Фонтанирование нефтяной скважины
 Скачать 7.36 Mb.
|
1 2 Введение Фонтанирование нефтяной скважины - это процесс движения нефти от ее забоя к устью, происходящий под действием пластовой энергии. Фонтанирование нефтяных скважин возможно, если забойное давление равно или превышает так называемое давление фонтанирования, определяемое по известным методикам расчета. Известно, что чем выше степень обводненности добываемой жидкости и чем выше давление на устье скважины, тем более высокое забойное давление необходимо поддерживать в скважине, чтобы она фонтанировала. Фонтанным называется способ эксплуатации скважин, при котором подъем нефти или смеси нефти с газом от забоя на поверхность осуществляется за счет природной энергии. Фонтанирование может происходить под влиянием гидростатического напора, когда давление столба жидкости, заполняющей скважину, меньше пластового давления или энергии расширяющегося газа, или того и другого вместе. Причем, фонтанирование только за счет гидростатического давления пласта - явление редкое. В основном главную роль в фонтанировании скважин играет газ, содержащийся вместе с нефтью в пласте. Это справедливо и для месторождений с выраженным водонапорным режимом, когда в пластовых условиях газ полностью растворен в нефти и в пласте движется однородная жидкость. Свободный газ из нефти в этом случае выделяется в подъемных трубах на глубине, где давление ниже давления насыщения нефти газом. Т.е., подъем нефти в скважине происходит за счет гидростатического напора и энергии сжатого газа, проявляющейся в верхней части скважины. На соответствующей давлению насыщения нефти газом глубине, он начинает выделяться из нефти в виде мельчайших пузырьков. По мере продвижения вверх объем пузырьков газа увеличивается и плотность смеси жидкости и газа становится меньше. Общее давление столба газожидкостной смеси на забой скважины становится меньше пластового, что вызывает самоизлив нефти, т. е. фонтанирование скважины. При всех способах эксплуатации подъем жидкости и газа на поверхность происходит по трубам небольшого диаметра, спускаемым в скважины перед началом их эксплуатации. Эти трубы называются насосно-компрессорными. В зависимости от способа эксплуатации их также называют фонтанными, компрессорными, насосными, подъемными (лифтовыми). Стандартом предусмотрено изготовление насосно-компрессорных труб следующих условных Ø (по внешнему диаметру): 33, 42, 48, 60,73,89, 102 и 114 мм с толщиной стенок от 3,5 до 7 мм при длине одной трубы 5-8,5 м (в среднем 8 м). Трубы бесшовные, цельнотянутые из сталей высокопрочных марок с одинаковой резьбой на концах каждой трубы. При фонтанной эксплуатации в большинстве случаев применяют насосно-компрессорные трубы Ø 60, 73 и 89 мм, а для высокодебитных скважин - диаметрами 102 и 114 мм. Трубы спускают до фильтра. Целесообразность применения подъемных труб при фонтанной эксплуатации обосновывается следующим: 1. Облегчаются работы по освоению скважины, так как два самостоятельных каналов в ней (подъемные трубы и затрубное пространство) позволяют заменять глинистый раствор в стволе более легкой жидкостью (вода, нефть). Кроме того, подъемные трубы позволяют осваивать скважину при помощи компрессора. 2. Рациональное использование энергии расширяющегося газа, так как при подъеме смеси по каналу с незначительной площадью поперечного сечения (подъемные трубы) резко сокращаются потери нефти при отекании ее по стенкам труб и уменьшаются потери на трение в результате скольжения газа. Кроме того, из нефти выделяется меньшее количество газа, чем при фонтанировании через эксплуатационную колонну. Поэтому фонтанирование может происходить при небольшом значении пластового давления. Использование подъемных труб самого малого диаметра - один из способов продления фонтанирования малодебитных скважин. 3. Предотвращается образование песчаных пробок на забое скважин, так как большие скорости газонефтяной струи в трубах меньшего сечения обеспечивают полный вынос на поверхность песка из скважины. 4. Облегчается борьба с отложениями парафина, образующимися при добыче нефтей, в которых содержится значительное количество парафина. Устье фонтанных скважин оборудуют прочной стальной арматурой (трубной головки и фонтанной елки). Трубная головка предназначена для подвески фонтанных труб и герметизации межтрубного пространства, фонтанная елка - для направления газожидкостной струи в выкидные линии и для регулирования и контроля работы скважин. Фонтанные елки испытываются на давление, вдвое большее рабочего паспортного. Фонтанные арматуры различают по конструктивным и прочностным признакам: 1) по рабочему давлению – в России выпускается фонтанная арматура, рассчитанная на давление от 7 до 105 МПа; 2) по размерам проходного поперечного сечения ствола - от 50 до 150 мм; 3) по конструкции фонтанной елки - крестовые и тройниковые; 4) по числу спускаемых в скважину рядов труб - однорядные и двухрядные; 5) по виду запорных устройств - с задвижками или с кранами. Фонтанная арматура с диаметрами ствола, равными 100 и 150 мм, предусмотрена для высокодебитных нефтяных и газовых скважин (рис. 81, 82). Арматуру с рабочим давлением 105 МПа используют для сверхглубоких скважин или скважин с аномально высоким пластовым давлением, для фонтанных нефтяных скважин применяют арматуру с рабочим давлением 7-35 МПа. Освоение и пуск в эксплуатацию фонтанной скважины проводится при установленной на ее устье фонтанной арматуры и спущенных фонтанных трубах одним из следующих способов: заменой жидкости, заполняющей ствол скважины после бурения, на более легкую, например, глинистого раствора на воду, воды на нефть - промывка; насыщение заполняющей скважину жидкости газом или воздухом, нагнетаемым с поверхности, продавка сжатым газом (воздухом); заменой жидкости в скважине на газожидкостную смесь - аэрация. 1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 1.1 Эксплуатация фонтанных скважин 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:  (1.1)где Рс - давление на забое скважины; Рг, Ртр, Ру - гидростатическое давление столба жидкости в скважине, рассчитанное по вертикали, потери давления на трение в НКТ и противодавление на устье, соответственно. 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 на 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 Виды 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 на 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. 1.2.1 Артезианское фонтанирование Теоретическое описание процесса артезианского фонтанирования практически не отличается от расчета движения однородной жидкости по трубе. Давление на забое скважины Рс при фонтанировании определяется уравнением (1.2.1), в котором гидростатическое давление столба жидкости благодаря постоянству плотности жидкости определяются простым соотношением  (1.2.1)где ρ - средняя плотность жидкости в скважине; Н - расстояние по вертикали между забоем (обычно серединой интервала перфорации) и устьем скважины. Для наклонных скважин  (1.2.2)где L - расстояние от забоя до устья вдоль оси наклонной скважины; α - средний зенитный угол кривизны скважины. Для наклонных скважин, имеющих на разных глубинах различный угол кривизны αi, расстояние Н необходимо определять разделением глубины скважины на интервалы и суммированием проекций этих интервалов на вертикальную ось:  (1.2.3)где ΔLi - длина i - го интервала; αi - угол кривизны i - го интервала; n - 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  (1.2.4)где ρс, ρу - плотность жидкости при термодинамических условиях забоя и устья скважины, соответственно. При фонтанировании обводненной нефтью плотность жидкости подсчитывается как средневзвешенная  , (1.2.5)где n - доля воды в смеси (обводненность); ρн, ρв - плотность нефти и воды в условиях забоя (с) и устья (у) соответственно. Иногда в результате недостаточной скорости восходящего потока жидкости и оседания воды обводненность n 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 Pс. Противодавление на устье скважины Pу определяется 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 Pу бывает большим, достигая иногда нескольких мегапаскалей. Потери давления на трение Pтр определяются по обычным формулам трубной гидравлики, а именно  (1.2.6)Заметим, что в формуле (1.2.6) L - не глубина скважины, а длина НКТ вдоль оси скважины. Лишь в вертикальных скважинах эти величины совпадают, поэтому при наклонных скважинах важно учитывать это различие. Скорость жидкости в НКТ Сж определяется обычно через объемный коэффициент жидкости и ее плотность для средних термодинамических условий в НКТ:  (1.2.7)где Qн, Qв - дебит нефти и воды скважины, приведенный к стандартным условиям; ρн, ρв - плотности нефти и воды при стандартных условиях; bн, bв - объемные коэффициенты нефти и воды для средних условий в НКТ; f - площади сечения НКТ (или обсадной колонны для интервала от забоя до башмака НКТ). При подсчете потерь на трение необходимо учитывать, что диаметр НКТ d существенно влияет на величину Pтр. Это означает, что при уменьшении диаметра НКТ на 10 %, например за счет покрытия внутренней поверхности эпоксидными смолами, стеклом или в результате отложения парафина потери на трение возрастут в 1,61 раза. Величины коэффициента сопротивления λ определяются через число Рейнольдса по соответствующим графикам или аппроксимирующим формулам. Если такие величины, как Сж, d и ρ, необходимые для определения числа Re оцениваются достаточно точно, то для подсчета вязкости жидкости μ, особенно при движении по НКТ обводненной нефти или эмульсии, нет достаточно точных формул. Вязкость обводненной нефти зависит не только от вязкости компонентов (нефти и воды), но и от дисперсности эмульсии. Тем не менее для оценки этой величины можно рекомендовать следующую приближенную формулу Гатчика и Сабри:  (1.2.8)где μэ - динамическая вязкость эмульсии; μвс - динамическая вязкость внешней дисперсной среды (для эмульсии типа вода в нефти μвс - вязкость нефти, для эмульсии типа нефть в воде μвс - вязкость воды); φ - отношение объема внутренней дисперсной фазы к объему внешней. При пользовании формулой (1.2.8) следует иметь в виду, что при обводненности нефти 60 - 70 % происходит инверсия эмульсий, т. е. замещение внешней и внутренней фаз. Поэтому формула (1.2.8) в представленном написании справедлива для эмульсии с содержанием воды, не превышающим указанных пределов. При большем водосодержании в формулу (1.2.8) вместо μвс необходимо подставить вязкость внешней среды, которой становится в этом случае вода, и вместо (р подставлять объемное отношение нефти к воде. Коэффициент сопротивления λ зависит от режима течения. Установлено, что при Re < 1200 течение ламинарное, при Re > 2500 - турбулентное и при 1200 < Rе < 2500 - так называемая переходная зона. При ламинарном движении  (1.2.9)При турбулентном движении  (1.2.10)Для переходной зоны имеется много различных аппроксимирующих формул. Достаточно надежные результаты для λ получаются по формуле  (1.2.11)Причем формулу (1.2.11) .можно использовать не только для переходной зоны, так как она рекомендована для 1200 < Re < 50000. Как известно, приток жидкости из пласта в скважину может быть определен общим уравнением притока  (1.2.12)Решая относительно Pс, получим  (1.2.13)При совместной работе пласта и фонтанного подъемника на забое скважины устанавливается общее забойное давление, определяющее согласно (1.2.12) такой приток жидкости, который фонтанные трубы будут в состоянии пропустить при данной глубине скважины, противодавлении на устье, диаметре труб и т. д. Для определения этого притока приравняем правые части уравнений (1.2.1) и (1.2.13)  (1.2.14)Левая часть равенства зависит от Q, так как Ртр и Ру зависят от расхода. С увеличением расхода трение и противодавление возрастают, тогда как Рг не зависит от Q. Введем в левую часть (1.2.14) некоторую функцию от Q. Тогда  (1.2.15)Из этого равенства надо найти Q, которое обращало бы (2.15) в тождество. Для этого, задаваясь различными значениями Q, вычисляем левую часть равенства (1.2.15)  (1.2.16)и правую часть равенства  (1.2.17)Далее строятся два графика А(Q) и В(Q). С увеличением Q величина А должна возрастать, а величина В уменьшаться, как показано на рис. 1.1.  Рис. 1.1 Совместное решение уравнения работы подъемника A(Q) и уравнения притока жидкости из пласта в скважину B(Q) Точка пересечения линий А(Q) и В(Q) определит условие совместной работы пласта и фонтанного подъемника, т. е. даст дебит скважины Qc и соответствующее этому дебиту забойное давление Рс. Подобные расчеты могут быть сделаны для труб различного диаметра, а также и для условий фонтанирования через межтрубное пространство. Из найденных решений может быть выбрано то, которое лучше отвечает технологическим условиям разработки и эксплуатаппи месторождения. 1.2.2 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 Рнас, а выше - ниже давления насыщения. В зоне, где Р < Рнас, из нефти выделяется газ, причем этого газа становится тем больше, чем меньше давление, т. е. чем больше разница давлений ΔР = Рнас - Р. 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 (Рс > Рнас), и газ будет выделяться на некоторой высоте в НКТ. Возможен другой случай, когда фонтанирование происходит при давлении на забое скважины ниже давления насыщения (Рс < Рнас). 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 Рс выше или ниже давления насыщения Рнас. Сделаем несколько предварительных общих определений. Очевидно, давление на забое фонтанной скважины в любом случае будет равно  (1.2.18)где Рб - давление у башмака НКТ при фонтанировании скважины с постоянным дебитом, Р = (Н - L)·ρ·g - гидростатическое давление столба жидкости между башмаком и забоем высотой Н - L, где Н - глубина скважины, L - длина НКТ; ρ - средняя плотность жидкости в этом интервале. С другой стороны, то же давление на забое Рс может быть определено через уровень жидкости в межтрубном пространстве  (1.2.19)где Р1 = hρg - гидростатическое давление столба жидкости в межтрубном пространстве; Р2 = Рз + ΔР - давление газа, находящегося в межтрубном пространстве, на уровень жидкости, Рз - давление газа в межтрубном пространстве на устье скважины; ΔР - гидростатическое давление столба газа от уровня до устья. Очевидно,  ,где ρг - средняя плотность газа в межтрубном пространстве. Запишем (8.19) в развернутом виде:  (1.2.20)В скважине, фонтанирующей с постоянным дебитом, давление на забое Рс должно быть постоянным. Поэтому изменение высоты столба h в затрубном пространстве должно сопровождаться изменением давления на устье Рз так, чтобы сумма слагаемых согласно (1.2.20) была бы постоянной. Поэтому необходимо, чтобы уменьшение h сопровождалось увеличением давления газа Рз и наоборот. Рассмотрим теперь два случая фонтанирования. Рс < Рнас (рис. 1.2,a).  Рис. 1.2 Схема скважин при фонтанировании а - при давлении на забое меньше давления насыщения (Рс < Рнас); б - при давлении на забое больше давления насыщения (Рс > Рнас) фонтанный скважина артезианский пласт 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 Рс < Рнас, 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 межтрубное пространство. 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 Рз и соответствующему понижению уровня жидкости h на такую величину, чтобы давление на забое Рс согласно уравнению (2.20) 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 Рб, а также и давление на забое Рс по давлению на устье в межтрубном пространстве Рз, не прибегая к трудоемкому процессу спуска манометра в скважину. Давление Рззамеряется на устье манометром. Тогда давление у башмака будет равно  (1.2.21) - плотность газа.Здесь ρо - плотность газа при стандартных условиях Ро и То; Тср - средняя температура в затрубном пространстве; z - коэффициент сжимаемости газа для условий Рз и Тср. Второе слагаемое в формуле (1.2.21) может быть определено несколько точнее по барометрической формуле. Давление на забое скважины Рс будет больше Рб на величину гидростатического давления столба жидкости между забоем и башмаком фонтанных труб Р и может быть определено по формуле (1.2.18). При больших расстояниях между забоем и башмаком НКТ (превышающих 50 - 100 м) в вычисление Рс вносится погрешность за счет недостоверности величины средней плотности ГЖС между башмаком и забоем - Р. В таких случаях величину Р необходимо определять методами, изложенными в теории движения газожидкостных смесей. Таким образом, в фонтанирующей скважине при условии Рс < Рнас уровень 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. Свободный газ в этом случае не накапливается в затрубном 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 в соответствии с выражением (1.2.20). Различным положениям уровня будет соответствовать различное давление Pз. В этом случае вследствие неопределенности величины h становится невозможным определение забойного давления Рс по величине Рз. 1.3 Фонтанное оборудование Фонтанное оборудование: К наземному оборудованию относят фонт-ю арматуру и манифольд. Фон-й арматурой обор-т фонтанные неф. и газ. скв. Ее устанавливают на кол-ую головку..Фонт-е арматуры различают по конструктивным и прочностным признакам. Эти признаки вкл-т в шифр фонт-й арматуры Фонт-я арматура вкл-т трубную головку и фонт-ю елку с запорными и регулирующими устройствами. Трубная головка предназначена для подвески НКТ и герметичности пространств между ними и обсадной экспл-й колонной. Фонт-я елка предназначена для направления потока в выкидную линию, а также для регулирования и контроля работы скв. Она может включать либо 1 или 2 тройника (одно- или двухъярусная тройн-я арматура), либо крестовину (крестовая арматура) Двухструнная (двухъярусная тройная и крестовая) конструкция елки целесообразна в том случае, если нежелательны остановки скважины, причем рабочий являетя верхняя или любая боковая струны, а первое от ствола запорное устройство — запасным. Сверху елка заканчивается колпаком (буфером) с трехходовым краном и манометром. Для спуска в рабочую СКВ. приборов и устройств вместо буфера ставится лубрикатор. Фонт-ю арматуру можно монтировать на устье скв автоматическими кранами, а также при помощи подъемных механизмов. На выкидных линиях после запорных устройств для регулир-я режима работы скв ставят регулирующие устройства (штуцер), обеспечивающие дросселирование потока вследствие изменения площади проходного сечения. Они подразделяются на нерегулируемые и регулируемые. Герметичность обеспечивается резиновыми уплотнениями. Устьевое (до штуцера) и затрубное Р измеряют с помощью манометров. Манифольд предназначен для обвязки фонт-й арматуры с выкидной линией (шлейфом), подающей продукцию на групповую замерную установку. Манифольд монтируют в зависимости от местных условий и технологии эксплуатации. В общем случае они обеспечивают обвязку двух струн с шлейфом, струн с затрубным пространством, струн и затрубного пространства с факелом или амбаром. К подземному обор-ю отн-я НКТ, кот прим-т при всех способах экспл-и скв. Их предусм-т изг-е 4 типов стальных бесшовных НКТ: гладких; с высаженными наружу концами; гладких высокогерм-х и безмуфтовых с высаженными наружу концами. При экспл-и фонт-х скв нах-т прим-е комплексы обор-я для предупр-я откр-х фонтанов (типа КУСА и КУСА-Э). Они могут обслуживать от одной до восьми скважин и обесп-т герметичное перекрытие ствола скв в случае разгерм-и устья, при откл-и параметров (давления, дебита) работы скв от зад-х и при возник-и пожара 1.4 Условия фонтанирования Фонтанирование возможно лишь в том случае, если энергия, приносимая на забой жидкостью, равна или больше энергии, необходимой для подъема этой жидкости на поверхность при условии, что фонтанный подъемник работает на оптимальном режиме, т. е. на режиме наибольшего к. п. д. За счет давления на забое скважины жидкость может быть поднята на высоту, соответствующую этому давлению. Полезная работа, которая совершается при подъеме 1 м3 жидкости, равна произведению веса жидкости на высоту подъема:  (1.2.22)Вместе с нефтью на забой может поступать свободный газ, кроме того, из той же нефти при снижении давления происходит выделение газа. Общее количество газа, приходящееся на 1 м3 товарной нефти и приведенное к стандартным условиям, называется полным газовым фактором Го. Газ, расширяясь, также совершает работу. Однако доля свободного газа на разных глубинах будет разная. Работу расширения совершает только свободный газ. Поэтому при подсчете работы расширения газа необходимо учитывать не полный газовый фактор Го, а меньшее количество газа (за вычетом растворенного), которое назовем эффективным газовым фактором Гэф. Однако, следуя рассуждениям А. П. Крылова, рассмотрим вопрос в упрощенной постановке. Будем считать, что с каждым 1 м3 нефти на забой поступает Го кубических метров газа, приведенных к нормальным условиям. Растворимостью газа в первом приближении пренебрегаем. Возможная работа этого газа при изотермическом его расширении будет равна  (1.2.23)Таким образом, общее количество энергии, поступающей на забой с каждым кубическим метром нефти будет равно  (1.2.24)Поскольку на устье скважины всегда есть некоторое противодавление Ру, то поток ГЖС, покидая устье, уносит с собой некоторое количество энергии. Количество уносимой энергии по аналогии с (1.2.24) можно определить так:  (1.2.25)Количество энергии, поступающей из пласта и затраченной в самой скважине в процессе подъема жидкости от забоя до устья, Wп будет равно разности W1 - W2, т. е.  (1.2.26)Напомним, что в (2.26) имеется общий множитель 1 м3 так как определяемая энергия относится к 1 м3 нефти. С учетом этого в (1.2.26) получится размерность Н-м, т. е. джоуль. Если фонтанный подъемник работает на оптимальном режиме, т. е. на режиме наибольшего к. п. д., то удельный расход газа R, необходимого для подъема 1 м3 жидкости, достигнет минимума Rопт. В таком случае количество энергии, минимально необходимое для фонтанирования, по аналогии с (1.2.26), будет равно  (1.2.27)Следовательно, фонтанирование возможно, если  (1.2.28)Откуда следует  (1.2.29)т. е. если из пласта поступает газа больше или столько, сколько нужно для подъема 1 м3 жидкости на режиме наивысшего к. и. д., то фонтанирование возможно. На основании экспериментальных исследований и теоретической обработки результатов А. П. Крыловым были получены формулы для определения удельного расхода газа Rmax при работе газожидкостного подъемника на режиме максимальной подачи Qmax. Эта формула имеет вид  (1.2.30)Из тех же исследований А. П. Крылова следует, что удельный расход газа Rопт при работе газожидкостного подъемника на режиме наибольшего к. п. д. (Qопт) связан с Rmax соотношением  (1.2.31)где относительное погружение  (1.2.32)Подставляя (1.2.32) и (1.2.30) в (1.2.31), получим  (1.2.33)Известно, что опытные данные, которые легли в основу формулы (1.2.33), были получены А. П. Крыловым на коротком газожидкостном подъемнике при работе, главным образом на смеси воды с воздухом. При таких условиях эксперимента растворимость газа в нефти не могла быть учтена. Из формулы (1.2.33) следует, что, формулируя условия фонтанирования (1.2.29), необходимо определить действительное количество газа, которое находится в свободном состоянии в фонтанном подъемнике при среднем давлении в подъемнике. В качестве среднего давления можно принять (следуя А. П. Крылову) среднее арифметическое, т. е.  (1.2.34)Среднее количество свободного газа определяется как разность полного газового фактора Го и количества растворенного газа, которое определяется как произведение коэффнциента растворимости α на Pср, взятое в избыточных единицах давления,  (1.2.35)Далее необходимо учесть, что вода, сопровождающая нефть, практически не содержит растворенного газа и замеряемый на промыслах газовый фактор Го относят к чистой необводненной нефти. Поэтому газ, выделяющийся из нефти, расходуется и на подъем воды. Если n - обводненность - доля воды в поднимаемой жидкости, то газовый фактор, отнесенный к 1 м3 жидкости, будет равен Гср ·(1 - n). Таким образом, газовый фактор, определяющий количество кубических метров газа при стандартных условиях, находящегося в свободном состоянии при среднем давлении в подъемнике, и отнесенное к 1 м3 жидкости (обводненной нефти) и будет тем газовым фактором, который можно приравнять к величине Rопт. Этот газовый фактор называется эффективным газовым фактором и обозначается Гэф. Поэтому с учетом растворимости газа условие фонтанирования теперь запишется так:  (1.2.36)или в развернутом виде  (1.2.37)Из неравенства (1.2.37) можно определить минимально необходимое давление на забое Рс, обеспечивающее фонтанирование при заданной комбинации других величин, таких как Го, d, L, Ру, Р. Для определения минимального Рс необходимо решить неравенство (1.2.37) относительно Рс. Однако сделать это нельзя, так как выражение (1.2.37) относительно Рс трансцендентно. Поэтому решение неравенства (1.2.37) получается либо подбором такой величины Рс , которая обращает неравенство (1.2.37) в тождество, либо графоаналитическим путем.  Рис. 1.3 Графоаналитическое решение уравнения при определении минимального давления фонтанирования при разных обводненностях продукции скважин На рис. 1.3 показаны эти графические построения. Точка А пересечения этих двух линий (1 и 2), соответствующих левой н правой частям (1.2.37), дает значение, при котором правая и левая части (1.2.37) равны. Это будет искомое минимальное давление на забое скважины, обеспечивающее процесс фонтанирования при заданных условиях. При увеличении обводненности n эффективный газовый фактор Гэф пропорционально уменьшается, а оптимальный удельный расход газа Rопт несколько увеличивается за счет увеличения плотности водонефтяной смеси. Поэтому точка пересечения линий Гэф(Pс) и Rопт(Pс) для нового, увеличенного значения n переместится вправо (точка В). Таким образом, при увеличении обводненности минимально необходимое для фонтанирования давление на забое скважины увеличивается. Так можно рассчитать минимальные давления фонтанирования для разных обводненностей n и получить новую зависимость Pс(n) для прогнозирования возможностей фонтанного способа добычи. Область значений Pс , превышающих минимальное давление фонтанирования, - это область, в которой выделяющееся в скважине количество газа Гэф больше минимально необходимого Rопт . На рис. 8.3 эта область заштрихована. Влево от точки В (или соответственно от точки A при меньшей обводненности n) лежит область значений Pс , при которых фонтанирование невозможно, так как поступающее в скважину количество газа Гэф < Rопт . К приведенным в этом параграфе формулам необходимо сделать несколько замечаний. 1. Во всех формулах давление (Па) надо брать в абсолютных единицах, т. е. с учетом атмосферного давления Pо. В соответствии с этим в формуле (8.37) коэффициент растворимости α имеет размерность м3 / (м3Па) 2. При выводе формул предполагалось, что фонтанные трубы спущены до забоя скважины и давление у башмака НКТ Рб равно забойному давлению Рс. 3. Если башмак труб находится выше забоя и Рб < Рс , то во все формулы вместо Рс необходимо подставить Рб . 4. Если выделение газа начинается не на забое, а в фонтанных трубах на некоторой глубине Lнас, то во все формулы вместо Рс или Рб необходимо подставить давление насыщения Pнас и соответственно вместо L - Lнас. Глубина начала выделения газа в фонтанных трубах Lнас может быть определена из соотношения (1.2.37) которое перепишем следующим образом:  (1.2.38)Равенство (1.2.38) необходимо решить относительно Lнас . С этой целью обозначим  (1.2.39) (1.2.40)С учетом (1.2.39) и (1.2.40) перепишем (1.2.38) так:  (1.2.41)Выражение (1.2.41) перегруппируем следующим образом:  (2.42)Это квадратное уравнение, решением которого будет  (1.2.43)В (1.2.43) знак минус перед корнем опускается, так как в противном случае получается нереальный результат. Подставляя в (1.2.43) значения А и В согласно (1.2.39) и (1.2.40), окончательно получим  (1.2.44)Определив глубину Lнас, на которой должно (по расчету) существовать давление Рнас, можно определить минимальное давление фонтанирования на забое скважины Рс, прибавив к давлению Рнас гидростатическое давление столба жидкости от глубины Lнас до забоя Н,  (1.2.45)где ρ - плотность насыщенной газом нефти (жидкости). 1 2 |