 |
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 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 (см. рис. 70).
|
|
|
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.
Газлифтная эксплуатация
При определенных условиях, когда пластовой энергии недостаточно для подъема нефти с забоя на поверхность, скважины прекращают фонтанировать. Однако фонтанирование можно искусственно продлить за счет подачи в скважину по НКТ сжатого газа или воздуха. Для сжатия газа до необходимого давления применяются компрессоры. В этом случае эксплуатация скважин называется компрессорным газлифтом.
В настоящее время в качестве рабочего агента воздух использовать запрещено, т.к. при определенном соотношении углеводородных газов и воздуха образуется взрывчатая смесь (гремучий газ), которая взрывоопасна и пожароопасна.
Если в качестве рабочего агента для газового подъемника применяется газ из газовых пластов высокого давления, то в этом случае эксплуатация скважин называется бескомпрессорным газлифтом. Подъемник, в котором рабочим агентом служит газ, называется газлифтом. Действие газового или воздушного подъемника при компрессорной эксплуатации одинаково с действием подъемника при фонтанном способе эксплуатации, происходящем за счет пластового давления и энергии расширяющегося газа, поступающего в скважину из пласта. Газовый подъемник состоит из двух трубопроводов. Один из них служит для подачи газа, а другой - для подъема жидкости с забоя на поверхность.
|
|
|
1 На рисунке 71 изображена одна из схем подъемника. Как видно из этой схеме, в скважину спускаются два ряда НКТ. Наружный ряд труб, по которым нагнетается газ, называется воздушным, а НКТ, по которым поднимается смесь газа с нефтью на поверхность, называются подъемными.
В неработающей скважине жидкость в НКТ и скважине будет находиться на одном уровне, который называется статическим уровнем.
Рис. 71. Газовоздушный подъемник: а - до начала работы (простаивающая скважина); б - во время работы скважины.
Давление столба жидкости на забой скважины при этом будет равно пластовому давлению:
Нагнетая газ по воздушным трубам, он вытеснит вначале всю находящуюся в них жидкость, затем, продолжая поступать в подъемные трубы, будет перемешиваться с жидкостью.
Плотность этой жидкости становится меньше первоначальной плотности жидкости, за счет чего уровень жидкости в подъемных трубах начнет повышаться; чем больше вводить газа в подъемные трубы, тем меньше становится плотность жидкости в скважине и тем на большую высоту она поднимается. Подъем жидкости, кроме отмеченного, зависит также от погружения труб в жидкость.
В случае погружения воздушных труб на небольшую глубину под жидкость газ не поднимает жидкость на поверхность. Он поднимает жидкость на небольшую высоту. Газ будет прорываться через жидкость и стекать по стенам труб вниз.
Подъем жидкости зависит от диаметра НКТ. В НКТ малого диаметра при одном и том же расходе рабочего агента (газа), уровень жидкости поднимается на большую высоту, чем в трубах большего диаметра. Из вышеизложенного следует, что принцип действия газового подъемника сводится к разгазиро-ванию жидкости в подъемных трубах и уменьшению ее плотности.
|
|
|
При непрерывной подаче газа (воздуха) в подъемные трубы разгазированная жидкость поднимается до устья скважины и далее поступает в выкидную линию.
В работающей скважине в затрубном пространстве устанавливается другой уровень, который называется динамическим уровнем (рис. 716).
Динамический уровень всегда ниже статического уровня. Давление столба жидкости высотой от динамического уровня до забоя равно забойному давлению:
(86)
Статический и динамический уровень определяются:
(87)
Расстояние от устья до динамического уровня
(88)
где Н- глубина скважины.
Давление у башмака подъемных труб Р\:
(89)
где L - длина подъемных труб; h - глубина погружения труб под динамический уровень.
Из формулы (89) следует, что глубина погружения
(90)
отношение глубины погружения подъемника ко всей длине подъемника, умноженное на 100, называется процентом погружения подъемника
(91)
В промысловой практике при определении относительного погружения пользуются следующей формулой:
Для подъема жидкости можно использовать газ из газовых скважин или из газопровода высокого давления. Если газ берется из газопровода, то он вначале подается в газораспределительную будку, из нее - по промысловым газопроводам. Этот метод называется бескомпрессорным газлифтом. Кроме этого, может быть использован внутрискважинный газлифт (рис. 72).
Если газовый пласт расположен выше нефтяного пласта, то газожидкостная смесь поднимается по центральной трубе 1. Необходимое количество газа для подъема жидкости из скважины поступает через клапан 2, устанавливаемый выше пакера. Излишек газа перетекает через затрубное пространство 3.
Рис. 72. Схема внутрискважинного газлифта
Клапан рассчитывается таким образом, чтобы расход газа через него и давление внутри подъемника на уровне клапана обеспечивал подъем жидкости через центральные трубы до устья и в выкидные линии.
Бескомпрессорный газлифт наиболее целесообразен и экономичен, если имеются необходимые ресурсы природного газа высокого давления и если природный газ после его работы по подъему нефти из скважины будет полностью использован (на отопление, в быту, подогрев нефти при ее обезвоживании и обес-соливании и т.д.)
|
|
|
