Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

Касательная, проведенная из начала координат к линии Q, определяет точку касания 1, соответствующую такому дебиту газлифтной скважины, при котором удельный расход нагнетаемого газа Rн = Vг / Q минимальный. На том же рисунке показана кривая Rн(Vг), на которой точка 2 соответствует (Rн)min. Точка 3 на кривой Q(Vг) характеризует максимальный дебит жидкости, который может быть получен, если не накладывать никаких ограничений на расходуемое количество газа и на к. п. д. его использования. Точка 4 на кривой Rн(Vг) соответствует удельному расходу газа при максимальной подаче газлифтного подъемника. При установлении режима работы скважины по данным ее исследования кроме дебита жидкости необходимо также учитывать рабочее давление газа, его ресурсы и к. п. д. процесса. По полученным таким способам данным можно построить индикаторную линию притока, однако достоверность ее будет тем меньше, чем больше расстояние между башмаком и забоем и чем больше пластовый газовый фактор. Дело в том, что по показанию манометра, замеряющего устьевое рабочее давление Рр, и по барометрической формуле, можно достаточно точно определить давление у башмака труб Рб. Потери давления на трение газа при его движении от устья до башмака обычно малы (при глубине скважины 1000 м, расходе газа 10000 м3/сут (средний - реальный расход), диаметре обсадной колонны 168 мм, диаметре НКТ 73 мм, Ру = 5 МПа потери на трение составляют 0,07 МПа.). В крайнем случае их нетрудно определить по соответствующим формулам, используемым при расчете систем транспортирования газа по трубопроводам.

Таким образом, величина Рб определяется достаточно надежно. Для перехода от Рб к давлению на забое скважины Рс необходимо учесть гидростатическое давление в интервале между башмаком труб и забоем скважины, так как


где ρ - с чертой средняя плотность ГЖС между забоем Н и башмаком труб L. Кроме того, в интервале (Н - L) происходят потери давления на трение, которые, вообще говоря, невелики и поддаются оценке с помощью формул трубной гидравлики. Наибольшие затруднения возникают при определении р, и чем больше пластовый газовый фактор, тем больше погрешности в оценке средней плотности р на интервале Н - L. Дополнительные погрешности возникают в случае движения обводненной нефти, так как в этом случае из-за большей плотности воды по сравнению с нефтью возникает отрицательная относительная скорость воды по отношению к нефти, и достоверный учет этих явлений затруднителен. Применяя численные методы построения кривой распределения давления Р(х) от башмака с дав лением RQ по методу .сверху вниз, можно определить забойное давление рс, так как


где ΔРi рассчитывается, например, по методике, изложенной в главе 7.

Рассчитав по формуле (9.63) или (9.64) давление на забое Рс при различных режимах работы газлифтной скважины и зная дебиты Qi, соответствующие этим режимам, можно построить график Q(Рc), т. е. индикаторную линию, и путем ее математической обработки получить общее уравнение притока жидкости или раздельно нефти, газа и воды для данной скважины. При установке на колонне НКТ нескольких дифференциальных пусковых клапанов и при изменении давления газа в подводящем газопроводе эти клапаны могут работать как рабочие. Поэтому при колебаниях давления газа или давления в пласте (например, при изменении темпа нагнетания воды в ближайшие нагнетательные скважины) поступление газа в НКТ газлифтной скважины может происходить не через башмак, а через какой-нибудь пусковой клапан, который начнет выполнять функции рабочего