Вакула Я.В. Основы нефтегазового дела

нагнетанием природного газа из соседней скважины, техничес ими средствами.

Снижение уровня жидкости в эксплуатационной

е

олонне нагнетанием

воздуха запрещается (п. 2.9.8. ПБНГП-2003).

ка

Снижение уровня глубинными насосами не рекомендуется в скважинах, в

о

которых возможно их засорение песком (например, после гидроразрыва

пластов, пескоструйной перфорации и т.п.)

и

т

Выдавливание жидкости газом заключается в нагнетании сжатого газа в

л

через подъемные трубы наружу с одновременным

газированием и тем самым

уменьшает ее плотность.

Газ можно нагнетать и в подъемные тру ы.

Снижение уровня в скваж не нагнетаниемб

газа рассчитывают по

формулам:

и

При нагнетании газа в межтру ное пространство

Z1

= Нmaxб×

υм

(9.2.4 а)

V

к

При нагнетании газа в колонну НКТ

Z

2

=

Н

max

×

υн

, где

(9.2.4 б)

Vк

ая

Нmax

– максималь ая глубина уровня скважинной жидкости от устья при

н

максималь ом давлении компрессора (газовой скважины), м;

υм

и υн

- с тветственно

объем

одного метра

межтрубного и трубного

н

пространства, дм3;

Vк

о

- объем 1 м обсадной колонны, дм3.

к

тр

Pmax

(9.2.5)

Hmax

=

, где

ρ × g

Рмах

– максимальное давление компрессора.

л

е

61

уровень компрессором УПК-80 (Рmax=8 МПа).

АГ

НИ

Решение:

Подставив численные значения в формулу 9.2.5, получим

Hmax =

8×106

= 800 м

ка

1000 ×9,8

Из выражения 9.2.4 а и б

При закачке газа:

е

в межтрубное пространство

Z1 = 800 ×

9,4

» 660 м

т

12,5

в трубы

3,1

о

Z2 = 800 ×

» 200 м

12,5

Если давление нагнетания газа д я вытеснения жидкости через башмак

и

колонны НКТ недостаточно, то сжатый газ может поступать в НКТ через

специальные отверстия, выполненные в муфтахл

труб, называемые пусковыми.

Глубина

установки

отверстий

и

должна соответствовать возможности их

достижения

сжатым

газом

б

развиваемому давлению

(соответствоватьб

продолжается до заданной величины депрессии на пласт.

Вместо пусковых отверстий можно использовать пусковые клапаны.

Глубина установки первого пускового отверстия определяют из

выражения

н

ая

Pmax

(9.2.6)

- 20, м

Hmax

=

ρ × g

Расстояние от первого пускового отверстия до второго

о

н

h =

Pmax

×

Vн

(9.2.7)

1

ρ × g

Vм

Задача 9.2.2: Рассчитать глубину установки пусковых отверстий, если

тр

3

скважина глубиной 2000 м заполненной водой (ρ=1000 кг/м ), диаметр

эксплуатационной колонны

146 мм, диаметр колонны НКТ –

73 мм. Для

к

нагн тания газа использован компрессор, развивающий максимальное давление

8 МПае. Объем 1 метра внутреннего пространства трубы Vн=3,1 л; межтрубного

л

= 9,4 л.

Vм

62

Решение:

НИ

Первое пусковое отверстие Н1 (формула 9.2.6)

Н1 =

Рmax

- 20 =

8×106

- 20 = 780 м.

АГ

ρ × g

1000 ×9,81

Второе пусковое отверстие выполняется на

расстояние h1

от первого

(формула 9.2.7)

h =

P ×υ

н

=

8 ×10

6

×

3,1

= 800 × 0,329

= 260

м.

max

ка

1

ρ ×υм

1000 ×9,81

9,4

Таким образом, второе пусковое отверстие устанавлив ется на глубине

Н2=Н1+h1=780+260=1040 м

е

Для установки следующих пусковых отверстий принимают, что

расстояние между ними должно быть 260 м.

т

Тогда Н3=1040+260=1300 м

о

Н4=1300+260=1560 м

Н5=1560+260=1820 м

и

беспечит поступление

Ниже Н5 до башмака НКТ остается 180 м, что

сжатого газа в НКТ через башмак.

б

Максимальное забойное давление при вытеснении жидкости газом равно

и

сумме рабочего давления газа у башмака колонныл

труб НКТ и давления столба

жидкости от башмака до забоя

б

- L) , где

(9.2.8)

ρ

Рз

= ρг × g × L + ρ

× g(Н

ж

L

- глубина спуска колонны труб НКТ для продувки газом, м;

ρг

- плотность газа (азот ρ=250 кг/м3);

ая

ж

- плотность скважинной жидкости.

Если скважина з полнена водой, то ρв=1000 кг/м3

Задача

9.2.3:

н

давление

при

освоении

скважины

Определить забойное

о

ными способами. Глубина скважины 1700 м; пластовое

диаметром 155 мм раз

давление 18 МПа,

плотность скважинной жидкости 1200 кг/м3. Давление на

устье Ру=0

тр

Решение:

1.

Забойное давление по формуле 9.2.2 (при открытом устье скважины)

Рз

= 1200 ×9,81×1700 = 20 ×106 Па = 20 МПа

е

л

Рз

f Рпл

Опрк

делим

коэффициент превышения давления столба жидкости в

К =

ρ × g ×

H

=

1200 ×9,81

×1700

= 1,11

НИ

6

Рпл

18 ×10

В этих условиях приток жидкости отсутствует. Заменяем скважинную

жидкость на нефть плотностью ρ = 850 кг/м3, тогда

АГ

Рз

= 850 ×9,81×1700 = 14,2 МПа

Рз

p Рпл . Разность давлений ΔР=18-14,2=3,8 МПа.

Если

дополнительные

сопротивления притоку значительны и при

ΔР=3,8МПа приток отсутствует, то можно использовать газированную нефть

плотностью ρ = 500 кг/м3.

ка

скважину.

о

величиной заданной

2. Глубина снижения уровня в скважине определяе сяе

депрессии

и

т

DР = Рпл - Рзаб .

л

Задаемся величиной депрессии 10 МПА.

т.е. чтобы достичь депрессии в 10 МПа необходимо снизить величину

забойного давления до 8 МПа. Нео ходимую глубину снижения уровня L

можно определить из формулы 9.2.8.

б

Если скважина заполнена водой плотностью ρв=1000 кг/м3 и для ее

вытеснения используется газ плотностьюи

ρг=100 кг/м3, то:

8·105=L·100+(Н-L)·1000

ая

б

900 L=1000·1700-8·105

L=1000 м

3. При поршневании для достижения заданной депрессии высота столба

н

воды определяется из формулы Рз

= ρgh

h =

Pз

=

8×

10

6

» 800 м

ρ × g

9,81×1000

о

Глубина с иже ия уровня L

L = H − h = 1700 − 800н

= 900 м

тр

Необходимое количество жидкости извлеченной из скважины

(9.2.9)

Q = 0,785( Д0 - dТ

+ d0

) × L1 , где

к

2

2

2

Д0

- вну ренний диаметр колонны, м;

dТ

- наружный диаметр НКТ, м;

d0

- внутренний диаметр НКТ, м.

л

Количество жидкости, извлекаемой за каждый рейс поршня, определяется

по формулее

Qп = 0,785(d02

- dк2 ) × z , где

(9.2.10)

64

dк

– диаметр каната, м;

НИ

z

– среднее погружение поршня под уровень.

При z=150 м; dк=0,0185 м и d0=0,05 м

Qп = 0,785(0,052 - 0,0185

2 ) ×150 = 0,255 м2

АГ

10. ФОНТАННАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

ка

Процесс эксплуатации скважин заключается в подъеме нефти и газа с забоя

на дневную поверхность.

При эксплуатации нефтяной залежи одновременно протекает два

взаимосвязанные процесса:

е

- движение жидкости и газа к забою под действием пластовой энергии,

- подъем жидкости от забоя на поверхность.

т

При вводе в разработку новых месторождений, как правило, пластовой

энергии бывает достаточно не только для продвижения неф и к забою скважины,

но и для подъема ее на дневную поверхность

Способ эксплуатации, при котором подъем жидк сти осуществляется только

за счет природной энергии называют фонтанным. о

По мере падения пластового давлен я пр родной энергии становится

недостаточно

для подъема

жидкости до

устьяи

скважины, а только на

определенную от забоя высоту. Установившийся при

этом уровень в стволе

л

скважины называют статическим, а давление столба жидкости на забой равно

пластовому давлению.

б

Способ эксплуатации, при котором недостающую энергию для подъема

жидкости выше статического

уровня следует

вводить

в каком-либо виде с

и

поверхности, называют механизированным.

Механизированный подъем производитсяб

с помощью энергии вводимого в

скважину сжатого газа или извлекается различными типами насосов. Подъем

жидкости и газа

происходит по спущенной в скважину подъемной (лифтовой)

насосно-компрессор ых

труб (НКТ) и соединена на поверхности с устьевой

ая

арматурой. В зависимости от способа эксплуатации трубы и составленные из них

колонны называют фо та ными, компрессорными или насосными.

н

Задача 10.1.

Расчёт фонтанного подъёмника по конечным условиям

фонтанирования

н

Исходные данныео

: внутренний диаметр эксплуатационной колонны D =

0,15 м; подъёмные трубы спущены до верхних отверстий фильтра L = 2000 м;

начальный дебит скважины Qн = 350 т/сут; конечный дебит скважины Qк = 90

т/сут; абсолютноетр

начальное забойное давление (давление у башмака) P1н = 15

МПа; абсолютное конечное забойное давление P1к = 12,5 МПа; абсолютное

к

3

.

кон чное давление на устье P2к = 0,5 МПа; плотность нефти ρ = 900 кг/м

Требуется определить

оптимальный диаметр фонтанного подъёмника по

е

конечным условиям фонтанирования.

л

65

НИ

Решение: Оптимальный диаметр подъёмника по конечным условиям

фонтанирования скважины по формуле А.П. Крылова:

АГ

(10.1)

d = 188×

ρ × L

× 3

Qк × g × L

, мм

P

- P

ρ × g × L - (P

- P

)

1к

2к

1к

2к

Подставляя в формулу (10.1) значения входящих величин, получим

ка

900 × 2000

90 ×9,81× 2000

= 48,8 мм.

d = 188×

× 3

(12,5 - 0,5)×106

90 ×9,81× 2000 - (12,5 - 0,5)×106

Принимаем ближайший стандартный d = 50,3 мм (см. приложение 1).

о

т

11. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИНе

ШТАНГОВЫМИ ГЛУБИННЫМИ НАСОСАМИ

Штанговая насосная установка ШНУ состо т

з наземного и подземного

оборудования, установленного у устья скваж ны.

б

К наземному оборудованию относят станоки-качалку с приводом и устьевое

оборудование.

и

глубинный штанговый насос,

В комплект подземного оборудования входитл

колонна НКТ и колонна насосных штанг.

Штанговый скважинный

б

собой плунжерный насос

насос представляет

на две основные группы: трубные (не вставные) и вставные.

н

Трубные насосы х р ктерны тем, что основные узлы (цилиндр и плунжер)

спускаются в скважи у отдельно – цилиндр

на

колонне

НКТ, а

плунжер

на

н

в том же порядке.

колонне насосных шта г. Подъемая

Вставной

асос спускают

в скважину

и

поднимают из

скважины

в

о

собранном виде (цили др вместе с плунжером) на насосных штангах. Насос

закрепляют

тр

с п мощью специального

замкового

соединения, заранее

установленн го в к л нне НКТ. Для смены вставного насоса достаточно поднять

колонну штанг.

Используют штанговые установки балансирные и безбалансирные.

к

всасывание жидкости в цилиндр насоса и ее подъем в насосных трубах. При ходе

вниз жидкость из цилиндра вытесняется в полость труб.

е

У станкакачалки с балансирным

т

прив д м в звратно-поступательное

и

о

движение колонне насосных штанг передается от дв гателя 25 через редуктор 22 и

кривошипно-шатунный механизм (шатун

л

кривошип 21 с кривошипным

19

грузом 20).

б

б

и

ая

н

н

о

тр

Рис. 11.1 Схема штанговой скважинно-насосной установки:

1 – эксплуатационная колонна; 2 – всасывающий клапан; 3 – цилиндр насоса; 4 – плунжер;

балансира; 16 – балансир; 17 – стойка; 18

– балансирный груз; 19 – шатун; 20 –

кривошипный груз; 21 –

кривошип;

22

–

редуктор; 23 – ведомый шкив

(с

к

тормозной

шкив);

24 – клиноременная передача; 25

–

противоположной стороны

э ектродвигатель на поворотной салазке; 26

– ведущий шкив; 27 – рама; 28 – блок

е

управ ения

л

67

АГ

НИ

Рис. 11.4. Номограмма для определения подачиканасоса

-

коэффициент

подачи, учитывающего

е

выигрыш хода за счет

инерционных сил,

и

о

т

(11.3)

η2 =

225× L2 × n2

1012

Общий коэффициент подачи η = η1 +η2 .