Уравнение баланса давления имеет вид

р_з = ρ_смgH+ р_тр + р_у, (3)

где ρ_см —средняя плотность смеси вдоль колонны НКТ.

Итак, количество свободного газа в смеси вдоль ствола скважины увеличивается по мере приближения к устью, соот­ветственно меняется и плотность смеси. Поэтому в формулах (2) и (3) принята средняя плотность смеси ρ_см, соот­ветствующая среднему объему выделившегося газа, приходя­щегося на единицу массы или объема жидкости.

Оборудование скважин

Для эксплуатации фонтанных и газлифтных нефтяных , а также газовых скважин используют наземное и скважинное оборудование, обеспечивающее отбор продукции в установленном режиме, проведении необходимых технологических операций и гарантирующее защиту от возникновения открытых фонтанов и загрязнения окружающей среды. Основные элементы оборудования таких скважин насосно- компрессорные трубы и фонтанная арматура.

В качестве НКТ используют стальные бесшовные трубы различных групп прочности (предел текучести от 373 до 930 Мпа). Условный их диаметр изменяется от 27 до 114 мм, толщина стенок от 3 до 8мм. Чаще применяют трубы диаметрами 60 и 73 мм. Трубы изготовляют исполнений А и Б – гладкие и с высаженными наружу концами. Трубы исполнения А выпускают длиной 10 м, а исполенения Б –5,5-8,5 и 8,5-10м. Выпускают гладкие трубы в обычном исполнении и высокогерметичные (соединяются они с помощью муфт).

Фонтанная арматура предназначена для герметизации устья скважины, контроля режиам ее эксплуатации и проведения различных технологических операций. Рассчитана она на рабочее давление 7, 14, 21, 35, 70 и 105Мпа. Если давление меньше 21Мпа, то в качестве запорных устройств применяют проходные пробковые краны, при более высоком давлении- прямоточные задвижки.

На рис. 1 показана арматура крестового типа. Она состоит из трубной головки и фонтанной елки (набора тройников, крестовин, переводников, запорных и регулирующих устройств)

Трубная головка предусмотрена для подвески одного или двух рядов НКТ с помощью переводника или муфты, их герметизации и выполнения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважины, а фонтанная елка – для направления продукции скважины в выкидную линию, регулирования режима эксплуатации, замера давления и температуры потока. Если скважины оборудованы двухрядным лифтом, фонтанные трубы (рис. 1) подвешивают с помощью тройника 3, а трубы 4 меньшего диаметра – с помощью переводника 5. При однорядной конструкции подъемника тройник 3 не устанавливают и ряд труб 4 подвешивают к переводнику 5, непосредственно соединяемому с крестовиной 1. Продукция скважины, пройдя центральную задвижку 6, поступает в выкидные линии 8, на которых установлены регулирующие устройства 9 – быстросъемные или регулируемые дроссели, предназначенные для изменения режима эксплуатации скважины. На рис. 1 в качестве регулирующего устройства показан штуцер втулочного типа. Для удобства работ по смене штуцеров обычно используют две выкидные линии 8, раюотающие поочередно. Давление на устье и в затрубном пространстве измеряют манометрами 11. Для спуска в скважину глубинных манометров и других приборов вместо буфера 10 ставят лубрикатор.

Рис. 1 Фонтанная арматура крестового типа.

При газлифтном способе эксплуатации газ, нагнетаемый с по­верхности или поступающий из пласта, вводится в поток про­дукции скважины. В этом случае плотность газожидкостной смеси уменьшается, давление на забое становится достаточным для обеспечения заданного отбора продукции и транспорта ее до сборного пункта.

Различают компрессорный и бескомпрессорный способы газлифтной эксплуатации. В первом случае рабочий агент сжи­мается на компрессорных станциях, во втором используется газ месторождения при естественном давлении. Разновидность бескомпрессорного способа — внутрискважинный газлифт, когда для подъема нефти используют энергию газового пласта, вскры­того этой же скважиной.

Различают непрерывный и периодический режимы эксплуа­тации. При периодической эксплуатации после остановки сква­жины на время, необходимое для накопления жидкости в подъ­емных трубах, осуществляется продавка ее на поверхность.

Основные преимущества газлифтного способа перед дру­гими механизированными способами следующие: простота обо­рудования и обслуживания, продолжительный межремонтный период, высокий коэффициент эксплуатации, широкий диапазон дебитов по жидкости (от десятков до 1800 м³/сут), возможность эксплуатации наклонных скважин и скважин, в продукции которых содержится большое количество газа и песка. Недостатки способа—крупные начальные капиталовложения на строительство компрессорных станций и системы газораспреде­ления, большие удельные расходы энергии и низкий к.п.д. ус­тановок при низких забойных давлениях. Поэтому газлифтный способ чаше всего применяют на крупных месторождениях с высокими пластовыми давлениями в скважинах и значитель­ными коэффициентами продуктивности.

На практике применяют подъемники следующих типов:

1) однорядные с кольцевой подачей рабочего агента;

2) однорядные с подачей газа по НКТ, которые используют только в высокодебитных скважинах, когда их продукция не коррозионно-активная и нет опасности отложения в затрубном пространстве солей или асфальтосмолистых веществ;

3) двухрядные, которые используют в скважинах с негерметичной обсадной колонной или в пескопроявляющих.

Осн.: 1. [153-166], 2. [142-162]

Доп.: 4. [230-236], 4. [249-251]

Контрольные вопросы:

1. За счет какой энергии происходит фонтанирование?

2. Для чего предназначены НКТ?

3. Какие основные элементы оборудования фонтанирующих скважин?

4. Для фонтанирования скважины какое условие должно выполнятся?

5. Для чего нужна фонтанная арматура?

6. Для чего нужен штуцер?

7. Что такое газлифтная экспуатация?

8. На практике какие типы подъёмников используют?

9. Что такое бескомпрессорный газлифт?

10. Что такое периодический газлифт?

11. В каких месторождениях нецелесообразно использование газлифтной эксплуатации?

Эксплуатация глубиннонасосными установками.

Установка состоит (рис. 1) из поршневого насоса 2, станка-качалки 15, колонны штанг 4, соединяющих плунжер (пор­шень) с качалкой, и колонны труб 5 (НКТ), по которым отка­чиваемая жидкость поднимается на поверхность. Электродви­гатель 14 служит для привода во вращение кривошипа 12, ус­тановленного на оси редуктора 13, и далее с помощью шатуна 11, балансира 10 создает вертикальное возвратно-поступательное движение колонны штанг 4, подвешенных на головке балан­сира посредством канатной подвески 9. При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан 3 закрывается, жидкость над плунжером поднимается на длину его хода и через тройник 6 попадает в сборную сеть. Всасывающий клапан 1 насоса от­крывается, и жидкость из скважины попадает в цилиндр на­соса. При движении плунжера и штанг вниз клапан 1 закры­вается, воздействие столба жидкости передается на трубы. В этом случае нагнетательный клапан 3 открывается и продук­ция скважины перетекает в пространство над плунжером. Да­лее начинается новый цикл хода плунжера вверх.

Сальник 7 предусмотрен для герметизации устьевой арма­туры при воз-вратно-поступательном движении полированного штока 8, соединяющего штанги с канатной подвеской 9. Ста­нок-качалка уравновешен балансирным 16 и роторным 17 гру­зами, сглаживающими неравномерность нагрузки станка.

Если не происходит утечек газа и жидкости, то, очевидно, теоретическая суточная подача насоса Q_т при равенстве длин хода плунжера и полированного штока равна суммарному объ­ему, описываемому плунжером при ходе вверх:

Q_т= FSn1440, (1)

где F — площадь плунжера; S — длина хода полированного штока; n— число качаний (ходов) в минуту; 1440—число минут в сутках.

Фактически подача насоса Q всегда меньше, так как длины хода плунжера и полированного штока не одинаковы, происхо­дят утечки жидкости через зазор между плунжером и цилинд­ром насоса, в цилиндр всасывается газ вместе с жидкостью, возможны пропуски нефти и газа в резьбовых соединениях труб т.е.

Q = FSnα1440, (2)

где = Q/Q_т — коэффициент подачи насоса (обычно α изменя­ется от 0 до 1).

Подача насосов варьирует в широких пределах — от не­скольких сот до 5–6м³/сут, диаметр плунжера изменяется от 28 до 120 мм, длина хода полированного штока — от 0,3 до 6 м, число ходов – от 1 до 15 в 1 мин.

В промысловых условиях при нормальной работе насоса обычно α<0,7—0,8, если даже утечки жидкости незначительны. Это объясняется тем, что в на­сос вместе с жидкостью всасывается и газ, и длина хода плун­жера не соответствует ходу полированного штока.

Отношение объема жидкости V, фактически поступившей под плунжер, к объемуV, описываемому плунжером, при ходе его вверх на­зывается коэффициентом наполнения насоса (β_н =V_ж./V).

Схема глубиннонасосной установки

Рисунок 1.

Если в жидкости содержится большое количество газа (в насос поступает в основном газ), то коэффициент подачи α насоса будет низким вследствие малой величины коэффици­ента наполнения β_н.

Для увеличения α повышают давление на приеме насоса, погружая его в область с меньшим содержанием свободного газа под динамический уровень, или устанавливают газосепараторы (газовые якоря) на приеме насоса, отделяющие газ от жидкости и направляющие его в затрубное (кольцевое) пространство. Коэффициент β_н можно повысить, увеличивая длину хода плунжера.

На этот коэффициент существенно влияет несоответствие длины хода полированного штока и плунжера, Это связано с деформацией (растяжением и сокращением) штанг и труб в процессе работы насоса.

Осн.: 1. [167-173], 2. [184-189]

Доп.: 6. [310-312]

Контрольные вопросы:

1. Для чего предназначены нагнетательный и всасывающий клапаны станка-качалки?

2. На чём держится плунжер станка-качалки?

3. В каких месторождениях целесообразно использование станков-качалок?

4. Какие недостатки имеются при эксплуатации скважин глубиннонасосными установками?

5. Чему равен коэффициент подачи насоса?

6. Чему равен коэффициент наполнения насоса?

Тема № 12. Методы увеличения производительности скважин

Лекция №12. Методы воздействия на призабойную зону пласта

Проницаемость пород одного и того же пласта может резко изменяться в различных его зонах или участках. Иногда при общей хорошей проницаемости пород пласта отдельные сква­жины вскрывают зоны с пониженной проницаемостью, в резуль­тате чего ухудшается приток нефти и газа к ним.

Естественная проницаемость пород под влиянием тех или иных причин также может с течением времени ухудшаться, Так, при заканчивании скважин бурением призабойные зоны их часто загрязняются отфильтровавшимся глинистым раство­ром, что приводит к закупорке пор пласта и снижению естест­венной проницаемости пород. При эксплуатации нефтяных и газовых скважин проницаемость пород в призабойной зоне мо­жет резко ухудшиться из-за закупорки пор парафинистыми и смолистыми отложениями, а также глинистыми частицами.

Призабойная зона нагнетательных скважин загрязняется различными механическими примесями, имеющимися в закачи­ваемой воде (ил, глина, окислы железа и т. п.). Проницаемость пород призабойной зоны скважин улучшают путем искусствен­ного увеличения числа и размеров дренажных каналов, увели­чения трещиноватости пород, а также путем удаления пара­фина, смол и грязи, осевших на стенках поровых каналов.

Методы увеличения проницаемости пород призабойных зон скважин можно условно разделить на химические, механиче­ские, тепловые и физические. Часто для получения лучших ре­зультатов эти методы применяют в сочетании друг с другом или последовательно.

Выбор метода воздействия на призабойную зону скважин определяется пластовыми условиями. Химические методы воз­действия дают хорошие результаты в слабопроницаемых кар­бонатных породах. Их успешно применяют также в сцементи­рованных песчаниках, в состав которых входят карбонатные включения и карбонатные цементирующие вещества.

Механические методы обработки применяют обычно в пла­стах, сложенных плотными породами, с целью увеличения их трещиноватости.

Тепловые методы воздействия применяют для удаления со стенок поровых каналов парафина и смол, а также для интен­сификации химических методов обработки призабойных зон.

Физические методы предназначены для удаления из приза­бойной зоны скважины остаточной воды и твердых мелкодис­персных частиц, что в конечном итоге увеличивает проницае­мость пород для нефти.

Кислотные обработки скважин основаны на способности ки­слот растворять некоторые виды горных пород, что приводит к очистке и расширению их поровых каналов, увеличению проницаемости и, как следствие, — к повышению производи­тельности скважин.

Для обработки скважин в большинстве случаев применяют соляную (НСl) и фтористоводородную (НF) кислоты.

При солянокислотной обработке кислота растворяет карбо­натные породы — известняки, доломиты, доломитизированные известняки, слагающие продуктивные горизонты нефтяных и газовых месторождений.

Продукты реакции соляной кислоты с карбонатами, т. е. хлористый кальций (СаСl₂) и хлористый магний (МgСl₂), вследствие их высокой растворимости не выпадают в осадок из раствора прореагировавшей кислоты. После обработки они вместе с продукцией скважины извлекаются из скважины. Об­разующийся при реакции углекислый газ СО₂ также легко удаляется на поверхность,

При обработке пласта соляной кислотой последняя реаги­рует с породой как на стенках скважины, так и в поровых каналах, причем диаметр скважины практически не увеличи­вается.

Больший эффект дает расширение поровых каналов и очистка их от илистых и карбонатных материалов, раствори­мых в кислоте.

Для обработки скважин применяют 8—20%-ный раствор со­ляной кислоты. Наиболее часто используют 12—15%-ный раст­вор НСL. На 1 м обрабатываемой мощности пласта берут от 0,4 до 1,5 м³ солянокислотного раствора.

Так как соляная кислота разъедает металл, для предохра­нения емкостей, насосов и трубопроводов к кислоте добавляют специальные вещества, называемые ингибиторами, кото­рые уменьшают или сводят до минимума коррозийное воздей­ствие кислоты на металл.

В качестве ингибиторов применяют различные вещества, в основном поверхностно-активные (ПАВ); уникол, катапин, формалин и др,

Дозировка ингибиторов составляет обычно 0,05—0,25% от объема раствора соляной кислоты и зависит от типа ингиби­тора. Так, коррозионное действие раствора 10%-ной соляной кислоты после добавки уникола снижается: при дозировке 0,05% —в 15 раз, при дозировке 0,5% —в 42 раза.

Соответственно при применении в качестве ингибитора катапина-А коррозионное действие солянокислотного раствора снижается: при дозировке 0,01%—в 19 раз, при дозировке 0,05% —в 48—59 раз.

Технология солянокислотных обработок скважин может изменяться в зависимости от физических свойств пласта, его мощности и прочих условий. В простейшем случае процесс об­работки сводится к обычной закачке кислоты в пласт при по­мощи насоса или самотеком, Иногда перед закачкой кислоты в пласт для разрушения глинистой или цементной корки применяют кислотную ванну. При этом в скважину закачивают раствор 6—8-% ной кислоты с таким расчетом, чтобы он запол­нил ствол в интервале его обработки.