Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

Левая часть равенства зависит от Q, так как Ртр и Ру зависят от Q, то с увеличением расхода Ртр и Ру увеличиваются. Рг не зависит от Q. Заменим Ртр и Ру на некоторую функцию f(Q), тогда получим

Рг + f (Q) = Pпл − n Qk .

Из этого равенства надо найти Q. Для этого задаваясь различными Q, вычисляем левую часть равенства

А = Рг + f(Q)

и правую часть

В= Pпл − n Qk .

Далее строятся два графика А(Q) и В(Q), с увеличением Q значение А возрастает, а В уменьшается.

Точка пересечения кривых А и В определит условие совместной работы пласта и фонтанного подъемника, т.е. дает дебит скважины Qc и соответствующее этому дебиту Рз.

Фонтанирование за счет энергии газа. В практике неф-

тедобывающей промышленности редко встречаются скважины,

вкоторых жидкость поднимается исключительно за счет гидростатического напора. В большинстве случаев в фонтанных скважинах используется как энергия газа, так и напор жидкости. Имеются такие скважины, в которых в нижней части перемещаются только жидкости, а на глубине, где давление понижается до давления насыщения, начинает выделяться газ и в верхней части скважины уже движется газонефтяная смесь, т.е. двухфазный поток. По мере подъема газожидкостной смеси

встволе скважины выделяющийся из нефти газ будет испытывать все меньшее давление, что приводит к увеличению объема пузырьков газа и общей газонасыщенности потока. Таким образом, уменьшается плотность смеси, а также площадь сечения

91

elib.pstu.ru

труб, занимаемая жидкостью. Это приводит к возрастанию линейной скорости движения жидкости и, следовательно, к увеличению потерь движущегося потока на трение. В итоге газ и жидкость двигаются по трубе с различной скоростью, а газ в свою очередь опережает по скорости жидкость. Установлено, что потери напора при движении газожидкостной смеси по вертикальным трубам зависят от многих факторов, а именно: от объемного расхода жидкости, от объемного расхода газа, от диаметра труб, от физических свойств газа и жидкости (плотности, вязкости, поверхностного натяжения на границе жидкость–газ).

При фонтанировании за счет энергии газа плотность столба ГЖС в фонтанных трубах мала, поэтому гидростатическое давление такой смеси будет меньше. Следовательно, и для фонтанирования скважины потребуется меньшее забойное давление.

В зоне, где Р < Рнас, из нефти выделяется газ, причем этого газа становится больше, чем меньше давление, т.е. чем больше разница давлений ∆Р = Рнас – Р. В данном случае фонтанирование будет происходить при давлении на забое скважины, превышающем давление насыщения (Рз > Рнас), и газ будет выделяться на некоторой высоте в НКТ.

Возможен другой случай, когда фонтанирование происхо-

дит при Рз > Рнас.

Очевидно, в любом случае

где Рб – давление у башмака НКТ при фонтанировании скважины с постоянным дебитом; Р – гидростатическое давление столба жидкости между башмаком и забоем (H – L),

Р = (H – L) · g · ρ,

где Н – глубина скважины; L – длина НКТ; ρ – средняя плотность жидкости.

92

elib.pstu.ru

С другой стороны, Рз может быть определено через уровень жидкости в межтрубном пространстве:

Рз = Р1 + Р2,

где Р1 – гидростатическое давление в межтрубном пространстве, Р1 = h · ρ · g; Р2 – давление газа, находящегося в межтрубном пространстве, на уровне жидкости, Р2 = Рм + ∆Р; Рм – давление газа, находящегося в межтрубном пространстве на устье скважины; ∆Р – гидростатическое давление столба газа от уровня до устья,

∆Р = (H – h) · ρг · g,

где ρг – средняя плотность газа в затрубном пространстве.

Таким образом, в скважине, фонтанирующей с постоянным дебитом, давление Рз должно быть постоянным. Поэтому необходимо, чтобы уменьшение h сопровождалось увеличением давления Рм, и наоборот.

Рассмотрим 2 случая фонтанирования:

1. Рз < Рнас. В этом случае свободный газ имеется на самом забое скважины. Часть газа поступает в межтрубное пространство и накапливается там. Накопление газа в затрубном пространстве приводит к увеличению давления Рм и соответствующему понижению уровня жидкости h на такую величину, чтобы Рз согласно уравнению (4.4) оставалось бы постоянным. Этот процесс продолжается до тех пор, пока уровень не опустится до башмака труб. В этом случае можно достаточно точно определить Рб:

Рб = Рм + (H – h) · ρг · g.

Рз > Рб и определяется по формуле (4.3).

Таким образом, при Рз < Рнас уровень жидкости в затрубном пространстве обязательно должен устанавливаться на

93

elib.pstu.ru

уровне башмака НКТ после выхода работы скважины на установившийся режим. Это справедливо, если нет утечки газа через затрубное пространство.

2.Рз > Рнас. В этом случае свободный газ не накапливается

взатрубном пространстве. В самих трубах газ начинает выде-

ляться на некоторой высоте, где Р = Рнас. Различным положениям уровня h будут соответствовать различные Рм. Поскольку h меняется, то становится невозможным определение Рз по ве-

личине Рм.

Условие фонтанирования. Фонтанирование возможно в случае, если энергия, приносимая на забой жидкостью, равна или больше энергии, необходимой для подъема этой жидкости на поверхность при условии, что подъемник работает на режиме наибольшего КПД. Полезная работа (w1, Дж) при подъеме 1 м3 жидкости равна произведению веса жидкости на высоту подъема:

Вместе с нефтью на забой может поступать свободный газ, также при снижении давления происходит выделение газа из нефти. Общее количество газа, приходящееся на 1 м3 нефти, называется полным газовым фактором Г0. Газ, расширяясь, тоже совершает работу. Но эту работу совершает только свободный газ. Поэтому при подсчете работы расширения газа учитывается эффективный газовый фактор Гэф =

= Г0 – Граст.

По А.П. Крылову [19] работа газа при изометрическом расширении

w2 = Г0 Р0 ln Pз .

P0

94

elib.pstu.ru

Тогда общее количество энергии

W1 = w1 + w2 = Pз −P0 +Г0 Р0 ln Pз .

Р0

В связи с тем, что на устье скважины всегда есть некоторое противодавление Ру, то количество энергии, уносимое с жидкостью, определяется аналогично:

W1 = Pу −P0 +Г0 Р0 ln Pу .

Р0

Количество энергии, поступающей из пласта и затраченной на подъем жидкости от забоя до устья,

W1 = w1 −w2 = Pз −Pу +Г0 Р0 ln Pз .

Ру

Если фонтанный подъемник работает на оптимальном режиме, т.е. на режиме наибольшего КПД, то удельный расход газа R, необходимого для подъема 1 м3 жидкости, достигнет минимума Rопт. В этом случае

Wн = Pз −Pу + Rопт Р0 ln Pз .

Ру

Следовательно, фонтанирование возможно, если

Wп ≥ Wн

или

Г0 ≥ Rопт.

На основании экспериментальных исследований А.П. Крыловым [19] были получены формулы для определения удельного расхода газа Rmax при работе газожидкостного подъемника на режиме максимальной подачи Qmax:

elib.pstu.ru

Таким образом, газовый фактор, определяющий объем газа при стандартных условиях, находящегося в свободном состоянии при среднем давлении в подъемнике, и отнесенный к объему 1 м3 жидкости (обводненной нефти) и будет эффективным газовым фактором Гэф. Тогда условие фонтанирования запишется как

Гэф ≥ Rопт

или

Из неравенства (4.8) можно определить минимальное необходимое давление на забое, обеспечивающее фонтанирование скважины. Решение неравенства относительно Рз можно получить либо подбором Рз, либо графоаналитическим путем.

Если выделение газа начинается не на забое, а в фонтанных трубах на некоторой глубине Lнас, то

96

elib.pstu.ru

Решая это неравенство относительно Lнас, получим

+ Гэф d 0,5 (Pнас −Ру )ln Pнас .

Ру

Определив глубину Lнас, можно определить минимальное Рз:

Рз = Рнас + (H – L) · ρ · g,

где ρ – плотность насыщенной газом нефти.

При одном и том же количестве газа не в каждой скважине можно получить фонтанирование. Если количество газа достаточно для фонтанирования в 150-миллиметровой скважине, то его может не хватить для 200-миллиметровой скважины.

Смесь нефти и газа, движущаяся в скважине, представляет собой чередование прослоев нефти с прослоями газа: чем больше диаметр подъемных труб, тем больше надо газа для подъема нефти.

В практике известны случаи, когда скважины больших диаметров (150–300 мм), пробуренные на высокопродуктивные пласты с большим давлением, отличались высокой производительностью, но фонтанирование их в большинстве случаев было весьма непродолжительным. Иногда встречаются скважины, которые при обычных условиях не фонтанируют, хотя давление в пласте высокое.

После спуска в такие скважины лифтовых труб малого диаметра удается достигнуть фонтанирования. Поэтому с целью рационального использования энергии расширяющего газа

97

elib.pstu.ru

все скважины, где ожидается фонтанирование, перед освоением оборудуют лифтовыми трубами условным диаметром от 60 до 114 мм, по которым происходит движение жидкости и газа в скважине.

Диаметр подъемных труб подбирают опытным путем в зависимости от ожидаемого дебита, пластового давления, глубины скважины и условий эксплуатации. Трубы опускают до фильтра эксплуатационной колонны.

При фонтанировании скважины через колонну труб малого диаметра газовый фактор уменьшается, в результате чего увеличивается продолжительность фонтанирования. Нередко скважины, которые фонтанировали по трубам диаметром 114, 89, 73 мм, переходили на периодические выбросы нефти и останавливались. В этих случаях период фонтанирования скважины удавалось продлить путем замены фонтанных труб меньшего диаметра: 60, 48, 42, 33 мм. Это один из способов продления фонтанирования малодебитных скважин.

4.2. Газлифтная эксплуатация нефтяных скважин

Газлифтная скважина – это по существу та же фонтанная скважина, в которой недостающий для необходимого разгазирования жидкости газ подводится с поверхности по специальному каналу (рис. 4.1). По колонне труб 1 газ с поверхности подается к башмаку 2, где смешивается с жидкостью, образуя ГЖС, которая поднимается на поверхность по подъемным трубам 3. Закачиваемый газ добавляется к газу, выделяющемуся из пластовой жидкости. В результате смешения газа с жидкостью образуется ГЖС такой плотности, при которой имеющегося давления на забое скважины достаточно для подъема жидкости на поверхность. Все понятия и определения, изложенные в теории движения газожидкостных смесей в вертикальных трубах, в равной мере приложимы к газлифтной эксплуатации скважин и служат ее теоретической основой.

98

elib.pstu.ru

Р1 = Рр +∆Р1 −∆Р2

или

Рр = Р1 −∆Р1 +∆Р2.

В реальных скважинах ∆Р1 составляет несколько процентов от Р1, а ∆Р2 еще меньше. Поэтому рабочее давление Рр и давление у башмака Р1 мало отличаются друг от друга. Таким образом, достаточно просто определить давление на забое работающей газлифтной скважины по ее рабочему давлению на устье.

Это упрощает процедуру исследования газлифтной скважины, регулировку ее работы и установление оптимального режима. Скважину, в которую закачивают газ для использования его энергии для подъема жидкости, называют газлифтной, при закачке для той же цели воздуха – эрлифтной.

Применение воздуха способствует образованию в НКТ очень стойкой эмульсии, разложение которой требует ее спе-

99

elib.pstu.ru

циальной обработки поверхностно-активными веществами, нагрева и длительного отстоя. Выделяющаяся при сепарации на поверхности газовоздушная смесь опасна в пожарном отношении, так как при определенных соотношениях образует взрывчатую смесь. Это создает необходимость выпуска отработанной газовоздушной смеси после сепарации в атмосферу.

Применение углеводородного газа, хотя и способствует образованию эмульсии, но такая эмульсия нестойкая и разрушается (расслаивается) часто простым отстоем без применения дорогостоящей обработки для получения чистой кондиционной нефти. Это объясняется отсутствием кислорода или его незначительным содержанием в используемом углеводородном газе и химическим родством газа и нефти, имеющих общую углеводородную основу. Кислород, содержащийся в воздухе, способствует окислительным процессам и образованию на глобулах воды устойчивых оболочек, препятствующих слиянию воды, укрупнению глобул и последующему их оседанию при отстое.

Газлифт позволяет улучшать использование газа и эксплуатировать месторождение более рационально по сравнению с эрлифтом. Единственным достоинством эрлифта является неограниченность источника воздуха как рабочего агента для газожидкостного подъемника. Реальные газлифтные скважины не оборудуются по схеме, показанной на рис. 4.1, так как спуск в скважину двух параллельных рядов труб, жестко связанных внизу башмаком, практически осуществить нельзя. Эта схема приведена только лишь для пояснения принципа работы газлифта. Однако ее использование вполне возможно и в ряде случаев целесообразно для откачки больших объемов жидкости, например, из шахт или других емкостей с широким проходным сечением.

Для работы газлифтных скважин используется углеводородный газ, сжатый до давления 4–10 МПа. Источниками сжатого газа обычно бывают либо специальные компрессорные

100

elib.pstu.ru