курсовая. ЭНГС_лекции. Курс лекций Томск 2002 Эксплуатация нефтяных и газовых скважин введение общая характеристика нефтяной залежи

• Название: Курс лекций Томск 2002 Эксплуатация нефтяных и газовых скважин введение общая характеристика нефтяной залежи
• Анкор: курсовая
• Дата: 28.02.2023
• Размер: 7.31 Mb.
• Имя файла: ЭНГС_лекции.doc
• Тип: Курс лекций; #960161
• страница: 65 из 97

9.11. Исследование газлифтных скважин

Исследование газлифтных скважин необходимо для:

• 
  установления режима работы скважины с минимальным расходом нагнетаемого газа;
  
• 
  снятия индикаторной линии или определения уравнения притока;
  
• 
  определения глубины ввода газа в лифт;
  
• 
  снятия профиля притока при эксплуатации многопластового горизонта с помощью скважинных дебитомеров.
  

При работе газлифтных скважин нередко наблюдается пульсация, т. е. чередование выбросов жидкости и газа. Такое явление наблюдается, когда режим работы газлифтной скважины соответствует той части кривой Q(V), которая лежит слева от точки оптимального режима, т. е. на левой крутой ветви кривой q{V). При пульсирующем режиме работы скважины удельный расход газа может быть намного больше, чем при работе на оптимальном режиме. Как отмечалось ранее, одним из методов борьбы с пульсацией является установление концевого рабочего клапана.



Рис. 9.24. График зависимости дебита газлифтной скважины от расхода нагнетаемого газа
Для установления оптимального режима газлифтная скважина исследуется методом установившихся отборов. Изменение отборов, т. е. дебитов, достигается изменением количества подаваемого газа на газораспределительном пункте или непосредственно у скважины, что приводит к изменению пропускной способности лифта. Изменение пропускной способности приводит к нарушению баланса между количеством жидкости, притекающей из пласта, и поднимаемой газлифтным подъемником из скважины. В результате жидкость либо накапливается в скважине (при двухрядном лифте), либо расходуется из затрубного пространства. Это приводит к изменению положения динамического уровня, а следовательно, погружения и рабочего давления у башмака лифта. В соответствии с этим изменяется рабочее давление на устье и в ГРП. После наступления нового установившегося режима работы скважины, что отмечается постоянством расхода газа, его давления и дебита скважины, на забой можно спустить манометр и замерить соответствующее данному дебиту забойное давление. Изменяя таким образом несколько раз режим работы скважины, можно получить данные об изменениях дебита, удельного расхода нагнетаемого газа, рабочего давления на устье и забойного давления. По этим данным строятся графики изменения показателей от расхода газа, по которым можно установить желаемый режим работы газлифтной скважины и, в частности, оптимальный режим. Такое исследование дает наиболее точную информацию об условиях работы скважины и, в частности, наиболее точную индикаторную линию. Однако спуск манометра - процесс трудоемкий. Поэтому часто ограничиваются измерением только рабочего давления, расхода газа, дебита и вычислением удельного расхода нагнетаемого газа при различных режимах работы скважины. Регулировку расхода газа Vг начинают с самых малых значений, при которых возможна работа скважины, и доводят ступенчато до самых больших расходов, при которых наблюдается снижение дебита. По полученным данным строят графики, показанные на рис. 9.24. Увеличение дебита соответствует понижению давления на забое Рс, снижению динамического уровня и погружения, а следовательно, и рабочего давления у башмака НКТ Рб и на устье Рр. Поэтому кривая изменения рр должна иметь минимум против максимума дебита Q. Однако кривая Рр не является зеркальным отображением кривой Q, так как в характер зависимости Рр вносятся некоторые изменения за счет веса столба газа и его трения в межтрубном пространстве, а также за счет изменения плотности столба газожидкостной смеси между забоем и башмаком труб. Касательная, проведенная из начала координат к линии Q, определяет точку касания 1, соответствующую такому дебиту газлифтной скважины, при котором удельный расход нагнетаемого газа Rн = Vг / Q минимальный. На том же рисунке показана кривая Rн(Vг), на которой точка 2 соответствует (Rн)min. Точка 3 на кривой Q(Vг) характеризует максимальный дебит жидкости, который может быть получен, если не накладывать никаких ограничений на расходуемое количество газа и на к. п. д. его использования. Точка 4 на кривой Rн(Vг) соответствует удельному расходу газа при максимальной подаче газлифтного подъемника. При установлении режима работы скважины по данным ее исследования кроме дебита жидкости необходимо также учитывать рабочее давление газа, его ресурсы и к. п. д. процесса. По полученным таким способам данным можно построить индикаторную линию притока, однако достоверность ее будет тем меньше, чем больше расстояние между башмаком и забоем и чем больше пластовый газовый фактор. Дело в том, что по показанию манометра, замеряющего устьевое рабочее давление Рр, и по барометрической формуле, можно достаточно точно определить давление у башмака труб Рб. Потери давления на трение газа при его движении от устья до башмака обычно малы (при глубине скважины 1000 м, расходе газа 10000 м³/сут (средний - реальный расход), диаметре обсадной колонны 168 мм, диаметре НКТ 73 мм, Ру = 5 МПа потери на трение составляют 0,07 МПа.). В крайнем случае их нетрудно определить по соответствующим формулам, используемым при расчете систем транспортирования газа по трубопроводам.

Таким образом, величина Рб определяется достаточно надежно. Для перехода от Рб к давлению на забое скважины Рс необходимо учесть гидростатическое давление в интервале между башмаком труб и забоем скважины, так как



где ρ - с чертой средняя плотность ГЖС между забоем Н и башмаком труб L. Кроме того, в интервале (Н - L) происходят потери давления на трение, которые, вообще говоря, невелики и поддаются оценке с помощью формул трубной гидравлики. Наибольшие затруднения возникают при определении р, и чем больше пластовый газовый фактор, тем больше погрешности в оценке средней плотности р на интервале Н - L. Дополнительные погрешности возникают в случае движения обводненной нефти, так как в этом случае из-за большей плотности воды по сравнению с нефтью возникает отрицательная относительная скорость воды по отношению к нефти, и достоверный учет этих явлений затруднителен. Применяя численные методы построения кривой распределения давления Р(х) от башмака с дав лением RQ по методу .сверху вниз, можно определить забойное давление рс, так как



где ΔРi рассчитывается, например, по методике, изложенной в главе 7.

Рассчитав по формуле (9.63) или (9.64) давление на забое Рс при различных режимах работы газлифтной скважины и зная дебиты Qi, соответствующие этим режимам, можно построить график Q(Рc), т. е. индикаторную линию, и путем ее математической обработки получить общее уравнение притока жидкости или раздельно нефти, газа и воды для данной скважины. При установке на колонне НКТ нескольких дифференциальных пусковых клапанов и при изменении давления газа в подводящем газопроводе эти клапаны могут работать как рабочие. Поэтому при колебаниях давления газа или давления в пласте (например, при изменении темпа нагнетания воды в ближайшие нагнетательные скважины) поступление газа в НКТ газлифтной скважины может происходить не через башмак, а через какой-нибудь пусковой клапан, который начнет выполнять функции рабочего. Для распознавания таких самопроизвольных явлений, ведущих к нарушению установленных оптимальных режимов работы скважин, применяются чувствительные скважинные манометры и различные шумопеленгаторы. В местах притока газа наблюдается излом кривых распределения температуры вдоль НКТ, связанный с термодинамическими эффектами, происходящими при смешении пластовой жидкости с газом, проникающим из межтрубного пространства через работающий клапан. Шумопеленгатор, представляющий собой обычный микрофон, спускаемый в скважину на кабеле, непосредственно отмечает появление интенсивного шума на глубине работающего клапана.

Подобные исследования важны для выявления неработающих клапанов и их замены. Дебитометрические исследования производятся, как обычно, с помощью скважинных дебитомеров или комплексных приборов типа «Поток», замеряющих одновременно несколько параметров и их распределение вдоль вскрытой части пласта - интервала перфорации. Эти исследования важны еще и потому, что при последующем переводе скважины с газлифтного способа на ПЦЭН или ШСН их осуществить будет уже нельзя, т. е. спуск подобных приборов в скважины, оборудованные этими насосами, практически невозможен.