Методы освоения нефтяных и газовых скважин

Освоение  ведется с непрерывным контролем  параметров процесса при герметизированном  устье скважины. Поэтому этот способ наиболее безопасен и позволяет  быстро получить значительные Депрессии  на пласт, что особенно важно для  эффективной очистки призабойной  зоны скважины. Однако применение компрессорного способа освоения ограничено в скважинах, пробуренных в рыхлых и неустойчивых коллекторах. В некоторых районах возникает необходимость освоения скважин глубиной 4500-5500 м, а увеличение глубины также ограничивает использование компрессорного способа.

Для более  полного использования пластовой  энергии, выноса жидкости с забоя  и возможных промывок скважин  башмак НКТ опускают до верхних перфорационных отверстий. Чтобы оттеснить уровень жидкости до башмака НКТ, особенно при больших глубинах, нужны компрессоры, развивающие давление в несколько десятков мегапаскалей. Это осложняет освоение. Поэтому в колонне труб на заранее определенной глубине делают так называемое пусковое отверстие (пусковые муфты или пусковой клапан). Опускающийся в межтрубном пространстве уровень жидкости обнажает это отверстие, нагнетаемый газ поступает через него в НКТ и разгазирует столб жидкости выше отверстия. Если давление внутри НКТ на уровне отверстия после разгазирования обозначить p₁, то забойное давление p_c будет равно

p_c=p₁+(H-L)ρ₁gcosβ                                                                                     (2)

где H-глубина забоя (до верхних перфораций); L-глубина пускового отверстия;ρ₁-плотность скважинной жидкости; β - средний угол кривизны скважины.

Чем больше давление, развиваемое компрессором, тем на большей глубине L может быть предусмотрено пусковое отверстие или башмак НКТ, а следовательно, больше, ∆P при прочих равных условиях.

Однако  с увеличением L увеличивается и  р\, которое, вообще говоря, зависит  от расхода газа, но оно не может  быть снижено менее чем до 7-10 % от гидростатического давления, определяемого  первым слагаемым в (IV.36). Поэтому  для освоения глубоких скважин требуются  компрессоры, развивающие высокое  давление. В момент оттеснения уровня жидкости к башмаку НКТ или  пусковому отверстию давление в  межтрубном пространстве, а следовательно, и на выходе компрессора максимально. По мере разгазирования жидкости в  НКТ давление (внутри НКТ на уровне отверстия) будет снижаться, и давление на забое падать. Поэтому процесс освоения рассчитывают на этот, так сказать, критический момент.

 

2.6 Освоение скважин закачкой газированной смеси

Освоение  скважин закачкой газированной жидкости. Освоение скважин путем закачки газированной жидкости заключается в том, что вместо чистого газа или воздуха в межтрубное пространство закачивается смесь газа с жидкостью (обычно вода или нефть). Плотность такой газожидкостной смеси зависит от соотношения расходов закачиваемых газа и жидкости. Это позволяет регулировать параметры процесса освоения. Поскольку плотность газожидкостной смеси больше плотности чистого газа, то это позволяет осваивать более глубокие скважины компрессорами, создающими меньшее давление.

Для такого освоения к скважине подвозится передвижной  компрессор, насосный агрегат, создающий, по меньшей мере, такое же давление, как и компрессор, емкости для жидкости и смеситель для диспергирования газа в нагнетаемой жидкости. При нагнетании газожидкостная смесь движется сверху вниз при непрерывно изменяющихся давлении и температуре. Процесс этот сложный. Однако можно записать уравнение баланса давлений с усредненными параметрами смеси и расхода.

При закачке  газожидкостной смеси (ГЖС) на пузырьки воздуха действует архимедова сила, под действием которой они  всплывают в потоке жидкости. Скорость всплытия зависит от размеров газовых  пузырьков, вязкости жидкости и разности плотностей: чем мельче пузырьки, тем  меньше скорость их всплытия. Обычно эта  скорость относительно жидкости составляет 0,3-0,5 м/с. Поэтому скорость движения жидкости вниз должна быть больше скорости всплытия пузырьков газа. Иначе газ  не достигнет башмака НКТ и  давление на забое не снизится. Для  создания достаточно больших скоростей  жидкости необходимы большие расходы. Поэтому при закачке ГЖС предпочтительно  это делать не через кольцевое  пространство, а через НКТ, так  как малое их сечение позволяет  получить достаточно большие нисходящие скорости при умеренных объемных расходах жидкости. Считается, что для успешного осуществления процесса достаточно иметь нисходящую скорость жидкости порядка 0,8-1 м/с.

Для выноса с забоя тяжелых осадков (глинистого раствора, утяжелителя и частиц породы) обычно применяется обратная промывка. Поэтому закачка ГЖС, которая  осуществляется после промывки, также  производится по схеме обратной промывки без изменения обвязки скважины.

Запишем баланс давлений при закачке ГЖС  в кольцевое пространство в тот  момент, когда давление на насосе будет  максимально. Рассмотрим случай, когда  НКТ до башмака заполнены жидкостью, а затрубное пространство заполнено  ГЖС; причем обе системы движутся со скоростями, соответствующими темпу  нагнетания ГЖС.

Обозначим:

a_т - удельные потери на трение в НКТ при движении ПО ним жидкости, выраженные в м столба жидкости;

а_к - удельные потери на трение в кольцевом пространстве, выраженные в м столба ГЖС.

При обратной промывке давление у башмака НКТ  со стороны кольцевого пространства равно

P_см=ρ_смgLcosβ-а_кρ_смgL+P_к                                                                          (3)

Давление  у башмака со стороны НКТ равно

P_т=ρ_ж∙g·L·cosβ+a_т·ρ_ж·g·L+P_y                                                                      (4)

где ρ_см - среднеинтегральное значение плотности ГЖС в кольцевом пространстве; ρ_ж - плотность скважинной жидкости; L - длина НКТ; β - средний угол отклонения ствола скважины от вертикали; P_к-давление нагнетания на устье скважины в кольцевом пространстве; Р_у - противодавление на выкиде; g -ускорение свободного падения.

Очевидно, Р_т = Р_см поэтому, приравнивая (3)и (4) и решая относительно L, получим:

L=                                                           (5)

Формула (5) определяет предельную глубину спуска башмака НКТ при заданных параметрах процесса (ρ_ж, ρ_см, Р_к, Р_у, а_т, а_к). Решая формулу (5) относительно Р_к получим давление на устье скважины, необходимое для закачки ГЖС при заданной глубине L спуска НКТ:

Р_к=Р_у+L∙g[(ρ_ж-ρ_см) ∙cosβ+(а_т∙ρ_ж+а_к∙ρ_см)]                                                    (6)

Величины: Ру, L, ρж, β обычно известны. Величины ат, ак

и Р_см определяются: ат-по обычным формулам трубной гидравлики, а а_к и Р_см - сложными вычислениями с использованием ЭВМ для численного интегрирования дифференциального уравнения движения ГЖС.

При освоении скважины газированной жидкостью к  устью присоединяется через смеситель  линия от насосного агрегата, ко второму отводу смесителя - выкидная линия компрессора. Сначала запускается  насос и устанавливается циркуляция. Скважинная жидкость (глинистый раствор) сбрасывается в земляной амбар или  другую емкость. При появлении на устье нагнетаемой чистой жидкости (вода, нефть) запускается компрессор, и сжатый газ подается в смеситель  для образования тонкодисперсной  ГЖС.

По мере замещения жидкости газожидкостной смесью давление нагнетания увеличивается  и достигает максимума, когда  ГЖС подойдет к башмаку НКТ. При  попадании ГЖС в НКТ давление нагнетания снижается.

 

2.7 Откачка  глубинными насосами 

 

Освоение  скважинными насосами. На истощенных месторождениях с низким пластовым  давлением, когда не ожидаются фонтанные  проявления, скважины могут быть освоены  откачкой из них жидкости скважинными  насосами (ШСН или ПЦЭН), спускаемыми  на проектную глубину в соответствии с предполагаемыми дебитом и  динамическим уровнем. При откачке  из скважины жидкости насосами забойное давление уменьшается, пока не достигнет величины рс<рпл, при которой устанавливается 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 лучше нефтью, что вызывает необходимость подвоза к скважине промывочной жидкости - нефти и размещения насосного агрегата и емкости. При промывке водой в зимних условиях возникает проблема подогрева жидкости для предотвращения замерзания.

В заключение необходимо отметить, что в различных  нефтяных районах вырабатывались и  другие практические приемы освоения скважин в соответствии с особенностями  того или иного месторождения. В качестве примера можно указать и на такой прием, когда при компрессорном методе в затрубное пространство, заполненное нагнетаемым воздухом, подкачивают некоторое количество воды для увеличения плотности смеси и снижения давления на компрессоре. Это позволяет осуществить продавку скважины при большей глубине спуска НКТ.

 

 

3 Метод замены жидкости

 

Закачка жидкости может быть прямой (жидкость закачки подается в колонну насосно-компрессорных труб) и обратной (жидкость закачки подается в кольцевой зазор между НКТ и обсадной колонной). При этом для каждого вида закачки необходимо уметь рассчитывать потери на трение.

Прямая закачка

1. Ньютоновские  жидкости.

Потери на трение в трубах ∆Р_т вычисляются по формуле Дарси-Вейсбаха:

∆Р_т=0,81 ∙ λ ∙ Н ∙ Q^{2 ∙} ρ_ж /                                                                        (7)

где Н - длина  трубы (путь движения), м; Q - объемный расход жидкости, м³/с; ρ_ж - плотность ньютоновской жидкости, кг/м³; d_вн - внутренний диаметр трубы, м; λ - коэффициент гидравлического сопротивления, который рассчитывается в зависимости от числа Рейнольдса Re_т по следующим формулам:

при  Re_т < 2320 ∙ λ = 64 / Re_т                                                                                 (8)

при  Re_т > 2320 ∙ λ= 0,3164 / .                                                                      (9)

Число Рейнольдса:

Re_т = w ∙ d_вн ∙ ρ_ж / µ_ж                                                                                   (10)

где w - скорость движения жидкости, м/с; µ_ж - вязкость ньютоновской

жидкости, Па ∙ с.

При Re_т > 100000 коэффициент гидравлического сопротивления

рассчитывают по формуле Г.К. Филоненко:

λ = l / (l,821 ∙ g ∙ Re_т - l,64)²                                                                       (11)

2. Вязкопластичные  жидкости.

Эти жидкости характеризуются пластической вязкостью и предельным (динамическим) напряжением сдвига, которые можно определить по следующим формулам:

 

η = 0,033 ∙ 10^-3 / ρ_жн - 0,022                                                                       (12)

τ₀ = 8,5 ∙ 10^-3 ∙ ρ_жн - 7                                                                                  (13)

где ρ_жн - плотность неньютоновской (вязкопластичной) жидкости, кг/м³; η - пластическая вязкость. Па∙с; τ_о — предельное (динамическое) напряжение сдвига, Па.

Критерий  ламинарного (структурного) и турбулентного  режимов - критическая скорость в трубе w_кр (в м/с):

w_кр = 25 ∙                                                                                      (14)

 

Рисунок  1 - Зависимость коэффициента β от параметра Сен-Венана-Ильюшина Sen

1 - для круглого  сечения; 2 - для кольцевого сечения

 

При w < w_кр режим движения ламинарный (структурный) и потери

на трение рассчитываются по формуле

∆P_т = 4 ∙ τ₀ ∙ H / (β_т ∙d_вн)                                                                              (15)

где β_т - коэффициент для труб, зависящий от параметра Сен-Венана-Ильюшина Sen (рис. 1):

Sen_т = τ₀ ∙ d_вн / (η ∙ w)                                                                                 (16)

При w > w_кр  режим движения турбулентный и потери на трение рассчитываются по формуле:

∆Р_т = 0,012 ∙ ρ_жн ∙ H ∙ w² / d_вн                                                                     (17)

 

Обратная  закачка.

1. Ньютоновские  жидкости. Потери на трение в  кольцевом зазоре:

∆Р_кз = λ ∙ H ∙ w² ∙ ρ_ж / [(D_вн - d_нар)²]                                                            (18)

где D_вн - внутренний диаметр наружной колонны труб (обсадной колонны), м; d_нар - наружный диаметр внутренней колонны труб (НКТ),м.