Учебно-методический модуль №4 «эксплуатация скважин» учебно-методический блок №3




НазваниеУчебно-методический модуль №4 «эксплуатация скважин» учебно-методический блок №3
страница11/16
Дата публикации19.08.2013
Размер2.04 Mb.
ТипДокументы
zadocs.ru > Физика > Документы
1   ...   8   9   10   11   12   13   14   15   16

При применении ГЭР эффект проявления начальных градиентов и капиллярных сил значительно ниже в сравнении со скважинами, заглушенными минерализованной водой высокой плотности. Так, по скв. 6737 он составляет 18 мин (см. начало кривой ŵ -рис. 3.9), скв. 7519 и 7447 - 24 и 36 мин соответственно, в то время как по скв. 1560 он составляет всего лишь 6 мин.

Представляют интерес результаты освоения скв. 7466, на которой перед ремонтом была проведена промывка забоя с допуском труб водным раствором дистиллята деэмульгатором типа дисолван. Операция с промывкой забоя скважины была: связана с другим технологическим процессом - очисткой призабойной зоны. Эффект действия химреагентов на этой скважине проявляется значительно, хотя перед ремонтом она была промыта технологической жидкостью. Фильтровавшиеся в пласт и адсорбированные в призабойной зоне углеводородный радикал и деэмульгатор изменяют картину освоения в сторону облегчения процесса. Если сравнить характер изменения ŵ = f(t) по скв. 7466 и 1560, то можно наблюдать схожесть происходящих процессов. Отличие физико-химических свойств задавочной жидкости и продукции скважин приводит к значительной перегрузке погружных установок в момент освоения и изменению геологофизических характеристик призабойной зоны.

Обобщая результаты исследования более чем 400 скважин с ЭЦН и используя зависимости (3.20) и (3.21) для скважин, откачивающих девонскую нефть, получили зависимость ŵ = f(Qн) при критериях ΔР = 1,5-2,0 МПа.

Действие параметров притока на ŵ комплексно. В значительной степени влияние оказывает μн и k. На рис. 3.12 зависимость ŵ = f(Qн) приведена для трех значений проницаемостей 0,2; 0,5 и 0,8 мкм2. Для данного случая принято, что приток из пласта в "условно стационарном режиме" соответствует производительности насоса. Анализируя кривые 1, 2, 3 (см. рис. 3.12), можно отметить следующее. Условия освоения и вывода на режим даже для одного и того же значения притока из пласта, наряду с другими параметрами, определяющим образом зависят от проницаемости призабойной зоны пласта. При притоках менее 150 - 180 м3/сут применение химреагентов, сохраняющих первоначальные характеристики пласта крайне необходимо.

Для скважин с притоком более 180 м3/сут могут быть применены и более дешевые технологические приемы, позволяющие значительно облегчить процесс освоения и пуска скважин. Но здесь следует иметь в виду, что процесс освоения и пуска скважины в работу комплексно взаимосвязан с работой погружного двигателя, насоса и подъемника, как единая гидродинамическая система. Применение жидкостей различных плотностей и вязкостей отражается на работе погружного насоса, двигателя и подъемника по-разному.

Рассмотрим прежде всего как первый элемент этой системы работу погружного двигателя. Двойственность причин, ухудшающих режим работы погружного двигателя в период освоения делает необходимым пересмотр существующей технологии подготовки к подземному ремонту и последующему освоению насосной скважины.

Из вышесказанного следует, что совершенствование технологии может проводиться в двух направлениях.

Первое - сокращение объема инфильтрации задавочной жидкости в пласт, особенно в тех случаях, когда физико-химические свойства рабочего агента сильно отличаются от свойств пластовой жидкости или же приводят к трудноустранимому в процессе эксплуатации ухудшению фильтрационной характеристики призабойной зоны скважины.

Второе направление - снижение забойного давления в скважине к моменту начала освоения погружным электроцентробежным насосом, то есть уровень задавочной жидкости в скважине к моменту включения установки должен быть близок к статическому или ниже его.

Эти два требования, конечно, при традиционной технологии подготовки и освоения после подземного ремонта не могут быть реализованы в одинаковой степени. И, как правило, выполнение одного требования может быть сделано лишь в ущерб другому. Количество жидкости, попадающей в пласт Vф, а также уровень жидкости в скважине Нур зависят от времени восстановления забойного давления после остановки скважины на подземный ремонт, иными словами, от времени ожидания задавки. При одинаковом объеме рабочего агента, используемого для задавки, и одинаковом времени проведения подземного ремонта, влияние времени ожидания задавки Тз на величины Vф и Нур сказывается по-разному.

На рис. 3.13 и 3.14 показаны условные графики гидродинамического состояния системы скважина - пласт для двух значений времени ожидания. Первый график соответствует условиям практически полного восстановления давления в скважине перед ее задавкой, а второй график - условиям, когда задавка начата непосредственно после остановки скважины на подземный ремонт (давление ещё не восстановлено).

Во втором случае отмечается значительно более высокий градиент давления в призабойной зоне, следовательно - более высокая скорость инфильтрации и высокий темп снижения давления. В результате к моменту начала освоения объем жидкости, проникшей в пласт, будет большим, а забойное давление (давление столба жидкости в скважине) меньшим, чем в первом случае.

На каждом конкретном объекте в связи с этим существует оптимальное время ожидания задавки, то есть оптимальная степень восстановления давления к моменту задавки скважины. В скважинах, оснащенных насосами большой производительности целесообразной является высокая степень восстановления давления. Большая скорость откачки до минимума сократит период слабого обмыва ПЭД, и призабойная зона пласта будет минимально загрязнена, так как Vф при этом незначителен.

В скважинах, освоение которых проводится насосами малой производительности, необходимо сократить время ожидания задавки. Это позволит к моменту включения погружной насосной установки обеспечить минимум разности между давлением столба жидкости в скважине и пластовым давлением, а после включения обеспечить практически мгновенный приток из пласта. Начнется обмыв погружного электродвигателя хоть и с недостаточно высокой скоростью, так как здесь происходит ухудшение фильтрационной характеристики призабойной зоны (в этом случае Vф велико). Впрочем, фактическая скорость обмыва будет находиться в определенном соответствии с требуемой для охлаждения ПЭД скоростью обмыва, ибо мощность двигателя относительно невелика.

Но главным требованием независимо от типоразмера применяемого оборудования при традиционной технологии задавки и освоения насосных скважин, следует повторить, остается строгая дозировка объема рабочего агента, обработанного химреагентом, используемого для задавки ремонтируемой скважины. Этот объем может быть подсчитан на основе вышеприведенных формул (3.19), согласно которых основными исходными параметрами служит пластовое давление, плотность задавочной жидкости, диаметр скважины, а также коэффициент запаса. Могут быть и другие разновидности технологии глушения, которые коренным образом исключают попадание задавочной жидкости в продуктивный пласт. Одним из способов, реализующих этот подход, является способ, основанный на использовании в процессе задавки скважины энергии сжатого газообразного агента.





^ 4. Технология задавки скважины на основе использования сжатого газа
Теоретически процесс задавки скважины, подготовки её к подземному ремонту можно представить следующим образом (отдельные этапы представлены на рис. 3.15.). После отключения установки уровень жидкости в скважине начинает подниматься вначале с большой скоростью, потом с меньшей, а в результате сепарации газа возможно и обратное оттеснение уровня при условии герметичности затрубного пространства. Поэтому давление на забое скважины может не находиться в соответствии с уровнем жидкости (рис. 3.15, б, в).

В этом случае перед задавкой рабочей жидкостью в скважину нагнетают газообразный агент. Давление в затрубном пространстве увеличивается, соответственно увеличивается и давление на забое скважины. Оно может стать значительно выше пластового (рис. 3.15, в). Направление потока изменится и жидкость из скважины начинает поступать обратно в пласт. Особо следует отметить, что эта жидкость с остаточным количеством химреагентов является пластовой и обратное проникновение ее в пласт никаких изменений в фильтрационной характеристике призабойной зоны не вызывает. Нагнетание газа проводится с одновременным контролем за изменением давления в затрубном пространстве Рзатр(t). Конечным итогом закачки газа в идеальном случае должно быть условие Рэатр = Рзатр0 = соnst, что будет соответствовать установлению забойного давления Рзa6 = Рпл = const (рис. 3.15, г). Высота столба пластовой жидкости плотностью рпл при этом будет составлять

(3.22)

На следующем этапе проводится подача в скважину задавочной жидкости плотностью ρв. Подачу целесообразно осуществлять через насосно-компрессорные трубы с одновременным выпуском газообразного агента через затрубное пространство. При этом темп истечения газа должен находиться в строгом соответствии с темпами закачки жидкости в скважину для соблюдения условия постоянства давления на забое:

(3.23)

где H(t) - высота столба смеси пластовой и задавочной жидкости; ρср - средняя плотность столба смеси.

Эта величина по мере закачки будет увеличиваться и может быть записана в виде:

(3.24)

где Н(t) = / F - условная высота столба задавочной жидкости; Vв(t) - объем закачанной в скважину задавочной жидкости за период времени t; F - площадь поперечного сечения.

Учитывая, что закачку можно проводить с постоянным расходом Q, и, следовательно, Vв(t) = Q-t, формулу (3.23) можно представить в виде:

(3.25)

или с учетом (3.22)

(3.26)

Период закачки определится из условия, что к его концу давление в затрубном пространстве будет равно атмосферному Ра

(3.27)

или с учетом (3.26)

(3.28)

Расчетный объем рабочего агента определяют как Vр.а.ид = Q'T, следовательно можно представить

(3.29)

Фактический объем закачки должен вычисляться с учетом коэффициента запаса ψ

(3.30)

Надо отметить, что величина Hпл помимо ее вычисления по формуле (3.22) может быть проконтролирована волнометрированием непосредственно перед началом задавки жидкости.

Процесс задавки будет осуществлен лишь при выполнении неравенства:

(3.31)

В противном случае будет наблюдаться недопустимый в процессе подземного ремонта самоизлив скважины.

В связи с этим ниже приводится формула для минимально-допустимого значения плотности задавочной жидкости

(3.32)

Лимитирующее значение плотности задавочной жидкости зависит от величины затрубного давления, которое устанавливается к моменту начала закачки задавочной жидкости Р0затр, величины плотности пластовой жидкости ρпл и от величины пластового давления Рпл, то есть

(3.33)

Значения Рпл и ρпл, для данной скважины (помимо Lскв и ψ являются заданными, следовательно, для каждого конкретного случая необходимо искать наиболее приемлемую совокупность значений ρдоп и Р°эатр. Например, если задано максимально допустимое значение Р0затр из условий прочности колонны, то однозначно можно вычислить минимально возможную плотность задавочной жидкости. Так, для скважины глубиной 1700 м с пластовым давлением 17,0 МПа и плотностью пластовой продукции 950 кг/м3 при допустимом рабочем давлении на устье в 5 МПа величина плотности задавочной жидкости должна быть не менее 1190 кг/м3 (ψ принята равной 1,05). Если же при тех же исходных данных в промысловых условиях имеется в наличии задавочная жидкость, например, плотностью 1350 кг/м3, то давление в затрубном пространстве в процессе нагнетания газа может поддерживаться на уровне 3,5 МПа.

Порядок определения основных параметров процесса подготовки скважины к подземному ремонту по разработанной технологии выглядит следующим образом. По известным для данной скважины значениям ρпл , Рпл, Lскв, ψ на основе формулы (3.33) строится зависимость ρдоп = f (Р°затр).

На рис. 3.16 представлена такая зависимость для двух значений пластового давления (15,0 и 17,0 МПа при ρпл = 950 кг/м3, Lскв = 1700 м, ψ = 1,05). С помощью такой зависимости, принимающей во внимание конкретные условия и промысловые возможности, выбираются значения Рзатр и ρдоп. Если допустим, что плотность задавочной жидкости равна 1200 кг/м3, то максимальное давление нагнетания газа Р°затр должно быть на уровне 4,9 - 5,0 МПа. Зная величину Рзатр, по формуле (3.32) вычисляется Нпл. Точность этих вычислений проверяется в процессе задавки волнометрированием.

По формуле (3.30) находится объем закачки рабочего агента, а по известному темпу закачки определяется необходимый .закон снижения давления газа в затрубном пространстве в процессе нагнетания жидкости в скважину. Период закачки задавочной жидкости вычисляется по формуле (3.27) или (3.28).

Рассмотренная технология подготовки насосной скважины к подземному ремонту, во-первых, позволяет полностью исключить попадание задавочной жидкости в продуктивный пласт, то есть соблюдение этой технологии предотвращает ухудшение фильтрационной характеристики призабойной зоны в процессе подземного ремонта. Во-вторых, к моменту начала освоения давление столба жидкости в скважине равно пластовому, вследствие чего период слабого обмыва погружного электродвигателя сокращается до минимума.
1   ...   8   9   10   11   12   13   14   15   16

Похожие:

Учебно-методический модуль №4 «эксплуатация скважин» учебно-методический блок №3 iconУчебно-методический комплекс информация о дисциплине
Транспортное право: учебно-методический комплекс (информация о дисциплине, рабочие учебные материалы, информационные ресурсы дисциплины,...

Учебно-методический модуль №4 «эксплуатация скважин» учебно-методический блок №3 iconУчебно-методический комплекс Блок контроля освоения дисциплины
Информатика: учебно-методический комплекс (блок контроля освоения дисциплины: методические указания к выполнению курсовой работы;...

Учебно-методический модуль №4 «эксплуатация скважин» учебно-методический блок №3 iconУчебно-методический комплекс «История экономических учений и управленческой мысли»
Учебно-методический комплекс утвержден на заседании кафедры экономики и финансов. Протокол № от

Учебно-методический модуль №4 «эксплуатация скважин» учебно-методический блок №3 iconУчебно-методический комплекс удк 342 ббк
Учебно-методический комплекс предназначен для студентов государственно-правовой специализации

Учебно-методический модуль №4 «эксплуатация скважин» учебно-методический блок №3 iconУчебно-методический комплекс по курсу «прогнозирование и планирование экономики»
Учебно-методический комплекс подготовили: доцент, к э н. Трушин Ю. М., ассистент Гаркавая В. Г

Учебно-методический модуль №4 «эксплуатация скважин» учебно-методический блок №3 iconУчебно-методический комплекс институты
Техника транспорта, обслуживание и ремонт: учебно-методический комплекс / сост. Л. Л. Зотов, С. Е. Иванов. Спб.: Изд-во сзту, 2009....

Учебно-методический модуль №4 «эксплуатация скважин» учебно-методический блок №3 iconУчебно-методический комплекс по дисциплине «цены и ценообразование»
Учебно-методический комплекс обсужден и утвержден на заседании кафедры налогов и таможенного дела (протокол №3 от 18 октября 2010...

Учебно-методический модуль №4 «эксплуатация скважин» учебно-методический блок №3 iconУчебно-методический комплекс по дисциплине «Экономическая теория»
Учебно-методический комплекс предназначен для самостоятельной работы студентов экономического факультета дневной формы обучения

Учебно-методический модуль №4 «эксплуатация скважин» учебно-методический блок №3 iconУчебно-методический комплекс учебной дисциплины психология делового общения 100200. 62 «Туризм»
Учебно-методический комплекс одобрен методической комиссией факультета социального управления

Учебно-методический модуль №4 «эксплуатация скважин» учебно-методический блок №3 iconУчебно-методический комплекс дисциплины «Международное право»
Учебно-методический комплекс составлен в соответствии с требованиями Государственного образовательного стандарта высшего профессионального...

Вы можете разместить ссылку на наш сайт:
Школьные материалы


При копировании материала укажите ссылку © 2013
контакты
zadocs.ru
Главная страница

Разработка сайта — Веб студия Адаманов