монтажу устьевой арматуры проходит определенное время, в течение которого уровень жидкости в скважине может измениться за счет притока из пласта. После допуска труб в скважину подается газ под давлением Рзак, уровень жидкости оттесняется до башмака и скважина продувается; при этом определенный объем жидкости выбрасывается из скважины. Затем вся процедура повторяется до тех пор, пока глубина спуска башмака не достигнет проектной величины.

Метод переключения с одной системы закачки на другую

Этот метод зависит от соотношения fз/fв и базируется на соответствующем подборе диаметров колонн НКТ, т.е.система закачки газа (с минимальным пусковым давлением). Эффективность этого метода снижения пускового давления всецело определяется fз/fв.

Метод пусковых отверстий Технологическим отличием является то, что прорыв газа в подъемник осуществляется не через башмак подъемника, а через специальные пусковые отверстия, размещенные на расчетных глубинах по длине подъемника ниже начального статического уровня Нст.0. Местоположение пусковых отверстий и их количество зависят от располагаемого рабочего давления Рр и глубины спуска башмака Нб.

Глубина расположения первого пускового отверстия определяется из уравнения баланса давлений до отверстия и после:

а глубина первого отверстия Н01:

где Рр — рабочее давление закачиваемого газа на устье скважины (в затрубном пространстве), Па; Рг—давление от веса столба газа в затрубном пространстве, Па;

Ру — давление на устье скважины в НКТ, Па. После оттеснения уровня жидкости до первого

отверстия газ прорывается через него в подъемник и насыщает жидкость. Плотность образующейся смеси снижается, а высота ее возрастает до величины Нсм. Если Нсм> Н01, то начинается излив продукции на устье, создается определенная депрессия на пласт и скважина запускается в работу. Если Нсм< Н01, то начинается продувка подъемника на высоте Нсм и выброс жидкости;После достижения

35

уровнем жидкости второго пускового отверстия происходит процесс, аналогичный таковому у первого отверстия, и цикл повторяется. Местоположение последующих отверстий рассчитывается аналогично.

36

17.Исследование скважин при установившихся режимах.

Этот вид исследования называется исследованием на приток (приемистость) и проводится методом установившихся отборов. Установившийся отбор характеризуется стационарным режимом работы скважины, т.е. постоянством во времени забойного РэаГ) и устьевого Р давлений и дебита скважины Q.

Сущность метода заключается в установлении режима работы скважины и ожидании его стационарности. После стабилизации во времени режима работы скважины инструментально измеряют Рзаб, Ру , дебит нефти Qн, дебит воды Qв, дебит газа Qг, количество механических примесей и т.д. Все измеренные величины регистрируются. Затем режим работы скважины изменяется и ожидают нового стационарного режима работы системы.

Известно, что основные потери энергии при движении продукции к скважине имеют место в призабойной зоне. Поэтому при исследовании рассматриваемым методом мы получаем данные, касающиеся, в основном, призабойной зоны скважины (так как процесс перераспределения давления в удаленных областях может быть очень длительным).

Основной целью исследования на установившихся отборах является построение индикаторной диаграммы (индикаторной линии)скважины. Индикаторной диаграммой скважины называется графическая зависимость установившегося дебита от депрессии (забойного давления)

Прямолинейная индикаторная диаграмма до точки А (1—рис. 3.4 а)

может быть получена в том случае, когда режим дренирования есть

режим вытеснения при фильтрации однофазной жидкости по закону Дарси, т.е. в этом случае справедливо уравнение Дюпюи:

Все индикаторные линии, могут быть описаны уравнением следующего вида:

Для линейной 1 — показатель степени п - 1; выпуклой к оси дебитов 2 —показатель степени п < 1; вогнутой к оси дебитов 3 — показатель степени п > 1.

37

Найдя кфт продуктивности можно записать

		Из выражения рассчитываем:
—	коэффициент	гидропроводности
—	коэффициент	подвижности

— коэффициент проницаемости системы к.

Рассчитав коэффициент упругоемкости системы рассчитываем:

— коэффициент пьезопроводности

38

18.Исследование скважин при неустановившемся режиме.

Исследование заключается в получении зависимости изменения Pзаб функции времени. В скважине, которая была пущена или остановлена после длительной эксплуатации

. Характер изменения давления на забое скважины зависит от скорости перераспределения давления вокруг исследуемой скважины. В основе лежит уравнение упругого режима :

P

P

P

1 P

2

2

2

x

2

y

2

z

2

t

(1)

Решение этого уравнения:

2

P

1 P

1 P

r

2

r

r

t

(2)

Q b

r

2

P P

(t) P(T)

Н

E

Решая получаем:

ЗАБ

i

4 kh

4 t

P(T) – давление до остановки скважины.

Физическая интерпретация – это изменение P в упругом пласте в точке М удаленной от точки возмущения скважины на расстояние r, через время t после начала возмущения.

Ei – интегральная показательная функция. При малых значениях x эта функция :

		e	u
	Ei ( x)			du
		u
	x

Ei=lnx+0,5772.

хорошо аппроксимируется логарифмической функцией:

0,5772 – постоянная Эйлера.

	Q b			r	2
P		Н	ln	с		0,5772
	4 kh			4 t

или

Q b

Н

4 t

0,5772

Q b

Н

2.25 t

P

ln

ln e

ln

- уравнение М аскетта.

2

2

4 kh

r

4 kh

r

с

с

Перепишем :
			2.25			Q bН
P	Q bН
		ln	2			4 kh	lnt
	4 kh		rс

Или y=a+bx.

КВД на забое скважины записывает изменение забойного давления во времени. А фактическую кривую P(t) необходимо перестроить в P(lnt) и найти ее постоянные коэффициенты a и b. Вычислив b, можно определить ε=kh/μ : ε=Qbн/4 b.

Зная ε	k.
Зная m, β,	β* .
a, b, r пр.

39

19.Подземный и капитальный ремонт скважин.

Подземный ремонт скважин подразделяется на текущий и капитальный. К текущему относятся работы, связанные с ремонтом извлекаемого подземного оборудования: колонны штанг, труб, насоса и т. д. Капитальный ремонт скважин включает сложные работы, связанные с ремонтом обсадной колонны и воздействием на пласт.

Все операции, составляющие процесс подземного и капитального ремонта скважин, выполняются при помощи подъемников, вышек или мачт, специализированного оборудования для очистки труб, промывки скважин, обработки призабойной зоны пласта, инструментов для выполнения ручных операций, а также средств механизации.

Все процессы подземного ремонта (рис. 1.) обязательно включают в себя транспортные, спускоподъемные и заключительные операции. В балансе времени примерно 80% приходится на указанные операции и 20% на остальные.

Таким образом, совершенно разные по назначению нефтепромысловые процессы имеют много общего по составляющим операциям.

Рис. 1. Классификация операций подземного ремонта

40