Теоретические основы фонтанирования скважин

ФОНТАННАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН

ФОНТАННАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН

Га га

Окончание таблицы 1 6

га га

Условные обозначения ЭЦН	Характеристики ЭЦН	Комплектация УЭЦН	Дополнит, сведения
i. i	типоразмер	диапазон подач м^3/сут	диапазон напора, м	количество ступеней по длинам секции	количество секций	Е S О о		О d.	1 |	се i Е1 Е Е о 1 1 1 ^
се о. ш о	S О	О CD
м^3/ сут	Н(м)	мин	макс	мин	макс	ном	о	№2	№3	№4	№5	№6	о	№1	№2	№3	№4	№5	№6
ЭЦНД	5Л		1 100				1 450	1 056														16 095		84.48		39 346
ЭЦНД	5Л		1 150				1 540	1 120														17 460		89.6		40 711
ЭЦНД	5Л		1 200				1 620	1 192														18 785		95.36		42 036
ЭЦНД	5Л		1 300				1 710	1 264														19 460		101.1		42 711
ЭЦНД	5Л		1 350			1 030	1 800	1 336														20 785		106.9		44 036
эцнд	5Л		1 450			1 090	1 900	1 408														21 785		112.6		41 784
эцнд	5А																							5.44
эцнм	5Л																							71.83		29 556
эцнм	5Л																					13 095		78.59		36 346
эцнм	5Л																					14 095		85.88		37 346
эцнм	5Л																					15 095		92.65		38 346
эцнм	5Л						1 006															16 095		99.4		39 346
эцнм	5Л		1 000				1 066	1 010														17 460		105.1		40 711
эцнм	5Л		1 200			1 184	1 273	1 200														20 785				40 784
эцнм	5А																							8.37

A

7.1. Теоретические основы фонтанирования скважин ___________ 230

7.2. Оборудование для эксплуатации

фонтанирующих скважин ________________________________ 233

7.3. Исследование фонтанных скважин.

Регулирование работы __________________________________ 234

7.4.

Осложнения в работе фонтанных скважин

и их предупреждение ____________________________________ 235

Справочник мастера по добыче нефти, газа и конденсата

Фонтанная добыча нефти является наиболее эффективным способом, особенно на вновь вводимых в эксплуатацию месторождениях. Фонтанный способ добычи не требует затрат энергии на подъем жидкости из скважины и на транспортировку добытой продукции до мест подготовки товарной нефти и газа. Способ наиболее дешевый и экономичный.

Этот способ имеет ряд и других преиму­ществ по сравнению с известными способами добычи:

– относительная простота оборудования скважин;

– отсутствие необходимости в подаче электроэнергии в скважину с поверхности;

– возможность регулирования режима ра­боты скважины в широких диапазонах;

– значительная продолжительность межре­монтного периода работы (МРП) скважины;

– удобство выполнения исследования сква­жин и пласта с применением всех современных методов.

Р

Н

Н

Однако недостатком способа является то, что при достижении определенной степени снижения пластового давления, уменьше­ния количества газа, поступающего из пла­ста, увеличения обводненности продукции скважины пластовая энергия уже не может обеспечивать фонтанирование скважины на необходимых режимах. Фонтанирование прекращается.

Существует два вида фонтанирования скважин.

Р

Фонтанирование жидкости, не содержащей растворенного газа, – артезианское фонта­нирование за счет гидростатического напора пласта – встречается крайне редко.

р.

Рис. 1

Фонтанирование за счет энергии раство­ренного газа, выделяющегося из жидкости, – более распространенный способ. В обоих случаях фонтанирование может происходить при условии, если пластовое давление (Р_ПЛ) превышает давление на забой (Р_ЗАБ). При уста­новившемся движении жидкости при фонтани­ровании забойное давление уравновешивается

суммой давлений: давлением столба жидкости в скважине (Н ■ р ■ gf), давле­нием, необходимым для преодоления сил трения при движении жидкости в скважине по подъемным трубам (Р _тр), буферным давлением (Р_у). Последнее служит для преодоления сил трения добываемой жидкости в нефтесборных трубопроводах для прокачки ее до сепараторов ДНС и создания рабочего давления в последних (рис. 1).

Исходя из этого минимальное забойное давление Р_ЗДБ, которое не­обходимо для фонтанной эксплуатации скважины, может быть определено по формуле:

P±-iH'P'Q)+Pw+Pr, (1)

где: Н - высота столба жидкости в скважине, м;

р - средняя по высоте скважины плотность жидкости, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м/с²;

Р _тр - потери забойного давления на преодоление трения жидкости о стенки подъемных насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважине, МПа;

Р _у - давление на устье скважины (буферное давление), МПа.

Приток жидкости из пласта в скважину характеризуется следующим эмпирическим уравнением:

где: Q - дебит жидкости, т/сут;

К - коэффициент продуктивности пласта (т / 0,1 МПа), показывающий, сколько тонн нефти в сутки может быть получено из пласта при снижении противодавления на пласт на 0,1 МПа;

Р _пл - статическое давление в пласте в зоне скважины, МПа;

п – показатель характера фильтрации горных пород, слагающих про­дуктивный пласт.

Разность Р_ПЛ - Р_ЗАБ в специальной литературе принято называть депрес­сией. В зависимости от ожидаемых давлений, а также во избежание откры­того фонтанирования ствол фонтанных скважин до перфорации должен быть заполнен жидкостью такой плотности (глинистый раствор, солевой раствор и др.), которая обеспечивала бы противодавление на забой и предотвращала выброс. Из уравнения (1) следует, что для возбуждения фонтана, то есть для выхода жидкости на поверхность, необходимо создать условия, чтобы давление в скважине на забой (Р_ЗАБ) было меньше, чем пластовое (Р_пл). Достигается это путем замещения глинистого раствора в стволе скважины солевым раствором, а затем - солевого раствора товарной нефтью.

Дебиты фонтанных скважин могут изменяться в широких пределах: некоторые скважины дают 500 т/сут и более, но известны скважины, фон­танирующие с дебитом 5 т/сут.

Выбор диаметра газожидкостного подъемника производится с учетом обеспечения условия фонтанирования скважин. При этом на начальном этапе работы скважин при низкой обводненности продукции возможно создать условия, при которых использование пластовой энергии на подъем

жидкости будет минимальным. В дальнейшем по мере роста обводненности продукции и снижения пластового давления необходимо обеспечить рацио­нальное использование пластовой энергии.

Оптимальный режим q_ОПТ при наивысшем КПД:

Максимальный режим q_MAХ – максимальная производительность:

где: L – глубина скважины, м;

ρ – средняя по высоте скважины плотность жидкости, кг/м³;

g – ускорение свободного падения, м/с²;

Р_Б – давление у башмака НКТ, Па;

Р_У – давление на устье скважины, Па.

Если q_MAX > q_ОПТ, то в скважину спускают НКТ диаметром d_НКТ, который удовлетворяет конечным и начальным условиям фонтанирования.

Если q_MAX < q_ОПТ, то производят пересчет диаметра фонтанного подъ­емника на начальные условия.

Данное уравнение можно решить как аналитическим, так и графическим способом (рис. 2).

Рис. 2

Для правильного согласования работы фонтанного подъемника с ра­ботой пласта необходимо, чтобы приток жидкости из пласта в скважину равнялся пропускной способности подъемника при одном и том же Р_Б и Р_ЗАБ. Для устойчивой работы подъемника с высоким КПД планируемый дебит скважины должен находиться в диапазоне q_MAX – q_ОПТ.

Регулирование дебита жидкости фонтанирующей скважины выполняют с помощью специальных дросселей – штуцеров.

Приравняв Q = q_MAX, получим:

Фонтанная эксплуатация скважин

С учетом потерь давления в штуцере формула (1) принимает вид: а_в, = (Нрд) + Вр+Я + Ршт,

где Р_шт- потери пластового давления в штуцере, МПа.

Очевидно, что фонтанирование скважины возможно только при со­блюдении условия:

При высоком газовом факторе диаметр штуцера определяют по фор­муле:

d = Q.27b

'Р ioJ ■

где: d – диаметр штуцера, мм;

Q_г – объем газа, м³/сут;

ρ _г – плотность газа, кг/м³;

ϕ – коэффициент, зависящий от величины газового фактора (при чистом газе ϕ = 1; наибольшее значение ϕ составляет 1,2);

Р_У – давление на устье, МПа.

Пример подбора диаметра штуцера представлен на рисунке 3.

Рис. 3

Дата добавления: 2015-06-04