Освоение скважин азотом на Южно-ягунском месторождении

Расчеты проводились для пласта БС10-2 , куст 659, скважина 601. Так как скважина длиной более 2000м , вызов притока флюида проводился через нкт.

Необходимый объем газообразного азота для вытеснения жидкости в скважине, заполненной до устья, определяют по следующим зависимостям при условии закачки:

;

Зная что , то преобразуем формулу:

;

Зная что   ,а ,преобразуем формулу :

;

Данные брались из таблицы 2.3;2.6;2.7;3.3.

 
; 
;

;

где VOll, V03 - объем газообразного азота, м3; Н - глубина спуска лифта (НКТ), м; d0, dB - соответственно внутренний и внешний диаметры подъемных труб, м; D - внутренний диаметр обсадной колонны, м; рср - среднее давление в полости скважины, заполняемой газом, МПа, рж - плотность жидкости, находящейся в скважине, кг/см3; Н - глубина спуска лифта, м; ра - относительная плотность азота по сравнению с плотностью воздуха,               ра = 0,97.

 

130.023 понадобится для вытеснения жидкости в скважине, заполненной до устья, определяют по следующим зависимостям при условии закачки, это займет :

Продолжительность процесса определяется по формуле:

;

 

где Т — длительность работы, ч; Vo — суммарная производительность азотных установок, участвующих в работе; 1, 2 — коэффициент, учитывающий подготовительные работы и остановки; qa - расход азота при закачке в скважину, м3/мин.

В расчетах использовались азотная газификационная установка, с производительностью 500 л/ч при давлении нагнетания 22 МПа.

;

;

Длительность освоения скважины превышает длительность закачки азота в лифт. Соответственно увеличится объем рабочего агента на величину

;

(Тд = 26 ч по опыту освоения скважин на Битковском месторождении).

 

;

;

Полное потребное для освоения скважины количество газообразного азота:

 

;

 

;

Предельное снижение уровня при вызове притока путем вытеснения жидкости из скважины газообразным азотом составляет: от 2400м до 2500м.

5.5 Технология освоения скважин азотом

Для определения рабочих параметров при замене жидкости в скважине на газообразный азот служат номограммы, приведенные на рис. 9.4. Пользуясь номограммой, можно определить необходимый объем газообразного азота VT, максимальное устьевое (продавочное) давление ру и продолжительность операций Т от начала закачивания азота до первого пролета его через башмак лифта или до полного осушения скважины при заданных глубине скважины Н, плотности жидкости в скважине рж, темпе нагнетания азота q^ и выбранном варианте закачивания.

Рис. 9.4. Номограмма для расчета процесса по вызову притока из пласта газообразным азотом (рж = 786).

 

Ру Рв ~ соответственно давление на устье и у башмака лифта при нагнетании азота в скважину, МПа; рср - среднее давление в скважине, заполненной азотом, МПа; А, Б - закачивание соответственно в  лифт(НКТ); dn = 88,9 мм; DK = 146 мм

Построение номограмм проведено для скважин, оборудованных 146-мм эксплуатационной колонной и 88,9-мм НКТ при различной глубине их спуска. Температура на устье скважин принята 10 °С, градиент ее изменения составляет 2,4°С на 100 м глубины. Расход газа принят равным 6 и 12 нм3/мин.

Порядок пользования номограммами указан стрелками.

Так, в случае применения двух установок АГУ-8К для освоения скважины, заполненной до устья жидкостью плотностью 786 кг/м3, к моменту прорыва газа через башмак лифта (при Н = 2386 м) необходимо осуществить закачивание 130м3 азота в лифт (при прямой промывке). Длительность нагнетания при работе двух установок АГУ-8К составляет 241 мин. Ожидаемое устьевое давление составляет 21,8 МПа.

Объем газа, установленный по номограмме, должен быть увеличен на значение, необходимое для дренирования пласта в начальной стадии вызова притока.

При пользовании номограммами решаются обратные задачи. Например, можно определить предельную глубину освоения по располагаемому объему азота и др.

Перед проведением работ по вызову притока спустить в скважину колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) до забоя и промыть скважину. Затем приподнять НКТ и установить башмак на 5-10 м выше интервала перфорации.

После оборудования устья приступить к замене жидкости в скважине на газообразный азот.

Порядок выполнения операций следующий.

Открыть устьевые задвижки //, 13, 15 и закрыть задвижки 10, 14, 16, 17 (см. рис. 9.2).

С помощью газификационных установок / по шлангам высокого давления 3 через обратные клапаны 4 осуществить подачу газообразного азота в межтрубное пространство скважины через "гребенку" 5, нагнетательную линию 7 и тройник 9. Вытесняемая газообразным азотом и выходящая из скважины жидкость по выкидной линии 18 должна поступать в накопительную емкость 20.

Нагнетание в скважину газообразного азота следует осуществлять в расчетном объеме, не превышая максимального рабочего давления газификационных установок. При необходимости снижения продавочного давления в скважину следует закачать порцию воды, обработанной ПАВ, или нефти.

Контроль за процессом закачивания газообразного азота в скважину вести по показаниям манометра 8 на нагнетательной линии 7 и на щитах управления газификационных установок.

По мере нагнетания газообразного азота в скважину давление в затрубном пространстве повышается вплоть до момента прорыва (пролета) газа через башмак НКТ, после чего оно начинает резко уменьшаться.

Во избежание выброса жидкости и газообразного азота на выкиде скважины 18 необходимо регулировать противодавление в трубном пространстве скважины с помощью задвижки 15, оборудованной штуцером.

Подачу газообразного азота в скважину (при отсутствии притока) вести в количестве, необходимом для создания максимально возможной депрессии на пласт, после чего закрыть задвижку / / и при открытых задвижках 15, 16 на выкиде поставить скважину на ожидание притока на период до 48 ч с прослеживанием уровня жидкости в скважине.

При появлении даже незначительных признаков нефти или нефтяного газа продолжить вызов притока для очистки призабойной зоны пласта, затем закрыть трубное и межтрубное пространство скважины и следить за подъемом давления на устье.

При повышении давления на буфере до величины, достаточной для работы скважины, в системе сбора закрыть задвижки 15, 16, отсоединить трубопровод 18, поставить на место его подключения заглушку и открыть задвижки 15, 17, направив продукцию скважины в нефтесборный коллектор 19.