Экологически безопасные технологии добычи нефти в осложненных услови

зависит от пластового давления и удельного количества сжатого и растворенного газа. Максимальная высота столба пластовой нефти в статических условиях, уравновешивающего пластовое давление,

Hж.ст Pплg , н.пл

где ρн.пл – плотность нефти в пластовых условиях.

Дляработающейскважинызабойноедавлениеменьшепластовогона величину депрессии на пласт Рпл= Рпл – Рзаб. При давлении Рзаб и устьевом давлении, равном атмосферному, жидкость может быть поднята вскважинезасчетеепотенциальнойэнергиинамаксимальнуювысоту

где Ртр.ж – потери давления на преодоление трения при подъеме жидкости в скважине;

ρж – плотность жидкости.

Если Нж max ≥ Нскв (Нскв – глубина скважины по вертикали), скважина будет фонтанировать независимо от количества выделяющегося в свободное состояние газа.

При эксплуатации добывающей скважины на ее устье поддерживается давление Ру, величина которого определяется условиями промыслового сбора скважинной продукции, т.е. давлением в выкидной линии скважины. Высота подъема жидкости за счет ее потенциальной энергии с учетом Ру

Если Нж = Нскв и Ру ≥ Рнас, скважина фонтанирует без выделения из нефти в подъемнике газа в свободную фазу за счет гидростатического напора (артезианское фонтанирование).

При Нж > Нскв жидкость на устье скважины обладает запасом энергии, превышающим необходимую для преодоления Ру и доста-

61

точным для поддержания на устье более высокого давления Рб (буферное давление), при этом

В этом случае устьевая арматура скважины оснащается специальным устройством – штуцером, размер проходного отверстия которого определяется таким образом, чтобы перепад давления на штуцере был равен Рб – Ру, а давление перед штуцером со стороны скважины

Pб Py (Hж Нскв) жg.

Если Нж < Нскв и Ру ≥ Рнас, скважина не фонтанирует, так как потенциальной энергии сжатой до давления Рзаб жидкости недоста-

точно для ее подъема до устья скважины. Энергия сжатого газа при этом не проявляется, поскольку он остается в нефти в растворенном состоянии.

Плотность жидкости в работающей скважине

ж н(1 В) вВ,

где В – объемная доля воды; ρв – плотность воды;

ρн – плотность нефти, которая определяется как средняя величина для подъемника. Например, при давлении у башмака Рзаб и устьевом давлении Ру средняя плотность нефти н.ср 0,5( н.заб н.у), где

ρн.заб и ρн.у – плотность нефти при забойном и устьевом давлении. В формулах (4.2)–(4.4) не учитывается инерционная состав-

ляющая потерь давления при подъеме жидкости в скважинах, величина которой, как правило, незначительна.

62

Фонтанирование при Ру < Рнас (газожидкостный подъемник)

Фонтанирование скважин в случае Ру < Рнас может происходить при разных соотношениях забойного давления и давления насыще-

ния. При Рзаб ≤ Рнас свободный газ участвует в подъеме жидкости по всей длине газожидкостного подъемника. При Рзаб > Рнас от забоя

скважины до сечения, в котором давление равно Рнас, подъем жидкости происходит в режиме артезианского фонтанирования. Выше, до устья скважины, работает газожидкостный подъемник, в котором используется энергия в виде гидростатического напора и энергия расширяющегося газа.

Изменение давления при работе газожидкостного подъемника (без учета потерь на ускорение газожидкостной смеси) можно записать в виде

dP смgdH dPтр,

где ρсм – плотность газожидкостной смеси (ГЖС); dН– элементарная длина (высота) подъемника;

dРтр – потеридавления натрениенадлине, соответствующейdН. Знак «минус» в левой части указывает на то, что давление в на-

правлении движения ГЖС уменьшается.

Для подъемника высотой Н при давлении у башмака Р1 и на устье Р2 уравнение баланса давления принимает вид

где ρсм – средняя плотность ГЖС в подъемнике; Ртр – потеридавлениянапреодолениетрениявподъемнике.

Если принять Ртр = ρжghтр и поделить левую и правую части в уравнении (4.5) на ρжgH, будет получено уравнение баланса в безразмерном виде:

P1 P2 см hтр ,

жgH ж Н

63

или

где ζ – средний градиент давления (среднее значение градиента

суммарных потерь давления в подъемнике), P1 P2 ;

ж gH

hтр – потери напора на преодоление трения;

hтр – среднее значение градиента потерь давления от трения,

hтр hтр /H;

см / ж – среднеезначениеградиентапотерьдавленияотгидроста-

тики.

На рис. 3 показано изменение каждой из составляющих уравнения (4.6) в зависимости от объемного расхода газа в подъемнике при постоянных значениях его диаметра d и дебита по жидкости q.

Рис. 3. Зависимость ζ, ρсм/ρж и hтр от V при q = const и d = const

64

С увеличением V отношение см / ж уменьшается сначала более, затем менее интенсивно, величина hтр постепенно увеличива-

ется. В результате кривая общего градиента потерь ζ имеет минимум, которому соответствует V = Vопт – оптимальный расход газа.

На рис. 4 представлены графические зависимости дебита жидкости q и отношения объемного расхода свободного газа к дебиту жидкости от расхода газа V при некотором заданном значении диаметра подъемника.

Рис. 4. Характеристика газожидкостного подъемника

При V ≤V1 жидкость поднимается в скважине на высоту, не превышающую Нскв. Поступление жидкости из скважины, т.е. фонтанирование, начинается, когдарасходгазапревыситV1. ПомереувеличенияV дебитq увеличивается, достигаетмаксимумаприVmax, затемуменьшаетсядонуля при V2. Уменьшение расхода жидкости после V = Vmax связано с ростом энергетическихзатратнапреодолениесилтренияискольжениягаза.

65

С увеличением V от V1 до Vопт происходит снижение общего градиента потерь ζ (см. рис. 3) за счет преобладания уменьшения плотности газожидкостной смеси (отношение ρсм/ρж) над увеличением градиента hтр . Отношение V/q (см. рис. 4) при этом также

уменьшается, т.е. на подъем единицы объема жидкости расходуется все меньшее объемное количество газа, КПД подъемника возрастает. Касательная из начала координат к характеристике q = f (V) дает точку М, в которой отношение V/q достигает минимума, энергетические затраты на подъем жидкости и общий градиент потерь минимальны, расход газа оптимален. По мере дальнейшего увеличения V удельный расход газа и общий градиент потерь увеличиваются, расход жидкости возрастает до максимального значения в точке N, затем уменьшается. Увеличение градиента потерь от трения hтр

преобладает над уменьшением плотности смеси (ρсм/ρж).

Область изменения V от Vопт до Vmax в энергетическом отношении следует считать областью рациональных режимов работы газожидкостного подъемника при фонтанировании скважин.

В экологическом отношении фонтанная скважина представляет опасность в случае разгерметизации устьевого оборудования, когда может произойти загрязнение нефтью окружающей территории или открытое нерегулируемое фонтанирование. Такое фонтанирование является чрезвычайно опасной аварией, требует больших затрат на прекращение и ликвидацию его последствий. Большой урон при таких авариях на скважинах может быть нанесен самому объекту разработки из-за значительного снижения пластового давления и истощения запасов. Для предотвращения открытого фонтанирования скважины оборудуются клапанами-отсекателями.

Предупреждение проявления осложнений, надлежащий контроль за разработкой фонтанных скважин, выполнение технологических требований и требований промышленной безопасности при их эксплуатации обеспечивают высокие значения межремонтного периода приэксплуатациифонтанных скважин, до 1–2 тыс. сут.

66

4.5. Механизированная эксплуатация скважин

Во всех случаях когда заданное забойное давление ниже минимального давления фонтанирования, применяется механизированная эксплуатация скважин с использованием, в основном, скважинных электроцентробежных и штанговых плунжерных насосов. Усложнение, по сравнению с фонтанным способом, скважинного оборудования при насосной эксплуатации увеличивает частоту подземных ремонтов скважин. Экологическая нагрузка на окружающую среду и на недра при этом также возрастает. Каждый подземный, особенно капитальный, ремонт связан с дополнительным воздействием давления, переменных напряжений, технологических жидкостей на элементы конструкции скважины и на призабойную зону пласта (ПЗП). При этом может нарушаться крепь скважины с частичной потерей герметичности контактов скважинных колонн с цементным кольцом. Проникновение в пласт водных растворов (технологических жидкостей) снижает фильтрационные свойства горных пород. Под действием переменных и (или) высоких перепадов давлений происходит разрушение горных пород вокруг ствола скважины.

Увеличение частоты подземных ремонтов скважин связано с дополнительными энергетическими затратами, т.е. с дополнительным истощением недр. При снижении проницаемости горных пород в ПЗП увеличиваются затраты энергии на подъем жидкости в скважинах, поскольку часть пластовой энергии тратится на преодоление возросших гидравлических сопротивлений в этих зонах. Снижение забойных давлений при этом усиливает проявление различных осложнений в призабойных зонах и в скважинах, в том числе ведет к увеличению количества свободного газа в нижней части ствола скважин, ухудшая условия работы скважинных насосов.

4.5.1.Эксплуатация скважин

спомощью штанговых насосов

Производительность скважинной штанговой установки определяется как

67

Qф 1440 FплSn ,

где Fпл – площадь сечения плунжера насоса;

S – длина хода точки подвеса штанг; n – число двойных ходов;

α – коэффициент подачи, равный отношению фактической подачи Qф к теоретической подаче Qт.

Коэффициент подачи зависит от соотношения длин хода плунжера и точки подвеса штанг, т.е. от продольных деформаций колонн НКТ и насосных штанг, от полноты заполнения цилиндра насоса откачиваемой жидкостью при ходе плунжера вверх, от утечек в плунжернойиклапанных парах ив колоннеНКТ, отусадки жидкости:

где λ – коэффициент упругих деформаций штанг и НКТ; β – коэффициент наполнения; χ – коэффициент утечек; ε – коэффициент усадки.

Для каждого из коэффициентов в правой части формулы (4.7) можно записать:

Sпл S S ,

S S

Vж Sпл S ,

Vц Sпл

Sпл S S ,

Sпл S

Sпл S S S ,

Sпл S S

где Sпл – длина хода плунжера насоса;

Sλ – упругие деформации штанг и труб;

Vж – объем жидкости, поступившей в цилиндр насоса при ходе плунжера вверх;

68

Vц – рабочий объем цилиндра, Vц = SплFпл;

Sпл S – полезная длина хода плунжера с учетом наполнения

цилиндра насоса жидкостью;

S – потеря длины хода плунжера в связи с неполным запол-

нением цилиндра насоса жидкостью;

Sпл S S – полезная длина хода плунжера с учетом на-

полнения цилиндра и утечек жидкости;

S – потеря длины хода плунжера в связи с утечками жидкости; Sпл S S S – полезная длина хода плунжера с учетом

наполнения цилиндра, утечек жидкости и ее усадки;

S – потеря длины хода плунжера в связи с усадкой жидкости. С учетом этих формул

( S S S ).

При заданном режиме работы скважинных штанговых установок (динамический уровень, глубина подвески насоса, длина хода S и число качаний n) величины S , S , S являются практически посто-

янными. Величина S со временем, по мере износа пары «плунжер –

цилиндр» и, возможно, клапанных пар возрастает, поэтому коэффициент подачи насосной установки постепенно уменьшается. Следует иметь в виду, что с увеличением (из-за износа) зазора между плунжером и цилиндром утечки жидкости возрастают пропорционально величине δ3 (δ– зазор между плунжером и цилиндром).

По мере увеличения утечек жидкости и снижения коэффициента подачи возрастает удельный расход энергии на подъем жидкости в скважине. Отбор жидкости при этом может быть сохранен за счет изменения режима откачки – длины хода S и числа качаний n, однако удельные затраты энергии при увеличении S и (или) n возраста-

69

ют, т.е. энергетические показатели, характеризующие эффективность добычи нефти, снижаются.

При прочих равных условиях величина коэффициента наполнения

β тем меньше, чем ниже давление у приема насоса (при Рпр < Рнас) и больше удельное содержание газа в откачиваемой жидкости. Выделе-

ние газа из растворенного в нефти в свободное состояние зависит от соотношения давления, при котором находится нефть (при данной температуре), и давления насыщения нефти газом. Вид зависимости количества растворенного газа от давления для месторождений УралоПоволжья, севера Европейской части России, Западной Сибири и ряда другихрегионов показанна рис. 5.

Рис. 5. Кривая разгазирования нефти

При давлении, равном Рнас (при стандартной температуре), в пластовой нефти растворено предельное количество газа Гн.пл (м3/т или м3/м3). При разработке нефтяной залежи и снижении пластового давления попутный нефтяной газ из нефти не выделяется, пока давление не снизится от начальной величины Рпл0 до Рнас. Дальнейшее снижение давления сопровождается выделением ПНГ в свободную фазу. При давлении Р в нефти растворено Гн газа, разница Гн.пл – Гн представляет собой количество свободного ПНГ, приведенное к стандартным условиям. Удельное количество свободного газа при

70