Установление норм отбора жидкости из скважин

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.

Все существующие методы расчета распределения давления в подъемнике могут быть разделены на три группы:

I. Методы расчета на основе модели гомогенного течения без выделения структурных форм потока смеси.

П. Методы расчета на основе модели раздельного течения со скольжением газовой фазы без выделения структурных форм потока смеси.

III. Методы расчета на основе модели раздельного течения со скольжением газовой фазы и с выделением структурных форм потока смеси, определяемых с помощью специальных критериев.

Рисунок 9                               Рисунок 10

Зная давление на устье и имея кривую распределения давления при дебите Q1, определяют давление у башмака колонны НКТ (рб1), находящегося от устья на известном расстоянии L (рисунок 9). По координатам Q1 и рб1 на рисунке 10 строится точка 1. Затем находится давление на башмаке для дебита Q2 (рб2 на рисунке 9) и наносится точка 2 (рисунок 10). Таким же образом на рисунок 10 строят точки для дебитов Q3, Q4, Q5. Соединяя точки, получают характеристическую кривую при давлении на устье ру1. Подобные характеристические кривые строят при различных устьевых давлениях для НКТ разного диаметра.

Для определения диаметра колонны НКТ пользуются набором характеристических кривых (рисунок 11), построенных для диаметров колонн НКТ, которые предполагают использовать при эксплуатации данного  месторождения. Кривые строятся для минимального устьевого давления, обеспечивающего транспортирование продукции скважин к сборному пункту.

Рисунок 11                                         Рисунок 12

На этом же графике строятся индикаторные кривые продуктивного пласта. На оси ординат откладывается пластовое давление рп, приведенное к уровню башмака НКТ, и приведенное забойное давление рз, предусмотренное проектом разработки. На уровне рз проводится горизонтальная линия. Точки пересечения индикаторных линий и характеристических кривых определяют условия совместной работы пласта и газожидкостного подъемника. Пусть для оборудования фонтанных скважин на данном месторождении планируется использование диаметров НКТ, указанных на рисунке 11. По данным исследования скважины определяется коэффициент продуктивности К. Если он меньше или равен K1 (рисунок 11), в эту скважину нужно опускать колонну труб диаметрам 50 мм, если K1<K≤K2, то диаметр НКТ нужно взять 63 мм. При K2<К≤K3 d=76 мм. Если К больше K3, то допустимый отбор не обеспечивается колонной труб диаметром 76 мм. Нужно опускать колонну трубы большего диаметра или эксплуатировать скважину по кольцевому пространству.

Колонну фонтанных труб диаметром, выбранным по изложенной методике опускают в скважину, подключают к системе обора и проводят ее исследование.

Полученная индикаторная кривая 1 скважины накладывается на семейство характеристических кривых 2, построенных для выбранного диаметра колонны НКТ при различных давлениях на устье (рисунок 12).

Если условиями разработки заданы депрессия или дебит из данной скважины Q0, то определяют устьевое давление, обеспечивающее этот дебит ру0 (рисунок 12).

Представляет интерес и обратная задача — изучение зависимости изменения устьевого давления (вследствие изменения системы сбора) от дебитов отдельных скважин