Снижение давления на забой с помощью компрессора

 

Снижение давления на забой с целью вызова притока с помощью компрессора является одним из наиболее распространенных способов.

Этот способ позволяет производить вызов притока при установленном на устье оборудовании и создавать значительные депрессии на пласт резко или плавно.

В зависимости от глубины скважины, прочности колонн и наличия оборудования снижение давления на забой осуществляют разными технологическими приемами:

вытеснением (заменой) части жидкости, находящейся в скважине, газом;

изменением направления потока сжатого газа;

применением пусковых отверстий и клапанов;

нагнетанием в скважину «газовых пачек»;

аэрированием жидкости;

промывкой пенами.

Каждый из этих приемов осуществляется по своей технологической схеме. При этом следует учитывать, что Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (ПБ 08-624-03) запрещают снижение уровня жидкости в эксплуатационной колонне с использованием воздуха [3].

9.3.1 Вытеснение жидкости газом

Наиболее распространенными в настоящее время на промыслах являются передвижные компрессорные установки УКП-80, с подачей 8 м³/мин и максимальным давлением 8,0 МПа.

Реже применяют установки КС-16-100 (КПУ-16-100) с подачей 16 м³/мин, давлением 10 МПа и КПУ-16-250 с той же подачей и давлением 25,0 МПа.

Зная диаметры эксплуатационной колонны и спущенных в скважину насосно-компрессорных труб, плотность находящейся в скважине жидкости, можно определить глубину H, до которой будет снижен уровень при использовании компрессоров различной мощности :

при закачивании газав затрубное пространство

				(9.1)
при закачивании газа в НКТ
				(9.2)
где	h1, h2   p   ρ Vз, Vт, Vк	–   –   – –	глубины снижения уровня соответственно в затрубном пространстве и НКТ, м; максимальное давление, создаваемое компрессором, МПа; плотность жидкости, находящейся в скважине, г/см3; объем единицы затрубного пространства, НКТ и колонны соответственно.

 

   Расчеты показывают, что

при использовании компрессора УКП-80 в скважине, заполненной водой,

с диаметром колонны 146 мм,

куда спущены НКТ диаметром 73 мм,

уровень можно снизить на 600 м, закачивая газ в затрубное пространство,

и на 200 м, закачивая газ в НКТ.

Когда

диаметр колонны 168 мм и

диаметр НКТ 73 мм,

глубины снижения уровня в затрубном пространстве и в трубах имеют значения 670 и 135 м соответственно.

Следовательно, не используя других приемов в работе, можно создать депрессию на пласт в 146-мм колонне 6,0 МПа и в 168-мм колонне – 6,7-7,0 МПа, если закачивать газ в затрубное пространство, и соответственно 2,0 и 1,4 МПа при закачивании газа в НКТ.

Для того, чтобы произошел прорыв газа через башмак насосно-компрессорных труб в заполненной жидкостью скважине, необходимо выполнить условие

				(9.3)
где	рпуск Н ρ	– – –	пусковое давление, МПа; глубина спуска НКТ, м; плотность жидкости, находящейся в скважине, г/см3.

 

Если статический уровень находится на каком-то расстоянии от устья, то пусковое давление определяют по эмпирическим формулам:

для закачки газа в затрубное пространство

(9.4)

 

для закачивании газа в НКТ

				(9.5)
где,	h D d	– – –	глубина спуска башмака труб под уровень, м; внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м; внутренний диаметр НКТ, м.

Заметим, что величина пускового давления для второго случая может быть значительно меньше, поскольку она зависит от отношения плотностей растворов в затрубном пространстве и трубах.

По формуле (10.16) можно вычислить максимальную глубину спуска башмака насосно-компрессорных труб под уровень жидкости при работе компрессором:

(9.6)

 

Для 146-мм колонны и 73-мм НКТ при р_пуск = 8,0 МПа эта величина равна 600 м. Путем вытеснения жидкости сначала из затрубного пространства, а затем из НКТ можно осуществить продувку скважин на большую глубину. Так, в 146-мм колонне при давлении 8,0 МПа уровень жидкости установится на глубине 600 м от устья.

Затем закачивают газ в НКТ. При давлении, близком к 8,0 МПа, начнется вытеснение воды из скважины, которая затем аэрируется и будет полностью замещена газом.