Рисунок 5. Замена НКТ на трубу меньшего диаметра. Таблица 4

Главная страница
Контакты

    Главная страница



Рисунок 5. Замена НКТ на трубу меньшего диаметра. Таблица 4



страница5/6
Дата10.01.2017
Размер1.33 Mb.
ТипАвтореферат


1   2   3   4   5   6

Рисунок 5. Замена НКТ на трубу меньшего диаметра.

Таблица 4. Параметры технологического режима работы скважины после

замены НКТ на трубы меньшего диаметра



Диаметр НКТ, см

Минимальное пластовое давление,

МПа

Рабочий дебит в исходный момент времени,

тыс. м3/сут.

Минимальный дебит устойчивой работы скважины, тыс.м3/сут.

15,3

1,57

157

157

10,0

1,45

105

57

7,6

1,42

62

27

6,2

1,41

38

19

Предположим, в «плохом» пласте давление уменьшилось до минимального значения, при котором скважина диаметром 15,3 см уже начинает задавливаться; тогда смена НКТ на трубу диаметром 10,0 см позволит продолжить эксплуатацию скважины до снижения пластового давления еще на 25 %; однако в случае «хорошего» пласта возможное снижение пластового давления после смены НКТ составит всего 5%. При этом замена НКТ на трубы меньшего диаметра, чем 10,0 см, как правило, приводит к резкому возрастанию потерь в стволе; по этой причине в ряде случаев переход к меньшему диаметру НКТ может привести даже к отрицательному результату.

На рисунке 5 представлены результаты расчета технологического режима работы скважины при замене НКТ на трубы различного диаметра. Для данных условий при pпл = 1,57 МПа и меньше скважина с трубой диаметром 15,3 см работать устойчиво не может. При выборе диаметра НКТ для замены следует руководствоваться расчетными параметрами технологического режима, которые представлены в таблице 4.

Из таблицы видно, что в рассматриваемом примере снижение диаметра до величин менее 10,0 см не целесообразно.



Снижение устьевого давления. Если понизить устьевое давление, например, путем подключения устьевого компрессора для единичной скважины или ввода дополнительной ДКС для группы скважин, то дебит газа первоначально увеличится, и скважину с НКТ диаметром 15,3 см можно будет эксплуатировать до снижения пластового давления на определенную величину; при этом величина минимального дебита также уменьшится. В таблице 5 представлены расчеты для «хорошего» и «плохого» пластов. Из таблицы можно сделать вывод, что снижение устьевого давления как техническое решение для продления периода устойчивой работы скважины более эффективно для пластов с высокими фильтрационными характеристиками.
Таблица 5. Расчетные результаты снижения устьевого давления для «хорошего» и «плохого» пластов.

Пласт

руст = 0,78 МПа

руст = 0,49 МПа

рпл мин, МПа

Q мин, тыс.м3/сут.

Q раб,

тыс.м3/сут.

р пл мин, МПа

Q мин,

тыс.м3/сут.

«Хороший»

0,95

125

250

0,65

99

«Плохой»

1,39

106

140

1,07

85


Газлифт. Было рассмотрено использование газлифта для продления срока работы обводняющейся скважины и повышения таким образом конечной газоотдачи.

Расчеты проводились для разных способов установления режима закачки газа по затрубью: поддержание устьевого давления на постоянном уровне, поддержание дебита закачки на постоянном уровне, поддержание постоянной величины потерь в стволе скважины. На рисунке 6 представлена иллюстрация работы газлифта в режиме поддержания постоянного давления закачки.



Из рисунка видно, что при закачке газа по затрубью забойное давление повышается за счет поступления дополнительного количества газа, соответственно приток газа из пласта уменьшается; однако без газлифта скважина вообще не работает. В таблице 6 представлены результаты расчета газлифта для «хорошего» и «плохого» пластов при работе скважины с НКТ диаметром 10,0 см; диаметр затрубья составляет 15,3 см. Из таблицы видно, что для «хорошего» пласта использование газлифта с трубой 10,0 может оказаться не эффективным.



Рисунок 6. Иллюстрация работы газлифта.
Таблица 6. Результаты расчета газлифта для «хорошего» и «плохого» пластов.

1   2   3   4   5   6

  • Диаметр НКТ, см Минимальное пластовое давление, МПа Рабочий дебит в исходный момент времени
  • Снижение устьевого давления.
  • Пласт р уст = 0,78 МПа р уст
  • /сут. Q раб , тыс.м 3 /сут. р пл мин
  • Рисунок 6