По данным исследования строят графики зависимости дебита скважины Q от забойного давления Р_заб или от величины депрессии DР, т.е. перепада между пластовым и забойным давлениями (DР=Р_пл - Р_заб). Такие графики называются индикаторными диаграммами скважин. По форме линии индикаторных диаграмм (рис.3.5) могут быть прямыми (линия 1), выпуклыми (линия 2) и вогнутыми (линия 3) относительно дебитов.

Для добывающих скважин могут  быть построены прямолинейные диаграммы (когда эксплуатируется пласт с водонапорным режимом и приток однородной жидкости в скважину происходит по линейному закону фильтрации); криволинейные – с выпуклостью, обращенной к оси дебитов; и диаграммы, одна часть которых прямолинейна, а другая при увеличении депрессии и дебитов – криволинейна (рис.3.5, линия 4). Искривление индикаторной линии обычно происходит вследствие нарушения линейного закона фильтрации.

Во всех случаях, когда  залежь эксплуатируется на режиме, отличающемся от водонапорного, индикаторная линия будет выпуклой по отношению  к оси дебитов.

Форма индикаторной линии  может быть вогнутой по отношению к оси дебитов (рис. 3.5, линия 3). Поэтому в тех случаях, когда получают вогнутые индикаторные линии, исследование на приток считают неудовлетворительным и его необходимо повторить.

 

 

Рис.3.5. Индикаторные диаграммы

Приток жидкости к забою  скважины определяется зависимостью:

Q = K(Р_пл – Р_заб)ⁿ,           (3.1)

где  К – коэффициент продуктивности; n - коэффициент, показывающий характер фильтрации жидкости через пористую среду.

При линейном законе фильтрации n=1 (индикаторная линия - прямая). Линию, выпуклую к оси дебитов, получают при n>1, а вогнутую – при n<1.

При линейном законе фильтрации уравнение (1.1) принимает вид

 

Q = K(Р_пл – Р_заб).                       (3.2)

Коэффициентом продуктивности добывающей скважины К называется отношение ее дебита к перепаду (депрессии) между пластовым и забойным давлениями, соответствующими этому дебиту:

.

Если дебит измерять в  т/сут (м³/сут), а перепад давления в паскалях, то размерность коэффициента продуктивности будет т/(сут·Па), или м³/(сут·Па).Однако величина паскаль чрезмерно мала, поэтому для промысловых измерений давления лучше пользоваться кратными единицами – мегапаскалем (МПа)  или килопаскалем (кПа) .

Коэффициент продуктивности обычно определяют по данным индикаторной линии. Если индикаторная линия имеет  прямолинейный участок, который  затем переходит в криволинейный, то коэффициент продуктивности определяют только по прямолинейному участку. Для  установления коэффициента продуктивности по криволинейному участку необходимо знать перепад давления, соответствующий  этому коэффициенту.

По полученному в результате исследования скважины коэффициенту продуктивности устанавливают режим ее работы, подбирают  необходимое эксплуатационное оборудование. По изменениям этого коэффициента судят  об эффективности обработок призабойной  зоны скважин, а также о качестве подземных ремонтов. Сравнивая газовые факторы и коэффициенты продуктивности до и после обработки или ремонта скважины, судят о состоянии скважины.

3.2. ГАЗЛИФТНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

3.2.1. Область применения  газлифта

Область применения газлифта – высокодебитные скважины с большими забойными давлениями, скважины с  высокими газовыми факторами и забойными  давлениями ниже давления насыщения, песочные (содержащие в продукции песок) скважины, а также скважины, эксплуатируемые  в труднодоступных условиях (например, затопляемость, паводки, болота  и  др.). Газлифт характеризуется высокой  технико-экономической эффективностью, отсутствием в скважинах механизмов и трущихся деталей, простотой обслуживания скважин и регулирования работы.

Логическим продолжением фонтанной эксплуатации является газлифтная эксплуатация, при которой недостающее  количество газа для подъема жидкости закачивают в скважину с поверхности. Если притекающую пластовую энергию, характеризуемую газовым фактором, дополняют энергией газа, закачиваемого  в скважину с поверхности, происходит искусственное фонтанирование, которое  называется газлифтным подъемом, а способ эксплуатации – газлифтным.  

Газлифтная  (компрессорная) эксплуатация нефтяных скважин осуществляется путем закачки в скважину газа; метод эксплуатации носит название газлифтный. Газ в нефтяную скважину можно подать под давлением без его дополнительной компрессии из газовых пластов. Такой способ называют бескомпрессорным.

Принцип действия газлифта. В скважину опускают два ряда насосных труб. По затрубному пространству между наружной и внутренней трубами подают под давлением газ или воздух. Наружную трубу называют воздушной. Внутреннюю трубу, по которой нефть в смеси с газом или воздухом поднимается на поверхность, называют подъемной. Подъемная труба имеет меньшую длину по сравнению с воздушной. До закачки газа жидкость в подъемной и воздушной трубах находится на одном уровне. Этот уровень называют статическим -Н_ст. В этом случае давление жидкости на забое соответствует пластовому давлению. 

Р_пл= Н_ст· r·g , отсюда Н_ст = Р_пл /r·g .

 

По воздушной трубе (затрубному пространству) в скважину под давлением  этого газа жидкость полностью вытесняется  в подъемную  трубу, после этого  газ проникает в подъемную  трубу и перемешивается с жидкостью. Плотность газированной жидкости уменьшается  и по мере ее насыщения газом достигается  разность в плотности газированной и негазированной жидкостей.

Вследствие этого более  плотная (негазированная) жидкость будет  вытеснять из подъемной трубы  газированную жидкость. Если газ подавать в скважину непрерывно, то газированная жидкость будет подниматься и  выходить из скважины в  систему  сбора. При этом в затрубном пространстве подъемной трубы устанавливается  новый уровень жидкости, называемый динамической высотой:

Н_дин= Р_заб/r·g .

При этом давление из башмака  подъемной трубы

Р₁ = (L – h₀)· r·g = h_п·r·g ,

где L  - длина подъемной трубы;

 h₀  - расстояние от устья скважины до динамического уровня;

 h_п = L – h₀ - глубина погружения подъемной трубы в жидкость.

Применяют газлифты однорядные и двухрядные (рис. 3.6; 3.7).

В однорядном в скважину опускают только одну колонну труб, по которой  газожидкостная смесь поднимается  из скважины на поверхность. В двухрядном подъемнике в скважину опускают две  насосные колонны труб. По затрубному пространству этих колонн с поверхности  подают газ, а по внутренней колонне

 

 

труб на поверхность поднимается  газожидкостная смесь. Однорядный подъемник  менее металлоемок, но в нем нет  достаточных условий для выноса песка с забоя скважины. Поэтому  однорядный подъемник применяется  на скважинах, эксплуатируемых без  воды и выноса песка. В двухрядном подъемнике вынос газожидкостной смеси  происходит  по внутренней трубе  меньшего диаметра. За счет этого возрастают скорости подъемника газожидкостной смеси  и улучшаются условия для выноса из скважины воды и песка. Кроме того, двухрядный подъемник работает с  меньшей пульсацией рабочего давления и струи жидкости, а это, в свою очередь, снижает расход рабочего агента - газа.

Поэтому, несмотря на увеличение металлоемкости, двухрядные подъемники (рис. 3.6) применяют на сильно обводненных  скважинах при наличии на забое  большого количества песка. С целью  снижения металлоемкости применяют  так называемую полуторарядную конструкцию, когда высший ряд труб заканчивают  трубами меньшего диаметра, называемых хвостовиком (рис. 3.6).

    Для оборудования  газлифтных подъемников применяют  НКТ следующих диаметров: в  однорядных подъемниках - от 48 до 89 мм и редко 114 мм, в двухрядных  подъемниках - для наружного ряда  труб  73, 89 и 114 мм, а для внутреннего  - 48, 60 и 73 мм. При выборе диаметров  НКТ необходимо иметь в виду, что минимальный зазор между  внутренней обсадной колонны  и наружной поверхностью НКТ  должен составлять 12 ¸15 мм.