Компрессорный способ вызова притока

Технология компрессорного способа вызова притока

   На рис. 3.5 показано поведение давления закачиваемого газа на устье скважины. Нарастающая ветвь кривой соответствует оттеснению закачиваемым газом скважинной жидкости до башмака НКТ. На участке правее максимального значения давления (Рпуск) протекают сложные неустановившиеся процессы, в которых принимают участие закачиваемый газообразный агент, скважинная жидкость, пластовый флюид. Чем слабее себя проявляет пласт после снижения забойного давления ниже пластового, тем глубже создается депрессия. Кривая останется ниже линии, соответствующей рабочему давлению (Рраб), если пласт или себя не будет проявлять вообще (пунктирная линия), или интенсивность проявления пласта будет меньше производительности газлифтного подъемника.
С целью уменьшения пускового давления, с целью уменьшения времени продавки по длине колонны НКТ устанавливаются пусковые отверстия или пусковые клапаны. Эти пусковые устройства одновременно играют роль диспергаторов, обеспечивающих лучшее перемешивание закачиваемого газа со скважинной жидкостью, в результате уменьшается удельный расход газа, улучшается процесс лифтирования, снижается вероятность вибрирования скважинного и устьевого оборудования.
Варианты осуществления компрессорного способа вызова притока рекомендуется классифицировать следующим образом:
- создание циркуляции рабочего агента через башмак насосно-компрессорных труб по схеме прямой или обратной закачки без применения пусковых отверстий или клапанов;
- создание циркуляции рабочего агента по схеме прямой или обратной закачки через пусковые отверстия или клапаны;
- прямая или обратная закачка рабочего агента без создания циркуляции.
График изменения избыточного давления на устье скважины при компрессорном способе вызова притока (Рпуск - пусковое давление, Рраб - рабочее давление)
При компрессорном способе вызова притока в околоскважинной зоне пласта могут создаваться очень высокие градиенты давления из-за депрессий, возникающих во время интенсивного газирования и выброса задавочного раствора, которым заполнена скважина. Большие по величине депрессии способствуют частичной очистке перфорационных каналов и каналов фильтрации от загрязняющего материала, т.е. частичному восстановлению продуктивности скважин. В то же время высокие депрессии, как уже отмечалось, могут приводить к ряду негативных последствий. Таким образом, в большинстве случаев вызов притока должен происходить при строго ограниченной величине депрессии.
При компрессорном способе осуществить вызов притока при строго ограниченной величине депрессии можно, если применить прямую или обратную закачку газа в скважину без создания циркуляции рабочего агента (рис. 3.6). Технология вызова притока по этому варианту заключается в следующем. В скважину под определенным давлением нагнетается рабочий агент - газ. Закачка газа обеспечивает вытеснение части скважинной жидкости на дневную поверхность. Нагнетание газа в скважину прекращается, когда уровень жидкости в колонне НКТ или в затрубном пространстве (в зависимости от схемы нагнетания рабочего агента в скважину) оттесняется на требуемую глубину, соответствующую заранее рассчитанной величине давления закачки газа. Значение величины давления нагнетания газа контролируется по манометру, находящемуся на подводящем трубопроводе или на устьевой арматуре скважины. После прекращения закачки газа подводящая линии сообщается с атмосферой, что приводит к выравниванию уровней оставшейся скважинной жидкости в НКТ и затрубном пространстве. Установившийся в момент выравнивания динамический уровень жидкости в скважине будет определять и величину забойного давления, и величину депрессии.
На примере схемы прямой закачки газа получим необходимые расчетные формулы. На рис. 3.7 показаны два крайних случая: положение границы газ-жидкость в колонне НКТ в момент достижения наибольшего давления нагнетания рабочего агента в скважину (схема слева) и положение динамического уровня в скважине в момент наименьшего забойного давления (схема справа), соответствующих максимально допустимой величине депрессии. Примем следующие допущения: скважина вертикальная, башмак колонны НКТ находится в середине интервала перфорации, скважина заполнена задавочной жидкостью до устья, поглощение жидкости в пласт при закачке газа отсутствует.
Схемы прямой и обратной предельной закачки в скважину газообразного рабочего агента при компрессорном способе вызова притока без создания циркуляции
Расчетные схемы двух моментов при прямой закачке газообразного рабочего агента без создания циркуляции
Давление на глубине h может быть записано следующими выражениями:
Из выражений (3.2) и (3.3) следует, что формула для определения искомой величины максимально допустимого давления нагнетания газа в скважину примет вид:
В формуле (3.4) неизвестной является величина h. Глубина h, на которую следует оттеснить жидкость в скважине, может быть определена из следующего баланса объемов жидкости:
где fкол - площадь сечения кольца затрубного пространства;
fтр - площадь внутреннего сечения труб колонны НКТ;
hдин - расстояние от устья скважины до динамического уровня в момент выравнивания уровней скважинной жидкости в НКТ и в затрубном пространстве.
Таким образом, при прямой закачке газа максимально допустимая глубина оттеснения жидкости определяется из выражения:
Для случая обратной закачки газа аналогичные рассуждения приводят к получению следующего выражения для определения глубины оттеснения жидкости в затрубном пространстве:
Расстояние от устья скважины до динамического уровня можно определить через известные величины:
где Нскв - глубина скважины; Рзаб - давление на забое скважины; Рпл - давление на контуре питания скважины; dр - величина допустимой депрессии. Тогда формулы примут следующий окончательный вид:
Для прямой закачки газа:
Для обратной закачки газа:
Заметим, что формула (3.4) справедлива как для прямой, так и для обратной закачки газа. Формулы (3.4), (3.9) и (3.10) являются расчетными. Расчеты по предложенным формулам позволят выбрать необходимое оборудование и рационально управлять процессом вызова притока из пласта в скважину.
На практике, при применении компрессорного способа вызова притока, обычно не учитывают давление, создаваемое столбом газа. Вполне возможно, что это допустимо, когда нет ограничений на величину депрессий. Однако, если величина депрессии ограничена, то даже незначительное превышение ее по отношению к допустимому значению может привести к негативным последствиям. Следует иметь в виду, что столб газа дает прирост давления более чем на 10 % на каждые 1000 метров глубины.
   Компрессорный способ вызова притока из пласта в скважину находит широкое применение при освоении нефтяных и газовых скважин, эксплуатировать которые планируется фонтанным или газлифтным способами. Технология компрессорного способа вызова притока может быть единственной из известных при освоении скважин в зимних условиях, поскольку для вызова притока здесь используется газ (углеводородный, азот, углекислый). Таким образом, нет опасности замерзания используемого рабочего агента.
Сущность компрессорного способа заключается в нагнетании в скважину сжатого газа с целью удаления задавочного скважинного агента (однородной жидкости или раствора) для уменьшения величины столба этого агента. Из формулы (3.1) следует, что в результате уменьшения величины столба скважинной жидкости или скважинного раствора уменьшается величина забойного давления.
Теоретические основы лифтирования - подъема жидкости по вертикальным трубам с помощью сжатого газа - подробно рассматриваются при изучении способов эксплуатации скважин. Здесь же достаточно отметить, что физическая сущность лифтирования заключается в получении такой газожидкостной смеси, плотность которой будет существенно меньше плотности лифтируемой (поднимаемой) жидкости. Уменьшение плотности, как известно, ведет к увеличению объема. Поэтому, при неизменном объеме скважинного пространства выше точки ввода сжатого газа в жидкость, увеличение объема полученной смеси приведет к подъему последней по скважине вплоть до устья скважины. Установится циркуляция, в результате которой будет происходить удаление (отбор) жидкости из скважины. Из скважины будет удаляться как задавочный агент, которым до вызова притока был задавлен пласт, так и флюид, который начнет поступать из пласта в скважину, когда в результате циркуляции газа давление на забое станет меньше давления пластового.
   Скважина перед закачкой в нее сжатого газа может быть заполнена задавочным агентом (жидкость, раствор) полностью или частично. В последнем случае в колонне НКТ и в затрубном пространстве еще до освоения уже установился уровень задавочного агента на каком-то расстоянии от устья скважины. В момент поступления через затрубное пространство или через НКТ сжатого газа в задавочный скважинный агент последний может изливаться из скважины через другое пространство (колонна НКТ или затрубное пространство) или еще не достичь устья скважины. Все эти случаи не меняют по-существу процесс вызова притока с помощью сжатого газа. В то же время следует отметить, что наиболее частым является случай, когда излив из скважины начинается еще во время продавки, т.е. еще до поступления сжатого газа в задавочный скважинный агент.
При применении компрессорного способа вызова притока скважина должна быть оборудована колонной НКТ и фонтанной арматурой. Газ в скважину, как правило, нагнетается с помощью передвижного компрессора. Колонна НКТ может иметь (может и не иметь) пусковые отверстия или пусковые клапаны.
В простейшем случае сжатый газ поступает в задавочный скважинный агент через башмак (нижнее окончание) колонны НКТ. Давление на выходе из компрессора, при котором рабочий агент начинает поступать в задавочный скважинный агент, принято называть пусковым. Чем глубже находится башмак колонны НКТ, тем больше будут величина пускового давления и время продавки сжатого газа до башмака. Время продавки также зависит и от производительности компрессора. В глубоких скважинах пусковые давления могут составлять сотни атмосфер, а время продавки превышать двое суток.
                             Содержание
01. Освоение нефтяных скважин после бурения.
02. Основные схемы эксплуатационного забоя скважин.
03. Снижение проницаемости нфтяного пласта после бурения.
04. Снижение  проницаемости нфтяного пласта при перфорации.
05. Техника перфорации скважин. Виды скважинных перфораторов.
06. Гидропескоструйная перфорация. Схема обвязки оборудования.
07. Гидроразрыв пласта. Схема обвязки оборудования.
08. Вызов притока. Методы и условия вызова притока.
09. Способ вызова притока поршневанием.
10. Компрессорный способ вызова притока.
11. Восстановление проницаемости призабойной зоны пласта.
12. Расчет формулы вызова притока.
13. Исследования при освоение скважин.