Способ эксплуатации добывающих скважин

 

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для поддержания постоянной оптимальной депрессии на пласт, снижения вероятности образования парафиновых и гидратных пробок. Обеспечивает повышение эффективности использования энергии пласта. Способ предусматривает отбор флюида из пласта в скважину, перепуск его в лифтовую колонну и подъем на поверхность. Флюид перепускают в лифтовую колонну в критическом режиме течения, соответствующем заданному расходу флюида и величине депрессии на пласт. Давление в лифтовой колонне поддерживают на уровне, соответствующем минимально допустимому по условиям сбора продукции на месторождении. 1 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для поддержания постоянной оптимальной величины депрессии на пласт, продления срока фонтанирования скважин, снижения вероятности образования парафиновых и гидратных пробок.

Известны способы эксплуатации добывающих скважин, предусматривающие регулирование отборов нефти на устье скважин с помощью задвижек и штуцерных устройств [1].

Регулирующие устройства поставляются в комплекте с фонтанной арматурой скважин. При несомненном удобстве известного способа устьевого регулирования добычи нефти он имеет целый ряд недостатков, к которым следует отнести потерю значительной части энергии при стравливании давления на устье скважины, ограничение скорости нефтеводогазового потока на забое скважины и в лифтовой колонне, что приводит к образованию на забое столба воды, создающего противодавление и сокращающего фонтанный период работы скважины, и к установлению термобарического режима, благоприятного для образования парафиновых и гидратных пробок. Увеличение диаметра штуцера с целью повышения дебита скважин нередко приводит к внутрипластовому разгазированию нефти и снижению фазовой проницаемости.

Наиболее близким к заявляемому является способ эксплуатации нефтегазовых скважин, предусматривающий регулирование потока флюида на забое скважины при перепуске его в лифтовую колонну труб, установленную в скважине [2].

Недостатки известного способа обусловлены тем, что в забойных регуляторах (штуцерах) давление на входе, пропускная способность и давление на выходе взаимозависимы, а также определяются свойствами добываемого пластового флюида и устьевым давлением. В зависимости от установившейся скорости потока по отводу подъемника и по мере изменения обводненности меняется давление столба нефтеводогазовой смеси на выходе штуцера, что влечет за собой изменение всех основных характеристик работы скважины: величины депрессии на пласт, дебита скважины, скорости потока по лифтовой колонне.

Технический задачей, стоящей перед изобретением, является повышение эффективности использования энергии пласта для стабильной работы скважины в заданном гидродинамическом и термобарическом режимах.

Эта задача решается тем, что при эксплуатации добывающих скважин на нефтегазовых месторождениях, предусматривающей отбор флюида из пласта в скважину, перепуск флюида в установленную в скважине лифтовую колонну и подъем его на поверхность, флюид перепускают в лифтовую колонну в критическом режиме течения, соответствующем заданным расходу флюида и величине депрессии на пласт, при этом давление на устье (буфере) скважины поддерживают на уровне, соответствующем минимально допустимому по условиям сбора продукции на месторождении. В силу свойств критических штуцеров при расходе флюида через них во всем диапазоне давлений меньше критического на выходе давление на входе штуцера, а следовательно, и депрессия на пласт остаются постоянными.

Для создания пенного режима потока в лифтовой колонне давление на штуцере, перепускающем флюид в лифтовую колонну, и в самой колонне поддерживают не выше давления насыщения.

После освоения скважины определяют свойства нефти и определяют зависимость забойного давления от обводненности продукции [3] для идеального подъемника при устьевом давлении, минимально допустимом по условиям сбора продукции на месторождении.

Исходя из свойств пласта и нефти определяют предельно допустимую для скважин депрессию на пласт, а следовательно, и ее максимальный дебит. Выбранные величины дебита, давления на забое и забойного давления при заданной величине обводненности являются исходными для определения параметров (рабочего диаметра и длины) критического штуцера [4].

Критический штуцер (стационарный или съемный) устанавливают на башмаке подъемника (лифтовой колонны).

Скважина с критическим штуцером на забое работает следующим образом.

При запуске скважины на штуцере возникает перепад давлений, который быстро растет и при заданном минимальном давлении на устье достигает максимального для безводной скважины значения. Давление в лифтовой колонне достигает минимального значения ниже критического. Однако давление на входе в штуцер и расход флюида (продукции) через штуцер при достижении на его выходе критического давления достигнут стабильного значения, так как скорость потока на выходе штуцера достигнет своего критического значения (тепловой скорости).

Дальнейшее снижение давления в подъемнике не влияет на скорость потока в штуцере. Разница критического и фактического давлений обеспечивает диапазон, в котором рост обводненности продукции не влияет на расход и давление на входе башмака подъемника, а низкое устьевое (буферное) давление обеспечивает высокую степень разгазирования нефти и высокую скорость потока нефтеводогазовой смеси. Высокие скорости потока смеси измеряют процесс теплообмена, что приводит с одной стороны к уменьшению интенсивности смолопарафиновых и гидратных отложений, а с другой стороны - к срыву отложений и их выносу, то есть с учетом низких давлений снижается вероятность образования пробок в подъемнике.

В общем случае ниже башмака подъемника, где скорость потока низка, возможно образование неподвижного столба жидкости, который будет снижать депрессию. С целью максимального использования пластовой энергии башмак лифтовой колонны с критическим штуцером необходимо установить у кровли продуктивного горизонта.

В подъемнике выше штуцера критическая скорость потока гасится, и если давление в подъемнике выше давления насыщения, то эта скорость может на малодебитном фонде скважин оказаться ниже скорости, при которой происходит полный вынос воды. Практически подъемник не является идеальным, так как происходит относительное движение фаз в нем и теряется давление на преодоление сопротивления. Известно, что пенный режим потока по своим гидродинамическим характеристикам наиболее благоприятен для образования идеального подъемника. Для образования пенного режима движения в подъемнике необходимо, чтобы критическое давление штуцера было ниже давления насыщения. В этом случае при критической скорости нефтеводогазовой смеси в штуцере создается мелкодисперсная система, обеспечивающая при дальнейшем снижении давления в подъемнике наряду с ростом скорости пенный режим потока, в котором относительная скорость фаз близка к нулю.

Таким образом, предложенный способ регулирования режима работы скважин позволяет использовать энергию пласта для создания высокоскоростного потока в лифтовой колонне.

Пример расчета.

Восточно-Янгтинское месторождение, скважина 19, пласт БС_11-12.

Исходные данные: P_пл - пластовое давление - 26,2 МПа; q - продуктивность - 46 м³/сут; P - давление насыщения - 21,3 МПа; газосодержание - 138 м³/м³; P_з - оптимальное забойное давление - 27 МПа; Q_ж - оптимальный дебит - 21 м³/сут.

Расчетное критическое давление на штуцере P_с = 0,5 P_з; Расчетная критическая скорость V_c = 10³ [P_c/a(1-a)ρ_ж]^1/2 = 10³ [10,5/0,356 · 0,644 · 794]^1/2 = 240 м/с,
где a = 0,356 - объемная доля газа при критическом давлении, а ρ_ж = 794 - плотность жидкой фазы.

Расчетная площадь сечения сопла (штуцера)
S = Q_жb/V_c = 240·1,82/(240·24·3600) = 2,1·10^-5 м²,
где b = 1,82 - объемный коэффициент.

Расчетный диаметр штуцера
d = [4S/π]^1/2 = [4·2,1·10^-5/3,14]^1/2 = 5,2·10^-3 м.

Расчетная длина критического штуцера
L = 5·10^-3·V_c²·ρ_c/(P_з-P_c) = 5·10^-3 · 240² · 0,5 · 10^-3/10,5 = 0,0137 м,
где ρ_c = 0,5 · 10^-3 кг/м³ - плотность смеси.

Таким образом, для работы скважины в оптимальном режиме с дебетом 240 м³/сут при забойном давлении 21 МПа необходимо установить забойный критический штуцер (сопло) диаметром 5,2 мм длиной 13,7 мм и эксплуатировать скважину при давлении в лифтовой колонне на забое не выше 10,5 МПа, а это обеспечивается режимом фонтанирования при давлении на устье скважины менее 3 МПа.

Источники информации:
1. Гиматудинов Ш.К. Справочная книга по добыче нефти. - М.: Недра, 1974, с. 221-224.

2. Гиматудинов Ш.К. Справочная книга по добыче нефти. - М.: Недра, 1974, с. 226-228.

3. Гиматудинов Ш.К. Справочная книга по добыче нефти. - М.: Недра, 1974, с. 200-225.

4. Гиматудинов Ш.К. Справочная книга по добыче нефти. - М.: Недра, 1974, с. 223-228.

Формула изобретения

1. Способ эксплуатации добывающих скважин на нефтегазовых месторождениях, предусматривающий отбор флюида из пласта в скважину, перепуск его в установленную в скважине лифтовую колонну и подъем на поверхность, отличающийся тем, что флюид перепускают в лифтовую колонну в критическом режиме течения, соответствующем заданным расходу флюида и величине депрессии на пласт, при этом давление в лифтовой колонне поддерживают на уровне, соответствующем минимально допустимому по условиям сбора продукции на месторождении.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что давление на штуцере, перепускающем флюид в лифтовую колонну, и в самой колонне поддерживают не выше давления насыщения.