Нормы отбора жидкости из скважин. Установление дебита скважин.

Установление норм отбора жидкости из скважин

Правила установления норм отбора жидкости из скважин:

1. Нормы отбора устанавливаются с учетом плановых заданий по добыче нефти.

2.    Дебит скважины должен соответствовать допустимым условиями рациональной эксплуатации залежи.

3.    Соблюдение требований по охране недр и природы.

4.     Среднюю продуктивность скважин определяют в ходе составление проекта разработки (с учетом ГД моделей).

5.    Дебиты по конкретным скважинам уточняются по результатам исследований скважин и пластов (по результатам ИЛ и КВД).

6.    Отборы жидкости из малопроницаемых, неоднородных пластов обычно не ограничивают.

7.    Динамические уровни могут снижаться вплоть до кровли продуктивного пласта (если пласт при этом не разрушается и не происходит разгазирование нефти в пласте).

8.    Дебиты также не ограничиваются в случае очень глубокого залегания пластов и низких Рпл.

9.    Для газовых и газоконденсатных скважин дебиты не ограничивают, если это не приводит к разрушению твердого скелета пласта, подтягиванию воды к скважине.

11.               В газоконденсатных скважинах величины допустимых забойных давлений определяются  в зависимости от давления начала конденсации углеводородов. Выбор  режима работы скважины.

12.              Главное условие выбора режима - обеспечение условий работы скважины без осложнений (АСПО, вынос песка, уменьшение проницаемости ПЗП, подтягивание подошвенной воды, коррозия, пульсации и т.д.).

13.              При выборе режима работы скважины следует контролировать изменение физических условий работы ПЗП и скважины.

В соответствии с перечисленными требованиями различают:

•      неограниченные нормы отбора флюидов;

•      ограниченные нормы отбора флюидов.

Окончательное решение по выбору режима работы скважины принимают при условии достижения оптимального режима работы системы скважина-пласт (т.е. к.п.д max).

При установлении рациональной нормы отбора продукции из скважины необходимо руководствоваться следующими основными положениями:

1.забойное давление Рзаб, как правило, не должно быть ниже давления насыщения Pнас. Для нефтей с определенными свойствами допускается снижение забойного давления, удовлетворяющего следующему условию: Рзаб = 0,75Рнас ;

2.максимальное использование природной энергии, в том числе и газа, выделяющегося из нефти, что требует оптимизации давления на устье скважины Ру

3.минимизация количества выносимого песка из призабойной зоны с целью предотвращения ее интенсивного разрушения и потери герметичности заколонного пространства (между стенкой скважины и цементным стаканом);

4.предотвращение интенсивного обводнения продукции как можно дольше;

5.предотвращение возможного смятия обсадной колонны в нижней части скважины;

6.исключение, по возможности, условий отложения парафина (смол, асфальтенов) и солей как в скважине, так и в призабойной зоне;

7.исключение условий фонтанирования скважины по затрубному пространству с возможностью перехода работы скважины в пульсирующий режим (с явлением пульсации), а также образования гидратных (парафиногидратных) пробок;

8.дренирование по всей работающей толщине пласта;

9.обеспечение (при необходимости) индивидуальной системой транспорта продукции от устья скважины до сборного пункта (мультифазные насосы откачки);

10.ограничение дебита скважины в случае прорыва в нее закачиваемой через систему ППД воды или газа из газовой шапки.