Ответы. Ответы к экзамену по эниГМ
 Скачать 3.94 Mb.
|
В настоящее время наиболее эффективным способом борьбы с АСПО следует признать методы, предупреждающие отложения АСПВ.Процесс добычи нефти сопровождается отложением твердых осадков неорганических веществ, накапливающихся на стенках скважин и подъемных труб, в насосном оборудовании и наземных коммуникациях систем сбора и подготовки нефти. Главным источником выделения солей является вода, добываемая совместно с нефтью. В этой связи процессу солеотложения подвержены скважины и наземное оборудование, эксплуатирующиеся в условиях обводнения добываемой продукции. Основное условие солеотложения - это образование перенасыщенных растворов попутной воды. Причинами выпадения солей в осадок служат следующие процессы: смешение несовместимых вод, изменение общей минерализации воды, растворение горных пород и газов, испарение, дегазация воды, изменение термобарических условий. Необходимо учитывать и то, что солеотложение проходит в сложных гидротермодинамических условиях в присутствии нефтяных компонентов, газовой фазы и механических примесей, оказывающих влияние на интенсивность процесса, характер и свойства осадков, формирующихся как в призабойной зоне пласта, так и в нефтепромысловом оборудовании. В настоящее время наиболее распространенным и экономичным следует признать способ удаления осадков неорганических солей с помощью солянокислотных обработок, в результате которых удаляются как отложения гипса, так и карбоната кальция из нефтепромыслового оборудования. К технологическим способам относят выбор вод для заводнения продуктивных пластов, совместимых с пластовыми, селективную изоляцию или ограничение притока воды в добывающих скважинах, применение раздельного отбора и сбора жидкости и т.д. При этом предупреждение отложения солей достигается за счет ограничения или исключения возможности смешения вод различного состава. Физические методы предупреждения солеотложения, основанные на применении магнитных, электрических и акустических полей для обработки добываемой жидкости, несмотря на свою перспективность, находятся лишь в стадии опытно-промышленных испытаний. Наиболее эффективным способом предотвращения солеобразования в нефтепромысловом оборудовании является химический с использованием реагентов-ингибиторов.
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  , (8.18)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  , (8.19)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:  . (8.20)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 (8.20) была бы постоянной. Поэтому необходимо, чтобы уменьшение h сопровождалось увеличением давления газа Рз и наоборот. Рассмотрим теперь два случая фонтанирования. 1. Рс < Рнас (рис. 8.2,a).  Рис. 8.2. Схема скважин при фонтанировании а - при давлении на забое меньше давления насыщения (Рс < Рнас); б - при давлении на забое больше давления насыщения (Рс > Рнас) 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 (8.20) 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 Рз замеряется на устье манометром. Тогда давление у башмака будет равно  , (8.21)где  - 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 (8.21) 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 (8.18). 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. 2. Рс > Рнас (рис. 8.2,6). 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 (8.20). Различным положениям уровня будет соответствовать различное давление Pз. В этом случае вследствие неопределенности величины h становится невозможным определение забойного давления Рс по величине Рз.
|