Освоение скважин газированной жидкостью заключается в том, что вместо газа или воздуха в межтрубное пространство закачивается смесь газа с жидкостью (вода или нефть). Плотность такой газо-жидкостиой смеси зависит от соотношения расходов закачиваемых газа и жидкости, что позволяет регулировать параметры процесса освоения. С учетом того, что плотность газожидкостной смеси больше плотности чистого газа, это позволяет осваивать глубокие скважины компрессорами, которые создают меньшее давление.
Освоение нагнетательных скважин. Нагнетательные скважины должны иметь высокую приемистость по всей толщине продуктивного пласта. Этого можно достичь хорошей очисткой призабойной зоны продуктивного пласта от грязи и других каль-матирующих материалов. Призабойную зону пласта очищают перед пуском нагнетательной скважины иод закачку теми же способами, что и при освоении нефтедобывающих скважин, но дре-ниропание призабойных зон пласта проводят по времени значительно дольше. Длительность промывки достигает одних суток и более и зависит от количества механических примесей, содержащихся в выходящей из скважины воде. Содержание механических примесей в конце промывки не должна превышать 10-20 мг/л.
Максимальная очистка порового пространства призабойной зоны пласта происходит с использованием таких способов дренирования, которые позволяют создавать очень высокие депрессии на пласт, обеспечивающие высокие скорости фильтрации жидкости к забоям скважин в условиях неустановившихся режимов. Чаще всего дренирование пласта проводят методами само-излива, аэризации жидкости, откачки с применением высоко производительных погружных центробежных насосов и др. При освоении нагнетательных скважин широкое применение получил метод переменных давлений (МИД). При использовании этого метода в призабойную зону пласта через НКГ, с использованием насосных агрегатов в течение короткого времени периодически создают высокое давление нагнетания, которое затем резко сбрасывают через межтрубиос пространство (проводят «разрядку»). При закачке жидкости с высоким давлением в призабойной зоне пласта раскрываются имеющиеся и образуются новые трещины, а при сбрасывании давления происходит приток жидкости к забою с большой скоростью. Хорошие результаты получают при использовании способа периодического дренирования призабойных зон созданием многократных мгновенных высоких депрессий на забое (автор Ф.С. Абдулин).
Иногда плохая приемистость нагнетательных скважин происходит или из-за низкой природной проницаемости пород пласта, или большого количества глинистых пропластков, освоить которые проведением дренажа призабойных зон не удастся. В таких случаях для увеличения приемистости нагнетательных скважин используют другие методы воздействия, которые позволяют увеличивать диаметры фильтрационных каналов или создавать систему трещин в породах пласта. К таким методам относятся различные кислотные обработки, тепловые методы, гидравлический разрыв пласта, щелевая разгрузка, обработка пласта оксидатом и т.д.
Глава X. Добыча нефти и газа
Глава X ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА
Основы подъем;» газожидкостной смеси из скважин
Основным процессом в добыче нефти и та является подъем газожидкостной смеси на дневную поверхность. При всех способах добычи нефти газожидкостная смесь движется по насосно-компрессорным трубам (НКТ) от забоя до устья скважины. При подъеме газожидкостной смеси из нее выделяется газ.
Способы добычи нефти в зависимости от пластового давления, физических свойств нефти, коллекторских свойств продуктивного пласта и т.д. подразделяются на:
1. Фонтанный, когда нефть поднимается на поверхность под
давлением природной (пластовой) энергии.
2. Газлифтный, когда нефть поднимается за счет газа, нагне
таемого в скважину.
3. Насосный или механизированный, когда нефть поднимается
па поверхность с помощью насосов, таких как:
- глубинных с приводом от станков-качалок (НГН);
- элсктроцентробежных (ЭЦН);
- винтовых;
- гидропоршневых.
1. Фонтанная эксплуатация
Способ эксплуатации скважин, при котором подъем газожидкостной смеси от забоя скважины на дневную поверхность происходит за счет природной (пластовой) энергии, называется фонтанным. Фонтанирование нефтяных скважин происходит за счет гидростатического напора или за счет энергии сжатого газа, а также за счет энергии сжатых горных пород.
Приток нефти к забоям скважин происходит за счет разности между пластовым и забойным давлением. В случае когда давление столба жидкости (до устья заполненной скважины) меньше пластового давления, екпажина будет фонтанировать. В зависимости от режима работы залежи фонтанирование скважины будет происходить за счет энергии гидростатического напора или за счет энергии расширения газа, растворенного в нефти, или одновременно за счет той и другой энергии. Чаше всего основную роль в фонтанировании скважин играет газ, содержащийся вместе с нефтью в пласте, и в тех случаях, когда газ в пластовых условиях полностью растворен в нефти и по пласту движется однородная жидкость. При освоении таких скважин свободный газ начинает выделяться из нефти в насосно-компрес-сорных трубах на глубине, где давление ниже давления насыщения нефти газом. При этом фонтанирование будет происходить за счет гидростатического напора и энергии сжатого газа, проявляющейся в верхней части скважины. На глубине, соответствующей давлению насыщения нефти газом, газ начинает выделяться из нефти в виде пузырьков. Поднимаясь вверх, газовые пузырьки испытывают все меньшее давление, вследствие чего объем пузырьков газа увеличивается и плотность смеси нефти и газа становится меньше. В итоге давление газожидкостного столба на забой скважины становится меньше пластового, и скважина начинает фонтанировать. Фонтанирование скважины под действием гидростатического напора бывает тогда, когда давление на устье больше давления насыщения, т.е. Ру>Ртс.
В этом случае весь газ находится в нефти в растворенном состоянии, и забойное давление определяется как дарление столба однородной жидкости, заполняющей скважину, по формуле:
Р^ + Ру, (38)
где /^д - забойное давление, МПа; И- глубина скважины, м; р -
плотность жидкости, кгУм3; g - ускорение свободного падения, м/с2; Р - гидравлические потери давления на трспис при
движении жидкости, МПа; Ру - противодавление на устье, МПа.
В.И. Кудимов. Основы нефтегазопромыслового дела
Глава X. Добыча нефти и газа
Потери давления на трение определяются по формуле Дар-си-Всйсбаха
^=^~Л (39)
где X - коэффициент гидравлических сопротивлений; d- диаметр насосно-компрессорных (подъемных) труб, м; с - скорость движения жидкости в подъемных трубах, м/с; L - длина подъемных труб, м.
(40) (41) |
Численное значение X определяется в зависимости от шероховатости подъемных труб и критерия Рсйнольдса:
64 cd
Л = — при Re = — <2320;
Re ' v
X = '.,— при Re > 2320,
где v - кинематическая вязкость жидкости, м /с.
Забойное давление определяется из основного уравнения притока жидкости к забою скважины:
Р = Р — "In IK (А1Л
1 чаб г пл V т-/» V*А/
где Q - дебит скважины м3/сут; К - коэффициент продуктивности, м3 (сут. МПа); Рт - пластовое давление, МПа; п - показатель
режима фильтрации жидкости в призабойной зоне пласта.
Подставляя значения (39) и (42) в уравнение (38), определяют давление на устье:
у "л d 2
Если устье фонтанной скважины закрыто, то забойное давление равно пластовому
-Рэаб = ^пл =Hpg + Py. (44)
В основном фонтанирование скважин происходит за счет энергии гидростатического напора и энергии расширения газа в нефти. Для таких условий фонтанирования
(45) |
11ЯС |
Ру < Р1
когда до интервала, где давление равно давлению насыщения Риас, движется однофазная жидкость (газ растворен в нефти),
а выше идет двухфазный поток (жидкость и газ).