Методы освоения скважин

Условие вызова притока.

Перед вызовом притока давление на забое скважины больше или равно пластовому давлению. Для вызова притока необходимо выполнение условия

p_з < p_пл, т.е. создание депрессии давления на пласт ∆ (дельта) p= p_пл - p_з , где

p_пл – пластовое давление; p_з – забойное давление.

Так как забойное давление можно представить как гидростатическое давление столба жидкости в скважине, то условие вызова притока можно записать:

h ρ g < p_пл,

где h – высота столба жидкости в скважине; ρ - плотность жидкости; g – ускорение свободного падения. (= 9,8 м/с²)

Следовательно, для удовлетворения этого условия с целью вызова притока необходимо уменьшить либо h, либо ρ, поскольку пластовое давление остается неизменным в процессе освоения данной скважины.

Метод облегчения столба жидкости в скважине (жидкости глушения)	Метод понижения уровня
1. Метод промывки (замена скважинной жидкости)	4. Тартание желонкой
2. Компрессирование с увлажнением (жидкий азот)	5. Свабирование (поршневание)
3. Закачка пенных систем	6. Понижение уровня глубинным насосом

1. Метод промывки (замена скважинной жидкости) осуществляется при спущенных трубах и герметизированном устье, что предотвращает выбросы и фонтанные проявления.

В скважину спускают НКТ и нагнетают насосом воду в кольцевое пространство между ЭК и НКТ. При этом глинистый раствор, находящийся в скважине, вытесняется водой на поверхность по НКТ. Так происходит замена одной жидкости на другую с меньшей плотностью, вследствии чего уменьшается давление на забое.

Замена жидкости осуществляется обычно по схеме: буровой раствор – вода – нефть – конденсат, при этом плотность жидкости, уменьшается постепенно и, следовательно, происходит плавное освоение.

Способ прост, экономичен и эффективен при слабой засоренности пласта.

2. Компрессирование с увлажнением (жидкий азот). В скважину спускается колонна НКТ, а устье оборудуется фонтанной арматурой. К межтрубному пространству (между НКТ и ЭК) присоединяется нагнетательный трубопровод от передвижного компрессора. При нагнетании газа жидкость в межтрубном пространстве вытесняется до башмака НКТ или до пускового отверстия в НКТ, попадает вовнутрь НКТ и разгазирует жидкость в них (столб жидкости облегчается), происходит выброс её на поверхность.. В результате давление на забое сильно снижается, начинается приток и скважина переходит на фонтанный или газлифтный режим работы. Нагнетание газа не прекращается до тех пор, пока скважина не очиститься от воды и глинистого раствора и не перейдет на нефть или газ. После получения устойчивого притока скважина переводится на стационарный режим работы.

3. Закачка пенных систем заключается в закачке смеси газа с жидкостью (обычно вода или нефть), плотность которой доводится до 400 – 500 кг/м³. Смешивают в специальных смесителях (эжекторе) и нагнетают в пласт.

4. Тартание желонкой – не только способ вызова притока и освоения, но и исторический способ эксплуатации скважин с очень низкими пластовыми давлениями. Осуществляется желонкой, представляющей собой отрезок толстостенной трубы (как правило, бурильной) длиной 8 м, имеющей в нижней части клапан со штоком, открывающимся при упоре на шток. Спускается в скважину на тонком (16 мм) канате с помощью лебёдки. Диаметр желонки обычно не превышает 0,7 диаметра обсадной колонны.

Так как объем желонки невелик, то процесс вызова притока тартанием достаточно медленный. Спуск желонки, как правило, проводится в обсадную колонну.

5. Свабирование (поршневание) – способ понижения уровня в скважине, в которую спущена колонна НКТ, при котором на стальном канате в НКТ спускается сваб или поршень. Сваб представляет собой трубу небольшого диаметра (25 – 37,5 мм) с обратным клапаном в нижней части, открывающимся вверх. На наружной поверхности трубы (в стыках) укреплены пластичные резиновые манжеты (3 – 4 шт.), наружный диаметр которых соизмерим с внутренним диаметром НКТ. При спуске сваба под уровень жидкость перетекает через клапан в пространство над свабом. При подъеме клапан закрывается, а манжеты, распираемые давлением столба жидкости над свабом, прижимаются к стенкам НКТ и уплотняются и весь столб жидкости, находящийся над свабом выносится на поверхность. При непрерывном свабировании уровень жидкости в скважине понижается и соответственно снижается забойное давление, что вызывает приток в неё жидкости из пласта. Снижение уровня осуществляется до 1000 м, при большем возможно смятие ЭК горным давлением. Глубина погружения сваба под уровень жидкости определяется прочностью каната и мощностью привода лебёдки (не превышает 75 – 150 м).

Свабирование (поршневание) – более производительный способ (в 10 – 15 раз производительнее тартания) и может осуществляться с использованием фонтанной арматуры (т.е. скважина герметизируется и выброс невозможен) со специальным лубрикатором.

6. Понижение уровня глубинным насосом осуществляется на истощенных месторождениях с низким пластовым давлением, когда не ожидаются фонтанные проявления, насосами ШГН или ЭЦН.

Такой метод эффективен, когда известно, что скважина не нуждается в глубокой и длительной депрессии для очистки призабойной зоны от раствора и разрушения глинистой корки.

Совершенно очевидно, что каждому из перечисленных способов присущи свои условия рационального применения для соответствующих характеристик осваиваемых коллекторов.

Вызов притока сопровождается выносом из пласта принесённых туда механических примесей, т.е. очисткой пласта.

Уравнения притока жидкости к скважине.

Приток жидкости в скважины происходит под действием разницы между пластовым давлением и давлением на забое скважины. При постоянной толщине пласта и открытом забое скважины жидкость движется к забою по радиально-сходящимся направлениям. В таком случае говорят о плоскорадиальной форме потока.

Если скважина достаточно продолжительно работает при постоянном забойном давлении, то скорость фильтрации и давление во всех точках пласта перестает изменяться во времени и поток является установившемся.

Для установившегося плоскорадиального потока однородной жидкости дебит скважины можно определить по формуле:

где,

Q – дебит скважины [л/с], [м³/сут], [т/сут] и.т.п. (объем жидкости, поступающий на забой скважины в единицу времени);

k – проницаемость пласта [мкм²](микрометр) 1 мкм² = 1 Д = 10 ^-12 м²;

h – толщина пласта [м];

p_к – пластовое давление [Па];

p_з – забойное давление в скважине [Па];

μ – вязкость жидкости [Па*с];

R_к – радиус контура питания [м];

R_с – радиус контура скважины [м].

Формула, называемая формулой Дюпюи, широко используется для расчета дебита гидродинамически совершенных скважин.

К гидродинамически совершенным скважинам (ГДС) относят скважины с открытым забоем, вскрывшие пласты на всю толщину (рис. а).

Если скважина имеет открытый забой, но вскрыла пласт не на всю толщину, то ее называют гидродинамически несовершенной по степени вскрытия (рис. б).

Скважины, вскрывшие пласт на всю толщину, но соединяющиеся с пластом посредством перфорации, являются гидродинамически несовершенными по характеру вскрытия (рис. в).

Есть скважины и с двойным видом несовершенства – как по степени, так и по характеру вскрытия (рис. г).

Вблизи ствола гидродинамический несовершенной скважины происходит искажение плоскорадиальной формы потока и возникают дополнительные фильтрационные сопротивления потоку жидкости.

При расчете дебита скважин их гидродинамическое несовершенство учитывается введением в формулу Дюпюи коэффициента дополнительных фильтрационных сопротивлений С.

Величина коэффициента дополнительных фильтрационных сопротивлений зависит от степени вскрытия пласта, плотности перфорации и диаметра перфорационных каналов. Обычно ее определяют, используя графики И.В. Щурова.

Понятие о разработке нефтяных и газовых месторождений. Природные режимы работы нефтяных и газовых залежей. Искусственные методы ППД.

Одной из главных целей разработки месторождения является извлечение максимального количества нефти из недр.

Разработка нефтяных и газовых месторождений – это комплекс мероприятий, направленных на обеспечение притока нефти и газа из залежи к забою скважин, предусматривающих с этой целью определенный порядок размещения скважин на площади, очередность их бурения и ввода в эксплуатацию, установление и поддержание определенного режима их работы.

Под режимом работы нефтяных и газовых залежей понимают характер проявления движущих сил, обеспечивающих продвижение нефти в пластах к забоям эксплуатационных скважин.

Виды режимов работы нефтяных и газовых залежей:

- водонапорный (жестководонапорный) режим (рис. а) источником энергии является напор краевых (или подошвенных) вод. Ее запасы постоянно пополняются за счет атмосферных осадков и источников поверхностных водоемов. Отличительной особенностью этого режима является то, что поступающая в пласт вода полностью замещает отбираемую нефть. Контур нефтеносности при этом непрерывно перемещается и сокращается.

Эксплуатация нефтяных скважин прекращается, когда краевые воды достигают забоя тех из них, которые находятся в наиболее высоких частях пласта, и вместо нефти начинает добываться только вода.

При водонапорном режиме давление в пласте настолько велико, что скважины фонтанируют. Но отбор нефти и газа не следует производить слишком быстро, поскольку иначе темп притока воды будет отставать от темпа отбора нефти и давление в пласте будет падать, фонтанирование прекратиться. Коэффициент нефтеотдачи пласта при данном режиме – 0,5…0,8

Коэффициент нефтеотдачи пласта - это доля извлеченной из пласта нефти от ее первоначальных запасов.

- газонапорный режим (или режим газовой шапки) (рис. б) источником энергии для вытеснения нефти является давление газа, сжатого в газовой шапке. Газ, действуя на поверхность газонефтяного контакта, создает давление в нефти, заполняющей поры продуктивного пласта. Чем больше размер газовой шапки, тем дольше снижается давление в ней. Коэффициент нефтеотдачи пласта – 0,5…0,6.

- режим растворенного газа (газовый) (рис. в) основным источником пластовой энергии является давление газа, растворенного в нефти. По мере понижения пластового давления газ из растворенного состояния переходит в свободное. Расширяясь пузырьки газа выталкивают нефть к забоям скважин. Коэффициент нефтеотдачи – самый низкий 0,2…0,4. Причина этого в том, что запас энергии газа часто полностью истощается намного раньше, чем успевают отобрать значительные объемы нефти.

- упруговодонапорный (упругий) режим основным источником пластовой энергии служат упругие силы воды, нефти и самих пород, сжатых в недрах под действием горного давления. Коэффициент нефтеотдачи пласта – может достигать 0,8.

- гравитационный режим (рис. г) проявляется тогда, когда давление в пласте упало до минимума, напор контурных вод отсутствует, газовая энергия полностью истощена. При этом режиме нефть стекает в скважину под действием силы тяжести, а оттуда она откачивается механизированным способом. Коэффициент нефтеотдачи пласта – 0,1 – 0,2.

- смешанный режим - если в нефтяной залежи одновременно действуют различные движущие силы.

При разработке газовых месторождений гравитационный режим и режим растворенного газа отсутствуют.

Естественная пластовая энергия в большинстве случаев не обеспечивает высоких темпов и достаточной полноты отбора нефти из залежи. Это связано с тем, что ее извлечению из пласта препятствует достаточно много факторов, в частности, силы трения, силы поверхностного натяжения и капиллярные силы.

Дата добавления: 2013-12-13