2. Виды фонтанирования. Фонтанирование за счет энергии газа при условии, когда давление на забое больше давления насыщения.

Фонтанирование скважин обычно происходит на вновь открытых месторождениях нефти, когда запас пластовой энергии велик, т. е. давление на забоях скважин достаточно большое, чтобы преодолеть гидростатическое давление столба жидкости в скважине, противодавление на устье и давление, расходуемое на преодоление трения, связанное с движением этой жидкости.

Общим обязательным условием для работы любой фонтанирующей скважины будет следующее основное равенство:

где Рс - давление на забое скважины; Рг, Ртр, Ру - гидростатическое давление столба жидкости в скважине, рассчитанное по вертикали, потери давления на трение в НКТ и противодавление на устье, соответственно.

Различают два вида фонтанирования скважин:

§ фонтанирование жидкости, не содержащей пузырьков газа, - артезианское фонтанирование;

§ фонтанирование жидкости, содержащей пузырьки газа, облегчающего фонтанирование, - наиболее распространенный способ фонтанирования.

Артезианский способ встречается при добыче нефти редко. Он возможен при полном отсутствии растворенного газа в нефти и при забойном давлении, превышающем гидростатическое давление столба негазированной жидкости в скважине.

Фонтанирование за счет энергии газа - это наиболее распространенный способ фонтанирования нефтяных скважин. При фонтанировании за счет энергии газа плотность столба ГЖС в фонтанных трубах мала, поэтому гидростатическое давление столба такой смеси будет меньше. Следовательно, и для фонтанирования скважины потребуется меньшее забойное давление. При движении жидкости по НКТ от забоя к устью давление уменьшается, и на некоторой высоте оно становится равным давлению насыщения Рнас, а выше - ниже давления насыщения. В зоне, где Р < Рнас, из нефти выделяется газ, причем этого газа становится тем больше, чем меньше давление, т. е. чем больше разница давлений ΔР = Рнас - Р. Таким образом, нефть при фонтанировании разгазируется в результате выделения из нее растворенного газа, перехода его в свободное состояние и образования ГЖС с плотностью, существенно меньшей плотности чистой нефти. В описанном случае фонтанирование будет происходить при давлении на забое скважины, превышающем давление насыщения (Рс > Рнас), и газ будет выделяться на некоторой высоте в НКТ.

1. Рс < Рнас (рис. 8.2,a).

Свободный газ имеется на самом забое. К башмаку фонтанных труб будет двигаться газожидкостная смесь. При работе такой скважины основная масса пузырьков газа будет увлекаться потоком жидкости и попадать в фонтанные трубы. Однако часть пузырьков, двигающихся непосредственно у стенки обсадной колонны, будет проскальзывать мимо башмака НКТ и попадать в межтрубное пространство. В межтрубном пространстве выше башмака движения жидкости не происходит. Поэтому пузырьки газа в нем будут всплывать, достигать уровня жидкости и пополнять газовую подушку в межтрубном пространстве. Таким образом, при фонтанировании, когда Рс < Рнас, создаются условия для непрерывного накопления газа в межтрубном пространстве. Интенсивность этого процесса зависит от многих факторов.

1. От скорости восходящего потока ГЖС, т. е. от дебита скважины. Чем больше дебит, тем меньше газа попадает в межтрубное пространство.

2. От величины зазора между обсадной колонной и фонтанными трубами.

3. От количества и величины газовых пузырьков, что в свою очередь зависит от разницы между давлением насыщения и давлением у башмака.

4. От вязкости жидкости.

Накопление газа в затрубном пространстве приводит к увеличению давления Рз и соответствующему понижению уровня жидкости h на такую величину, чтобы давление на забое Рс согласно уравнению (8.20) оставалось бы постоянным. Этот процесс будет продолжаться до тех пор, пока уровень жидкости в межтрубном пространстве не опустится до башмака фонтанных труб. После этого процесс стабилизируется. Непрерывно возрастающее давление на устье межтрубного пространства после достижения максимума стабилизируется. В этом случае возможно достаточно точно определить давление у башмака фонтанных труб Рб, а также и давление на забое Рс по давлению на устье в межтрубном пространстве Рз, не прибегая к трудоемкому процессу спуска манометра в скважину. Давление Рз замеряется на устье манометром. Тогда давление у башмака будет равно

Где

Здесь ρо - плотность газа при стандартных условиях Ро и То; Тср - средняя температура в затрубном пространстве; z - коэффициент сжимаемости газа для условий Рз и Тср. Второе слагаемое в формуле (8.21) может быть определено несколько точнее по барометрической формуле.

Давление на забое скважины Рс будет больше Рб на величину гидростатического давления столба жидкости между забоем и башмаком фонтанных труб Р и может быть определено по формуле (8.18).

При больших расстояниях между забоем и башмаком НКТ (превышающих 50 - 100 м) в вычисление Рс вносится погрешность за счет недостоверности величины средней плотности ГЖС между башмаком и забоем - Р. В таких случаях величину Р необходимо определять методами, изложенными в теории движения газожидкостных смесей.

Таким образом, в фонтанирующей скважине при условии Рс < Рнас уровень жидкости в межтрубном пространстве обязательно должен устанавливаться у башмака НКТ после выхода работы скважины на установившийся режим. Однако это справедливо, если нет утечки газа из обсадной колонны из-за ее недостаточной герметичности или неплотностей в арматуре и колонной головки. При наличии утечек уровень жидкости может стабилизироваться в межтрубном пространстве на некоторой высоте, обусловливая такое давление на устье, при котором утечки газа сравниваются с его поступлением от башмака фонтанных труб.

3. Влияние газа и вязкости жидкости на рабочие характеристики ПЦЭН и ШГН.

4. Выбор оборудования и режима работы фонтанных скважин.

5. Выбор оборудования и режима работы ШСНУ.

Далее в учебники Бойко нет 2х страниц….

Нет еще 3х страниц

6. Выбор оборудования и режимы работы фонтанных скважин.

7. Газлифт. Схемы и виды газлифта. Достоинства и недостатки газлифта.

Достоинства и недостатки газлифта

Как метод механизированной добычи нефти, газлифт обладает многими достоинствами в тех случаях, когда он применим. Метод относительно прост в работе, необходимое оборудование сравнительно недорого и взаимозаменяемо. Могут добываться как большие, так и малые объемы, и не имеет значения, непрерывный это поток, периодический поток или камерный газлифт. Метод оказался эффективным при неблагоприятных сква-жинных условиях; от песка и других твердых веществ можно избавиться без особых затруднений. Удается более успешно, чем в других методах искусственного лифта, решить проблемы коррозии и добычи нефти с высоким содержанием газа, он эффективно применяется в искривленных скважинах. Газлифт может быть предназначен и для работы с канатными системами. При использовании канатов нетрудно провести замеры давления в забое. Среди прочих достоинств газлифта — низкие эксплуатационные расходы и, в некоторых случаях, низкая вероятность отказа по сравнению с другими системами. Газлифт может применяться в районах городской застройки и требует меньше места, а также на морских добывающих платформах. Перед установкой газлифтной системы следует учитывать некоторые ее недостатки. Требуется источник сжатого газа; сжатие газа может сильно увеличить начальные капиталовложения. В зависимости от рыночных цен возмещение потерь газа в замкнутой системе при высоком давлении также может оказаться дорогим. Использование газлифта на участках с одной скважиной или на маленьких месторождениях обычно не окупает затрат. Газлифт лучше не применять для глубоких добывающих скважин с высокими перепадами давления или низкими забойными давлениями. Особенно малоэффективны в этом случае системы периодического действия. Трудно получить точные замеры газа, и пульсация потока может осложнить эксплуатацию наземного оборудования. Системы плунжерного подъема работают в большинстве случаев в автоматическом режиме или с применением датчиков давления, и можно встретить лишь несколько случаев с ручным управлением. Автоматические регуляторы длительности цикла, плунжеры и ловушки, используемые в системах плунжерного подъема, могут быть весьма различны. Важнейшее достоинство плунжерного лифта — низкая себестоимость. Установка плунжерной системы относительно недорога, и эксплуатационные расходы невелики по сравнению с другими системами. Плунжерные системы могут устанавливаться на талях, и в случае морских скважин они не требуют дополнительного места на платформе. Плунжерные подъемники могут быть модифицированы для использования в наклонно направленных скважинах и на скважинах, уже работающих с применением периодического газлифта, что улучшает производительность и эффективность добычи. Главным недостатком плунжерных подъемников является непригодность для скважин с высокой нормой отбора. Заклинивание плунжера и проблемы с выносом песка могут вызывать остановки добычи. Еще один недостаток плунжерного подъема заключается в том, что пульсирующий поток из скважины может отрицательно сказаться на эффективности наземного оборудования

8. Гидравлическое несовершенство скважин по вскрытию пласта. Учет несовершенства в расчете дебита скважин.

9. Графический метод расчета фонтанного подъемника. Газлифт, типф газлифта.

10. Динамометрия штанговой скважинной насосной установки. Динамограмма и её интерпретация

11. Исследование скважин на приток. Прямые и косвенные методы гидродинамических исследований.

ЕСТЬ В ЛАБАХ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ (1, 2 работы)

13. Исследование скважин, оборудованных штанговыми насосными установками.

Исследование ШСНУ необходимо для изучения притока и построения индикаторной кривой, а также для изучения работы самого насоса и выявления причин низкого коэффициента подачи.

Изменение отбора жидкости ШСНУ достигается либо изменением хода полированного штока 5 перестановкой пальца шатуна на кривошипе, либо изменением числа качаний п сменой шкива на валу электродвигателя. В некоторых случаях отбор можно изменить сменой размера насоса (Р), однако эта операция сложнее, так как требует осуществления спуско-подъемных работ на скважине.

При каждом изменении режима откачки после выхода скважины на установившийся режим, что определяется по стабилизации дебита, замеряется прямым или косвенным методом забойное давление, соответствующее данному установившемуся режиму работы. Для прямого измерения забойного давления созданы малогабаритные скважинные манометры диаметром 22 - 25 мм. Такие приборы могут быть спущены в межтрубное пространство скважины на стальной проволоке через отверстие в планшайбе при эксцентричной подвеске НКТ на устье. Полученные таким образом данные о забойном давлении наиболее достоверны. Однако в глубоких искривленных скважинах, а также при малых зазорах в межтрубном пространстве бывают прихваты манометра и обрывы проволоки. Для предотвращения этого используются так называемые лифтовые скважинные манометры, подвешиваемые к приемному патрубку ШСН и спускаемые в скважину вместе с НКТ. Эти манометры имеют часовой механизм с многосуточным заводом и фиксируют на бумажном бланке динамику изменения давления на глубине спуска прибора в процессе трех-четырехкратного изменения режимов откачки (дебитов). Такой метод позволяет получить достаточно надежные результаты исследования, однако он связан с необходимостью осуществления спуско-подъемных операций для спуска и подъема лифтового манометра. Поэтому эти замеры приурочивают к очередным ремонтным работам на скважине или очередной смене насоса. В настоящее время лифтовые манометры по этой причине не находят применения.

К косвенным методам исследования скважины на приток относится замер глубины динамического уровня жидкости в межтрубном пространстве, устанавливающегося при том или ином режиме откачки специальными приборами - эхолотами.