ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ФОНТАНИРОВАНИЯ СКВАЖИН
Фонтанная добыча нефти является наиболее эффективным способом, особенно на вновь вводимых в эксплуатацию месторождениях. Фонтанный способ добычи не требует затрат энергии на подъем жидкости из скважины и на транспортировку добытой продукции до мест подготовки товарной нефти и газа. Способ наиболее дешевый и экономичный.
Этот способ имеет ряд и других преимуществ по сравнению с известными способами добычи:
– относительная простота оборудования скважин;
– отсутствие необходимости в подаче электроэнергии в скважину с поверхности;
– возможность регулирования режима работы скважины в широких диапазонах;
– значительная продолжительность межремонтного периода работы (МРП) скважины;
– удобство выполнения исследования скважин и пласта с применением всех современных методов.
Р |
Н |
Н |
Однако недостатком способа является то, что при достижении определенной степени снижения пластового давления, уменьшения количества газа, поступающего из пласта, увеличения обводненности продукции скважины пластовая энергия уже не может обеспечивать фонтанирование скважины на необходимых режимах. Фонтанирование прекращается.
Существует два вида фонтанирования скважин.
Р |
Фонтанирование жидкости, не содержащей растворенного газа, – артезианское фонтанирование за счет гидростатического напора пласта – встречается крайне редко.
р. |
Рис. 1 |
Фонтанирование за счет энергии растворенного газа, выделяющегося из жидкости, – более распространенный способ. В обоих случаях фонтанирование может происходить при условии, если пластовое давление (РПЛ) превышает давление на забой (РЗАБ). При установившемся движении жидкости при фонтанировании забойное давление уравновешивается
суммой давлений: давлением столба жидкости в скважине (Н ■ р ■ gf), давлением, необходимым для преодоления сил трения при движении жидкости в скважине по подъемным трубам (Ртр), буферным давлением (Ру). Последнее служит для преодоления сил трения добываемой жидкости в нефтесборных трубопроводах для прокачки ее до сепараторов ДНС и создания рабочего давления в последних (рис. 1).
Исходя из этого минимальное забойное давление РЗДБ, которое необходимо для фонтанной эксплуатации скважины, может быть определено по формуле:
P±-iH'P'Q)+Pw+Pr, (1)
где: Н - высота столба жидкости в скважине, м;
р- средняя по высоте скважины плотность жидкости, кг/м3;
g - ускорение свободного падения, м/с2;
Ртр- потери забойного давления на преодоление трения жидкости о стенки подъемных насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважине, МПа;
Ру- давление на устье скважины (буферное давление), МПа.
Приток жидкости из пласта в скважину характеризуется следующим эмпирическим уравнением:
где: Q - дебит жидкости, т/сут;
К - коэффициент продуктивности пласта (т / 0,1 МПа), показывающий, сколько тонн нефти в сутки может быть получено из пласта при снижении противодавления на пласт на 0,1 МПа;
Рпл- статическое давление в пласте в зоне скважины, МПа;
п– показатель характера фильтрации горных пород, слагающих продуктивный пласт.
Разность РПЛ - РЗАБ в специальной литературе принято называть депрессией. В зависимости от ожидаемых давлений, а также во избежание открытого фонтанирования ствол фонтанных скважин до перфорации должен быть заполнен жидкостью такой плотности (глинистый раствор, солевой раствор и др.), которая обеспечивала бы противодавление на забой и предотвращала выброс. Из уравнения (1) следует, что для возбуждения фонтана, то есть для выхода жидкости на поверхность, необходимо создать условия, чтобы давление в скважине на забой (РЗАБ) было меньше, чем пластовое (Рпл). Достигается это путем замещения глинистого раствора в стволе скважины солевым раствором, а затем - солевого раствора товарной нефтью.
Дебиты фонтанных скважин могут изменяться в широких пределах: некоторые скважины дают 500 т/сут и более, но известны скважины, фонтанирующие с дебитом 5 т/сут.
Выбор диаметра газожидкостного подъемника производится с учетом обеспечения условия фонтанирования скважин. При этом на начальном этапе работы скважин при низкой обводненности продукции возможно создать условия, при которых использование пластовой энергии на подъем
жидкости будет минимальным. В дальнейшем по мере роста обводненности продукции и снижения пластового давления необходимо обеспечить рациональное использование пластовой энергии.
Оптимальный режим qОПТ при наивысшем КПД: |
Максимальный режим qMAХ – максимальная производительность:
где: L – глубина скважины, м;
ρ – средняя по высоте скважины плотность жидкости, кг/м3;
g – ускорение свободного падения, м/с2;
РБ – давление у башмака НКТ, Па;
РУ – давление на устье скважины, Па.
Если qMAX > qОПТ, то в скважину спускают НКТ диаметром dНКТ, который удовлетворяет конечным и начальным условиям фонтанирования.
Если qMAX < qОПТ, то производят пересчет диаметра фонтанного подъемника на начальные условия.
Данное уравнение можно решить как аналитическим, так и графическим способом (рис. 2).
Рис. 2
Для правильного согласования работы фонтанного подъемника с работой пласта необходимо, чтобы приток жидкости из пласта в скважину равнялся пропускной способности подъемника при одном и том же РБ и РЗАБ. Для устойчивой работы подъемника с высоким КПД планируемый дебит скважины должен находиться в диапазоне qMAX – qОПТ.
Регулирование дебита жидкости фонтанирующей скважины выполняют с помощью специальных дросселей – штуцеров. |
Приравняв Q = qMAX, получим:
Фонтанная эксплуатация скважин
С учетом потерь давления в штуцере формула (1) принимает вид: ав, = (Нрд) + Вр+Я + Ршт,
где Ршт- потери пластового давления в штуцере, МПа.
Очевидно, что фонтанирование скважины возможно только при соблюдении условия:
При высоком газовом факторе диаметр штуцера определяют по формуле:
d = Q.27b
'Р ioJ ■
где: d – диаметр штуцера, мм;
Qг – объем газа, м3/сут;
ρг – плотность газа, кг/м3;
ϕ – коэффициент, зависящий от величины газового фактора (при чистом газе ϕ = 1; наибольшее значение ϕ составляет 1,2);
РУ – давление на устье, МПа.
Пример подбора диаметра штуцера представлен на рисунке 3.
Рис. 3
Дата добавления: 2016-06-18; просмотров: 3996;