Помощничек
Главная | Обратная связь


Археология
Архитектура
Астрономия
Аудит
Биология
Ботаника
Бухгалтерский учёт
Войное дело
Генетика
География
Геология
Дизайн
Искусство
История
Кино
Кулинария
Культура
Литература
Математика
Медицина
Металлургия
Мифология
Музыка
Психология
Религия
Спорт
Строительство
Техника
Транспорт
Туризм
Усадьба
Физика
Фотография
Химия
Экология
Электричество
Электроника
Энергетика

Условия фонтанирования скважин



На подъем 1 т нефти при фонтанной эксплуатации затрачивается энергия, определяемая по формуле

(64)

где Рзаб - забойное давление, МПа; Ру - давление на устье скважины, МПа; р - плотность нефти, кг/м3; G0 - газовый фактор м3/т; aj - энергия газа, выделившегося из нефти при изменении давления от Рзаб до Ру, Дж; 9,81-10 означает Р0 в паска-лях.

В случае, когда к забою скважины не поступает газ, для фонтанирования скважины при недостаточной энергии гидростатического напора в скважину требуется нагнетать газ с поверхности. При этом для подъема 1 т нефти понадобится энергия

(65)

где rq - удельный расход газа, нагнетаемого в скважину с поверхности, М3/Т.

Таким образом, фонтанирование скважины происходит при условии

(66)

Подставляя значения Wj и W2 из (64) и (65) в формулу (66), получим

(67)

где а! - доля энергии, затраченная на подъем 1 т жидкости газом. При изменении давления от Рзаб до Ру при подъеме нефти количество газа, выделившегося при этом из нефти, будет равно

(68)

где а - коэффициент растворимости газа, м33-Па; р - плотность нефти, кг/м .

При фонтанировании давление в подъемных (НКТ) трубах уменьшается от забоя до устья скважины, т.е. (Рзабу) в среднем изменение давления будет 0,5(Рзабу). Тогда среднее давление можно представить так:

(69)

Общее количество газа, выделившегося с 1 т нефти на поверхности (газовый фактор), равно

Подставив значение (68), с учетом (69) и (70), уравнение (67) можно записать так:

(71)

Удельный расход газа достигает минимальных значений при минимальной величине расхода энергии на подъем 1 т нефти. В уравнении [71], подставляя вместо rq значение Яопт, выраженное в м¥г, и проведя некоторые преобразования, получим условия фонтанирования скважин:

 

(72)

В случае, когда нефть добывается с водой, газовый фактор

(73)

где Уг - объем газа, выделившегося из нефти и воды, м3; QH - количество нефти, т; QB - количество воды, т.

В промысловых условиях газовый фактор относят к 1 т нефти, поэтому

(74)

где GOH - газовый фактор, отнесенный к 1 т нефти; ив - количество воды в добываемой жидкости, мас.%.

При наличии воды в нефти средний объем газа, растворенного в нефти, также относят к 1т поднимаемой жидкости. Тогда окончательное условие фонтанирования будет иметь вид:

(75)

В (75) имеется в виду, что колонна насосно-компрессорных труб спущена до забоя скважины и давление у башмака равно забойному давлению. Из этого следует, что если содержание воды в нефти увеличивается, то количество энергии у забоя скважины уменьшается, т.е. с увеличением содержания воды в нефти создаются условия прекращения фонтанирования.

Если пластовое давление снижается в случае, когда уменьшается количество энергии, поступающей к забою скважины, то тоже создаются условия для прекращения фонтанирования. Иногда в фонтанных скважинах на забое давление выше давления насыщения (Рзаб > Рнас). В этом случае газожидкостная смесь движется не по всей трубе, а лишь на некотором участке L:

Из этого выражения видно, что минимальное забойное давление, при котором еще будет скважина фонтанировать, равно

бок, глушения скважин перед подземным или капитальным ремонтами, предохранения эксплуатационной колонны скважины от высокого давления при различных геолого-технических мероприятиях, проведения ремонтно-эксплуатационных работ в скважинах и т.д.

В фонтанных скважинах применяют бесшовные, цельнотянутые насосно-компрессорные трубы диаметром от 48,3 мм до 114,3 мм, с толщиной стенок от 4 мм до 7 мм, длиной 5,5-10 м (в основном 7-8 м). Трубы изготавливаются из высокопрочных легированных сталей на давление 1000 МПа.

Таблица № 13.

Размеры и вес насосно-компрессорных труб.

  h Диаметр, мм S Вес 1 пог. м трубы, кг Вес муфты, кг
  В"Я     к'   8 з •    
  <D Я     и   § * g    
№ п/п эвный диа и муфты, наружный нутреннир о 5 3 S ч Е о ° * SUa в N з s '§ a гладкой ысаженны концами
  ч Я   а   ч 2 %   п
  о Ю     Е-   PQ Ч о   о
  >         X 0    
\Уг 48,3 40,3 4,39 0,4 0,5 0,8
2 60,3 50,3 6,84 0,7 1,3 1,5
2Уг 5,5 9,16 0,9 2,4 2,8
88,9 75,9 6,5 13,22 1,3 3,6 4,2
3V4 101,6 88,6 6,5 15,22 1,4 4,5 5,0
114,3 100,3 18,47 1,6 5,1 6,3

Наносно-компрессорные трубы (НКТ) выпускаются гладкими (имеющими одинаковый размер по всей трубе) и с высаженными наружу (утолщенными) концами.

У гладких труб прочность в резьбовой части составляет 80-85% прочности цельной части трубы, а у труб с высаженными наружу концами прочность в резьбовой части и теле трубы одинаковые.

В таблице 14 приведены предельные глубины спуска гладких насосно-компрессорных труб и с высаженными концами.

Таблица 14

 

 
№ п/п Диаметр труб, дм Группа прочности Глубина спуска труб, м
гладкие с высаженными концами
д Е 2050 3100 3000 4500
2V4 Д Е 2150 3100 3100 4500

В скважинах, где вместе с нефтью из пласта выходит песок, насосно-компрессорные трубы позволяют предотвращать образование песчаных пробок на забое, так как в насосно-компрессорных трубах создаются большие скорости движения жидкости, что способствует выносу песка вместе с жидкостью на поверхность. Для проведения ремонтно-профилактических работ или проведения различных геолого-технических мероприятий предварительно требуется глушить скважину. Глушение скважины также облегчается с помощью насосно-компрессорных труб, спущенных в скважину.

Для создания оптимальных условий движения газожидкостной смеси от забоя до поверхности, лучшего выноса песка и механических примесей с забоя скважин и т.д. подъемные трубы необходимо спускать до забоя скважины.

Практически насосно-компрессорные трубы при фонтанном способе эксплуатации спускают до верхних дыр перфорации. В тех случаях, когда продуктивный пласт сложен плотными горными породами и когда газ начинает выделяться в стволе скважины, НКТ можно спускать на глубину, где давление равно давлению насыщения нефти газом. С целью создания условий для более длительного фонтанирования необходимо создавать условия работы подъемника при наименьших потерях энергии, т.е. условия режима Qom. Тогда диаметр подъемника можно определить по формуле (62), решив его относительно диаметра:

(76)

Если полученный диаметр не совпадает со стандартным^ •то берут близкий к полученному расчетным путем или применяют ступенчатую колонну, состоящую из насосно-компрессорных труб двух диаметров: верхняя часть лифта из большего диаметра, а нижняя часть - из меньшего диаметра НКТ. Длины составных частей колонны определяются из уравнения:

(77)

где / - длина верхней части колонны труб большого диаметра; L - общая длина подъемника; d - диаметр труб, полученный рас-четно; dl - ближайший меньший стандартный диаметр труб (нижней части); d2 - ближайший больший стандартный диаметр труб (верхней части). При этом d2 > d > d}.

Ступенчатые лифты, ввиду имеющихся трудностей при их использовании, в промысловой практике применяются сравнительно редко.

После того как подобран диаметр насосно-компрессорных труб, определяют их максимальную пропускную способность. Если расчетный дебит окажется меньше запланированного дебита в начальный период фонтанирования, то необходимо определить диаметр подъемных труб для начальных условий фонтанирования на режиме фмакс, при этом диаметр труб определяется по

формуле

(78)

Подъемник с диаметром труб, полученным по формуле (78), не будет работать с максимальным к.п.д. в конце фонтанирования. Фонтанирование прекратится несколько раньше, чем при подъемнике, выбранном для работы на оптимальном режиме. Для продления срока фонтанирования необходимо заменять подъемник с большим диаметром труб на подъемник с меньшим диаметром труб.




©2015 studopedya.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.