Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 [ 45 ] 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121

2.3.5. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН а) Освоение скважин

В новых скважинах после перфорирования колонн в интервале продуктивного пласта или в старых скважинах, которые простаивали некоторое время, часто бывает трудно возобновить фонтанную эксплуатацию, особенно когда поток нефти направляется в резервуарный парк. В этом случае необходимо снизить уровень жидкости, находящейся в скважине, за счет воздействия внешнего источника энергии. Известны несколько способов снижения уровня жидкости в скважине: все они имеют целью снижение давления столба жидкости, действующего на забой, до уровня ниже пластового давления, или, более точно, до давления, равного или временно меньшего, чем расчетное забойное давление при постоянном фонтанировании. Эффективные способы снижения уровня жидкости: свабирование, газлифт, закачка в скважину одновременно жидкости и газа и, особенно для новых скважин, замена глинистого раствора в скважине на жидкость меньшего удельного веса.

Свабирование. Одним из широко применяемых типов трубных свабов является сваб фирмы Гиберсона (рис. 2.3-32). Сваб, прикрепленный к тросу, навитому на барабан лебедки, легко погружается под уровень жидкости вследствие того, что при спуске наружный диаметр проволочного предохранителя резиновых манжет / меньше внутреннего диаметра насосно-компрессорных труб. Кроме этого, обратный клапан 2, находящийся внутри сваба, во время спуска открыт. Сваб опускается на 10-100 м под уровень жидкости, а затем поднимается на устье. Во время его подъема вес столба жидкости выше сваба уплотняет манжету, осуществляя нажим на стенки труб и герметизируя зазор. В результате обратный клапан закрывается. Жидкость, находящаяся выше сваба, поднимается на поверхность и выливается в емкость. Вначале свабирования затрубное пространство обсадной колонны на устье открывается. Допустим, что у башмака подъемных труб затрубное пространство не перекрыто пакером. В таком случае прекращение поступления воздуха в затрубное пространство через открытую задвижку будет означать, что из пласта в скважину начала поступать жидкость. В это время затрубное пространство закрывается. При дальнейшем свабировании постепенно снизится забойное давление. Жидкость, выходящая из пласта, будет подниматься и в насосно-компрессорные трубы, и в затрубное пространство в количествах, соответственно их площадям поперечного сечения. Однако газ не будет уходить из затрубного пространства. Объем и давление газа в затрубном пространстве постепенно увеличиваются, в результате чего жидкость, накопленная в затрубном пространстве, будет проталкиваться в подъемные трубы. В это время только часть газа из пласта (примерно равная отношению поперечных сечений площадей насосно-компрессорных труб и затрубного пространства) будет проникать в подъемные трубы, в то время как скорость движения жидкости в подъемных трубах будет больше, чем скорость истечения ее из пласта. Количество газа, содержащегося в жидкости в подъемных трубах, будет, следовательно, значительно меньше количества газа в жидкости, поступаю-

щей из пласта. В момент, когда вся жидкость выйдет из затрубного пространства, оно заполнится газом, давление которого на уровне бащмака подъемных труб будет равно ртр.б. Давление жидкости, находящейся в подъемных трубах, составит ртр. ж- В дальнейщем вся поступающая из пласта жидкость исходного состава будет поступать в подъемные трубы, что является началом фонтанирования скважины. В этом случае давление в подъемной колонне у бащмака уменьщится, в результате чего некоторое количество газа перейдет из затрубного пространства в подъемные трубы. Затрубное пространство «продуется», давление в нем уменьшится, а содержание газа в подъемных трубах увеличится. Уменьшение забойного давления вызовет увеличение притока жидкости из пласта в скважину, что, в свою очередь, вызовет увеличение ее плотности в подъемных трубах и увеличение динамического забойного давления. Еще раз продукция скважины, содержащая и жидкость и газ, проникнет в затрубное пространство обсадной колонны. Однако высота столба жидкости в нем будет меньше. Полный процесс повторяется при более низкой интенсивности притока жидкости несколько раз при уменьшающейся амплитуде давления: с этого времени скважина будет эксплуатироваться при устойчивом дебите. В таком положении затрубное пространство наполняется газом на полную длину, при этом через подъемные трубы будет поступать продукция, содержащая газ и жидкость. Динамическое давление на уровне башмака подъемных труб Ртр. б станет равным давлению на устье в обсадной колонне плюс статическому давлению столба газа в затрубном пространстве рг. ст-

В части 2.4 книги детально рассмотрен газлифтный способ понижения уровня жидкости в скважине.

Стенки забоя продуктивного пласта могут быть рыхлыми, в результате чего при резком снижении уровня жидкости и уменьшении забойного давления в скважине может произойти обвал пород и образоваться песчаная пробка. Во избежание этого необходимо применять такой способ снижения уровня в скважине, чтобы забойное давление постепенно уменьшалось. Например, затрубное пространство скважины полностью заполняется нефтью с помощью насоса, установленного нз поверхности. Затем к нагнетаемой нефти добавляется газ. Таким образом, жидкость, находящаяся в скважине, замещается газообразным флюидом с уменьшающимся удельным весом. Темп уменьшения удельного веса можно регулировать. В итоге в затрубное пространство будет нагнетаться чистый газ.

Пластовое давление нефтяных и газовых пластов часто почти равно гидростатическому давлению столба воды высотой, равной глубине скважины. Если такая скважина во время закапчивания заполнена глинистым раствором удельным весом примерно равным 1200 кг/м, то после перфорации колонны притока из продуктивного пласта не будет. Однако, если глинистый раствор заменить чистой водой, то забойное давление будет уменьшено до LckbVb- Некоторые скважины уже при этом забойном давлении начнут фонтанировать. Скважины с более низким пластовым давлением начнут фонтанировать, если воду в них заменить нефтью.

б) Типы фонтанных скважин

Существуют три типа фонтанных скважин: эксплуатирующиеся при устойчивом постоянном дебите; эксплуатирующиеся постоянно, но с пульсирующейся подачей и эксплуатирующиеся периодически. До сих пор мы предполагали, что все фонтанные скважины относятся к первому типу, т. е. фонтанируют с устойчивым постоянным дебитом. Большинство фонтанных скважин действительно относятся к этому типу, особенно в начальной фазе их эксплуатации, когда удельная энергия, содержащаяся в добываемой жидкости, все еще высока. Такой тип скважины характеризуется постоянными давлениями на устье, в обсадной колонне и подъемных трубах, но оно изменяется по мере падения пластовой энергии и уменьшения запасов углеводородов.

б. 1) Пульсирующие скважины. Эти скважины подразделяются на две группы: 1) скважины, давление в которых на устье и в подъемных трубах колеблется (пульсирует), в то время как в затрубном пространстве остается постоянным; 2) скважины, давление в которых изменяется как на устье и в подъемных трубах, так и в затрубном пространстве.

Пульсация давления в скважинах первого типа - следствие пробковой структуры потока. Схематично такой поток показан на рис. 1.4-10. В этих скважинах поток квазистационарный; давление на устье пульсирует довольно интенсивно (период равен нескольким минутам), но среднее давление нескольких периодов примерно постоянное. Пульсация вызывается тем, что через штуцер на устье скважины попеременно проходит то пробка газа, то пробка жидкости с почти одинаковой скоростью. Однако вследствие большей вязкости жидкости сопротивление штуцера жидкостному потоку будет много больше, чем сопротивление газовому потоку. Давление при этом, наблюдаемое на устье, не передается на глубину; действительно, эти колебания давления не воспринимаются ни у башмака насосно-компрессорных труб, ни, следовательно, на устье скважины.

Скважины второго типа обладают относительно низкой производительностью. Если давление у башмака насосно-компрессорных труб временно снижается по какой-то причине во время эксплуатации скважины, то газ будет поступать из затрубного пространства в насосно-компрессорные трубы через их башмак. Это вызовет уменьшение плотности жидкости и давления у башмака насосно-компрессорных труб и будет позволять большему количеству газа проникать в трубы из затрубного пространства. Во время такого процесса продукция скважины (жидкость) извлекается при увеличивающемся газовом факторе. Процесс продолжается до тех пор, пока уменьшение забойного давления и соответствующее увеличение притока жидкости в скважину не повлечет за собой увеличение удельного веса жидкости в насосно-компрессорных трубах.

Давление газа, который остался в затрубном пространстве, будет меньше, чем теперь увеличившееся давление в насосно-компрессорных трубах у башмака. Это приведет к тому, что жидкость в затрубном пространстве будет подниматься.