Глава 5 практическое применение гибких нкт.
5.1. Замена рабочей жидкости для заканчивания и/или капитального
ремонта скважин
При достаточно высоком пластовом давлении гибкие НКТ могут использоваться для замены рабочей жидкости при заканчивании или капитальном ремонте скважин на рабочую жидкость меньшей плотности с целью:
проведения перфорации при депрессии на продуктивный горизонт;
вызова притока из скважины.
5.2. Вызов притока из скважины с применением азота
5.2.1. Цель работ
Целью подобных работ является уменьшение плотности жидкости в стволе скважины для вызова притока и вывода скважины на стабильный режим эксплуатации после окончания этапа заканчивания скважины или необходимых ремонтных работ. Для этого применяется закачка азота. Фактически это метод газлифта.
С увеличением диаметра гибких НКТ особое внимание необходимо уделять правильному выбору производительности закачки азота и глубины спуска колонны гибких НКТ для закачки азота:
при слишком высокой производительности закачки азота в кольцевом пространстве между гибкими НКТ и эксплуатационной колонной НКТ возникают значительные силы трения. Это приводит к резкому росту забойного давления и потенциальной возможности поглощения рабочей жидкости в продуктивный горизонт, в результате чего метод газлифта может оказаться неэффективным;
при слишком низкой производительности закачки азота силы трения в кольцевом пространстве могут оказаться недостаточными для полного вытеснения находящейся в скважине жидкости, и метод газлифта может оказаться неэффективным.
Операции по вызову притока из скважины должны быть тщательно спланированы и выполнены во избежание возникновения резких скачков давления, что может привести к нарушению продуктивного горизонта.
Необходимо отметить, что эта методика может также применяться для частичного опорожнения скважины для проведения перфорации при депрессии на продуктивный горизонт.
5.2.2. Методика расчета работ (рис. 1)
5.2.2.1. Метод последовательных приближений
Рис. 1. Пример расчета вызова притока из скважины с применением азота
(из журнала "World Oil" за апрель 1994 года):
1 - глубина, фут; 2 - давление, фунт/дюйм; 3 - устьевое давление на поверхности (375 фунт/дюйм2 (26,25 кг/см2); 4 - градиент давления (0,434 фунт/дюйм2 - на 1 фут (0,1 кг/см2 на 1 м); 5 - дебит нефти 400 баррель/сут. (64 м3/сут.) при газожидкостном факторе 600 фут3/баррель (10,7 м3/ м3); 6 - внутренний диаметр НКТ 2,441" (62 мм); 7 - 400 баррелей нефти/сут. (64 м3/сут.); 8 - гибкие НКТ с наружным диаметром 1 1/4" (31,8 мм) и НКТ с внутренним диаметром 2,441" (62 мм); 9 - Р0 = 2750 фунт/дюйм2 (192 кг/см2); 10 - Pwf = 2250 фунт/дюйм2 (157,5 кг/см2); 11 - градиент давления вертикального потока; 12 - внутренний диаметр НКТ 2,441" (62 мм); 13 - дебит 400 баррель/сут. (64 м3/сут.); 14 - плотность нефти, 35° API (849,8 кг/м3); 15 - удельный вес газа, 0,25 (30 кг/м3); 16 - средняя температура выходящего из скважины потока жидкости, 120°F (48,9°С); 17 - кривая давления при эксплуатации скважины через эксплуатационную колонну НКТ при ∆Р = 500 фунт/дюйм2; 18 - кривая давления при закачивании жидкости глушения через кольцевое пространство снаружи колонны гибких НКТ при одинаковом пластовом давлении.
На основе данных об использовании и эксплуатации скважины построить график начальных давлений (IP) или начальной производительности (IPR) и существующие условия для пластового флюида в виде "Давление-Объем-Температура";
На основе дифференциального забойного давления (∆P = Pe - Pwf) построить, посредством компьютерных расчетов многофазного потока по методу Нодаля, кривую зависимости давления от глубины для различных значений газожидкостного фактора (GLR);
Выбрать кривую с подходящим значением устьевого давления при работающей скважине (FWHP);
Выбрать величину производительности закачки азота (в фут3/мин) и глубину спуска колонны гибких НКТ с учетом выбранного значения FWHP. Величина выбранной производительности (фут3/мин) отличается от указанного выше газожидкостного фактора (GLR), т. к.:
при вызове притока проходной диаметр в эксплуатационной колонне уменьшается за счет наличия в ней колонны гибких НКТ;
свойства добывающей пластовой жидкости отличаются от расчетных;
• Выбрать дроссель на линии выхода бурового раствора из скважины, соответствующий выбранной величине FWHP.
5.2.2.2. Ускоренный метод
Смотри Приложение IV: Необходимый объем азота для вызова притока.
5.2.3. Рабочие операции
Наиболее эффективным методом является спуск НКТ в скважину на низкой скорости 30 - 50 фут/мин (0,15 - 0,25 м/сек) и при постоянной производительности закачки азота 150 - 250 фут3/мин (70,65 - 117,75 л/сек).
Другой, менее эффективный метод, заключается в начале закачки азота после спуска колонны НКТ на глубину 500 футов (152,4 м) ниже уровня жидкости в скважине. Применение такого метода с промежуточной закачкой необходимо избегать, т.к. это вызывает резкие скачки давления в зоне продуктивного горизонта.
Основные рекомендации:
Отводная линия должна быть оборудована регулируемым дросселем, отрегулированным на соответствующую величину устьевого давления при работающей скважине;
Отводная линия должна быть жестко закреплена на поверхности земли;
Скорость спуска колонны гибких НКТ в скважину должна составлять 30-50 фут/мин (0,15-0,25 м/сек);
Начинать закачку азота сразу после спуска колонны гибких НКТ ниже уровня жидкости в скважине;
Начинать закачку азота с производительностью 150 фут3/мин (70,65 л/сек), постепенно увеличивая ее до максимальной величины 250 фут3/мин (117,75 л/сек):
для предотвращения неполного вытеснения имеющейся в скважине жидкости и поддержания несущей способности рабочей жидкости;
конкретный диапазон производительности закачки будет зависеть от площади кольцевого зазора.
• Наблюдать и регистрировать давление и расход на выходе из скважины. При увеличении притока на выходе остановить спуск гибких НКТ:
при увеличении притока нефти на выходе постепенно уменьшить производительность закачки азота и провести наблюдение за поведением скважины;
при дальнейшем увеличении притока нефти из скважины необходимо немедленно начать подъем гибких НКТ из скважины с уменьшением производительности закачки азота.