Види фонтанування і типи фонтанних свердловин

Залежно від співвідношення тисків вибійного і гирлового із тиском насичення нафти газом (від місцезнаходження початку виділення газу з нафти) можна відокремити два види фонтанування і відповідні їм три типи фонтанних свердловин.

Першому типу свердловин відповідає артезіанське фонтанування коли фонтанування відбувається за рахунок ітдростатичного напору (рис. 7.1, а). У свердловині спостерігається звичайне переливання рідини, рухається негазована (без вільного газу) рідина (аналогічно артезіанським водяним свердловинам). У затрубному просторі між насосно-компресорними трубами 1 та обсадною експлуатаційною колоною труб 2 міститься рідина, у чому можна переконатися, відкривши, наприклад, триходовий кран під манометром, який показує затрубний тиск . Газ виділяється з нафти за межами свердловини у викидній трубі.

Другому типу свердловин відповідає газліфтне фонтанування з початком видічення газу у стовбурі свердловини (рис. 7.1, б). У пласті рухається негазована рідина, а у свердловині -газорідинна суміш (на рис. 7.1, б показано усталений стан). Якщо тиск біля башмака НКТ то в затрубному просторі на гирлі міститься газ і затрубний тиск звичайно невеликий (0,1...0,5 МПа). Оскільки то в міру піднімання нафти тиск знижується, збільшується кількість вільного газу, газ розширюється, зростає газовміст потоку, тобто фонтанування відбувається за принципом роботи газорідинного піднімача.

Третьому типу свердловин відповідає газліфтне фонтанування з початком виділення газу в пласті (Р^ис- 7.1, в). У пласті рухається газована рідина, на вибій і до башмака НКТ надходить газорідинна суміш. Після початку припливу основна маса газу захоплюється потоком рідини і надходить у НКТ. Частина газу виділяється (сепарується) і надходить у затрубний простір, де газ барботує у відносно нерухомій рідині. У затрубному просторі накопичується газ, рівень рідини знижується і сягає башмака НКТ. З плином часу настає стабілізація і за рівень рідини завжди встановлюється біля башмака НКТ. Затрубний тиск газу, як правило, високий, майже сягає значин тисків і . У разі витікання газу із затрубного простору через канали негерметичності в різьових з'єднинах НКТ, обсадної колони труб, обладнанні гирла рівень перебуватиме вище башмака НКТ. Чим менші витрата та в'язкість рідини, більші витрата газу через башмак і розмір зазору між НКТ та експлуатаційною колоною, тим більше газу сепарується в затрубний простір.

Умова артезіанського фонтанування

Фонтанування свердловини можливе тоді, коли з пласта на вибій надходять флюїди, кількість енергії яких не менша, ніж потрібно для їх піднімання на поверхню.

Умова артезіанського фонтанування безпосередньо виходить з рівняння балансу тисків (7.1): де Н - глибина свердловини по вертикалі (звичайно беруть до середини продуктивного пласта), м; - середня густина рідини у свердловині, кг/м ; - густини рідини в умовах

вибою та гирла, кг/м ; - прискорення вільного падіння, м/с . З урахуванням викривлення стовбура свердловини глибина

де Н' — відстань від гирла до вибою вздовж осі похилої свердиовини, м; - середній зенітний кут викривлення свердловини або кут відхилення осі свердловини від вертикалі, град; - зенітний кут на ділянці стовбура свердловини довжиною град; - кількість ділянок різного викривлення стовбура (у подальшому розглядатимемо вертикальні свердловини, а викривлення легко врахувати аналогічно).

Втрату тиску на тертя розраховуємо за формулою Дарсі-Вейсбаха.

Тиск на гирлі беремо залежно від умов збирання та підготовки продукції свердловини (див. § 1.4). Він забезпечує рух продукції свердловини від гирла до пункту збирання, залежить від втрат тиску на гідравлічний опір в обладнанні гирла, системі збирання та ін. (див. главу 2).

Внаслідок нерозривності потоку тривале фонтанування можливе лише за умови рівності витрат рідини, що пришиває з пласта , і рідини, що піднімається у стовбурі свердловини тоді умову спиіьиої узгодженої роботи пласта і свердловини записуємо так:

Оскільки приплив і піднімання рідини відбуваються за рахунок пластової енергії, то спільна робота пласта та фонтанної свердловини узгоджується через вибійний тиск р_в. Приплив (дебіт свердловини) можна, наприклад, описати загальним рівнянням індикаторної діаграми, звідки

тоді умову (7.4) взаємопов'язаної спйіьної узгодженої роботи пласта і свердловини на основі умови артезіанського фонтанування (7.2) записуємо так:

(7.6)або у функціональному вигляді з урахуванням залежності втрати тиску на тертя від витрати рідини

Розв'язуючи останнє рівняння графоаналітичним методом (рис. 7.2, а) або шляхом ітерацій з допомогою ПЕОМ, знаходимо дебіт свердловини 2 і відповідний йому вибійний тиск р_в, причому тут знаходимо мінімальний граничний вибійний тиск артезіанського фонтанування а випливає, що фонтанування можшиве тільки за всіх проте за узгодженої роботи тобто фонтанування можливе за вибійних тисків

У разі артезіанського фонтанування найбільший дебіт свердловини можна отримати за умови

З умови (7.6) випливає, якщо , то

тобто для визначення пластового тиску достатньо виміряти тиск на гирлі в зупиненій свердловині.

Якщо НКТ опущено до вибою, то за затрубним тиском можна визначити вибійний тиск у працюючій свердловині:

Умова газліфтного фонтанування

Фонтанні свердловини другого і третього типів є газорідинним піднімачем, причому газ не вводиться ззовні, а виділяється з припливаючої нафти. За тиску, який дорівнює тиску насичення нафти газом р_н, кількість вільного газу дорівнює нулю, увесь газ розчинений у нафті.

Уздовж шляху в міру зниження тиску від тиску насичення до гирлового тиску р₂ кількість вільного газу, що припадає на одиницю витрати нафти, збільшується від нуля до деякої значини.

За будь-якого біжучого тиску р кількість вільного газу , який виділився і рухається у свердловині, можна подати ж різницю кількості отриманого (видобутого) газу на поверхні (після сепарації на пункті збирання) і біжучої кількості розчиненого газу згідно із законом Генрі, тобто

де - експлуатаційний газовий фактор (відношення кількості видобутого газу до кількості видобутої нафти, зведених до

стандартних умов), м³ /м³ ; - коефіцієнт розчинності газу в нафті, м³ /(м³ -Па); - дебіт нафти, м³ /с.

Зазначимо, якщо в покладі існує жорсткий водонапірний чи пружний режим або газ починає виділятися із нафти у стовбурі свердловини, то тут під можна розуміти пластовий газовий фактор (об'ємна кількість газу, що розчинена в одиниці об'єму пластової нафти за початкового тиску насичення і зведена до нормальних умов) або, іншими словами, газовміст (газонасиченість) пластової нафти (див. §1.2). Щодо решти режимів роботи пласта, то експлуата­ційний газовий фактор не рівний пластовому газовому фактору

Оскільки зі збільшенням вмісту ту іустина газорідинної суміші зменшується, то в цілому для всієї довжини піднімальних труб за зменшення тиску від до р2 необхідно взяти середню кількість вільного газу,яку можна записати як середньозважену по довжині .

З а О.П. Криловим і беремо сталими вздовж , а тиск - лінійно залежним від біжучої довжини

Тоді, враховуючи, що

О скільки у стовбурі піднімається вся рідина (нафта і вода) з витратою то, виражаючи витрату нафти через частку води в продукції дістаємо

Таким чином, у піднімальних трубах діє питома витрата газу, яку називають ефективним газовим фактором:V

Ефективний газовий фактор який маємо в наявності, має бути не меншим за питому витрату газу , необхідну для роботи газорідинного піднімача. Звідси умову газліфтного фонтанування записуємо у вигляді:

Для раціонального витрачання пластової енергії фонтанний піднімач має працювати за максимального ККД, тобто за оптимальної питомої витрати газу. Тоді умова (7.17) уточнюється так:

а бо з урахуванням формули О.П. Крилова (6.20) в розгорненому вигляді

._>

У свердловини другого типу піднімальні труби доцільно опускати до рівня початку виділення газу, де тиск . З умови (7.19) можна разрахувати цю глибину опускання труб:

тоді мінімальний вибійний тиск фонтанування у свердловині другого типу

Якщо виявиться, що розрахункова значина , то свердловина

буде третього типу. У такому випадку труби опускаємо до вибою

• а тиск біля башмака НКТ .

Тоді з трансцендентного рівняння (7.19) розраховуємо мінімальний вибійний тиск фонтанування для свердловини третього типу (рис. 7.2, б).

Під час газліфтного фонтанування дебіт свердловини також визначається спільною роботою пласта і піднімача, що можна описати залежностями відповідно:

Оскільки витрата газу зумовлена припливом нафти згідно з рівнянням (7.15), тиск біля башмака пов'язаний з вибійним тиском р_в, наприклад, формулою (7.21), то за сталих , а для конкретної свердловини приходимо до залежності:

Спільне розв'язування залежностей (7.22) і (7.24) показано на рис. 7.3. Точки перетину ліній характеризують спільну узгоджену роботу пласта і піднімача, а в решті випадків має місце неузгоджена робота Причому точці Н відповідає нестійка робота, оскільки найменші коливання вибійного тиску р_в спричинюють зривання фонтанування (точка 3) або перехід роботи в точку С. Це легко усвідомити, узгодивши зміну вибійного тиску р_в зі зміною висоти рівня рідини у свердловині наприклад, для свердловини другого типу. Якщо то припливаюча рідина накопичується у стовбурі і зростає вибійний тиск р_в, а за навпаки, вибійний тиск р_в зменшується. У такому розумінні точка С - це точка стійкої спільної узгодженої роботи пласта і піднімача.

НАСОСНА ЕКСПЛУАТАЦІЯ СВЕРДЛОВИН

Припинення або відсутність фонтанування свердловин зумовило використання інших способів піднімання нафти на поверхню, наприк­лад, за допомогою штангових свердловинних насосів. Цими насосами на сьогодні обладнано більшість свердловин. Набули широкого вико­ристання також занурені відцентрові електронасоси. Різноманітність умов піднімання рідини у свердловинах зумовила розроблення насосних способів ще й із використанням гвинтових, гідропоршневих, діафрагмових, гідроімпульсних та інших насосів. Проте їх застосування поки що перебуває на стадії промислового випробування або освоєння.

Особливість устатковань занурених електронасосів відцентрового (УЕВН) і гвинтового (УЕГН) - перенесення первинного двигуна у свердловину до насоса. Область застосування і принципова схема УЕВН. Область застосування - це високодебітні і глибокі, а також обводнені та похилі свердловини з дебітом 25... 1300 м /добу і висотою підняття 500...2000 м. УЕВН складається із зануреного агрегату, обладнання гирла, електрообладнання і НКТ (рис. 9.13). Залежно від кількості агресивних компонентів, які містяться у відпомповуваній рідині, насоси устатковань мають звичайне виконання (УЕВН) і підвищеної корозійно- (УЕВНК) та зносостійкості (УЕВНЗ).

Умови застосування УЕВН за перепомповуваними середовищами: рідина із вмістом механічних домішок для УЕВН і УЕВНК не більше 0,1 г/л, для УЕВНЗ - не більше 0,5 г/л; вільного газу на вході в насос -не більше 25%; сірководню - не більше 0,01 г/л і 1,25 г/л - для УЕВНК; води - не більше 99%; водневий показник (рН) пластової во­ди для УЕВН - у межах 6...8,5. Температура в зоні розміщення елект­родвигуна залежно від його виконання має не перевищувати 50...90°С.

Устатковання випускають за II групою надійності в кліматичному виконанні П (для помірного клімату). Для районів із холодним кліма­том устатковання комплектують поверхневим електрообладнанням у виконанні ХЛ1.

Як приклад, наведемо шифри устатковань: УЕВН 5-130-1200, УЗЕВНЗ 6-350-110 і УЕВНК 5-130-1200, де крім УЕВН позначено: З - модифікація; 5 - група насоса; 130 - подавання, м3/добу; 1200 - напір, який забезпечує насос, м вод. ст.; З - зносостійке виконання; К - корозійностійке виконання (решта позначень аналогічні).

Занурений агрегат (див. рис. 9.13) складається з відцентрового електронасоса 5, гідрозахисту й електродвигуна 3. Його опускають у свердловину на колоні НКТ 7, підвішеній за допомогою гирлового обладнання 11, яке встановлено на колонній головці експлуатаційної колони 1. Електроенергія від промислової мережі через трансформатор 14 і станцію керування 13 по кабелю 8, прикріпленому до зовнішньої поверхні НКТ кріпильними поясами 9 (хомутами), подається на електродвигун 3, із ротором якого пов'язаний вал відцентрового електронасоса 5 (ЕВН). Останній подає рідину по НКТ на поверхню. Вище насоса встановлено зворотний кульовий клапан 6, який полегшує запускання устаткування після його простою (ЕВН повинен бути заповнений рідиною), а над зворотним клапаном - спускний клапан для зливання рідини з НКТ під час піднімання агрегату із свердловини.

Відцентровий електронасос — це занурений, відцентровий, секційний, багатоступінчастий електронасос. У корпуси секцій встановлюють пакет ступенів, які являють собою зібрані на валу робочі колеса і напрямні апарати. Кількість ступенів змінюється в межах 127...413. Знизу в корпус вгвинчують основу насоса з вхідними