7. Фонтанная эксплуатация скважин

7.1. 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 (Р_ПЛ) превышает давление на забой (Р_ЗАБ). 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 (Р_тр), буферным давлением (Р_у). 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 Р_ЗДБ, 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;

Р_тр - потери забойного давления на преодоление трения жидкости о стенки подъемных насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважине, МПа;

Р_у - 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;

Р_пл- статическое давление в пласте в зоне скважины, МПа;

п – показатель характера фильтрации горных пород, слагающих про­дуктивный пласт.

Разность Р_ПЛ - Р_ЗАБ 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 (Р_ЗАБ) было меньше, чем пластовое (Р_пл). 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 q_ОПТ при наивысшем КПД:

Максимальный режим q_MAХ – максимальная производительность:

где: L – глубина скважины, м;

ρ – средняя по высоте скважины плотность жидкости, кг/м³;

g – ускорение свободного падения, м/с²;

Р_Б – давление у башмака НКТ, Па;

Р_У – давление на устье скважины, Па.

Если q_MAX > q_ОПТ, то в скважину спускают НКТ диаметром d_НКТ, который удовлетворяет конечным и начальным условиям фонтанирования.

Если q_MAX < q_ОПТ, 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 Р_Б и Р_ЗАБ. Для устойчивой работы подъемника с высоким КПД планируемый дебит скважины должен находиться в диапазоне q_MAX – q_ОПТ.

Регулирование дебита жидкости фонтанирующей скважины выполняют с помощью специальных дросселей – штуцеров.

Приравняв Q = q_MAX, получим:

Фонтанная эксплуатация скважин

233

С учетом потерь давления в штуцере формула (1) принимает вид: а_в, = (Нрд) + Вр+Я + Ршт,

где Р_шт- 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;

Q_г – объем газа, м³/сут;

ρ_г – плотность газа, кг/м³;

ϕ – коэффициент, зависящий от величины газового фактора (при чистом газе ϕ = 1; наибольшее значение ϕ составляет 1,2);

Р_У – давление на устье, МПа.

Пример подбора диаметра штуцера представлен на рисунке 3.

Рис. 3