WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 |   ...   | 4 | 5 || 7 | 8 |   ...   | 10 |

«И.Т. Мищенко СКВАЖИННАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ Допущено Министерством образования Российской Федерации в качестве учебного пособия для студентов высших учебных заведений, обучающихся по специальности «Разработка и ...»

-- [ Страница 6 ] --

л = _2(Л_^) (65Ш) С целью оценки точности выражения (6.501) для расчета газлифтного эффекта в упоминавшихся уже скважинах № 834 и № 1346 были рассчитаны величины Нп, которые соответственно составили: 7/га=310 м и//_,= 430 м. Экспериментально определенные величины соответственно составили: Hn=309 м и Я п = 422 м. Из сопоставления расчетных и экспериментальных величин # г а видно, что ошибка менее 2% и лежит в пределах ошибки измерения давления глубинным манометром. По уравнению (6.501) были проведены расчеты Нп в зависимости от давления на устье скважины Р2 и параметра R, которые представлены на рис. 6.53. Анализируя зависимости с рис. 6.53, можно заключить, что: 1. Увеличение параметра R, т.е. рост относительной скорости газовых пузырьков или снижение приведенной скорости жидкости приводит к снижению газлифтного эффекта (снижению энергетической эффективности свободного газа в трубах). 2. Снижение устьевого давления при прочих неизменных условиях приводит к существенному росту газлифтного эффекта, т.е. к существенному повышению эффективности работы газа в трубах. Из вышеизложенного следует, что повышение эффективности работы добывающих скважин может быть достигнуто снижением относительной скорости газовых пузырьков путем искусственного дробления газовой фазы и использования соответствующих поверхностно-активных веществ. С другой стороны, снижение устьевых давлений в добывающих скважинах является эффективным резервом повышения производительности их при максимальном использовании при родной энергии газа, выделяющегося из нефти. Тем не менее, если учесть, что снижение устьевого давления приводит к существенному дополнительному выделению свободного газа из раствора и дополнительному его расширению, то при неизменных расходе жидкости q и площади поперечного сечения подъемника /, как это следует из (6.50), параметр/? может остаться неизменным, но может и измениться (увеличиться или уменьшиться). Поэтому для каждой конкретной скважины вопрос расчета оптимального значения устьевого давления с точки зрения максимального использования природной энергии газа и удовлетворения требований системы сбора нефти, газа и воды является вопросом первостепенной важности.

м > д\ \ \\ \ >\ V \2 \ 1,6 2,4 3, Ч 100 0, R Рис. 6.53. Зависимость газлифтного эффекта от параметра R и устьевого давления: 1,2, 3 — соответственно при устьевом давлении 0,8;

1,2 и 1,4 МПа Таким образом, установление оптимального режима работы единой гидродинамической системы, состоящей из различных элементов (промысловая система сбора продукции скважин, подъемники добывающих скважин, сами добывающие скважины с различными элементами, глубиннонасосные установки и, наконец, пласт), является сложной задачей, которая может быть успешно решена при достаточной информации об особенностях работы каждого из перечисленных элементов. С другой стороны, значительное изменение давления и температуры в скважине при движении продукции от забоя к устью приводит к изменению свойств продукции (нефть, газ и вода), которое может быть существенным. Остановимся на расчете основных свойств продукции при изменении давления и температуры. 6.30. РАСЧЕТ ОСНОВНЫХ СВОЙСТВ ГАЗА, НЕФТИ И ВОДЫ Процесс эксплуатации скважин требует выполнения значительного количества расчетов свойств добываемых компонентов продукции, существенно зависящих от термобарических условий, которые изменяются в достаточно широких пределах. В целях сопоставления и анализа процессов, протекающих в скважинах при изменяющихся свойствах продукции, принято рассматривать эти свойства приведенными к нормальным или стандартным условиям. Нормальными условиями принято считать такие условия, при которых давление Р = Рп = 0,101325 МПа (~ 0,1 МПа ), а температура Т = Тп = 273,15 К (0°С). Стандартными условиями принято считать такие условия, при которых давление Р = Ра - 0,1 МПа, а температура Т = Тст = 293,15 К (20 °С). В США и некоторых других странах стандартная температура Гст = 288,75 К (15,6°С).

6.30.1. МОЛЕКУЛЯРНАЯ МАССА И ПЛОТНОСТЬ ГАЗА ОДНОКРАТНОГО СТАНДАРТНОГО РАЗГАЗИРОВАНИЯ Молекулярная масса газа Мг с учетом его объемного состава вычисляется по следующей формуле: (6.504) где У;

— объемная доля /'-го компонента в смеси газов, %;

М. — молекулярная масса /-го компонента;

п — число компонентов в смеси газов. Приводим молекулярные массы некоторых газов: метан —16,043;

этан — 30,07;

пропан — 44,097;

бутан — 58,124;

пентан — 72,151;

диоксид углерода — 44,01;

сероводород — 34,08;

азот — 28,014. В соответствии с законом Авогадро 1 кмоль любого газа при нормальных условиях занимает объем 22,414 м3, а при стандартных условиях — 24,05 м\ Плотность газа рг при известной молекулярной массе вычисляется так: при нормальных условиях р го = Мг/22,414, (6.505) при стандартных условиях р г с т = Мг/ 24,05. (6.506) Для расчета относительной плотности газа р, по воздуху используется следующая зависимость: р г =М г /28,98 (6.507) где 28,98 — молекулярная масса воздуха. Относительную плотность газа можно рассчитать и по следующей формуле: Рг=Рг/Р„Оз. (6-508) где р в ш — плотность воздуха, кг/м\ Плотность воздуха при нормальных условиях р ю п о = 1,293 кг/м3, а при стандартных — PBO3LT = 1,205 кг/м3.

6.30.2. КОЭФФИЦИЕНТ СВЕРХСЖИМАЕМОСТИ ГАЗА, ЕГО ПЛОТНОСТЬ И ОБЪЕМ ПРИ ЗАДАННЫХ ДАВЛЕНИИ И ТЕМПЕРАТУРЕ Состояние реальных газов при различных термобарических условиях описывается следующим уравнением: PV = zGRT, (6.509) где Р, Т— текущие значения давления (Па) и температуры (К);

V — объем газа, м3;

G — масса газа, кг;

R — удельная газовая постоянная, Дж/(кгК);

z — коэффициент сверхсжимаемости реального газа.

Удельная газовая постоянная определяется отношением газовой постоянной R к молекулярной массе газа Л/. (6.510) Газовая постоянная при нормальных условиях R = 8,314-10 Дж/ (моль • К). Коэффициент сверхсжимаемости газа учитывает отклонение реальных газов от идеального и зависит от давления Р, температуры Т и состава газа. Если газ — однокомпонентный, то коэффициент его сверхсжимаемости зависит от критических давления Рк и температуры Ткр. Критические параметры некоторых газов следующие: Газ Т кр, К СН 4 С 2 Н 6 С 3 Н 8 С 4 Н 1 0 С 5 Н 1 2 С 6 Н 1 4 СО 2 Н 2 S N 2 4,9 4,3 3,8 3,4 3,1 7,4 9,0 3,4 190,7 306,2 369,8 425,2 470,4 508,0 304,2 373,6 126, Р к р ) МПа4, Для смеси газов вводят понятие псевдокритических давления Р{1к и температуры Ги кр, которые вычисляются при известном компонентном составе по формулам: Р п.кр =Y v P jsi Kp.i > ( ^„.кр.=Dy,^ P J.

-5И) где у — объемное содержание J'-ГО компонента газа в смеси, д.ед. Если состав газа неизвестен, то для приближенной оценки псевдокритических давления (в МПа) и температуры (в К) можно воспользоваться формулами А.З. Истомина: />м,р=4,937-0,464р,„1 Г„. к р =171,5р г + 97, | (6-512) где р г — относительная (по воздуху) плотность газа. По вычисленным значениям псевдокритических давления и температуры определяют соответствующие приведенные давление Рп и температуру Тп :

-•tip * '*||.кр T =TIT пр * I * п.кр» J i (6.513) где РиТ — текущие значения давления и температуры, для которых необходимо рассчитать коэффициент сверхсжимаемости. Приведенные давление и температура для смеси углеводородных и небольшого (до 5%) количества неуглеводородных газов (без азота!) можно рассчитать по формулам П.Д. Ляпкова:

(6.514) где р,,, — относительная по воздуху плотность смеси газов (кроме азота) Р„=(РГ-Р.Л)/(1-:У.);

(6-515) рг — относительная плотность газа при стандартных условиях;

ра — относительная по воздуху плотность азота (р а = 0,97);

уа — объемная доля азота в составе газа, д.ед. Коэффициент сверхсжимаемости смеси газов, содержащих азот, вычисляют по следующей формуле: z = zy(l-ya) + zay>, (6.516) где zy, za — соответственно коэффициенты сверхсжимаемости углеводородной части и азота. Коэффициент сверхсжимаемости zy по известным Р п р и Тпр определяется по графикам Брауна и Катца, а коэффициент сверхсжимаемости азота za — также по специальному графику. Указанные коэффициенты могут быть рассчитаны по формулам. При изменении 0 < Рп < 3 и 1,3 <Гм <1,9 можно пользоваться следующей формулой: 2 = 1-Ю-2 (0,767,;

-9,36Г„р + 13) ( 8 - Р„ р )Р„ Р. (6.517) Для смеси газов, не содержащих азота, в интервалах 0 < Р < 20 МПа и 273 <Т< 355 К можно рекомендовать следующие формулы: приО<Р,р<3,8и1Д7<Гр<2 zy =1-/>, 1р [0,18/(Т„ р -0,73)-0,135] + 0,016^р45/Г:;

р1;

(6.518) при 0 < P n p < 1,45 и 1,05 <Гир< 1,17 2у =1-0,23Р„ р -(1,88-1,6Г„ р )^ р ;

при 1.45 < Рпр < 4 и 1,05 <Г | р < 1,17 гу = 0,13Р„р +(б,05Г„р - 6, 2 б ) Г „ р / ^ р. Для азота в интервале 0 < Р < 20 МПа и 280 <Г ||р < 380 К га = 1 + 0,564 • Ю-10 (Т - 273)3'71 Р14-7^^. (6.521) Зависимости для расчета плотности и объема реальных газов при заданных давлении Р и температуре Т таковы: pr(P,T) = prctPTJ(zPuT), (6.522) V(P,T)=zVJ>nT/(PTJ, где F T — объем газа при стандартных условиях, м\ 6.30.3. ДАВЛЕНИЕ НАСЫЩЕНИЯ НЕФТИ ГАЗОМ ПРИ t < t l u I (6.519) (6.520) (6.523) Как правило, работа добывающих скважин связана с изменением температуры в процессе подъема продукции как вследствие теплообмена с окружающими горными породами, так и вследствие работы отдельных элементов погружного оборудования, например, погружного агрегата и кабеля в установке электрического центробежного насоса. Учитывая влияние температуры на давление насыщения Ртс, можно существенно повысить точность расчета технологических процессов добычи нефти, особенно при решении оптимизационных задач. Давление насыщения в зависимости от температуры PmcJ при постоянном количестве растворенного в нефти газа можно рассчитать по формуле М.Д. Штофа, Ю.Н. Белова и В.П. Прончука, если известно содержание в растворенном газе метана и азота:

9 157 + где Р11ж — давление насыщения нефти газом при пластовой температуре tiui, МПа;

t — текущая температура, °С, Гом — газонасыщенность пластовой нефти, характеризующаяся отношением объема газа (приведенного к нормальным условиям), растворенного в нефти, к массе дегазированной нефти, м3/т;

уи,уа—соответственно содержание метана и азота в газе однократного разгазирования пластовой нефти в стандартных условиях, д.ед. Необходимо размерность газосодержания пластовой нефти Go (м3/м3) привести к размерности формулы (6.524):

где 101 — коэффициент перевода плотности дегазированной нефти р |щ, выраженной в кг/м\ в плотность, выраженную в т/м\ 6.30.4. КРИВАЯ ОДНОКРАТНОГО КОНТАКТНОГО РАЗГАЗИРОВАНИЯ НЕФТИ Разгазирование при / = 20°С Количество выделяющегося газа при изменении давления отР | | а с до Ро при температуре 20°С можно определить по формуле М.Д. Штофа, записанной в следующем виде: G O M 1 =^o««,[A(l + ^ ) - l ], (6.526) где G OMJ. — объем выделившегося из нефти газа при изотермическом (при 20°С) однократном ее разгазировании и снижении давления отР и а с 2 0 до Рр отнесенный к массе дегазированной нефти после снижения давления до 0,1 МПа, м7т (объем газа приведен к нормальным условиям);

);

(6.527) >Р. >0,1 МПа;

(6.528) (6.529) D = 4,06 (р, ш р г -1,045);

р,|д — относительная плотность дегазированной нефти (вычисляется как отношение плотности нефти при 20°С и 0,1 МПа к плот3 ности воды при 4°С и 0,1 МПа, равной 1000 кг/м );

рг — относительная плотность газа (вычисляется как отношение плотности газа при 20°С и 0,1 МПа к плотности воздуха при 1 0°С и ОДМПа, равной 1,293 кг/м ).

При расчетах разгазирования нефти рекомендуется следующий ряд значений п:. и, = (1;

0,75;

0,5;

0,25;

0,1;

0,05;

0,1//>1|ас2П). (6.530) Значение Pi вычисляется по (6.527) с учетом (6.529). Разгазирование при 20 < t < tiui Первый метод базируется на результатах исследований МИНГ им. И.М. Губкина. По этому методу зависимость изменения газосодержания в функции давления при температуре t задана в виде: G\ 7^ = ( Р'• - 0 1 Y ~\р -0 1 » (6-531) где Р — текущее абсолютное давление, МПа;

/ — показатель степени, определяемый при однократном разгазировании так: ' ( > ' а 2 +1,567). уя — содержание азота в газе, %. Второй метод базируется на уравнении К.Б. Аширова и В.И. Данилова: Gm = Го ШД, [Du (1 + Д„) - 1 ], где ZZ/( — коэффициент, определяемый по формуле Ш, = 1 + 0,029(/ -20)(р 1Ш р г -0,7966);

^,,=lgn,./lg(10^, a c J );

«, = Р, IР,^ п р и Р„шл > Pt > 0, 1 ;

Д., =Р ш Р г [4,5-0,00305(*-20)]-4,785.

6.30.5. ПЛОТНОСТЬ ГАЗА, ВЫДЕЛЯЮЩЕГОСЯ ИЗ НЕФТИ В ПРОЦЕССЕ ОДНОКРАТНОГО РАЗГАЗИРОВАНИЯ / = 0 32+ (6.533) (6.534) (6.535) (6.536) (6.537) Плотность выделяющегося из нефти газа при однократном разгазировании рассчитывается по формуле:

Рг/, =Ш„[р г -0,0036(1 + ^.)(105,7 + ВД)]р„, (6.538) где UIni,Ul — коэффициенты, рассчитываемые по формулам:

Ши = 1 + 0,0054 (t - 20);

(6.539) Ux =P,J" O M -186;

(6.540) ркп—плотность воздуха при нормальных условиях (рю = 1,293 кг/м3). 7?. рассчитывается по (6.535). При Pj = ОДМПа плотность газа p r,,=Zff r,p r p Kn.

6.30.6. ПЛОТНОСТЬ ГАЗА, ОСТАЮЩЕГОСЯ В НЕФТИ В РАСТВОРЕННОМ СОСТОЯНИИ (6.541) Для изотермического процесса однократного разгазирования нефти с учетом материального баланса массы газа имеем: РФА. = (ГГ]Г)(Р^< - р « Л ), (6.542) где р ( ( — плотность газа, оставшегося в нефти в растворенном состоянии в процессе однократного разгазирования при температуре t от давления насыщения Р до давления Pt, кг/м3;

F.—коэффициент, характеризующий отношение выделившегося объема газа к объему газа, оставшегося в растворенном состоянии - д 1.» (6.543) D, ( — коэффициент, рассчитываемый по формуле (6.537);

Ши — коэффициент, определяемый по формуле (6.539).

6.30.7. ОБЪЕМНЫЙ КОЭФФИЦИЕНТ НЕФТИ Знание объемного коэффициента нефти при различных термобарических условиях необходимо не только для выполнения расчетов в процессе эксплуатации скважин, но также для подсчета запасов нефти. Точность вычисления объемного коэффициента нефти определяет и точность расчета ее плотности при различных условиях. Существует тесная статистическая связь между газонасыщенностью нефти, определяемой при контактном однократном изотермическом разгазировании (при t = 20°С), и ее объемным коэффициентом Ьи:

Ь„ = 1 + 3,05 10-3Г0 п р и Г п < 4 0 м 3 /м 3, 1 (6-544) Ь„ = 1 + 3,63 • 1(Г (Г о - 58) при Го > 400 м / м 3, J где Го—газонасыщенность пластовой нефти, м3/м3 (объем газа приведен к стандартным условиям). Зависимости (6.544) рекомендуются для проверки (согласования) экспериментально определенных значений объемного коэффициента пластовых нефтей. Если ошибка превышает 10 %, то достоверность экспериментального определения объемного коэффициента вызывает сомнение и указывает на необходимость повторных исследований. Объемный коэффициент нефти можно рассчитать и по следующей формуле: Ь„=1 + ХпГ() + а„ (t - 20) - Р„/>11Л, (6.545) где Хо — эмпирический коэффициент, определяемый следующим образом: Яо = Ю-1 [4,3 + 0,858рг + 5,2(1 -1,5 • 10"3 Го )10"3 Го - 3,54рнд ], (6.546) рг — плотность выделившегося газа при 20°С и 0,1 МПа, кг/м3;

Рш — относительная плотность дегазированной нефти при 20°С и ОД МПа;

а н — коэффициент термического расширения дегазированной нефти ^ =w \2,638(1,169-р1И) при 0,78 <р, и <0,86,1 [1,975(1,272-pj при 0,86 < р„л < 0,96,) < 6 - 547 > (Зи — коэффициент сжимаемости дегазированной нефти, 1/МПа;

Рт — пластовое давление, МПа.

6.30.8. ПЛОТНОСТЬ ГАЗОНАСЫЩЕННОЙ НЕФТИ Методика расчета плотности газонасыщенной нефти рш. основана на взаимосвязи плотностей газонасыщенной и дегазированной нефти, плотности выделившегося при контактном однократном разгазировании нефти газа, объемного коэффициента и газо насыщенности. Основное уравнение взаимосвязи указанных параметров таково: Р„г=т-(Рш.+РЛ).

6.30.9. ВЯЗКОСТЬ НЕФТИ (6.548) А. Вязкость дегазированной нефти при t = 20°С Для оценки вязкости нефти при t = 20°С и атмосферном давлении можно использовать формулы И.И. Дунюшкина: 0,658р?щ 0,886-JU 0,456р.2.

йн при 0,845 <р, ш < 0,924, при 0,78 <р„л < 0,845, (6.549) ~ 0,833-Й, где ц н 2 0 — относительная (по воде) динамическая вязкость дегазированной нефти при 20°С и атмосферном давлении. Вязкость воды при20°СиР = 0,1 МПа, цв21) = 1мПас. Б. Вязкость дегазированной нефти при любой температуре Зависимость вязкости дегазированной нефти от температуры выражается формулой И.И. Дунюшкина: (6.550) где \хш — относительная (по воде) динамическая вязкость дегазированной нефти при искомой температуре;

Цн<1 — относительная (по воде) динамическая вязкость дегазированной нефти при известной температуре f,;

а — коэффициент, определяемый по уравнению: (6-55D в, с — коэффициенты, зависящие от вязкости дегазированной нефти и вычисляемые по следующим зависимостям: в = 2,52-1031/°С, с = 10при Цн > 1000, (6.552) в = 1,4410-э 1/°С, с =100 при 10 <Ц„ < 1000, (6.553) в = 0.76-10-31/°С, с =1000 при Д„ < 10. (6.554) В. Вязкость газонасыщенной нефти при пластовой температуре Для расчета используется формула: Я„Г=ЛР«, (6.555) где Цнг — относительная вязкость газонасыщенной нефти при температуре / и давлении насыщения;

ц,„ — относительная вязкость дегазированной нефти при температуре / и атмосферном давлении;

А, В — корреляционные коэффициенты, зависящие от количества растворенного газа в нефти: Л = ехр[-87,2410 4 Г*+12,9-10- 6 (Г*) 2 ], 5 = ехр[-47,1110- 4 Г*+8,3 10- 6 (Г*) 2 ], (6.556) (6.557) Г* — газонасыщенность нефти (объем газа приведен к 15,6°С и атмосферному давлению), м3/м3;

Г* = 0,983(1 + 5а,)Г 0, (6.558) Гп — газонасыщенность нефти (объем газа приведен к 20°С и атмосферному давлению), м3/м3;

ам — коэффициент, рассчитываемый по (6.547).

6.30.10. ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ* Так как вода является одним из компонентов продукции скважины, знание ее свойств является необходимым. Исходными данными для расчета физических свойств воды являются давление, температура и концентрация растворенных в воде солей. При известной концентрации растворенных в воде солей можно рассчитать их массовое содержание: С = 100 С/(1000 + С ), (6.559) где С — массовое содержание солей в воде, % (отношение числа граммов соли, растворенной в 100 г воды);

С' — концентрация растворенных солей, г/л (число граммов 'Алгоритм расчета составлен в МИНГ им. И.М. Губкина В.Г. Троном соли, растворенной в 1 л воды). Газонасыщенность соленой воды вычисляют по следующей корреляционной зависимости: Л =/-„//-„. = 1 / 1 0 ^, (6.560) где Г в — относительная газонасыщенность соленой воды;

Гсв Гт — соответственно газонасыщенности соленой и пресной вод, м7м3 (при известном газовом факторе пластовой воды следует принимать приближенное значение коэффициента растворимости газа в воде ссг = 0,15 м3/(м3-МПа);

а г — температурный коэффициент а,. = 0,048/(Г - 273) адо% ;

(6.561) Т — текущая температура, К. Объемный коэффициент соленой воды Ьа рассчитывают так: при Р<РЖ и Т<Тш Ъв = 1 + Ab (Г) + Ab (Гв) + Ab (P), (6.562) где Ab (T) — изменение объемного коэффициента при изменении температуры от стандартной Та = 293 К до Т < Тт при атмосферном давлении;

Ab (Гв) — изменение объемного коэффициента вследствие растворимости газа в воде с растворенными в ней солями при заданных давлении и температуре;

Ab (P) — изменение объемного коэффициента вследствие сжимаемости воды при изменении давления от стандартного Ра = 0,1 МПа до текущего давления Р < Р1ж при заданной температуре Т < Тт. Для вычисления указанных поправок используются следующие зависимости: = ав(Т)(Т-293), (6.563) где а в (Г) — объемный коэффициент теплового расширения воды (в1/К)приГ<Г м л а„ (Т) = а в (Та) + 0,18 • 10"4 (Т - 293 )"'674", а (6.564) в (^-г) — объемный коэффициент теплового расширения воды 4 при 7 ст = 293 К, равный 1,8-10 1/К, ЩГ.) = Г9(Ь1аг-Ьт), (6.565) где Ьат, Ьт — соответственно объемные коэффициенты пресной воды, насыщенной газом, и пресной воды без газа tsb {Г,) = 16-4 [1,8829 + 0,0102 (Г - 273)]рГ„, (6.566) (6.567) Рв(7) — коэффициент сжимаемости пресной воды при заданной температуре Т, 1/МПа, (6.568) где $в(Та) — коэффициент сжимаемости пресной воды при Тст = 293 К, равный 4,7-10"41/МПа;

Р — давление, МПа;

щ>иР>Р1иеиТ=Тт:

Ьв(Р Ь, „л = К (Р„ а с > Г п л )[1 - Р в г (Тш )(Р - Р,1ас)];

(6.569), Г ) — объемный коэффициент пластовой воды при Р = = Л -и Т = Г„;

Р вг (Г ш )—коэффициент сжимаемости воды с растворенным в ней газом (6.570) ) 3 где Гя — газонасыщенность пластовой воды, м'/м. Газонасыщенность пластовой воды рассчитывается так: — при отсутствии растворенных солей ^ = « г (Р, шс -/>„), (6.571) — при наличии растворенных солей />аг(Л,ас-П)/(Ю 3 3 агС ), (6.572) а г =0,15м /(м -МПа). Плотность пластовой воды (пренебрегаем массой растворенного газа) рассчитывается по формуле: где р в с т — плотность воды в стандартных условиях, кг/м3. Она зависит от массового содержания растворенных солей С (%): при 0 < С < 1 2 12<С<20 20<С< р в с т =1000 + 6,95С р„ ст =1010,5 + 6,08С р в с т = 1027,1 + 5,25 С (6.574) Вязкость пластовой воды цв (в мПа-с) рассчитывают, учитывая влияние температуры и наличие растворенных солей: _[1 ) 4 + 3 ) 8-10- 1 (р В 1,-1000)]/ ^в 7Г2дО.(1П65(Г-273) "1. (6.575) Ориентировочное значение поверхностного натяжения пластовой воды на границе с газом о вг рассчитывают по формуле: а вг = 103 / Ю 1 ' 19 ^ 0 "", (6.576) где Р — текущее давление, МПа. Чтобы закончить рассмотрение вопроса расчета свойств продукции скважин, необходимо кратко остановиться на расчете поверхностного натяжения смеси «газ—нефть—вода». Поверхностное натяжение нефти на границе с водой о нв : °„в = ° в г -° н г. (6-577) где а в г, а| г — поверхностное натяжение на границе «вода—газ» и «нефть—газ», мН/м. Поверхностное натяжение о рассчитывается так: анг = 10-7101-58+"'05/> - 72-10* (Т - 305). (6.578) Вышеизложенные теоретические основы подъема продукции из скважин служат достаточным фундаментом для рассмотрения способов эксплуатации скважин и анализа основных результатов, получаемых в практической деятельности инженера по разработке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений.

ГЛАВА 7 ФОНТАННАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН Под фонтанной эксплуатацией понимается такой способ подъема продукции скважины от забоя на дневную поверхность, при котором располагаемая энергия на забое W3a6 больше или равна энергии, расходуемой на преодоление различных сопротивлений We на всей длине скважины в процессе подъема, т.е. Ж а б > Wc. 7.1. ОСНОВЫ ФОНТАНИРОВАНИЯ СКВАЖИН Основными источниками естественного фонтанирования являются потенциальная энергия жидкости Жж и газа Wr, выделяющегося из нефти при давлении, меньшем давления насыщения. Таким образом, естественное фонтанирование осуществляется только за счет природной энергии Wn, которой обладает продукция скважины на забое W^. W =W =W +W (1 Х\ В зависимости от физико-химических свойств продукции и технологического режима работы скважины составляющие природной энергии (Wx и Wr) могут быть различными по величине:

Wx>Wr, wx=wr, wx

(7.3) Из выражения (7.3) следует, что при WK = 0 подъем продукции скважины осуществляется только за счет природной энергии, поэтому такой способ будем называть естественным фонтанированием. Если же WK > О, то такой способ подъема продукции будем называть искусственным фонтанированием. Если в выражении (7.3) положить WK = 0 и Wt = 0 (Ру > PitJ, то W заб =W ж (7.4) V' ) и такой вид фонтанирования называется артезианским. Возвратимся к рис. 7.1, на котором схематично показаны скважины, осуществляющие подъем продукции за счет фонтанирования.

р.

Р..

р.

Ру = • '• ::

p • заб * '• '• •• а б в г Рис. 7.1. Схемы оборудования скважин при фонтанировании: а — условия: И^ Z Wr, Р^ <к Рж, Р, <, Р^, Н, = Lj б - условия: WM > Wr, Р^ > Р^, Р, = Риыс, Н, < Lc;

в — условия: WM > Wr, Рзш!. > Р^, Рп < Рн1к, Я„ < L;

, г — условия: WM = W^ (Wt = 0), Ру > Р и а с, Я„ < L t (Нл г 0);

I — зона движения жидкости в скважине;

II — зона движения газожидкостной смеси в скважине;

III — зона движения газожидкостной смеси в подъемнике Схема, представленная на рис. 7.1а, предпочтительна в том случае, когда Wx < Wr (Р б < Р м б ), т.е. для нефтей различной газонасыщенности и с большим давлением насыщения (Р за6 < Ртс), что позволяет в значительной степени использовать природную энергию газа на подъем продукции (Н6 ~ Lc). Схема, представленная на рис. 7.16, предпочтительна в том случае, когда W^ > Wr, т.е. для нефтей с невысокой газонасыщенностью и небольшим давлением насыщения. С целью максимального использования природной энергии газа башмак подъемника необходимо спускать на глубину, соответствующую давлению насыщения (Р=Р VG мае' б,Hr

с/ Схема, представленная на рис. 7.1в, предпочтительна в том случае, когда Wx > Wx (Р заб >Р1Ж, Р6 < Р1Ш), и может быть рекомендована для различных физико-химических свойств продукции при определенных технологических ограничениях. По экономическим критериям эта схема может не уступать двум предыдущим. Схема, представленная на рис. 7.1г, характерна для артезианских скважин и технологически отличается от описанных тем, что давление на устье скважины больше или равно давлению насыщения (Ру > PtJ. Забойное давление для таких скважин рассчитывается так: Г^^рл + ЪРс + Р1Ж, (7.5) 3 где р ж — плотность продукции скважины, кг/м ;

ЕРс — суммарные потери энергии на преодоление сопротивлений, определяемых динамикой потока, Па. Глубина спуска башмака подъемника Н б в таких скважинах может быть различной и зависит только от свойств продукции и режима ее движения. В отдельных случаях допустима эксплуатация таких скважин без подъемных труб. Рассмотрим, от каких параметров зависит естественное фонтанирование. 7.2. УСЛОВИЯ ЕСТЕСТВЕННОГО ОПТИМАЛЬНОГО ФОНТАНИРОВАНИЯ Под естественным оптимальным фонтанированием будем понимать процесс подъема продукции скважины под действием природной энергии при работе подъемника на оптимальном режиме (максимальный коэффициент его полезного действия).

7.2. Рассмотрение начнем с наиболее простого случая, соответствующего схеме рис. 7.1а. Потенциальная энергия 1 м3 продукции (нефти), находящейся на забое скважины при давлении Р зай, равна:

^] (7.6) При подъеме продукции в скважине энергия расходуется на преодоление различных сопротивлений. Если давление на устье скважины обозначим через Ру, то потенциальная энергия 1 м 3 продукции равна:

[ДЖ ].

(7.7) Если в 1 м3 продукции (нефти) растворено Go м3 газа, то этот газ начинает выделяться при давлении, равном давлению насыщения, а его энергия такова:

]GdP (7 8).

где G — количество выделившегося из 1 м нефти свободного газа при изменении давления отР 1ас до Ру, приведенное к среднему давлению Р, м\ Рассматривая процесс подъема продукции неизотермическим, распределение температуры в подъемнике можно записать в таком виде: Т=Ту + к(Р — Ру), (7.9) где Ту, Ру — температура и давление на устье скважины, К, МПа;

к — эмпирический числовой размерный коэффициент, К/МПа;

Р — давление, (Р > Ру), МПа. Принимая уравнение состояния реального газа, запишем:

G =^p (7.Ю) или с учетом эмпирического закона распределения температуры (7.9):

где z—коэффициент сверхсжимаемости реального газа, зависящий от состава газа, давления и температуры. При фонтанной эксплуатации, как показывает практика, этот коэффициент изменяется в небольших пределах и без большой погрешности можно принять z=const. Тогда энергию газа в соответствии с (7.8) и (7.11) можно записать в таком виде:

т или •М) GHPn(Ty-KPy)z 'О P^ z СЛк, •'О у Естественное фонтанирование происходит за счет природной энергии нефти и газа, а потенциальная энергия 1 м3 продукции скважины равна: Тп Р., ••о В соответствии с рассматриваемой схемой (рис. 7.1а): Максимальное использование энергии выделяющегося газа на подъем нефти достигается тогда, когда коэффициент естественной сепарации свободного газа у башмака фонтанного лифта а равен нулю. Это возможно при соблюдении условия (7.14). С учетом (7.14) перепишем выражение (7.13) в виде:

Энергия, расходуемая на подъем 1 м нефти на дневную поверхность при работе подъемника на оптимальном режиме, такова:

{ ^ \ П ) KPy)z p L L i n ^ -, (7.16) Л) "y где R0om — потребный удельный расход газа при работе подъемника на оптимальном режиме. Для расчета Ro омт академиком А.П. Крыловым рекомендуется следующая зависимость: 1,227-10-2Я0(ржЯг, -Ртс Ц> опт = + Ру) > К7-1') da5(P и р -Р W * у )1Ь "ас р У \ нас J где Я 6 — глубина спуска башмака фонтанного лифта, м;

рж — плотность поднимаемой жидкости, кг/м\ В случае добычи обводненной продукции рж = р н ( 1 - 5 ) + р Д (7.18) где В — обводненность продукции, д.ед.;

ри, р в — соответственно плотности нефти и воды, кг/м3;

d — диаметр подъемника, м. При условии (7.14): # 6 = L, (7.19) Совершенно очевидно, что естественное оптимальное фонтанирование возможно при соблюдении следующего условия: Wx > WY (7.20) Используя выражения (7.15) и (7.16), условие (7.20) перепишем в виде:

HPmc-Py)\l + \ ^^\+^""'~" l ~ ° У " { y KPy)Z ^ У ИЛИ Р(Т1-к^)г ) ОПТ / гр •* риас (7.21) Так как Р < Р1ас, а остальные параметры (7.21) больше нуля, выражение (7.21) может существовать только при условии или o = *0om. (7-22) В рассматриваемом случае давление в подъемнике изменяется от Рняс до Р,(Р > Ро), и из нефти вьщеляется не весь растворенный газ, а его определенная часть. Ту часть газа, которая выделяется в подъемнике при снижении давления от Ртс до Ру, будем называть эффективно действующим газовым фактором С О э ф : G, О эф G = G - аР, " (7.23) 3 * ' где а — коэффициент растворимости газа в нефти, м /(м МПа ). При среднем давлении в подъемнике Р +Р эффективно действующий газовый фактор будет равен: (7.25) Если продукция скважины обводнена и обводненность составляет В, то Go-cx(7.26) Подставляя в (7.22) вместо Gn эффективно действующий газовый фактор из выражения (7.26), а также учитывая (7.17), получим: G0-a1, (7.27) Выражение (7.27) является условием естественного оптимального фонтанирования скважины для случая рис. 7.1а. Проанализируем полученное условие (7.27). Рассмотрим влияние давления и обводненности на эффективно действующий газовый фактор G 03(|) и оптимальный удельный расход газа Rl)cm Эффективно действующий газовый фактор с увеличением давления линейно снижается, причем, чем выше обводненность продукции, тем в большей степени он снижается. Оптимальный удельный расход газа с увеличением давления также снижается (но нелинейно). Влияние обводненности на/?()М1Г сказывается через плотность жидкости рж, которая в соответствии с (7.19) с ростом обводненности возрастает. Поэтому при росте обводненности возрастает числитель правой части выражения (7.27) и удельный расход несколько возрастает. На рис. 7.2 представлены указанные зависимости, из которых вытекает чрезвычайно важный практический вывод: с ростом обводненности продукции давление фонтанирования увеличивается (Р{ — давление фонтанирования при обводненности продукции В = О, а Р2 — давление фонтанирования при обводненности В > 0). Таким образом, давление фонтанирования, естественно, при соблюдении условия (7.27), может изменяться в достаточно широких пределах.

Давление/* Рис. 7.2. Влияние обводненности продукции скважины на давление фонтанирования 7.2. Рассмотрим случай, когда Wx > Wv,P^ >Р н а с, Рб<Р,ж, Я 6

III — зона движения газожидкостной смеси в подъемнике диаметром d (от Р6 до Ру). В зоне движения жидкости продукция поднимается только под действием потенциальной энергии жидкости и баланс энергии представлен в виде: Л * - Р«с = ^насР'ж g + Ртр (А,ас ), (7-28) где р' ж — плотность жидкости в I зоне, рассчитываемая для обводненной продукции по ранее данным рекомендациям с проверкой накопления или ненакопления воды в этой зоне, кг/м3;

Ртр(Лпас) — потери на трение в этой зоне, Па;

Ииж — расстояние движения жидкости, м, ~А =L-H. (7.29) нас с нас * • ' Рассчитывают потери давления на трение в скважине на участке А1Ис:

Рч(Ь,~) = *>'.-Щ-, (7.30) где X — коэффициент гидравлического сопротивления, рассчитываемый в зависимости от режима движения жидкости по формулам классической гидравлики;

и — скорость движения жидкости, м/с Подставляя (7.30) в (7.28), находим А1|ас: (7-31) 2Д а затем по (7.29) — глубину Я 11К :

Р -Р Я„ас = f Р'ж| Л ^.

(7.32) Таким образом, под действием только потенциальной энергии жидкости продукция поднимается до глубины Я п а с. Во II зоне от Рпас до Р6 фонтанирование происходит под действием как потенциальной энергии жидкости, так и потенциальной энергии газа. Рассмотрим условие фонтанирования скважины в этой зоне. Потенциальная энергия 1 м3 жидкости равна: W\=l^(Pm-P6), (7-33) а потенциальная энергия газа, выделяющегося из 1 м нефти: W\=\GdP. (7.34) Распределение температуры в интервале (Р заВ -Р() можно задать в виде (при расчете температуры от забоя к устью): Т=Тш-к{Рзл6-Р), (7.35) при условии Рб < Р^. (7-36) где Гпл — пластовая температура, К;

Р ю 6 — забойное давление, МПа;

Рб — давление у башмака, МПа;

к — эмпирический числовой размерный коэффициент, К/МПа. Количество выделяющегося газа при изменении давления отР 1шс до Р6 соответствует выражению (7.10). Перепишем выражение (7.10) с учетом (7.35): G = -±±- (Tm - кРм6) + -*L±—.

1г (7.37) » а Потенциальная энергия этого газа такова (при z = const):

и.

(7.38) После интегрирования получаем (в пределах от Ртс до Рс): „„. G0P0(Tm-KPM6)z, Pmc GnPuKzlD D4 v i! W\ = " '" ^ - l n - p ^ +^ - f - ( P,, a c - Р б ).

•о • (7.39) *о •'n Природная энергия Wx единицы продукции составляет:

или:

(740) Потребная энергия на подъем единицы продукции скважины в зоне П составляет:

^ ) (7.41) Приравнивая (7.40) и (7.41), получаем:

о (Р1Ж - Р.) + Рп(Г ':

и КРмв)г •о * 1. ф ] = 0. (7.42) г бJ Выражение (7.42) безусловно превращается в нуль при Go = Roem(7-43) Эффективно действующий газовый фактор в изучаемой зоне равен: О0эф = ( О 0 - о Р ) ( 1 - В ), где Р — среднее давление в исследуемом интервале: Р (7-44) С учетом этого эффективно действующий газовый фактор составит: (7.46) Потребный оптимальный удельный расход газа в этом случае записывается в следующем виде: „ ^ 0 опт = 1,227-Ю-2 (Я н а с -Нб)[р'ж (Н1Ж-Нб)-Р,1ЙС+Р6] • (7-47) Подставляя в (7.43) выражения (7.46) и (7.47), получаем условие оптимального естественного фонтанирования на интервале от 1,227-Ю-2 (Я„ ас - Я, ) [ р ' ж 8(Н,Ш-НЛ)-Р1Ж р в + /в]. (/.46) Ранее уже рассмотрено условие оптимального естественного фонтанирования для случая, когда Р м б = Рб = Р1ж. В рассматриваемом случае для III зоны (когда Р < Ро) эффективно действующий газовый фактор в подъемнике необходимо рассчитывать с учетом естественной сепарации свободного газа у башмака фонтанного подъемника. Коэффициент сепарации а ф можно рассчитать по известной зависимости: °Ф= ^Ч-, (7-49) 1 + 0,7-%где qx — объемный расход жидкости у башмака, м3/с;

\)ц — относительная скорость газовой фазы у башмака лифта, м/с;

Ft — площадь поперечного сечения обсадной колонны, м2;

а 0 — коэффициент естественной сепарации свободного газа на режиме нулевой подачи CTo= ~(lf dmp — наружный диаметр НКТ (подъемника), м;

Dc — внутренний диаметр обсадной колонны (скважины), м. Для расчета относительной скорости газовой фазы у башмака подъемника можно использовать следующие зависимости: при В < 0,40 при0,40<5<0,50 при В>0,50 ип =0,023 м/с, \)0 =0,023+ 0,82(Я-0,40),, = 0,023 + 0,82 ( и„ =0,105 + 0,23(В-0,50) ( ^ Основное влияние сепарация свободного газа у башмака лифта оказывает на газонасыщенность продукции скважины и на давление насыщения, а также на изменение физико-химических свойств продукции. Зависимость газонасыщенности от давления можно представить в следующем виде:

s Pm (7.52) где G — газонасыщенность при давлении Р, м3/м3 (м3/т);

/ — показатель степени, который зависит от содержания азота в газе однократного разгазирования, %. При содержании азота до 40% можно пользоваться следующей зависимостью:

/= 1,501 + 0,32Уа2 1,567 + Уа2 ' (7.53) где Уа — процентное содержание азота в газе однократного разгазирования. С учетом (7.53) зависимость (7.52) записывается так:

1,501+О,32Уг 1Нас \ 1,567+У. (7.54) Фактический газовый фактор в подъемнике (приР <Р<Рс) рассчитывается следующим образом: 1- 11,567+У, J n фаст (7.55) С учетом изложенного эффективно действующий газовый фактор запишем в виде:

оф факт (1-5) или с учетом (7.55):

1,5О1+0,32У;

" 0 эф ~ 1 - 1 -а (7.56) Таким образом, условие естественного оптимального фонтанирования в интервале изменения давлений от Рб до Ру (в подъемнике) для случая Р6 < Р1т. записывается так: 1- 1- 4-L 1.567+У.

-а (7.57) где р ж — плотность жидкости в подъемнике, кг/м\ Для схемы, представленной на рис. 7.16, расчет в первой зоне аналогичен вышеописанному, а в третьей зоне — аналогичен для схемы рис. 7.1а. Таким образом, процесс естественного фонтанирования может протекать при различных условиях, различных компоновках подъемного оборудования и с различной технологической и экономической эффективностью. Что же влияет на то минимальное забойное давление, при котором еще скважина может фонтанировать с заданным дебитом? 7.3. МИНИМАЛЬНОЕ ЗАБОЙНОЕ ДАВЛЕНИЕ ФОНТАНИРОВАНИЯ Эксплуатация скважин осуществляется при различных технологических условиях. Нередко фонтанные скважины эксплуатируются при забойном давлении, большем давления насыщения. В этих случаях, а также при проектировании способов эксплуатации скважин необходимо рассчитывать минимальное забойное давление фонтанирования. Процесс фонтанирования за счет растворенного газа, выделяющегося из нефти, возможен только при определенном соотношении удельного объема свободного газа в подъемнике (названного эффективно действующим газовым фактором G.) и удельного объема газа, потребного для работы подъемника на оптимальном режиме Ram, которое записывается в следующем виде: G+*Rm. (7-58) В реальных условиях процесс фонтанирования, как это следует из рис. 7.1, можно осуществить следующим образом:

Л- < Л (- ) 7 1. Рассмотрим фонтанирование при соблюдении условия (7.59). В этом случае Я 6 = L c. Эффективно действующий газовый фактор при этом вычисляется по формуле:

G 0:x|, = (7.61) где Спэф —эффективно действующий газовый фактор, мУт;

G'o — газонасыщенность нефти, м3/т;

о — коэффициент естественной сепарации свободного газа у башмака фонтанного подъемника, д.ед.;

а—средний коэффициент растворимости газа в нефти, м3/(м3 МПа);

3 р | ш — плотность дегазированной нефти, кг/м ;

В — обводненность продукции, д.ед. Средний коэффициент растворимости вычисляется так: <х = Itfp—• за р + у ( 62) Подставляя (7.62) в (7.61), получим: с„зф=с,;

(1-оф)1(1-д). (7.63) Оптимальный удельный расход газа в подъемнике для рассмат3 риваемого случая записывается так (в м /т): Л 1,227• 10- Lc (pxgLc -Рзабтн = б + Ру )р 1И.

(7-64) Условие фонтанирования в данном случае принимает вид: 1Р бмин + Ру нас 1,227-10 LcypxgLl.

"з^,,,,,, + "у )р„ л Г^~РЗ абмин • (765) Из уравнения (7.65) рассчитываетсяРи6ми1|. При этом предполагается, что обводненность продукции скважины известна, а плотность дегазированной нефти принимается при стандартных условиях. 2. Рассмотрим случай, когда забойное давление выше или равно давлению насыщения — условие (7.60);

с целью максимизации использования энергии выделяющегося из жидкости газа башмак фонтанного подъемника спускают на глубину # В м а 1 и., соответствующую давлению насыщения Ртс (в этом случае коэффициент естественной сепарации свободного газа может быть принят нулевым о. = 0). Воспользуемся схемой, приведенной на рис. 7.16. Запишем следующее очевидное соотношение: Л - ™ = Р«* + ( 4 -Нбыт)р'жЕ, (7.66) где р^ — средняя плотность жидкости в интервале «забой—прием 3 (башмак)», кг/м. В этом случае пренебрегаем потерями на трение при движении продукции в интервале «забой—прием». Точное выражение можно записать так: Лабми,, = Рт + Лр + ( 4 " Н6ЫШ№ ) Р ' я 8, (7.67) где Рт — потери на трение при движении продукции в интервале «забой—прием (башмак)», Па. Используя условие (7.22), перепишем зависимость (7.17) в виде:

^о эф = 1,227• 10- 2 Я бмакс (pKgHamtc d"55(P "( -Р —ъ -Рж +Ру), (7.68) W^ Л где рж — плотность жидкости в подъемнике (на длине Нбши^), кг/м.

Решая (7.68) относительно Нбтке, получаем:

1/ (Р V "«= -Р ) ~ Рж У) и G " " 1,227 10 " ° 0 эф ^уО,5 V •'"= (Р -Р ) ~^ р ж~ У1 \„ "пае _ Р '8~Бу Р (7.69) Выражение (7.69) является квадратным уравнением, решение которого таково:

я, б макс •J^T+ 1, Р заб мни о, л „ЛРМС-РЛ Р ё Ю pxg Ру (7.70) Подставляя (7.70) в (7.66), получим:

—Р 4 • нас ~ * Р нас -Р у -'Оэф 1,227 10".

(7.71) Выражение (7.71) является приближенной зависимостью для расчета минимального забойного давления фонтанирования. Эффективно действующий газовый фактор в данном случае таков: (7.72) а коэффициент растворимости а: Gn а = р-.

• нас * (7.73) В конечном виде эффективно действующий газовый фактор записывается в виде: (7.74) Из изложенного следует, что давление фонтанирования зависит от многих параметров, в том числе и от обводненности продукции (см. рис. 7.2). В практической деятельности часто требуется знание предельной обводненности продукции, при которой еще возможно фонтанирование. 7.4. ПРЕДЕЛЬНАЯ ОБВОДНЕННОСТЬ, ПРИ КОТОРОЙ ВОЗМОЖНО ФОНТАНИРОВАНИЕ Если продукция скважины обводнена, плотность жидкости такова: Рж=Р н (1-"в) + Рв«в, (7.75) 3 где рм, р в — соответственно плотность нефти и воды, кг/м ;

л в — массовая обводненность продукции, д. ед;

п М„ UP.+UP,, Мв, Мн — соответственно масса воды и нефти в поверхностных условиях, кг/сут;

„ ?„ — соответственно дебиты воды и нефти в поверхностных ?> условиях, м3/сут. Выражение (7.75) можно переписать так: (7.77) 1. Рассмотрим случай, когда Р^<Р,Ж- Перепишем зависимость (7.65) в следующем виде:

РЖ=Р„+"В(РВ-Р„) 1 +Р нас l,227-10- 5 L c (p x gL c -P^ + Ру)р„ (7.78) где пъ — массовая обводненность продукции, д. ед. Подставляя (7.77) в (7.78), получим: 1'Р +Р 1нас п. = 1,227 • Ю 5 Рш А {p,,gLc - Лаг, + Ру) +1,227 • КГ р, А ( Р в " Р„ К (7.79) Введем следующие обозначения: (7.80) (7.81) С = 1,227 40- 5 P w i L c (p,,gLt. - Р,а (7.82) (7.83) С учетом принятых обозначений перепишем (7.79) в виде:

АВ-АВпв=С откуда + Дпв, АВ-С Подставляя в (7.84) значения А, В, С и Д, окончательно получим:

р м +р У заб -l,227-10- 5 P l i ;

i L c ( P,,gL c -P 3 a c, +Py) + l,227.1O-Jplul4g(p.-pH) • Выражение (7.85) справедливо для расчета предельной обводненности продукции, при которой еще возможно фонтанирование для случая, когда Рмб < Р |ас. Следует отметить, что плотность нефти рм в выражении (7.85) необходимо рассчитывать как среднеарифметическое плотности нефти при забойных давлении и температуре ри (Р м б, Гзаб) и плотности нефти при устьевых давлении и температуре рн (Ру, Ту): "" ' 2" ' • 2. Рассмотрим случай, когда забойное давление выше или равно давлению насыщения. Подставим выражение (7.77) в (7.17) и получим:

Р =Р (/>Иб Гза6 +Р (/>У Гу У (7.87) Эффективно действующий газовый фактор в соответствии с выражением (7.74) запишем в следующем виде: (7.88) Приравнивая (7.88) к выражению (7.87), получим: *" I Р • нас * / *" I Р • пас *.(7.89) У Обозначим в (7.89): (7.90) (7.91) (7.92) (7.93) С учетом принятых обозначений предельная обводненность пв такова: АВ-С в п. =-АВ + ДПодставляя в (7.94) значения А, В, С иД, получаем: (7.94) -1, W-2H6(pllgH6-P,ac+Py) 0-2Я2^(р-Р) • ( '95) Зависимость (7.95) используется для расчета предельной обводненности в случае, когда Р з а 6 > Р.

7.5. РАСЧЕТ ПРОЦЕССА ФОНТАНИРОВАНИЯ Фонтанные скважины работают с самыми различными технологическими показателями не только по дебиту (от п м7сут до п 1000 м3/сут), но и по обводненности, забойному давлению, давлению на устье и др. В процессе фонтанной эксплуатации скважины ее дебит может изменяться (снижаться) вследствие, например, падения пластового или увеличения забойного давления, увеличения обводненности продукции и других причин. Так как рационально подобранный подъемник должен обеспечить работу в течение определенного временного интервала при изменении дебита скважины, необходимо уметь рассчитывать, в частности, его диаметр исходя из следующих условий: в начале подъемник работает на максимальном режиме, а по мере снижения дебита переходит на работу на оптимальном режиме, т.е. в течение определенного времени эксплуатации скважины подъемник работает в рациональной области (см. рис. 6.27). При работе на оптимальном режиме диаметр подъемника вычисляется по следующей зависимости, в основе которой лежат формулы А.П. Крылова (6.285) и (6.291):

где б опт — подача подъемника на оптимальном режиме работы, равная дебиту скважины, т/сут;

dan — внутренний диаметр подъемника при работе на оптимальном режиме, мм. Если расчетный диаметр dom не соответствует стандартному диаметру труб, то принимают ближайший больший стандартный диаметр d'^. Возможность работы подъемника с диаметром d'a на максимальном режиме (в начале фонтанирования) проверяется с использованием следующей зависимости:

макс = (7.97) где Q'HMt. — максимальная подача подъемника в начале фонтанирования, т/сут;

dMalH. — диаметр подъемника при работе на максимальном режиме, мм. Если й?маК(. < d'a, то расчет заканчивается. Если du.d.c > d'^, то выбирают ближайший больший к dMaKC диаметр стандартных труб d'a. Следует особо отметить, что зависимости (7.96) и (7.97) определяют только пропускную способность подъемника при заданных условиях (рж,Рс„Ру и Я 6 ). Расчет дебита фонтанной скважины базируется на уравнении притока жидкости из пласта в скважину. При согласованной работе пласта и фонтанного подъемника приток жидкости из пласта должен равняться пропускной способности (подаче) подъемника при работе на оптимальном и максимальном режимах. Таким образом, одной из основных задач при фонтанной эксплуатации скважин (как, впрочем, и для других способов эксплуатации) является задача расчета проектных дебитов скважины, соответствующих режимам максимальной и оптимальной подач подъемника, что предопределяет устойчивую работу системы (пласт+подъемник) и высокий КПД подъемника. Как уже отмечалось, со временем дебит скважины может снижаться. Именно поэтому, проектируя фонтанную эксплуатацию, необходимо рассчитывать фонтанный подъемник для режима максимальной подачи в начальный период работы скважины и для режима оптимальной подачи — в период фонтанирования, когда дебит скважины снижается. Рассматривая совместную работу пласта и подъемника, следует установить основные параметры, которые определяют работу каждого из этих элементов. Уравнение притока продукции в скважину таково: Q = K(Pm-PMf. (7.98) Для условий справедливости закона Дарси уравнение притока записывается в виде: (2 = К„р(Рт-РяЛ). (7.99) Параметром, связывающим работу пласта и подъемника, является забойное давление Р з а 6, которое может быть записано с учетом (7.66) в следующем виде (для случая Нб

в соотношениях (7.106) и (7.108) рост/*,, приводит к линейному снижению левой части. Правая часть соотношений (7.105) и (7.106) с ростом Р б сначала возрастает, а затем снижается. Правая же часть соотношений (7.107) и (7.108) с ростом Рб возрастает по параболе. Приведенный анализ представлен на рис. 7.3. Точки пересечения соответствующих графических зависимостей дают значения Р6, при которых удовлетворяются равенства (7.105), (7.106), (7.107) и (7.108). Данная задача решается либо подбором значений Рп, либо графоаналитически, как это показано на рис. 7.3. 7.6. РАСЧЕТ ФОНТАННОГО ПОДЪЕМНИКА С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ КРИВЫХ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ Данный метод расчета базируется на использовании кривых распределения давления (КРД) в подъемниках различного диаметра, работающих с различными подачами (дебитами скважин), при раз личных давлениях у башмака и на устье, при различных свойствах продукции пласта и ее обводненности. Часто для этих целей используют эталонные кривые распределения давления. В случае необходимости кривые распределения давления в подъемнике могут быть рассчитаны для конкретных условий месторождения по одному из ранее изложенных методов. Кривые распределения давления в подъемнике Р =/(//) используют для построения характеристических кривых подъемника — зависимости давления у башмака подъемника (забойного давления) от его подачи. Характеристические кривые подъемника строят: — при постоянных диаметре подъемника и обводненности добываемой продукции, но при переменном давлении на устье;

— при постоянных давлении на устье и обводненности добываемой продукции, но при переменном диаметре подъемника;

Давление у башмака Р6 Рис. 73. Графическое представление условий совместной работы пласта и подъемника: 1 — нелинейная зависимость притока продукции из пласта в функции давления у башмака (забойного давления) — уравнение (7.101);

2 — то же самое по уравнению (7.102);

3 — подача на оптимальном режиме по уравнению (7.103);

4 — подача на максимальном режиме по уравнению (7.104);

О — точки совместной согласованной работы пласта и подъемника — при постоянных диаметре подъемника и устьевом давлении, но при переменной обводненности продукции. В этих случаях длина подъемника может приниматься как постоянной, так и переменной. На рис. 7.4 приведены кривые распределения давления по длине подъемника для различных подач (дебитов скважин). Порядок построения характеристической кривой подъемника для Q{ и устьевого давления Ру1 с использованием КРД рис. 7.4 следующий. Откладывают на оси давления величину Р у 1 (рис. 7.4) и на пересечении перпендикуляра из точки Р 1 с кривой Qx находят точку Ау Из этой точки откладывают глубину спуска башмака НКТ Я 6, которой соответствует на кривой Qx (точка,) давление у башДавление Р Рис. 7.4. Кривые распределения давления по длине подъемника постоянного диаметра (d - const), работающего на продукции с постоянной обводненностью (л а = const) при различных подачах (дебитах скважины);

Q, > Q, > Qj > Q 4 > Q мака подъемника Рт. Координаты данной точки Qx — Р т наносят на зависимость Рб= f (Q) (рис. 7.5). Поступая аналогично, строят точки Q2—Р62, 0 3 —Р 6 3 и т.д., соединяя которые, получают характеристическую кривую подъемника для устьевого давления Р,, постоянной глубины спуска подъемника Я б, его диаметра d и обводненности продукции пв. Аналогичные построения выполняются для других давлений на устье Ру2, Р у 3 и т.д. Подобные характеристические кривые строятся для всех диаметров подъемников, выпускаемых промышленностью: 38,1;

50,8;

63,5;

76,2 и 101,6 мм. При заданных условиях эксплуатации скважины, например, Рмб = Р2а0лся, и Ру=РуХ строятся зависимости Q =f(P) для различных стандартных диаметров труб dv d2, rf, и т.д. Указанные зависимости представлены на рис. 7.6. На этот же рисунок нанесена линия минимального забойного давления, определяемая законом работы пласта и свойствами продукции скважины, а также индика Qs Qi Подача Q Рис. 7.5. Характеристические кривые подъемника при (па, d, Нс) = const;

Р. > Р^ торная диаграмма скважины (линия 1). Из рис. 7.6 видно, что эксплуатация данной скважины возможна подъемниками двух диаметров: dx — с дебитом Qx и d2 — с дебитом Q2. В данном случае оптимальным вариантом является второй, для которого забойное давление не снижается ниже допустимого РзяЯяоп, а закон работы подъемника диаметром d2 полностью согласуется с законом работы пласта (точка А). Таким образом, для заданных условий эксплуатации скважины (^эавлон и Р1) e e Д е б и т составит Q2 при использовании подъемника диаметром d2. Используя характеристические кривые в зависимости от обводненности продукции и в при постоянных значениях Р, duH6 (рис. 7.7), можно определить подачу QA и забойное давление Рзабл при эаб. доп Подача (дебит) Q Рис. 7.6. Характеристические кривые для подъемников различного диаметра при (Р у, и,, Я 6 ) = const;

rf, < d, < rf3;

1 — индикаторная диаграмма скважины нулевой обводненности продукции (точка А), а также предельную обводненность пв п п, при которой еще возможно фонтанирование. Как следует из рис. 7.7, предельная обводненность составляет пв п = 0,4 (точка Б). При этом скважина будет фонтанировать с дебитом QE при забойном давлении Р^бБ. В случае несовпадения индикаторной диаграммы для данной обводненности с характеристической кривой той же обводненности предельная обводненность, при которой еще возможно фонтанирование, определяется интерполяцией. Резюмируя вышеизложенное, констатируем: кривые распределения давления в подъемнике могут служить основой для расчета процесса фонтанирования и определения всех характеристик работы фонтанной скважины.

Подача (дебит) Q Рис. 7.7. Характеристические кривые в зависимости от обводненности продукции при (Ру, d, H6) = const: 1 - 6 — обводненность продукции соответственно 0;

0,1;

0,2;

0,3;

0,4;

0,5;

Г - 6' — индикаторные диаграммы скважины соответственно при обводненности продукции 0;

0,1;

0,2;

0,3;

0,4;

0,5 7.7. ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ И ПРОДЛЕНИЕ ПЕРИОДА ФОНТАНИРОВАНИЯ Максимальное использование природной энергии при фонтанировании скважины позволяет повысить коэффициент полезного действия процесса подъема. Особое значение это имеет для растворенного газа, выделяющегося из нефти. Начало выделения газа из раствора характеризуется давлением насыщения Ршс, определяемого при PVT исследовании. Стандартная процедура определения Р связана с интенсивным перемешиванием пробы магнитной мешалкой, т.е. с определенной степенью турбулентности раствора. С определенной долей уверенности можно предполагать, что в реальных скважинах степень турбулентности продукции не всегда совпадает с турбулентностью пробы нефти при PVT исследовании. Если турбулентность в скважине меньше, чем в бомбе PVT, выделе0 Р A а;

i I > \ Давление Р J,, ' V \\ \X V г FP л Л* насх нас \ A' Б* \ Рис. 7.8. Кривая распределения давления в подъемнике: 1 — до ликвидации метастабильного состояния;

2 — после его ликвидации ние газа в скважине может начаться при меньшем давлении, что наглядно видно из рис. 7.8 (кривая 1): точка Б соответствует давлению насыщения Ртс, определенному в бомбе PVT;

точка А соответствует давлению насыщения / ^ в подъемнике и определяется отклонением распределения давления от линейного. Совершенно очевидно, что давление насыщения, определенное в бомбе PVT при стандартных условиях Рте, должно быть скорректировано на температуру в подъемнике Р,. Разность давлений насыщения составляет АР : &Pu=Pm*,-PL (7.109) и зависит от так называемого метастабильного состояния продукции скважины (запаздывания выделения газа из раствора). Повышение эффективности фонтанирования, как следует из вышеизложенного, возможно за счет ликвидации метастабильного состояния раствора путем использования скважинных турбулизаторов потока, устанавливаемых на определенной глубине внутри подъемника. Схема одной из возможных конструкций турбулизатора потока представлена на рис. 7.9. Для пояснения принципа действия турбулизатора потока примем следующие допущения: — Расстояние между сечениями 1—1 и 2—2 несоизмеримо мало в сравнении с длиной подъемника. — Необратимыми потерями энергии между этими сечениями пренебрегаем. — Энергия положения в сечениях 1—1 и 2—2 одинакова. В соответствии с уравнением Бернулли запишем баланс энергий в сечениях 1—1 и 2—2:

^+f.JL+f, ( лю) где Pv P2 — соответственно давления в сечениях 1—1 и 2—2, Н/м ;

\),, \>г — соответственно скорости потока в сечениях 1—1 и 2—2, м/с;

3 р ж — плотность жидкости (продукции скважины), кг/м. Как видно из рис. 7.9, внутренний диаметр подъемника обозначен через dv а минимальный диаметр сопла — dr При принятых допущениях сумма потенциальной и кинетической энергий в сечениях 1—1 и 2—2 не изменяется, но изменяется их соотношение. В сечении 2—2 кинетическая энергия в сравнении с таковой в сече нии 1—1 увеличивается в (djd2)* раз, а потенциальная энергия во столько же раз уменьшается, что приводит к выделению газа из продукции в сечении 2—2. Таким образом ликвидируется полностью или частично метастабильное состояние раствора и повышается эффективность использования газа в процессе подъема жидкости, о чем можно судить по возрастанию газлифтного эффекта (Я ГЭ2 >Я ГЭ1,рис.7.8). Существует и другой принципиальный путь интенсификации выделения газа из раствора, базирующийся на работах Я.И. Френкеля, в соответствии с которыми энергетические затраты на образование новой фазы минимальны на границе раздела. Вводя в раствор зародыши газовой фазы с развитой удельной поверхностью, можно существенно интенсифицировать процесс выделения газа и НКТ Рис. 7.9. Принципиальная схема скважинного турбулизатора потока тем самым повысить эффективность процесса фонтанирования скважины. Как следует из предыдущего раздела, эффективность фонтанирования зависит от структуры образующейся газожидкостной смеси. Наиболее эффективной является эмульсионная мелкодисперсная структура. Поэтому управление искусственным созданием такой структуры является третьим путем повышения эффективности фонтанирования. Совершенно очевидно, что длительность периода фонтанирования связана с установлением такого режима работы фонтанной скважины, при котором оптимальный удельный расход газа будет наименьшим из всех возможных. Из выражения (7.17) следует, что это возможно при соответствующих комбинациях Р1ж, Р, HCt и d. С другой стороны, длительность фонтанирования скважины зависит от принятой системы разработки при рациональном использовании природной, а также искусственно вводимой в залежь энергии, устанавливаемом по результатам работы скважины на различных режимах. 7.8. РЕГУЛИРОВАНИЕ РАБОТЫ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН Как уже отмечалось, естественное фонтанирование скважин с рациональным дебитом является предпочтительным, т.к. осуществляется за счет природной энергии. В условиях разработки нефтяных месторождений с ППД преобладающим является искусственное фонтанирование. В этом случае максимальное использование энергии является не столько желательным, сколько первостепенно необходимым, что связано с недостатками системы ППД и, в первую очередь, с низким коэффициентом полезного действия. С целью установления рационального режима работы фонтанной скважины (любой добывающей скважины) проводят ее исследование при работе на нескольких стационарных режимах;

часть информации используется для построения индикаторной диаграммы, о чем сказано ранее. Экспериментальное изучение изменения основных показателей работы добывающей скважины в зависимости от противодавления на устье скважины (режимов скважины и призабойной зоны) позволяет построить так называемые регулировочные кривые. Оборудование фонтанных скважин позволяет без существенных трудностей проводить все виды глубинных гидродинамических исследований, в том числе и отбор глубинных проб, при различных режимах работы системы, регулируемых сменой проходного диа метра штуцера, устанавливаемого в стандартной фонтанной арматуре любого типа. Правила и порядок установления стационарного режима работы исследуемой системы рассмотрены в разделе по гидродинамическому исследованию скважин. Измеряемыми параметрами в данном случае являются: — дебит скважины Q, (м7сут, т/сут);

— забойное (пластовое) давление Р^(РШ), МПа;

— проходной диаметр штуцера dm, мм;

— давление на устье скважины Ру, МПа;

— давление в затрубном пространстве Р э а | р, МПа;

— газовый фактор Go, (м3/м3, м7т);

— обводненность продукции В, (%, д.ед.);

— содержание механических примесей (песка) в продукции М, (кг/м3, кг/т);

— содержание парафина (смол, асфальтов) П, (кг/м3, кг/т);

а также другие характеристики продукции (плотность нефти и воды, вязкость нефти и воды и т.п.). Кроме того, в процессе этих исследований зачастую фиксируют на каждом режиме работы скважины: кривые распределения давления и температуры по длине скважины;

профили притока;

производят отбор проб продукции с разных глубин и т.п. Основные полученные данные заносятся в таблицу, которая представлена ниже.

Таблица 7.1 Результаты регулирования работы скважины Режим 1 2 3 4 5 6 Q, м /сут ММ Лаб> МПа Рзаб| Рза62 РзабЗ Рза64 Рзаб Ру, МПа р * затр> ^«» в, м, кг/м3 М, я, кг/м МПа РзаФ| М /М di d dj 0, у.

°()| G Д.ед.

o Q Ру2 Руз РУ4 Pys PiaTp G|) I в. в Вз Оз р d4 d5 d 6 = р 1атрЗ ™тр GiM G() Qs р заб пл Ру* р 1агр эшрб в < в м2 м3 м4 м п, п П п4 п Графические зависимости вышеприведенных параметров от диаметра штуцера называются регулировочными кривыми. Регулировочные кривые строятся на основании табл.7.1 и представлены на рис.7.10.

Данные кривые являются объективным фундаментом для установления рациональной нормы отбора жидкости из скважины и наиболее выгодного режима ее работы. При установлении рациональной нормы отбора продукции из скважины необходимо руководствоваться следующими основными положениями: — забойное давление Р з а б, как правило, не должно быть ниже давления насыщения Piac. Для нефтей с определенными свойствами допускается снижение забойного давления, удовлетворяющего следующему условию: ^ б = 0,75Р а с ;

(7.111) указанное, в основном, может быть использовано для нефтей девонских отложений Урало-Поволжья;

— максимальное использование природной энергии, в том числе и газа, выделяющегося из нефти, что требует оптимизации давления на устье скважины Р ;

0,30. 0,25. 0,20. 0,15. 0,10. 0,05.

Рис. 7.10. Регулировочные кривые фонтанной скважины: О 1 — дебит;

fj 2 — забойное давление;

Д 3 — устьевое давление;

V 4 — давление в затрубном пространстве;

Q 5 — газовый фактор;

© 6 — обводненность продукции;

Q 7 — содержание механических примесей;

© 8 — содержание парафина;

— предотвращение интенсивного обводнения продукции при безусловном ненакоплении воды в интервале «забой—башмак фонтанного подъемника»;

— предотвращение возможного смятия обсадной колонны в нижней части скважины;

— исключение, по возможности, условий отложения парафина (смол, асфальтенов) и солей как в скважине, так и в призабойной зоне;

— исключение условий фонтанирования скважины по затрубному пространству с возможностью перехода работы скважины в пульсирующий режим (с явлением пульсации), а также образования гидратных (парафиногидратных) пробок;

— дренирование по всей работающей толщине пласта;

— обеспечение (при необходимости) индивидуальной системой транспорта продукции от устья скважины до сборного пункта (мультифазные насосы откачки);

— ограничение дебита скважины в случае прорыва в нее закачиваемой через систему ППД воды или газа из газовой шапки. На конкретных объектах разработки должны учитываться и специфические особенности, связанные не только с состоянием разработки, но и с особыми свойствами пластовых флюидов и коллекторов. Контроль за установленным режимом работы фонтанной скважины осуществляется по ее дебиту, а также по значениям устьевого и затрубного давлений. Закономерно, что в процессе длительной работы скважины могут происходить определенные изменения, связанные как с изменением фильтрационной картины течения в дренируемом объеме пласта, так и с нарушениями в самой скважине или установленном в ней оборудовании. Рассмотрим основные технологические нарушения и связанные с ними осложнения в работе фонтанных скважин. 7.9. ОСЛОЖНЕНИЯ В РАБОТЕ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН Многообразие условий работы фонтанных скважин на различных нефтяных месторождениях предопределяет и многообразные причины осложнений в их работе. Регулировочные кривые позво ляют выделить основные факторы, влияющие на эффективность работы фонтанных скважин, и учесть их в процессе эксплуатации. Вместе с тем существует несколько причин осложнений, которые проявляются на значительном количестве разрабатываемых месторождений. К числу таких осложнений относятся: — отложения в подъемном оборудовании или выкидных линиях, а также в ПЗС асфальтенов, смол, парафинов и церезинов;

— образование песчаных пробок как на забое скважины, так и в подъемнике, — отложения солей в различных элементах системы;

— пульсации в работе фонтанной скважины;

— открытое (нерегулируемое) фонтанирование при повреждении устьевой арматуры или за счет образования грифонов. Парафиноотложение Нефть, состоящая из смеси как легких, так и тяжелых углеводородов, при пластовых условиях находится, как правило, в термодинамическом равновесии. При изменении термобарических условий в призабойной зоне и в самой скважине, связанных с понижением давления и температуры, нарушается фазовое равновесие, и из смеси углеводородов выделяются как газообразные, так и твердые компоненты. Важнейшей характеристикой образования твердой фазы является температура кристаллизации парафина, характеризующая появление в смеси углеводородов первых микрокристаллов парафина. При снижении давления свободный газ, выделяющийся из нефти, понижает ее растворяющую способность и образует границы раздела, которые провоцируют образование твердой фазы в виде микрокристаллов парафина и церезина, а также микроагрегатов асфальтенов и смол. Образовавшиеся микрокристаллы и микроагрегаты твердой фазы могут оставаться во взвешенном состоянии и выноситься потоком смеси. В противном случае микрокристаллы парафина и церезина, а также микроагрегаты асфальтенов и смол слипаются между собой, образуя сгустки твердой фазы, прилипающие к внутренней поверхности шероховатых насосно-компрессорных труб, особенно в муфтовых соединениях. Со временем этот процесс развивается, приводя к отложению парафина и снижению живого сечения подъемника с соответствующим снижением дебита скважины. Экспериментально установлено, что глубина начала отложений парафина совпадает с глубиной начала выделения газа. Далее под термином «парафин» будем понимать твердые компо ненты нефти, формирующие отложения. Характерные профили отложений парафина внутри подъемника приведены на рис. 7.11. Механизм и характер формирования отложений парафина достаточно сложны и зависят от совокупности следующих характеристик: давления насыщения в подъемнике Р'шс, газонасыщенности нефти (газовый фактор), температурного режима работы скважины, содержания парафина в нефти, температуры кристаллизации парафина, давления на устье скважины, дебита скважины, обводненности продукции, состояния внутренней поверхности подъемника (его шероховатость), типа этой поверхности (гидрофильная или гидрофобная), характера работы скважины (работа с постоянным дебитом или в пульсирующем режиме) и др.

а б в Рис. 7.11. Типичные профили отложений парафина внутри подъемника: а — с постоянным увеличением отложений к устью скважины;

б — с частичным срывом отложений потоком смеси к устью скважины;

в — с полным срывом отложений к устью скважины Совершенно очевидно, что отложения парафина в подъемнике приводят к нарушению нормальной работы скважины: снижению ее дебита и коэффициента полезного действия процесса подъема. Существуют два принципиальных подхода к борьбе с этим нежелательным явлением: 1. Предотвращение отложений парафина (превентивный подход). 2. Различные методы удаления отлагающегося парафина. Первый подход является предпочтительным и базируется на создании условий в процессе работы скважины, исключающих формирование отложений парафина или облегчающих их срыв с внутренней поверхности подъемника. Данный подход включает следующие методы: снижение шероховатости внутренней поверхности НКТ путем нанесения на нее стекла, эмали, эпоксидной смолы или специальных лаков;

использование специальных химических реагентов, называемых ингибиторами парафиноотложений. Сущность такого метода заключается не только в гидрофилизации внутренней поверхности подъемника за счет адсорбции на ней химических реагентов, но и в адсорбции этих реагентов на образовавшихся кристаллах парафина и формировании на них тонкой гидрофильной пленки, препятствующей росту кристаллов парафина, их слипанию с образованием сгустков твердой фазы и последующим их отложением на стенках НКТ. Сегодня известно определенное количество ингибиторов парафиноотложений на базе как водорастворимых, так и нефтерастворимых ПАВ. Второй подход является широкораспространенным и делится на несколько методов: 1. Механические — использование различных по конструкции и форме скребков, спускаемых в подъемник либо на проволоке с помощью специальных автоматизированных лебедок, устанавливаемых на устье скважины, либо так называемых автоматических летающих скребков. Конструктивно скребок устроен таким образом, что при спуске полукруглые по форме пластинчатые ножи сложены и скребок свободно спускается в НКТ. При подъеме ножи раскрываются, их диаметр становится равным внутреннему диаметру НКТ, и они срезают отложившийся парафин, который потоком продукции выносится за пределы устья скважины. 2. Тепловые — прогрев колонны НКТ перегретым паром, закачиваемым в скважину с помощью специальной паропередвижной установки. Такой процесс называется пропариванием НКТ. Часто используют и прокачку горячей нефти. В настоящее время используются и специальные греющие кабели, спускаемые внутрь НКТ. При подаче на кабель напряжения он разогревается, а отложившийся парафин расплавляется и выносится потоком продукции за пределы устья. 3. Химические — использование различных растворителей парафиновых отложений, закачиваемых в скважину. Таким образом, в настоящее время имеется достаточный арсенал методов и средств ликвидации осложнений в работе скважин, связанных с отложениями парафинов.

Песчаные пробки Как правило, эти проблемы связаны либо с фильтрацией в рыхлых слабосцементированных коллекторах, либо с недопустимым снижением забойного давления и разрушением даже хорошо сцементированных терригенных коллекторов. В обоих случаях (при отсутствии соответствующего оборудования забоев скважин) в процессе эксплуатации на забое скважины может образовываться песчаная пробка. С гидродинамической точки зрения ее образование связано с недостаточной скоростью восходящего потока продукции в интервале «забой—башмак фонтанного лифта». Песчинки, поступающие из призабойной зоны, в данном случае осаждаются, формируя на забое песчаную пробку. С течением времени размеры и плотность пробки возрастают, что приводит к резкому снижению дебита скважины вплоть до ее остановки. Предотвратить образование песчаной пробки можно использованием специальных хвостовиков, которые представляют собой насосно-компрессорные трубы меньшего, чем подъемник, диаметра и спускаются до нижних перфорационных отверстий. Скорость движения продукции в хвостовике должна быть большей, чем скорость осаждения песчинок. В случае же образования песчаной пробки средством их разрушения и выноса является промывка с использованием гидромониторных насадок. Эффективными являются и сконструированные для этих целей струйные насосы. Эксплуатация пескообразующих скважин, как правило, требует периодических чисток. Солеотложение Разработка нефтяных месторождений на современном этапе характеризуется необходимостью извлечения огромного количества попутных вод, которые имеют различное происхождение, различ ный химический состав и т.д. Основной причиной солеотложений является пересыщение вод неорганическими солями. Причины пересыщения делятся на две группы: — гидро геохимические условия продуктивных горизонтов — вещественный состав и физические свойства пород-коллекторов, термобарические условия, химический состав и минерализация пластовых вод;

— состав вод, закачиваемых в пласт с целью поддержания пластового давления, и геолого-промысловые условия разработки. Геохимические исследования показывают (МГУ им. М.В. Ломоносова), что независимо от состава закачиваемых вод для ППД последние насыщаются сульфатами и карбонатами под влиянием гидрогеохимических условий продуктивных горизонтов. Образующиеся при этом новые по составу воды, с одной стороны, химически несовместимы с пластовыми водами и при смешении с ними дают осадки, с другой — пересыщаются и способствуют осадконакоплению при термобарических и гидродинамических условиях, имеющих место в добывающих скважинах и депрессионных зонах. В нефтегазоносных провинциях, где в осадочной толще отсутствуют соленосные отложения и минерализация вод невысока, в составе солей, выпадающих в нефтепромысловом оборудовании, преобладают карбонаты кальция. Присутствие соленосных толщ в разрезе месторождения, как правило, способствует высокой минерализации пластовых вод и обуславливает выпадение таких осадков, основными компонентами которых являются сульфат бария или сульфат кальция, а иногда их смесь. Отмеченное позволяет с большой точностью прогнозировать состав солеотложений, выпадающих в нефтепромысловом оборудовании и в коллекторах нефтяных месторождений той или иной нефтегазоносной провинции. Несовместимость пластовой воды с закачиваемой также может служить причиной пересыщения попутно-добываемых вод. Многочисленные экспериментальные исследования показали, что количество выпадающих при смешении вод осадков зависит от соотношения объемов пластовой и закачиваемой воды, достигая максимума при их соотношении ~0,8. Одной из причин солеотложений могут служить водорастворимые компоненты нефти, в частности, нафтеновые кислоты и их соли. Предполагается, что вследствие смешения воды с нефтью и турбулизации потока в процессе подъема водора створимые компоненты нефти переходят в воду и служат причиной солеотложений. Известны и другие причины образования солей. Механизм образования солеотложений достаточно сложен и представляется совокупностью таких процессов, как пересыщение попутно-добываемых вод, зародышеобразование, рост кристаллов и перекристаллизация. Как и при парафиноотложении, предотвращение отложений солей является наилучшей гарантией безаварийной эксплуатации скважин. В этих целях используют соответствующие ингибиторы солеотложений, закачиваемые в призабойную зону скважины. При этом реагент адсорбируется, а затем в процессе эксплуатации скважины десорбируется, смешивается с продукцией, чем предотвращаются солеотложения. К современным ингибиторам солеотложений предъявляются требования не только высокой ингибирующей способности, но и быстрой и наиболее полной адсорбции на поверхности породы при закачке и медленной, но в то же время полной десорбции в процессе эксплуатации скважин. Подбор ингибитора солеотложений с учетом его адсорбционно-десорбционнной способности позволяет обеспечить рациональный вынос реагента из ПЗС и увеличить время и эффективность предотвращения образования солеотложений. Основные методы борьбы с уже отложившимися солями базируются на использовании различных химических растворителей (как правило, кислотных растворов), с помощью которых производят промывки;

в результате — отложения солей растворяются, а продукты реакции удаляются из скважины. В специальной литературе проблема солеотложений изложена достаточно полно, хотя остаются еще серьезные вопросы, на которые нет полного ответа.

Пульсации Как уже рассмотрено выше, пульсации в работе фонтанных скважин являются нежелательными, т.к. вызывают нерациональный расход энергии, снижают КПД подъема продукции, а зачастую приводят к прекращению фонтанирования, т.к. скважина начинает работать в периодическом режиме. Самым реальным и действенным путем предотвращения явления пульсации является создание таких условий работы фонтанной скважины, при которых давление у башмака больше или равно давлению насыщения, а коэффициент естественной сепарации свободного газа у башмака равен нулю.

При технологической невозможности эксплуатации фонтанных скважин на таком режиме эффективной является установка на расчетной глубине подъемника пускового клапана, который периодически перепускает газ из затрубного пространства в НКТ, не допуская отжима уровня жидкости в затрубном пространстве до башмака подъемника. Расчет места установки пускового клапана будет рассмотрен ниже. Открытое фонтанирование Такой вид фонтанирования относится к аварийным ситуациям и в настоящее время является достаточно редким. Для исключения открытого фонтанирования даже при непредвиденном аварийном нарушении устьевой арматуры используют отсекатели, которые установлены в скважине и которые при нарушении заданного технологического режима ее работы отсекают продукцию пласта и ее поступление в подъемник. Существует много различных конструкций отсекателей, которые описаны в специальной литературе и изучаются в курсе нефтегазопромыслового оборудования. Серьезной аварией является возникновение грифона. Грифон образуется в случае потери герметичности между стенками скважины и цементным камнем (обсадной колонной). При этом пластовая продукция поступает на поверхность по данному каналу, часто с возникновением пожара на поверхности, что может привести к потере самой скважины. Рассмотрим кратко оборудование фонтанных скважин, делая, в основном, акцент на технологических требованиях к этому оборудованию. 7.10. ОБОРУДОВАНИЕ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ Многообразие условий разработки нефтяных месторождений и эксплуатации скважин предопределяет определенные, достаточно жесткие требования к оборудованию фонтанных скважин. Не менее жесткие требования к оборудованию диктуются законами охраны недр, окружающей среды, техники безопасности и обеспечения условий жизнедеятельности работающего персонала. Принципиально оборудование фонтанных скважин состоит из следующих элементов: колонная головка, фонтанная арматура и манифольды. Колонная головка предназначена для обвязки устья скважины с целью герметизации межтрубных пространств, обвязки обсадных колонн и установки фонтанной арматуры. В зависимости от количества обсадных колонн, спущенных в скважину, выпускаются одно-, двух-, трех-, четырех- и пятиколонные головки, но все они должны удовлетворять следующим требованиям: — надежная герметизация межтрубных пространств;

— возможность контроля за давлением во всех межтрубных пространствах;

— быстрое и надежное крепление подвески обсадных колонн;

— универсальность (возможность использования различных обсадных колонн);

— быстрый и удобный монтаж;

— минимально возможная высота;

— высокая надежность (в процессе эксплуатации скважины колонная головка не подлежит ремонту). Колонные головки выпускаются на различное давление от и единиц МПа до п десятков МПа. В процессе бурения на колонной головке монтируются превенторы. Перед эксплуатацией скважины превенторы демонтируют и на них устанавливают фонтанную арматуру. Фонтанная арматура предназначена для: — подвески одной или двух колонн НКТ;

— герметизации и контроля пространства между колоннами НКТ и затрубного пространства;

— проведения различных технологических операций при вызове притока, освоении, эксплуатации, исследовании и ремонте;

— направления продукции скважины на замерную установку;

— регулирования режима работы скважины и проведения глубинных исследований путем спуска приборов в подъемник;

— закрытия скважины (при необходимости). Фонтанные арматуры выпускаются для самых разнообразных условий эксплуатации и различаются как по конструкции, так и по прочностным признакам: — по рабочему давлению;

— по размерам проходного ствола;

— по конструкции фонтанной елки: крестовые (АФК) и тройниковые (АФТ);

— по числу спускаемых в скважину рядов НКТ: однорядные и двухрядные;

— по типу запорных устройств: с задвижками или кранами;

— по типу соединения элементов арматуры: фланцевые и резьбовые. По существу, фонтанная арматура (рис. 7.12) состоит из трубной головки и фонтанной елки. Трубная головка предназначена для закрепления в ней колонн НКТ (одной или двух) и представляет собой крестовину с двумя боковыми отводами и установленной на ней переходной катушкой, в которой закрепляется на резьбе колонна НКТ (рис. 7.12 а). При подвеске двух колонн НКТ колонна большего диаметра закрепляется в тройнике с одним боковым отводом, а колонна меньшего диаметра — в катушке, установленной на этом тройнике (рис 7.12 б). Фонтанные елки бывают крестового и тройникового типов.

Рис. 7.12. Принципиальные схемы фонтанной (а — крестовой, б — тройниковой) арматуры: 1 — крестовина с двумя боковыми отводами;

2 — переходная катушка для подвески НКТ;

3 — задвижка или кран;

4 — катушка;

5 — штуцерная колодка;

6 — тройник;

7 — крестовина;

8 — фланец Каждый тип фонтанной елки применяется для определенных эксплуатационных условий. Фонтанная елка крестовой арматуры имеет два боковых отвода, один из которых может быть рабочим, а второй — запасным. Фонтанная елка тройниковой арматуры имеет верхний и нижний отводы (выкиды). Рабочим выкидом всегда является верхний, а нижний — запасным. В шифре фонтанной арматуры указывается ее тип, проходной диаметр выкида (мм), рабочее давление (МПа). Если арматура оборудована кранами, это также указывается в шифре. Например, АФТ-65Кр-14 — арматура фонтанная, тройникового типа, крановая с проходным диаметром выкида 65 мм, на рабочее давление 14 МПа. Важным элементом фонтанной арматуры являются штуцерные колодки, устанавливаемые на выкидах и предназначенные для размещения в них штуцеров, с помощью которых регулируется режим работы фонтанной скважины. Существует много типов и конструкций штуцеров как регулируемых, так и нерегулируемых. Более надежными и простыми являются нерегулируемые штуцеры, которые и используются на большинстве фонтанных скважин. Манифольды предназначены для обвязки выкидов фонтанных скважин (арматуры фонтанных скважин) со сборными коллекторами, транспортирующими продукцию скважин на пункт сбора и подготовки. Манифольды предусматривают установку на них штуцеров, вентилей для отбора проб продукции скважин, запорных устройств и предохранительных клапанов. Основные узлы манифольдов унифицированы с узлами и деталями фонтанной арматуры и на концах имеют фланцы под трубы диаметром 80 мм. Подробная характеристика оборудования фонтанных скважин рассматривается в курсе нефтегазопромыслового оборудования.

ГЛАВА 8 ГАЗЛИФТНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН По мере истощения пластовой энергии фонтанирование скважин прекращается и возникает необходимость механизированной добычи нефти. Подъем продукции скважин на дневную поверхность с помощью потенциальной энергии газа называется газлифтным способом эксплуатации. Таким образом, в качестве рабочего агента используется газ, отбираемый, например, из газовой залежи (природный газ) или попутно-добываемый (нефтяной газ). Ранее в качестве рабочего агента использовали воздух (эрлифт). В настоящее время воздух не используется в качестве рабочего агента по следующим причинам: — окисление нефти с потерей ее качества;

— образование стойкой водонефтяной эмульсии (при добыче обводненной нефти), разрушение которой в процессе подготовки нефти затруднено. Кислород воздуха за счет окислительных процессов образует на поверхности глобул воды прочные оболочки, которые препятствуют их коалесценции и укрупнению;

— при определенном содержании углеводородных газов с воздухом образуется взрывчатая смесь (гремучий газ), которая чрезвычайно опасна в пожарном отношении;

— компрессоры, используемые для компримирования воздуха, в случае нарушения системы смазки могут взрываться. Впервые подъем нефти сжатым газом был осуществлен В.Г. Шуховым в 1897 г. в Баку. Сегодня газлифтная эксплуатация реализуется в двух модификациях: — с использованием сжатого газа, получаемого на компрессорных станциях — компрессорный газлифт;

— с использованием сжатого газа, отбираемого из газовой залежи — бескомпрессорный газлифт. Компрессорный газлифт относится к механизированному способу эксплуатации скважин;

к механизированному способу относятся и все виды насосной эксплуатации скважин. Компрессорный газлифт обладает рядом преимуществ и недостатков в сравнении с насосной добычей. К основным преимуществам относятся: — возможность эксплуатации высокодебитных скважин;

— достаточно простое оборудование, спускаемое в скважину;

— легкое регулирование работы скважины.

Вместе с тем компрессорный газлифт обладает и существенными недостатками: — относительно низкий КПД процесса подъема, особенно обводненной продукции, составляющий в ряде случаев всего несколько процентов;

— необходимость строительства компрессорной станции, что удорожает добычу нефти;

— как правило, высокие удельные затраты энергии на подъем единицы продукции. В настоящее время разработка нефтяных месторождений России ведется с поддержанием пластового давления (хотя это и не всегда целесообразно), а основная добыча нефти осуществляется механизированным способом, в основном, насосным, поэтому газлифтный способ не имеет широкого распространения. Это не означает, что газлифтная эксплуатация не имеет перспектив;

этот способ может оказаться конкурентоспособным для разработки нефтяных оторочек газовых и газоконденсатных месторождений, а также для добычи нефти из шельфовых месторождений. 8.1. ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ, СХЕМЫ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ ГАЗЛИФТА Принцип действия газлифта заключается во введении в продукцию сжатого газа (подробно рассмотрен в главе 6 — «Теоретические основы подъема жидкости из скважин») и не отличается от принципа работы фонтанной скважины, за исключением того, что основное количество газа подводится извне, а не выделяется из нефти при понижении давления. Основным источником в этом случае является попутно-добываемый или природный газ. Различают два принципиальных типа газлифтной эксплуатации: 1. Непрерывный газлифт. 2. Периодический газлифт. Непрерывный газлифт реализуется тогда, когда продуктивность скважины достаточно высока. В случае низкой продуктивности скважины используется периодический газлифт по двум основным схемам: газлифт с перепускным клапаном и газлифт с камерой накопления. Классификация газлифтных скважин может быть выполнена по нескольким признакам: 1. По характеру ввода рабочего агента — прямая закачка;

— обратная закачка.

2. По количеству колонн НКТ — однорядный подъемник;

— двухрядный подъемник;

— полуторарядный подъемник (лифт Саундерса). 3. По типу используемой энергии рабочего агента — компрессорный;

— бескомпрессорный. Бескомпрессорный газлифт осуществляется за счет сжатого газа, отбираемого, например, из газовой залежи и распределяемого по газлифтным скважинам. Если в разрезе нефтяной скважины имеется газовый пропласток (или газовая шапка), то этот газ может использоваться для подъема нефти внутри самой скважины. Такая система называется внутрискважинным газлифтом. 4. По используемому глубинному оборудованию — беспакерная система;

— пакерная система;

— система с использованием пусковых и рабочего клапанов;

— система, когда газ вводится в подъемник через башмак НКТ (отсутствуют пусковые и рабочий клапаны). Основные схемы газлифтных скважин приведены на рис. 8.1. Рассмотрим каждую из них. Однорядный подъемник (рис. 8.1 а) широко используется при эксплуатации скважин с нормальными условиями (в продукции отсутствуют механические примеси), при хорошем качестве рабочего агента и его подготовки (в газе отсутствуют корродирующие компоненты, механические примеси, низкое влагосодержание). В противном случае при прямой закачке возможна коррозия не только подъемника (который при необходимости может быть заменен на новый), но и обсадной колонны (замена которой невозможна). Кроме этого, принципиальными недостатками однорядного подъемника являются (npn// 6

— достаточно высокое пусковое давление, т.к. необходимо оттеснять уровень жидкости в затрубном пространстве при пуске скважины до башмака подъемника;

— возможность работы подъемника с пульсациями. Устранение некоторых недостатков такой схемы возможно следующим образом: подъемник спускается до забоя, а на расчетной глуби не (глубине спуска башмака) устанавливается муфта с рабочими отверстиями, количество и площадь поперечного сечения которых должны обеспечить пропуск расчетного объема закачиваемого газа при перепаде давлений не более 0,15 МПа. При такой схеме предотвращается образование песчаной пробки, и подъемник работает без пульса 7J777i ^ \ ^ щ 7ПП) n L2 7~ J 'A ^ г " •, к • nn л, N.

- • T Я' Г IT о е ж Рис. 8.1. Принципиальные схемы газлифтных скважин: а — однорядный подъемник;

б — двухрядный подъемник;

в — полуторарядный подъемник;

г — однорядный подъемник с перепускным клапаном и пакером;

д — двухрядный подъемник с камерой накопления;

е — двухрядный подъемник с камерой накопления и дополнительным обратным клапаном на подъемнике;

ж — однорядный подъемник с камерой накопления, перепускным клапаном и пакером;

1 — обсадная колонна;

2 — подъемник;

3 — воздушные трубы;

4 — хвостовик;

5 — перепускной клапан;

6 — пакер;

7 — обратный клапан (отсекатель скважины);

8 — камера накопления;

9 — обратный клапан на подъемнике ций. Преимущества однорядного подъемника связаны с незначительной его металлоемкостью, с простотой и невысокой стоимостью подземного ремонта (в сравнении с другими схемами газлифтных подъемников). Однорядный подъемник может применяться для эксплуатации скважин с широким диапазоном дебитов, т.к. возможно регулирование работы скважины изменением диаметра подъемника, что затруднено или даже невозможно при других схемах газлифта. В настоящее время вместо муфты с рабочими отверстиями применяют рабочий (концевой) клапан, устанавливаемый на расчетной глубине. Таким образом, однорядные подъемники в силу определенных преимуществ получили достаточно широкое применение для эксплуатации добывающих скважин. Двухрядный подъемник (рис. 8.16) предназначен для эксплуатации скважин с определенными осложнениями (пескообразование), когда продукция представлена коррозионно-активными компонентами, а также в случае недостаточно высокого качества подготовки закачиваемого газа (повышенное влагосодержание газа и содержание в нем корродирующих компонентов). При такой конструкции в скважину спускают два ряда труб: внешний — большего диаметра и называемый воздушными трубами и внутренний — подъемник меньшего диаметра. При прямой закачке компримированный газ закачивается в кольцевое пространство между воздушными трубами и подъемником. Воздушные трубы, как правило, спускают до забоя, а подъемник—на глубину, соответствующую рабочему давлению газа. Двухрядная схема при необходимости позволяет легко изменять погружение под динамический уровень, изменяя глубину спуска подъемника (внутреннего рада труб). Как правило, для такой схемы снижается пусковое давление. С другой стороны, такие системы существенно более металлоемки и дорогостоящи, увеличено время подземного ремонта, а также существенно ограничены возможности регулирования работы скважины изменением (увеличением) диаметра подъемника. Полуторарядный подъемник (рис. 8.1 в), по существу, не отличается от двухрядного, за исключением того, что нижняя часть воздушных труб компонуется из труб меньшего диаметра (так называемый хвостовик);

при этом создаются лучшие условия выноса песка и предотвращается образование на забое песчаной пробки. Кроме недостатков двухрядного подъемника, в полуторарядном подъемнике невозможно из-за наличия хвостовика увеличивать в большинстве случаев глубину спуска подъемника, хотя металлоемкость такой системы несколько меньше, чем двухрядной. Вышерассмотренные схемы подъемников применяются, как правило, для реализации непрерывного газлифта. Следует отметить, что для этих схем рабочее давление закачиваемого газа передается на забой скважины. На рис. 8.1 г, д, е, ж представлены различные схемы периодического газлифта, некоторые из которых реализуются при использовании пакера и перепускного клапана (рис. 8.1 г, ж), другие (рис. 8.1 д, е) — без пакера и перепускного клапана, но обязательным элементом таких схем является обратный клапан, предотвращающий передачу давления закачиваемого газа на забой скважины. В беспакерных схемах на устье скважины устанавливается автомат подачи газа с программным управлением. В схемах с пакером и перепускным клапаном роль автомата подачи газа играет сам перепускной клапан сильфонного типа.

Однорядный подъемник с пакером и перепускным клапаном (рис.

8.1 г) предназначен для периодической эксплуатации работающих без осложнений скважин. Принцип работы такого подъемника следующий. Когда перепускной клапан 5 закрыт, давление под обратным клапаном 7 со стороны скважины больше давления над обратным клапаном 7 со стороны подъемника 2 и клапан 7 открывается. Продукция из пласта поступает в подъемник 2, вследствие чего уровень жидкости в нем растет. Вместе с этим растет и давление на сильфон перепускного клапана, который срабатывает от давления в подъемнике. В затрубном пространстве действует давление закачиваемого газа. При достижении заданного перепада давлений (между давлением газа в затрубном пространстве и давлением жидкости в подъемнике) перепускной клапан открывается, газ поступает в подъемник, обратный клапан 7 закрывается, и происходит выброс накопившейся жидкости из подъемника на поверхность. Перепад давлений на сильфон снижается, и перепускной клапан закрывается. Под действием давления у башмака подъемника обратный клапан 7 открывается, и жидкость из скважины поступает в подъемник, приводя к росту уровня жидкости в нем. Цикл повторяется. Двухрядный подъемник с камерой накопления (рис. 8.1 д) принципиально отличается от классического двухрядного подъемника наличием в нижней части так называемой камеры накопления 8, к которой прикреплен хвостовик 4. В месте крепления хвостовика к камере замещения размещен обратный клапан 7. Когда в межтрубном простран стве (между колоннами 2 и 3) и в подъемнике 2 нет давления закачиваемого газа, клапан 7 открывается и жидкость из скважины поступает в камеру накопления и поднимается в подъемник и межтрубное пространство. После подъема уровня жидкости на расчетную величину расположенный на устье автомат подачи газа в соответствии с заданной программой включается, и сжатый газ подается в межтрубное пространство. Обратный клапан 7 закрывается, отсекая от скважины накопившийся объем жидкости и оттесняя ее уровень до башмака подъемника 2. Поступающий через башмак в подъемник газ выбрасывает жидкость на поверхность, давление газа падает, и автомат подачи газа отсекает его подачу. Открывается обратный клапан 7, и цикл повторяется. Основным недостатком данной схемы является повышенный расход газа для продувки подъемника. Указанный недостаток устраняется установкой обратного клапана 9 на башмаке подъемника (рис. 8.1 е). В этом случае после вытеснения накопившейся жидкости из межтрубного пространства и камеры накопления, когда газ начинает прорываться в подъемник через клапан 9, давление газа в межтрубном пространстве падает, и автомат прекращает подачу газа. На рис. 8.1 ж представлена схема однорядного подъемника с пакером, перепускным клапаном и камерой накопления, принцип действия которого не отличается от такового для схемы на рис. 8.1 г. Таким образом, многообразие схем газлифтных подъемников позволяет эффективно эксплуатировать скважины с различными дебитами и различными эксплуатационными условиями. 8.2. ПУСК ГАЗЛИФТНОЙ СКВАЖИНЫ Рассмотрим физику процесса пуска газлифтной скважины на примере однорядного подъемника (рис. 8.2) при прямой закачке газа. При подаче компримированного газа в затрубное пространство газ оттесняет статический уровень вниз;

при этом повышается забойное давление. Часть жидкости из затрубного пространства поступает в подъемник, другая часть—может поглощаться пластом. По мере роста давления газа объем поглощаемой пластом жидкости возрастает (за счет увеличения репрессии). В момент достижения уровнем жидкости башмака давление газа становится максимальным, и газ начинает прорываться через башмак, насыщая жидкость в подъемнике. Плотность образующейся газожидкостной смеси снижается, и при определенном расходе газа смесь достигает устья и начинает изливаться. После прорыва газа в башмак давление газа снижается, что приводит к снижению забойного давления и поступлению жидкости из пласта в скважину. Жидкость поступает в подъемник и затрубное пространство, перекрывая башмак и поступление газа в подъемник. Уровень жидкости в затрубном пространстве в течение определенного времени повышается. Начиная с момента перекрытия башмака подъемника жидкостью, давление газа в затрубном пространстве увеличивается. Через определенное время давление газа становится достаточным для оттеснения уровня жидкости до башмака, после чего газ прорывается в подъемник, и цикл повторяется. Таким образом, при стационарной работе системы у башмака подъемника периодически происходит вышеописанный процесс, приводящий к некоторому изменению давления закачки газа. Зависимость изменения давления во времени в процессе пуска и нормальной работы газлифтной скважины приведена на рис. 8.3.

. Компримированный газ Зона колебания уровня жидкости Рис. 8.2. К процессу пуска газлифтной скважины Максимальное давление закачиваемого газа, соответствующее оттеснению уровня жидкости до башмака подъемника, называется пусковым давлением Рпуск. Среднее по величине давление, устанавливающееся при нормальной работе газлифтной скважины, называется рабочим давлением Р а6. Расчет пускового давления в конкретных условиях представляет практический интерес, т.к. связан с необходимостью выбора оборудования для компримирования газа. 8.3. РАСЧЕТ ПУСКОВОГО ДАВЛЕНИЯ При выводе общей формулы пускового давления примем следующие ограничения: 1. Не учитываются потери энергии на трение в процессе закачки газа и продавки жидкости. 2. Давление на устье скважины при прямой закачке (давление в затрубном пространстве — при обратной) принимается равным атмосферному. 3. Не учитывается давление от веса столба газа. 4. Пренебрегаем толщиной стенок НКТ. Рассмотрим процесс прямой закачки газа на примере схемы двухрядного подъемника, приведенной на рис. 8.4.

Время/ Рис. 8 3. Зависимость изменения давления во время пуска и параллельной работы газлифтной скважины В соответствии со схемой на рис. 8.4 давление у башмака подъемника равно: Р = Р&„, (8-1) где рж — плотность жидкости, кг/м3;

hn — погружение башмака под статический уровень жидкости, м. Как следует из предыдущего изложения, при положении границы раздела «газ—жидкость» у башмака давление максимально и называется пусковым Р п у с к (см. рис. 8.4): ^,Уск = Р Ж + Д > 0 > (8-2) где Д — превышение столба жидкости в НКТ и затрубном проЛ странстве за счет вытеснения части жидкости из кольцевого зазора «воздушные трубы—подъемник» газом, м.

газ газ Рис. 8.4. К выводу общей формулы пускового давления Задачу будем рассматривать с частичным поглощением жидкости пластом. Обозначим отношение объема жидкости, поглощенной пластом V, к объему вытесняемой жидкости Кжв через Kfi и назовем это отношение коэффициентом поглощения жидкости пластом Кп:

„= (8.3) Как видно из схемы рис. 8.4, общий объем вытесняемой жидкости равен: V =V +V +V, (8.4) жв жт жз жп ' V / где Ую — часть объема жидкости, вытесняемой из межтрубного пространства в подъемник (НКТ), м3;

Ужз — часть объема жидкости, вытесняемой из межтрубного пространства в затрубное пространство, м3. С учетом выражения (8.3) перепишем (8.4) в следующем виде: K^-K,) = Vxr + VX3. (8.5) Как видно из схемы рис. 8.4: ^ + * ' „ = /. АЛ, (8.6) где/в — суммарная площадь поперечного сечения кольцевого пространства между обсадной колонной и воздушными трубами (затрубного пространства) и поперечного сечения подъемника (площадь поперечного сечения того объема, куда вытесняется жидкость), м2. Приравнивая левую часть (8.5) к правой части (8.6), получаем: откуда находим АЛ: bh=^f-{\-Kn).

/в (8.7) Полный объем вытесняемой из межтрубного пространства жидкости при закачке газа равен: где/з — площадь поперечного сечения межтрубного пространства, в которое закачивается газ, м2. Подставляя (8.8) в (8.7), получаем:

^в=/з*п> (8-8) A = A(l-tf n ). A /в (8.9) Заменяя Ah в выражении (8.2) выражением (8.9), получаем зависимость для расчета пускового давления при принятых ограничениях: (8.10) Не следует забывать, что полученная зависимость справедлива при оттеснении статического уровня до башмака подъемника. Анализ выражения (8.10) показывает, что пусковое давление при прочих неизменных условиях определяется соотношением fjfa, которое, в свою очередь, зависит от типа закачки (прямая или обратная) и диаметра используемых труб. Рассмотрим влияние типа закачки на пусковое давление при неизменных остальных параметрах. Для прямой закачки:

\ J в Jnp в I] где dB, da, D — соответственно диаметр воздушных труб, подъемника и обсадной колонны, м. Для обратной закачки: /3 =0,7854% /.=0,785(D 2 -d n 2 ), (8Л2) Проведем численную оценку, принимая: D = 0,16 м, K[t = ОД dB = 0,10 м, Р = pjht = 10-Ю6 Па = 10 МПа. dn = 0,06 м, В результате получаем:

Ш = 0,333, Ш =0,163, тогда Луочч» = Ю (1 + 0,333 • 0,9) = 13 МПа, Р п у с к о б р = 10 (1 + 0,163 • 0,9) = 11,5 МПа, т.е. для данного случая пусковое давление при обратной закачке меньше, чем при прямой. Анализ выражения (8.11) показывает, что (при прочих неизменных условиях) при прямой закачке, если увеличивать диаметр воздушных труб, то (f3 //в)п увеличивается;

следовательно, увеличивается и пусковое давление. В то же время при обратной закачке (при прочих неизменных условиях), как это следует из выражения (8.12), диаметр воздушных труб не влияет на пусковое давление. Найдем условие, при котором пусковое давление при прямой и обратной закачках будет одинаковым. Приравнивая выражения (8.11) и (8.12), получим: dB=J2dn, (8.13) т.е., если диаметр воздушных труб больше в V2 раз диаметра подъемника, то пусковое давление будет одинаковым независимо от типа закачки. Действительно, для рассматриваемого числового примера примем: dB =V2 0,06. Тогда (>/2-0,0б)2-(0,06)2 V 'V ' -0,163 (0,16) 2 -(V2-0,06) + (0,06)2 что соответствует Таким образом, при условии (8.13) и при прочих неизменных условиях пусковое давление при прямой и обратной закачках будет одинаковым и равным 11,5 МПа. Более того, при dB< -Jldn пусковое давление при прямой закачке будет меньшим, чем при обратной. Допустим, dB = l,333-rfM, т.е. dB = 0,08 м. В этом случае (f3 /fB)n ~ 0,123, а пусковое давление равно 11,07 МПа, что меньше 13 МПа. Анализ полученных выражений показывает, что при прочих неизменных условиях:

Я (Я = =д3 о при прямой закачке — чем больше диаметр воздушных труб, тем больше пусковое давление;

— чем больше диаметр подъемника, тем меньше пусковое давление;

при обратной закачке — диаметр воздушных труб не влияет на пусковое давление;

— чем больше диаметр подъемника, тем больше пусковое давление. Таким образом, пусковое давление зависит не только от плотности жидкости, погружения под статический уровень, коэффициента поглощения жидкости пластом и типа закачки, но и от соотношения диаметров используемых труб. Для однорядного подъемника расчет пускового давления ведется также по зависимости (8.10);

при этом соотношения (f3 //в) таковы:

прямая закачка,/пр " обратная закачка Анализ выражений (8.14) и (8.15) показывает: — увеличение диаметра подъемника при прямой закачке приводит к снижению (f3 /fB)n и, следовательно, к снижению пускового давления;

— увеличение диаметра подъемника при обратной закачке приводит к увеличению (f3 If^)^ и, следовательно, к увеличению пускового давления. Приравнивая выражения (8.14) и (8.15), получим условие соотношения диаметров скважины и подъемника, при котором пусковое давление одинаково при прямой и обратной закачках: D d °=^, (8.16) т.е. диаметр подъемника в V2 раз должен быть меньше диаметра скважины.

Влияние толщины стенок используемых труб на пусковое давление может быть выполнено с учетом следующих зависимостей: — двухрядный подъемник прямая закачка /Л _ <&--<*.

пр вн в.нар п.нар п.вн (8.17) обратная закачка 'f в ~D /обр вн -d 2 + d -d 11.нар — однорядный подъемник прямая закачка J2 обратная закачка уПр ^^ ^в.иар ^B.BH (8.19) "п.вн D2 -dF вн "п.нар <„н ' где dn вн,rfM|1а — соответственно внутренний и наружный диаметр подъемника, м;

dBm, dana — соответственно внутренний и наружный диаметр воздушных труб, м;

Dbu — внутренний диаметр обсадной колонны, м. В процессе пуска газлифтной скважины глубина спуска башмака подъемника Я б может быть таковой, что в процессе продавки вытесняемая жидкость полностью заполняет объем системы (до устья скважины) к моменту, когда граница раздела «жидкость—газ» еще не достигла башмака подъемника. В этом случае жидкость поступает в систему сбора продукции, давление в которой обозначим Р., а пусковое давление рассчитывается по формуле: L P,^ = PXSH6 + P, (8.21) И, наконец, последнее замечание: пусковое давление, рассчитываемое по вышеприведенным зависимостям, приведено к башмаку подъемника. Приведение его к устью скважины связано с расчетом потерь на трение и веса столба закачиваемого газа.

8.4. МЕТОДЫ СНИЖЕНИЯ ПУСКОВОГО ДАВЛЕНИЯ Численная величина пускового давления может быть самой различной, а иногда достигать достаточно высоких значений. В нефтепромысловом хозяйстве может отсутствовать компрессорная техника с созданием соответствующего пускового давления, хотя известны системы газлифтной эксплуатации с двумя газовыми линиями: — линия с рабочим давлением, — линия с пусковым давлением. Давление газа в линии с пусковым давлением существенно выше такового в линии с рабочим давлением. При пуске газлифтной скважины она подключается к линии с пусковым давлением, а после запуска скважины — переключается на линию с рабочим давлением. Эта операция осуществляется на газораспределительном узле. Совершенно очевидно, что такая система удорожает всю газлифтную систему и требует дополнительного обслуживания. Предпочтительным является подход, базирующийся на снижении величины пускового давления. Анализ общей зависимости пускового давления (8.10) показывает, что снижение пускового давления возможно при: — поглощении жидкости пластом (Кп>0);

— снижении погружения башмака под уровень жидкости (hn);

— снижении плотности жидкости (р ж );

— снижении/ э в сравнении с/ в, т.е. при подборе соответствующих диаметров колонн НКТ. В настоящее время на практике используют следующие методы снижения пускового давления. Метод задавки жидкости в пласт Этот метод дает положительные результаты для скважин с высокими фильтрационно-емкостными характеристиками пласта, т.е. тогда, когда при репрессии жидкость быстро поглощается пластом. Если обозначить максимальный объем жидкости в скважине через Кж макс (пренебрегая толщиной стенок колонн НКТ, спущенных в скважину), то при известных глубине скважины Lc, начальном статическом уровне Н^ и внутреннем диаметре скважины Dm максимальный объем жидкости таков (м3):

К..« = °-785 А2., ( 4 " #с*) [мЧ • (8.22) С момента начала задавки жидкости в пласт, например, за счет подачи в скважину компримированного газа при давлении закачки Р эак, статический уровень жидкости возрастает и его положе ние зависит от времени закачки t, т.е. На = f(t). Совершенно очевидно, что и объем жидкости в скважине снижается во времени, т.е. Кж =/(/): Кж ( 0 = 0Л85Д2н [L c - Н„ ( 0 ] [м3]. (8.23) При рассмотрении данного вопроса принимаем, что: — закачка газа ведется по всему сечению скважины;

— потери на трение, равно как и вес газа, не учитываются;

— коэффициент приемистости скважины К не зависит от давления, т.е. Кп = const;

— давление закачки газа Рз№ постоянно. з№ Задавка жидкости в пласт возможна за счет создаваемой в процессе закачки газа репрессии АР : АРр ( 0 = [L c - Я с т (t)]pxg + / L - Рт [Па], (8.24) где р ж — плотность продукции скважины, кг/м ;

Рш — пластовое давление, Па;

Ргак — давление закачки газа, Па. При АР (t) = 0 задавка жидкости в пласт прекращается, а статический уровень достигает своего максимального значения //стмакс (0Определим эту величину. Перепишем выражение (8.24) для этого случая: ] g + ^зак " ^ откуда (8.25) Максимальный объем жидкости, поглощенный пластом Ужтхл в процессе задавки, равен разности выражений (8.22) и (8.23) при подстановке в (8.23) вместо HJf) выражения (8.25). В результате:. (8.26) =0, Обозначая подачу компрессора при закачке газа через qK [м3/мин] и принимая ее постоянной во времени, рассчитываем время закачки t^:

V П 785Л 2 ( Р -р \ — — 4-Я с т о—^ [мин].

(8.27) Как следует из (8.26), максимальный объем жидкости в скважине, рассчитываемый по (8.22), может быть задавлен в пласт при условии />за]> Рт. Динамика задавки жидкости в пласт в функции времени может быть рассмотрена исходя из следующего. Объем поглощаемой пластом жидкости во времени Уж погл (t) таков: ^жпо^О^макс-М'ПмЧ. (8.28) Подставляя в (8.28) выражения (8.22) и (8.23), получим: ]. Динамика поглощения жидкости пластом такова: (8.29) К™-Л0 = ^пр'ДР Р (0-' [м3], (8.30) где ^ п — коэффициент приемистости скважины, мУ(минПа);

t — текущее время, мин. Подставляя в (8.30) выражения (8.24) и (8.29), получаем:

[я с т (0 - я е т 0 ] =а ^ {[4 - я с Данное выражение позволяет рассчитывать динамику поглощения жидкости пластом во времени, если задаться законом изменения во времени статического уровня Я с т (t). После задавки жидкости в пласт прекращают закачку газа и стравливают имеющийся в скважине газ, что приводит к снижению забойного давления, возникновению депрессии, и скважина запускается в работу. Метод является достаточно простым и эффективным.

Метод свабирования Метод базируется на снижении погружения башмака подъемника под уровень жидкости за счет спуска в НКТ современного сваба с большой длиной хода и отбора определенного объема жидкости из скважины с последующей закачкой компримированного газа. При свабировании понижается погружение hn и, как это следует из формулы пускового давления, величина этого давления снижается.

Метод последовательного допуска труб Может быть применен в скважинах с низким коэффициентом продуктивности, является достаточно трудоемким и, в определенной степени, опасным. Суть этого метода заключается в следую щем. Башмак подъемника спускается на такую глубину, при которой можно оттеснить уровень жидкости исходя из располагаемого ) давления закачки / зак. Для этого используем формулу пускового давления, полагая Рпуск = Рж. Рассчитываем погружение Лп1: (8.32) Башмак подъемника спускается на глубину 7/б 1 : где Я с т 0 — начальный статический уровень в скважине, м. После спуска башмака на глубину Я 6 1 в скважину подается газ под давлением Рзш, уровень жидкости оттесняется до башмака и скважина продувается;

при этом определенный объем жидкости выбрасывается из скважины. После этого устьевая арматура демонтируется и производится наращивание и допуск колонны НКТ на глубину, чтобы погружение стало равным Л^;

при этом Ап2< hnl, т.к. в процессе работ по демонтажу арматуры, наращиванию, допуску колонны НКТ и монтажу устьевой арматуры проходит определенное время, в течение которого уровень жидкости в скважине может измениться за счет притока из пласта. После допуска труб в скважину подается газ под давлением Р^, уровень жидкости оттесняется до башмака и скважина продувается;

при этом определенный объем жидкости выбрасывается из скважины. Затем вся процедура повторяется до тех пор, пока глубина спуска башмака не достигнет проектной величины. Метод переключения с одной системы закачки на другую Этот метод при определенных условиях может оказаться достаточно эффективным средством снижения пускового давления и зависит, как это следует из общей формулы, от соотношения/^ и базируется на соответствующем подборе диаметров колонн НКТ, т.е. система закачки газа (с минимальным пусковым давлением) в период пуска может быть определена уже на стадии проектирования газлифтной эксплуатации. Эффективность этого метода снижения пускового давления всецело определяется соотношением/Д^ Более универсальным и легко управляемым методом снижения пускового давления является метод, базирующийся на снижении плотности жидкости в скважине р ж использованием на подъемнике специальных пусковых отверстий.

Метод пусковых отверстий По физической сущности процессов после прорыва газа в подъемник этот метод принципиально не отличается от метода последовательного допуска труб. Технологическим отличием является то, что прорыв газа в подъемник осуществляется не через башмак подъемника, а через специальные пусковые отверстия, размещенные на расчетных глубинах по длине подъемника ниже начального статического уровня На 0. Местоположение пусковых отверстий и их количество зависят от располагаемого рабочего давления Р и глубины спуска башмака Н6. Рассмотрим данный метод на примере однорядного подъемника при прямой закачке газа (рис. 8.5). Глубина расположения первого пускового отверстия определяется из уравнения баланса давлений до отверстия и после:

Газ при давлении Р Пусковые отверстия Рис. 8.5. Схема пуска газлифтной скважины с использованием пусковых отверстий откуда /в а глубина первого отверстия Я 0 1 : Н =Н Р„+Рг-Р„JL + —^^ — где Р — рабочее давление закачиваемого газа на устье скважины (в затрубном пространстве), Па;

Рг—давление от веса столба газа в затрубном пространстве, Па;

Ру — давление на устье скважины в НКТ, Па. После оттеснения уровня жидкости до первого отверстия газ прорывается через него в подъемник и насыщает жидкость. Плотность образующейся смеси снижается, а высота ее возрастает до величины Я с м. ЕслиЯ с м > Я 01, то начинается излив продукции на устье, создается определенная депрессия на пласт и скважина запускается в работу. ЕслиЯ с м < Я 01, то начинается продувка подъемника на высоте Нш и выброс жидкости;

у отверстия устанавливается определенный перепад давлений АРт, зависящий от площади отверстия и расхода газа через него. Таким образом, рабочее давление Р,, под действием которого уровень жидкости оттесняется от первого пускового отверстия до второго (на величину Лп2), равно: Рр1=Рр+Рг-АРт, а глубина второго отверстия Я 0 2 такова: Нт=Нм+-> Р - ЛРт + Р - Р г у (8.35) где ЬРт — потери давления в первом отверстии, Па. После достижения уровнем жидкости второго пускового отверстия происходит процесс, аналогичный таковому у первого отвер стия, и цикл повторяется. Местоположение последующих отверстий рассчитывается аналогично. Площадь отверстия рассчитывается таким образом, чтобы скорость движения газа в нем не превышала критических значений, например, скорости звука при предельном расходе газа. Недостатком данного метода является повышенный удельный расход газа при нормальной работе скважины, т.к. пусковые отверстия остаются открытыми. В настоящее время этот метод снижения пускового давления не применяется. Сегодня запуск газлифтных скважин в работу осуществляется с использованием так называемых пусковых клапанов, а ввод газа при нормальной работе подъемника осуществляется через так называемый рабочий клапан. Различные глубинные клапаны, применяемые при газлифтной эксплуатации, рассмотрены ниже.

8.5. ГЛУБИННЫЕ ГАЗЛИФТНЫЕ КЛАПАНЫ В настоящее время при эксплуатации скважин используется большое количество различных глубинных клапанов, принципиально предназначенных для установления или прекращения взаимосвязи подъемника с различными межтрубными пространствами. Все многообразие глубинных клапанов можно классифицировать по следующим признакам: 1. По назначению: 1.1. Пусковые. 1.2. Рабочие. 1.3. Концевые. 2. По конструкции: 2.1. Пружинные. 2.2. Сильфонные. 2.3. Комбинированные. 3. По характеру работы: 3.1. Нормально открытые. 3.2. Нормально закрытые. 4. По давлению срабатывания: 4.1. От давления в затрубном пространстве. 4.2. От давления в НКТ (подъемнике). По принципу действия клапаны являются дифференциальными. Пусковые клапаны предназначены, в основном, для запуска газлифтных скважин в эксплуатацию, но широко применяются и при других способах эксплуатации;

например, для повышения эффективности работы скважин при явлении пульсации (сглаживание пульсаций). Рабочие клапаны предназначены для ввода газа в подъемник при газлифтной эксплуатации. Концевые клапаны предназначены для поддержания рабочего уровня жидкости ниже этого клапана и обеспечивают равномерное поступление газа в подъемник через клапан при изменении расчетных параметров газлифта, предотвращая явление пульсации. Устанавливаются эти клапаны вблизи башмака подъемника. На рис. 8.6 приведены основные схемы глубинных клапанов. Все клапаны в нижней части имеют промывочные обратные клапаны (на рис. 8.6 они не показаны). Пружинный клапан (рис. 8.6 а) — по характеру работы относится к нормально открытым клапанам дифференциального типа. Клапан состоит из двух сёдел 1 и 10, двух клапанов 2 и 9, соединенных штоком 3. На штоке имеется пружина 6, один конец которой связан через упор 7 с корпусом клапана 11, а другой — со штоком 3 через 12' О Л p.

Рис. 8.6. Принципиальные схемы глубинных клапанов: а — пружинный;

б — сильфонный, срабатывающий от давления в затрубном пространстве Рк;

в — сильфонный, срабатывающий от давления в трубах Р7 (подъемнике);

г — комбинированный;

1 — нижнее седло клапана;

2 — нижний клапан;

3 — шток клапана;

4 — сильфонная камера;

5 — регулировочная гайка;

6 — пружина;

7 — упор пружины;

8 — отверстие в корпусе клапана;

9 — верхний клапан;

10 — верхнее седло клапана;

11 — корпус клапана;

12 — стенка НКТ регулировочную гайку 5, закрепленную на нем. Клапан размещен в корпусе 11 и устанавливается на внешней стороне колонны НКТ12. В рабочем (открытом) положении нижнее седло 1 закрыто клапаном 2 за счет силы сжатой пружины 6. Верхний клапан 9 открыт. Газ под давлением Рк из затрубного пространства через отверстие 8 и верхнее седло 10 поступает в колонну НКТ (подъемник), газирует продукцию скважины, в результате чего через определенный промежуток времени давление Рт в НКТ и внутри корпуса клапана снижается. Рассмотрим силы, действующие на шток клапана, когда клапан находится в открытом и закрытом состояниях. 1. Клапан 9 открыт Обозначим (индекс «о» означает, что клапан открыт): Р т о — давление в НКТ и внутри клапана, Па;

Рко — давление компримированного газа в затрубном пространстве, Па;

Fao — сила сжатия пружины, действующая на шток и направленная сверху вниз, Н. Баланс сил, действующих на шток, таков: Ъ>(Р«,-Рго)А, (8-37) 2 где/,—площадь поперечного сечения нижнего седла, м. Таким образом, условие (8.37) — условие устойчиво открытого положения клапана. Клапан закрывается, когда баланс сил, действующих на шток, соответствует условию: (PKO-PTO)fl>Fno. Обозначим Р К О -Р Г О =ДР 3 (8.39) и назовем этот перепад давлений ДРз закрывающим перепадом, величина которого такова: (8.38) ^>^f.

л (8.40) 2. Клапан 9 закрыт Обозначим (индекс «з» означает, что клапан закрыт): Р т з — давление в НКТ, Па;

Ра — давление компримированного газа в затрубном пространстве и внутри клапана, Па;

Fm — сила сжатия пружины, действующая на шток и направленная сверху вниз, Н. Баланс сил, действующих на шток, таков: Fm<(P^-P12)fw, (8.41) где/10 — площадь поперечного сечения верхнего седла, м. При этом:/,„>/,. (8.42) При выполнении условия (8.41) клапан устойчиво закрыт. Клапан открывается тогда, когда баланс сил, действующих на шток, соответствует условию: (^-Л,)/ю^гаОбозначим (8-43) Р„-Рп=АР0 (8.44) и назовем этот перепад давлений АРо открывающим перепадом, величина которого такова: ^о<^. (8.45) Сравнивая (8.40) и (8.45) и учитывая условие (8.42), можно сделать вывод, что закрывающий перепад давлений ДРз больше открывающего АРо, т.е. АР3 > АРо(8-46) Данное условие справедливо только в том случае, если FJFno меньше, чем/ ]0 //,. Сильфонные клапаны выполняются по двум схемам: срабатывающие от давления в затрубном пространстве Рк (рис. 8.6 б) и от давления в трубах Р т (рис. 8.6 в). Основным элементом таких клапанов является сильфонная камера 4, заполненная, как правило, азотом до давления Рс. Рассмотрим более подробно работу клапана, представленного на рис. 8.6 б. Обозначим эффективную площадь поперечного сечения сильфона через/ с. На штоке 3, соединенном с сильфонной камерой 4, имеется клапан 2, площадь поперечного сечения седла которого 1 обозначим через/ к. Через отверстия 8 и открытый клапан 2 газ из затрубного пространства при давлении Р к поступает в НКТ. Одной из основных характеристик сильфонного клапана является давление зарядки сильфона Р с. Рассмотрим, от чего зависит это давление.

При закрытом клапане седло 1 перекрыто клапаном 2. Давление внутри корпуса 11 равно Рк. Это давление действует на дифференциальную площадь (fc -fK), создавая силу, приложенную к штоку 3 и направленную снизу вверх: Со стороны колонны НКТ на клапан 2 действует сила Рт /к, направленная снизу вверх. Обе эти силы стремятся открыть клапан. Открытию клапана препятствует сила, равная Pcfc и направленная сверху вниз. Клапан будет устойчиво закрыт при следующем балансе этих сил: (8-47) где Рт — давление в НКТ на уровне клапана, Па. Баланс сил, при котором произойдет открытие клапана, таков:

[Ло(Т,-Л) + ЛЛ1>Л/..

где Рко—давление газа в затрубном пространстве, при котором происходит открытие клапана Р > /с h Перепишем полученное выражение следующим образом: Р Р f f ко -* 1-Ь.

/с Ь.-\.

/к (8.48) Введем следующие обозначения:

( -49) R R =y=Y> (8-51) (8.52) откуда KK = Kc-l, где Kc — коэффициент сильфона;

Кк — коэффициент клапана.

Введенные параметры (8.49) — (8.51) являются характеристиками газлифтных клапанов. С учетом обозначения (8.51) окончательно получим давление в затрубном пространстве Р ко, при котором произойдет открытие клапана: Из полученного выражения найдем давление зарядки сильфона для открытия клапана при заданном давлении в затрубном пространстве Р к о и известных характеристиках клапана: Рс=-^-(Рко+КкРт).

( л.**л-*л (- ).54) 8 Когда клапан открыт, а давление внутри него равно Р к, это давление действует на площадь поперечного сечения сильфона /с. Баланс сил в этом случае таков:

Л/. = Л/«Р f

8 Чтобы клапан закрылся, давление внутри клапана Р к должно снизиться до величины Р ю ;

при этом баланс сил должен быть таковым:

С-'С ИЛИ Л, <р, (8-56) Разность открывающего и закрывающего давлений АР равна АР = *»„-*»„ или с учетом выражений (8.53) и (8.56): AP = K ( P - P ). (8.57) Подставляя Р с из (8.54) в (8.57), окончательно получаем:

АР = | н Л о - Л ).

(8.58) Таким образом, при постоянном давлении зарядки сильфона и известных характеристиках клапана управление его работой, т.е. открытие или закрытие может осуществляться изменением давления газа в затрубном пространстве Р к. Рассмотрим клапан, изображенный на рис. 8.6 в. При закрытом клапане седло 1 перекрыто клапаном 2. Давление внутри корпуса клапана 11 равно Р т. Рассмотрим силы, действующие на шток клапана: сверху вниз—Р с / с иР т / к ;

снизу вверх—Р т / с и P f. Клапан 2 будет устойчиво закрытым при следующем соотношении действующих сил:

Л/« + ЛЛ>ЛЛ + ^ЛИспользуя обозначение (8.51), получим:

(- ) (8.60) 8 P.-PT>f(P.-P,).

Давление в трубах, при котором произойдет открытие клапана, обозначим через Рт. Зависимость (8.60) в этом случае принимает вид:

р -р >t*-(p -р ) 1? ^ к с 'то то ') откуда давление Р т о с учетом (8.52) таково: PT0>KcPe-KJ>K. (8.61) Из полученного выражения найдем давление зарядки сильфона для открытия клапана при заданном давлении в трубах Рт и известных характеристиках клапана: Р<=-^(РТО+ККРК).

(862) При открытом клапане давление внутри корпуса клапана равно Рт. Это давление действует на площадь поперечного сечения сильфона/ с. Баланс сил при устойчиво открытом клапане таков: PJ. = PJC. (8-63) Клапан закроется, если давление внутри него Р т снизится до величины Р тз, а баланс сил в этом случае должен быть следующим: Р f

(.66) При постоянном давлении зарядки сильфона и известных характеристиках клапана управление его работой, т.е. открытие и закрытие, может осуществляться изменением давления в трубах Рт. Таким образом, рассмотренные сильфонные клапаны могут управляться как давлением в трубах Рт, так и давлением в затрубном пространстве Рк, что существенно расширяет возможности газлифтной эксплуатации скважин. Комбинированный клапан, представленный на рис. 8.6 г, является синтезом клапанов, рассмотренных на рис. 8.6 а и 8.6 в. Газлифтные клапаны являются дорогостоящими сложными системами и требуют не только высококачественных материалов, но и высокоточной технологии их изготовления. 8.6. РАСЧЕТ РАССТАНОВКИ ГАЗЛИФТНЫХ КЛАПАНОВ Известны два метода расчета расстановки газлифтных (пусковых и рабочего) клапанов: аналитический и графический. В качестве пусковых используют сильфонные нормально закрытые клапаны, а в качестве рабочих — сильфонные нормально открытые. Рассмотрим этот вопрос для однорядного подъемника при прямой системе закачки газа (рис. 8.5). Аналитический метод. Принципиально он не отличается от метода расчета пусковых отверстий, рассмотренного ранее. Количество пусковых клапанов и их местоположение зависит от давления, создаваемого компрессором Рку, глубины спуска башмака подъемника Нб, типа используемого клапана и т.п. Глубина установки первого клапана определяется из уравнения баланса давлений до клапана Рк (со стороны затрубного пространства) и после Рт (со стороны подъемника), точное выражение которого следующее: Р. = Р.у + Р<-^Р г = Р. + Р, + Д^,ж + АРН = Л, (8.67) где Рк — давление, создаваемое компрессором в затрубном пространстве на устье скважины, Па;

Рг — давление, создаваемое весом газа, Па;

АР г — потери давления на трение газа в затрубном пространстве, Па;

Рж — давление столба жидкости в подъемнике, Па;

Р— давление в подъемнике на устье скважины, Па;

Дг^ ж — потери давления на трение жидкости в подъемнике, Па;

АРы — потери давления в клапане, Па.

Давление с учетом веса столба газа можно рассчитать по барометрической формуле (при нулевом расходе газа):, (8.68) где р 0 — плотность газа при нормальных условиях, кг/м3;

То, Т^ — соответственно нулевая и средняя температура в затрубном пространстве на длине Н, К;

Ро — нормальное давление, Па;

Z c p — средний коэффициент сжимаемости газа на длине Н. Раскладывая экспоненциальную функцию в ряд и ограничиваясь двумя первыми членами, получим:

^ff\.

(8.69) Расчеты показывают, что в реальных скважинах вес газа составляет 2-3% от давления Рку, поэтому им в практических расчетах можно пренебречь. Потери давления на трение газа в затрубном пространстве рассчитываются так:

^ r X r 2(D " \^вн -d "нар где А.г — коэффициент трения газа в затрубном пространстве;

иг — скорость движения газа, м/с;

рг — плотность газа, кг/м3;

Dm, dmp — соответственно внутренний диаметр обсадной колонны и наружный диаметр подъемника, м. Потери давления на трение жидкости в подъемнике таковы: АР^.-Х^.Я, (8.71) где Хж — коэффициент трения жидкости в подъемнике, внутренний диаметр которого dm (м);

иж — скорость движения жидкости, м/с;

Pages:     | 1 |   ...   | 4 | 5 || 7 | 8 |   ...   | 10 |



© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.