особенности разработки месторождений нефти

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

5.2 Фонтанирование за счет энергии газа

Это наиболее распространенный способ фонтанирования нефтяных скважин. Уже было отмечено, что при артезианском фонтанировании в фонтанных трубах движется негазированная жидкость (нефть), поэтому, чтобы преодолеть гидростатическое давление столба такой жидкости,

забойное давление должно быть достаточно высоким.

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 Р = 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.

Возможен другой случай, когда фонтанирование происходит при давлении на забое скважины ниже давления насыщения (Рс < Рнас). При этом на забой скважины вместе с нефтью поступает свободный газ, к которому, по мере подъема нефти по НКТ, добавляются дополнительные порции свободного газа, выделяющегося из нефти при снижении давления.

Масса свободного газа, приходящегося на единицу массы жидкости, по мере подъема увеличивается. Объем свободного газа также увеличивается за счет его расширения. В результате газонасыщенность потока возрастает, а его плотность соответственно снижается.

Таким образом, фонтанирование скважины может происходить при давлении на забое Рс выше или ниже давления насыщения Рнас.

Сделаем несколько предварительных общих определений. Очевидно, давление на забое фонтанной скважины в любом случае будет равно

где Рб - давление у башмака НКТ при фонтанировании скважины с постоянным дебитом, Р = (Н

- L)·ρ·g - гидростатическое давление столба жидкости между башмаком и забоем высотой Н - L, где Н - глубина скважины, L - длина НКТ; ρ - средняя плотность жидкости в этом интервале.

С другой стороны, то же давление на забое Рс может быть определено через уровень жидкости в межтрубном пространстве

137

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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.

(рис. 8.2,6).

Свободный газ в этом случае не накапливается в затрубном пространстве, так как нет условий для его проскальзывания у башмака фонтанных труб. В самих трубах газ начнет выделяться на некоторой высоте от башмака, где давление станет равным давлению насыщения.

Поскольку при работе скважины обновление жидкости в затрубном пространстве не происходит,

то не возникают и условия для пополнения газа. Из объема нефти, находящейся в затрубном пространстве, частично выделится растворенный газ, после чего вся система придет в равновесие.

Уровень жидкости в этом случае будет находиться на некоторой глубине h в соответствии с выражением (8.20).

Различным положениям уровня будет соответствовать различное давление Pз. В этом случае вследствие неопределенности величины h становится невозможным определение забойного давления Рс по величине Рз.

5.3 Условие фонтанирования

Фонтанирование возможно лишь в том случае, если энергия, приносимая на забой жидкостью, равна или больше энергии, необходимой для подъема этой жидкости на поверхность при условии, что фонтанный подъемник работает на оптимальном режиме, т. е. на режиме наибольшего к. п. д. За счет давления на забое скважины жидкость может быть поднята на высоту,

соответствующую этому давлению. Полезная работа, которая совершается при подъеме 1 м3

жидкости, равна произведению веса жидкости на высоту подъема:

140

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Вместе с нефтью на забой может поступать свободный газ, кроме того, из той же нефти при снижении давления происходит выделение газа. Общее количество газа, приходящееся на 1 м3

товарной нефти и приведенное к стандартным условиям, называется полным газовым фактором Го. Газ, расширяясь, также совершает работу. Однако доля свободного газа на разных глубинах будет разная. Работу расширения совершает только свободный газ. Поэтому при подсчете работы расширения газа необходимо учитывать не полный газовый фактор Го, а меньшее количество газа

(за вычетом растворенного), которое назовем эффективным газовым фактором Гэф.

Однако, следуя рассуждениям А. П. Крылова, рассмотрим вопрос в упрощенной постановке.

Будем считать, что с каждым 1 м3 нефти на забой поступает Го кубических метров газа,

приведенных к нормальным условиям. Растворимостью газа в первом приближении пренебрегаем.

Возможная работа этого газа при изотермическом его расширении будет равна

Поскольку на устье скважины всегда есть некоторое противодавление Ру, то поток ГЖС,

покидая устье, уносит с собой некоторое количество энергии. Количество уносимой энергии по

аналогии с (8.24) можно определить так:

относится к 1 м3 нефти. С учетом этого в (8.26) получится размерность Н-м, т. е. джоуль. Если фонтанный подъемник работает на оптимальном режиме, т. е. на режиме наибольшего к. п. д., то удельный расход газа R, необходимого для подъема 1 м3 жидкости, достигнет минимума Rопт. В

таком случае количество энергии, минимально необходимое для фонтанирования, по аналогии с

(8.26), будет равно

141

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 8.3. Графоаналитическое решение уравнения при определении минимального давления фонтанирования при разных обводненностях продукции скважин

На рис. 8.3 показаны эти графические построения. Точка А пересечения этих двух линий (1

и 2), соответствующих левой н правой частям (8.37), дает значение, при котором правая и левая части (8.37) равны. Это будет искомое минимальное давление на забое скважины,

обеспечивающее процесс фонтанирования при заданных условиях. При увеличении

увеличенного значения n переместится вправо (точка В). Таким образом, при увеличении обводненности минимально необходимое для фонтанирования давление на забое скважины увеличивается. Так можно рассчитать минимальные давления фонтанирования для разных

обводненностей n и получить новую зависимость для прогнозирования возможностей

фонтанного способа добычи. Область значений Pс , превышающих минимальное давление фонтанирования, - это область, в которой выделяющееся в скважине количество газа Гэф больше минимально необходимого . На рис. 8.3 эта область заштрихована. Влево от точки В (или соответственно от точки A при меньшей обводненности n) лежит область значений Pс , при которых фонтанирование невозможно, так как поступающее в скважину количество газа Гэф <

Rопт .

К приведенным в этом параграфе формулам необходимо сделать несколько замечаний.

1. Во всех формулах давление (Па) надо брать в абсолютных единицах, т. е. с учетом атмосферного давления Pо. В соответствии с этим в формуле (8.37) коэффициент растворимости α имеет размерность м3 / (м3Па)

2.При выводе формул предполагалось, что фонтанные трубы спущены до забоя скважины и давление у башмака НКТ Рб равно забойному давлению Рс.

3.Если башмак труб находится выше забоя и Рб < Рс , то во все формулы вместо Рс

необходимо подставить Рб .

144