1 Фонтанирование скважин под действием гидростатического напора

• Название: 1 Фонтанирование скважин под действием гидростатического напора
• Дата: 05.09.2022
• Размер: 106 Kb.
• Имя файла: Fontannoe_burenie.doc
• Тип: Документы; #663599

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

Фп-211

Введение

Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений представляет собой процесс подъема нефти, газа или газожидкостной смеси на поверхность с помощью эксплуатационных скважин, а также поддержание оптимального режима их работы.

Существует несколько способов эксплуатации скважин: фонтанная, компрессорная и эксплуатация скважин штанговыми глубинными насосами.

Наиболее удобным и выгодным способом эксплуатации скважин является фонтанная эксплуатация. При этом способе эксплуатации подъем газожидкостной смеси от забоя на поверхность происходит под действием природной энергии. При фонтанной эксплуатации подъем газонефтяной 

смеси осуществляется по колонне насосно-компрессорных труб, которые спускают в скважину перед освоением. На устье монтируют фонтанную арматуру (соединение различных тройников, крестовин и запорных устройств), предназначенную для подвешивания колонны.

Компрессорную эксплуатацию скважин можно рассматривать как искусственное продолжение процесса фонтанирования. При этом способе к пластовому газу в скважину с поверхности подводится газ или воздух, сжатый на компрессорной станции. Если подводится газ, то способ эксплуатации называется газлифтным, если воздух – эрлифтным. Иногда в качестве рабочего агента применяется газ из газовых пластов высокого давления, который не требуется дополнительно сжимать в компрессорах. В этом случае способ эксплуатации называется бескомпрессорным газлифтом.

Наиболее распространенный способ добычи нефти – с помощью глубинных насосов. Различают штанговые и бесштанговые насосы. Глубинные штанговые насосы изготовляют двух видов: 1) трубные (невставные); 2) вставные.

1.1.Фонтанирование скважин под действием гидростатического напора.

Фонтанирование скважин обычно происходит на вновь открытых месторождениях нефти, когда запас пластовой энергии велик, т. е. давление на забоях скважин достаточно большое, чтобы преодолеть гидростатическое давление столба жидкости в скважине, противодавление на устье и давление, расходуемое на преодоление трения, связанное с движением этой жидкости. Общим обязательным условием для работы любой фонтанирующей скважины будет следующее основное равенство:

                                   (1)

где Рс — давление па забое скважины; Р_г, Р_тр, Ру— гидростатическое давление столба жидкости в скважине, рассчитанное по вертикали, потери давления на трение в НКТ и противодавление на устье, соответственно.

Различают два вида фонтанирования скважин:фонтанирование жидкости, не содержащей пузырьков газа,—артезианское фонтанирование;

фонтанирование жидкости, содержащей пузырьки газа, облегчающего фонтанирование,— наиболее распространенный способ фонтанирования.

Артезианский способ встречается при добыче нефти редко, Он возможен при полном отсутствии растворенного газа в нефти и при забойном давлении, превышающем гидростатическое давление столба негазированной жидкости в скважине. При наличии растворенного газа в жидкости, который не выделяется благодаря давлению на устье, превышающему давление насыщения, и при давлении па забое, превышающем сумму двух давлений: гидростатического столба негазированной жидкости и давления на устье скважины.

Поскольку присутствие пузырьков свободного газа в жидкости уменьшает плотность последней и, следовательно, гидростатическое давление такого столба жидкости, то давление на забое скважины, необходимое для фонтанирования газированной жидкости, существенно меньше, чем при артезианском фонтанировании.

 1.2.Артезианское фонтанирование

Теоретическое описание процесса артезианского фонтанирования практически не отличается от расчета движения однородной жидкости по трубе.

Давление на забое скважины Р_спри фонтанировании определяется уравнением (1), в котором гидростатическое давление столба жидкости благодаря постоянству плотности жидкости определяются простым соотношением

                                     (2)

где  — средняя плотность жидкости в скважине; Н — расстояние по вертикали между забоем (обычно серединой интервала перфорации) и устьем скважины. Для наклонных скважин



где L
— расстояние от забоя до устья вдоль оси наклонной скважины;   — средний зенитный угол кривизны скважины.

Для наклонных скважин, имеющих на разных глубинах различный угол кривизны , расстояние Н необходимо определять разделением глубины скважины на интервалы и суммированием проекций этих интервалов на вертикальную ось:

(3)

где — длина i-ro интервала;  — угол кривизны -го интервала;  п — число интервалов, на которое разбивается, общая глубина скважины.

При движении жидкости по НКТ она охлаждается и ее плотность немного изменяется. Поэтому необходимо в расчетах принимать среднюю плотность

                                              (4)

                                                            

где Р_с, Р_у — плотность жидкости при термодинамических условиях забоя и устья скважины, соответственно.

При фонтанировании обводненной нефтью плотность жидкости подсчитывается как средневзвешенная

               (5)

где n — доля воды в смеси (обводненность);  — плотность нефти и воды в условиях забоя (с) и устья (у) соответственно. Иногда в результате недостаточной скорости восходящего потока жидкости и оседания воды обводненность п вдоль ствола скважины бывает неодинаковой. Например, между забоем и башмаком НКТ в интервале, где жидкость движется по всему сечению обсадной колонны с малой скоростью, обводненность может быть больше. В таких случаях всю расчетную глубину скважины необходимо разбивать на соответствующие интервалы. Заметим, что погрешности в определении гидростатического давления существенно влияют на все результаты расчета, так как оно преобладает в общем балансе давлений и составляет 95—98 % от величины Р_с.

Противодавление на устье скважины Р_уопределяется ее удаленностью от групповой замерной установки, давлением в этой установке или размером штуцера (местного сопротивления), обычно устанавливаемого на выкидной линии фонтанирующей скважины для регулирования ее дебита. При широко распространенных в настоящее время однотрубных, герметизированных системах нефтегазосбора давления на устье Р_убывает большим, достигая иногда нескольких мегапаскалей.

 1.3.Фонтанирование за счет энергии газа

Это наиболее распространенный способ фонтанирования нефтяных скважин. Уже было отмечено, что при артезианском фонтанировании в фонтанных трубах движется негазированная жидкость (нефть), поэтому, чтобы преодолеть гидростатическое давление столба такой жидкости, забойное давление должно быть достаточно высоким.

При фонтанировании за счет энергии газа плотность столба ГЖС в фонтанных трубах мала, поэтому гидростатическое давление столба такой смеси будет меньше. Следовательно, и для фонтанирования скважины потребуется меньшее забойное давление. При движении жидкости по НКТ от забоя к устью давление уменьшается, и на некоторой высоте оно становится равным давлению насыщения Р_нас, а выше — ниже давления насыщения. В зоне, где Р<Р_нас, из нефти выделяется газ, причем этого газа становится тем больше, чем меньше давление, т. е. чем больше разница давлений Таким образом, нефть при фонтанировании разгазируется в результате выделения из нее растворенного газа, перехода его в свободное состояние и образования ГЖС с плотностью, существенно меньшей плотности чистой нефти. В описанном случае фонтанирование будет происходить при давлении на забое скважины, превышающем давление насыщения (Р_с>Р_нас), и газ будет выделяться на некоторой высоте в НКТ.

Возможен другой случай, когда фонтанирование происходит при давлении на забое скважины ниже давления насыщения (Р_с<Р_нас). При этом на забой скважины вместе с нефтью поступает свободный газ, к которому, по мере подъема нефти по НКТ, добавляются дополнительные порции свободного газа, выделяющегося из нефти при снижении давления. Масса свободного газа, приходящегося на единицу массы жидкости, по мере подъема увеличивается. Объем свободного газа также увеличивается за счет его расширения. В результате газонасыщенность потока возрастает, а его плотность соответственно снижается.

Таким образом, фонтанирование скважины может происхо­дить при давлении на забое Р_свыше или ниже давления насы­щения Р_нас.

Рис. 1 Схема скважин при фонтанировании а — при давлении на забое меньше давления насыщения (Рс <Рнас): б при давлении на забое больше давле­ния насыщения (Рс>Рнас)

Рассмотрим  два случая фонтанирования. I. Рс<Рнас (рис. 1, а).

Свободный газ имеется на самом забое. К башмаку фонтанных труб будет двигаться газожидкостная смесь. При работе такой скважины основная масса пузырьков газа будет увлекаться потоком жидкости и попадать в фонтанные трубы. Однако часть пузырьков, двигающихся непосредственно у стенки обсадной колонны, будет проскальзывать мимо башмака НКТ и попадать в межтрубное пространство. В межтрубном пространстве выше башмака движения жидкости не происходит. Поэтому пузырьки газа в нем будут всплывать, достигать уровня жидкости и пополнять газовую подушку в межтрубном пространстве. Таким образом, при фонтанировании, когда Р_c<Р_нас, создаются условия для непрерывного накопления газа в межтрубном пространстве. Интенсивность этого процесса зависит от многих факторов.

1. От скорости восходящего потока ГЖС, т. е. от дебита скважины. Чем больше дебит, тем меньше газа попадает в межтрубноепространство.

2. От величины зазора между обсадной колонной и фонтанными трубами.

3. От количества и величины газовых пузырьков, что в свою очередь зависит от разницы между давлением насыщения и давлением у башмака.

4. От вязкости жидкости.

Накопление газа в затрубном пространстве приводит к увеличению давления Р_зи соответствующему понижению уровня жидкости hна такую величину, чтобы давление на забое Р_с согласно уравнению оставалось бы постоянным. Этот процесс будет продолжаться до тех пор, пока уровень жидкости в межтрубном пространстве не опустится до башмака фонтанных труб. После этого процесс стабилизируется. Непрерывно возрастающее давление на устье межтрубного пространства после достижения максимума стабилизируется. В этом случае, возможно, достаточно точно определить давление у башмака фонтанных труб Р_б, а также и давление на забое Р_с по давлению на устье в межтрубном пространстве Р_зне прибегая к трудоемкому процессу спуска манометра в скважину. Давление Рз замеряется па устьеманометром. Здесь  — плотность газа при стандартных условиях Р_о и Т_о; Т_ср — средняя температура в затрубном пространстве; z
— коэффициент сжимаемости газа для условийР_зи Т_ср.

Таким образом, в фонтанирующей скважине при условии Р_с<Р_насуровень жидкости в межтрубном пространстве обязательно должен устанавливаться у башмака НКТ после выхода работы скважины на установившийся режим. Однако это справедливо, если нет утечки газа из обсадной колонны из-за ее недостаточной герметичности или неплотностей в арматуре и колонной головки. При наличии утечек уровень жидкости мо­жет стабилизироваться в межтрубном пространстве на некоторой высоте, обусловливая такое давление на устье, при котором утечки газа сравниваются с его поступлением от башмака фонтанных труб.

II - P_с>P_нас(РИС.1, б).

Свободный газ в этом случае не накапливается в затрубиом пространстве, так как нет условий для его проскальзывания у башмака фонтанных труб. В самих трубах газ начнет выделяться на некоторой высоте от башмака, где давление станет равным давлению насыщения. Поскольку при работе скважины обновление жидкости в затрубном пространстве не происходит, то не возникают и условия для пополнения газа. Из объема нефти, находящейся в затрубном пространстве, частично выделится растворенный газ, после чего вся система придет в равновесие. Уровень жидкости в этом случае будет находиться на некоторой глубине h. Различным положениям уровня будет соответствовать различное давление Р_з. В этом случае вследствие неопределенности величины h
становится невозможным определение забойного давления Р_спо величине Рз.

Заключение


Оборудование устья и забоя представляет собой совокупность фильтра, хвостовика, муфты, колонного патрубка, фланца и фонтанной или компрессорной арматуры. В настоящее время это оборудование применяется при всех способах эксплуатации залежи.

Для определения различных параметров фильтрации проводится исследование скважин. Сущность этих исследований состоит в том, что несколько раз изменяют дебит скважин и каждый раз, когда режим установится, замеряют забойное давление; в случае же нагнетательных скважин изменяют их расход, дожидаются, пока режим установится, и замеряют расход воды и давление нагнетания. Далее строятся кривые зависимости дебитов от депрессии или забойных давлений, называемых индикаторной диаграммой. Цель проводимых исследований состоит в определении коэффициента проницаемости, пьезопроводности и гидропроводности. А регулировочные кривые строятся для установления оптимального режима работы скважин.

После окончания бурения нефтяных скважин до начала их эксплуатации необходимо провести освоение скважин. Процесс освоения осуществляется, во–первых, для очистки забоя от грязи и обломков породы; и во–вторых, для уменьшения удельного веса жидкости, оставшейся в скважине после бурения. На практике применяются несколько способов освоения. Приемлемость того или иного вида освоения зависит того, каким способом по проекту будет эксплуатироваться данная скважина, а также от ряда других свойств продуктивных толщ и находящихся в них флюидов.

Список использованной литература:


1.     В.М. Муравьев. Спутник нефтяника. -М.: Недра, 1977. – 304 с.

2.     П.Н. Лаврушко. Подземный ремонт скважин. -М.: Недра, 1968. – 412с.

3.     А.И. Жуков, Б.С. Чернов, М.Н. Базлов. Эксплуатация нефтяных месторождений. -М.: Гостоптехиздат, 1961. – 494 с.

Лист