Эксплуатация скважин с помощью УЭЦН. Преимущества и недостатки

 

Ликвидация скважин

Под ликвидацией скважин  понимают полное списание скважины со счёта из-за невозможности её бурения  или эксплуатации по техническим  или геологическим причинам. Скважины, не законченные бурением, могут быть ликвидированы вследствие: сложной аварии и доказанной технической невозможности её устранения, а так же невозможности использования скважины для других целей, например, возврата на вышележащие горизонты, использование в качестве наблюдательной или нагнетательной: полного отсутствия нефтенасыщенности вскрытого данной скважиной горизонта и невозможности использования её для других целей (возврат, углубление и др.).

Эксплуатационные скважины ликвидируются по причинам:

а) технической невозможности  устранения аварии и отсутствия объектов для эксплуатации вышележащих горизонтов;

б) полного обводнения пластовой  водой продуктивного горизонта;

в) снижение дебита до предела  рентабельности из-за истощения или  обводнения продуктивного горизонта;

г) прекращения приёмистости и невозможности или экономической  нецелесообразности восстановления приёмистости.

Технология работ по ликвидации скважин предусматривает:

а) промывку скважины и очистку  стенок от глинистой корки, нефти, парафина, смолистых веществ, продуктов коррозии.

б) установку сплошного  или прерывистого цементного моста  в интервале от забоя до глубины, обеспечивающей перекрытие всех интервалов перфорации и нефтегазопроявлений.

в) опрессовку на герметичность оставшегося ствола скважины и цементного моста.

г) проверку герметичности  межколонного пространства и при  необходимости цементирования его  до полной герметизации.

Иногда при отсутствии газовых и газонефтяных залежей, а так же напорных минерализованных вод, способных загрязнить пресные  воды, обсадные колонны извлекают  из скважины. Устье ликвидированной  скважины оборудуют репером с  указанием номера скважины, наименования месторождения и организации (НГДП или УБР).

 

 

Приток жидкости и газа к скважине. Уравнение притока  и определение дебита нефтяных и  газовых скважин.

При отборе жидкости (газа) из скважины в пласте двигаются (фильтруются) пластовые флюиды (лат. Floidus - текучий). Движение флюидов в пласте проходит по радиальным направлениям. Если жидкость движется к центру скважины (отбирается из потока), то это - сток - добывающая, эксплуатационная скважина. Если жидкость движется в обратном направлении (добавляется к потоку), это - источник - нагнетательная скважина.

Виды скважин:

По мере приближения к  скважине при условии постоянной величины отбора продукции из скважины, постоянной толщины и однородной проницаемости, скорости фильтрации (движения) флюидов возрастает, достигая максимума  у стенки скважины.

Уравнение притока и определение дебита нефтяных и газовых скважин:

 

   Рпл - Р заб = Q xМ in Rk, Гс

решая относитель, но Q получают

 

Q= 2ПxKxh (Pпл - Рзаб) MLn = Rk /rc ;

где Р пл - давление пластовое, Па

Рзаб - давление забойное, Па

Rk - радиус контура питания (давления) пл.

гс - радиус скважины, м.

Это выражение называется уравнением притока или законом  Дюпуи или формулой дебита нефтяной скважины.

Уравнение для притока  в скважину имеет вид:

 

Q = ПхКxh (P²_м - Р _заб) / МхВin Rk /гс ;

где В - коэффициент, зависящий  от природы газа (В=Р/р₂);

Q - массовый расход газа (причём Q = Vxp2), м³/с;

V - переменный, объёмный расход  газа при переменном давлении  Рм³;

Р_2 - плотность газа в тех же условиях, кг/м³.

Формулы для расчёта дебита скважин справедливы при определённых условиях: только для плоскорадиального  установившегося притока однородной по всей толщине пласта жидкости (газа) или для так называемых гидродинамических "совершённых" скважин. Однако, как правило скважины не бывают гидродинамически совершёнными. Так, в некоторых скважинах вскрывают только часть толщины пласта, и если пласт не крепят обсадной колонной, то такие скважины являются несовершёнными по степени вскрытия.

В большинстве скважин пласт вскрывают на всю его толщину, но сообщение скважины с пластом осуществляется через ограниченное число отверстий в обсадной колонне. Такие скважины несовершенны по характеру вскрытия. Чаще всего в производственной практике скважины по степени и характеру вскрытия одновремённо.

Очевидно, что любое несовершенство скважин приводит к возникновению  дополнительных фильтрационных сопротивлений  в призабойной зоне пласта вследствие отклонения течения жидкостей (газа) от плоскорадиального потока и разного возрастания скорости их течения у перфорационных отверстий.

Уравнение притока  жидкости в несовершенную скважину

где С - коэффициент, учитывающий несовершенство скважины по характеру С₁ и С_2.

Коэффициенты С₁ и С₂ определяют по специальным графикам В.И. Шурова. Ориентировочно, С₁=2+20; С₂=10+30, тогда С=С₁+С₂=25+30.

Отношение дебита Q несовершенной  скважины к дебиту Q совершенной  скважиной называют коэффициентом  совершенства ф:

Коэффициент ф. характеризует состояние ПЗП при соответствующей технике и технологии вскрытия пласта бурением (первичное и перфорацией (вторичное).

Если в выражении для  притока нефти величину обозначить буквой К, то получим новое выражение для дебита скважины:

 

Q= K (P_пл-P_заб) = КхdP;

 

где К - коэффициент продуктивности потока, который показывает какая часть дебита скважины приходится на перепад давления в 1 атм (0,1 мПа),

К = Q/dP³/сут. x атм.

Вокруг каждой работающей скважины в процессе бурения, эксплуатации образуется воронка: депрессии - в добывающей, эксплуатационной; репрессии - в нагнетательной.

Депрессионная воронка - это поверхность, образованная логарифмической кривой распределения давления вокруг оси скважины.

В пределах воронки депрессии  градиенты давления, а значит и  расходы энергии на единицу длины  пути резко возрастают по мере приближения  к скважине. Значительная доля перепада давления в пласте расходуется в  непосредственной близости от скважины. По мере удаления от скважины кривые градиентов давления значительно выравниваются, что указывает на резкое уменьшение скорости фильтрации с удалением  от скважины.

После освоения скважины, законченной  бурением, производят гидродинамическое  исследование скважины (ГИС) и пластов.

В процессе исследований измеряется дебит Q и забойное давление P_заб. Исследования при установившихся режимах выполняют последовательным изменением дебита скважин с измерением давлений, соответствующих данному дебиту. Результаты измерения дебита и забойного давления заносят в карточку исследования скважины. После завершения исследований скважину останавливают для измерения пластового давления. По результатам исследований строят индикаторную кривую, которая представляет собой график зависимости дебита скважины от депрессии.

Если исследования скважины выполняются при Р_заб>P_пл по тангенству угла наклона индикаторной кривой к оси депрессии dP, определяют коэффициент продуктивности скважины:

 

  tga=QdP=K,

где К - коэффициент продуктивности.

По коэффициенту продуктивности рассчитывают гидропроводность пласта х:

Х= Kxh

Производительностью скважин называют суммарную суточную добычу пластовых флюидов.

Производительность нефтяной скважины определяется суточной добычей нефти, газа и воды, а газовой скважины - суточной добычей газа, газового конденсата и воды. Нефть, конденсат и воду измеряют в тоннах, а газ - в кубических метрах (м³)