Условия показывающие что фонтанной скважине требуется провести хо

Фонтанный способ добычи. Условия фонтанирования. Исследование фонтанных скважин и установление оптимального технологического режима их работы

Способ эксплуатации скважин, при котором подъем газожидкостной смеси от забоя скважины на дневную поверхность происходит за счет природной (пластовой) энергии, называется фонтанным. Фонтанирование нефтяных скважин происходит за счет гидростатического напора или за счет энергии сжатого газа, а также за счет энергии сжатых горных пород.

Приток нефти к забоям скважин происходит за счет разности между пластовым и забойным давлением. В случае, когда давление столба жидкости (до устья заполненной скважины) меньше пластового давления, скважина будет фонтанировать. В зависимости от режима работы залежи фонтанирование скважины будет происходить за счет энергии гидростатического напора или за счет энергии расширения газа, растворенного в нефти, или одновременно за счет той и другой энергии. Чаще всего основную роль в фонтанировании скважин играет газ, содержащийся вместе с нефтью в пласте, и в тех случаях, когда газ в пластовых условиях полностью растворен в нефти и по пласту движется однородная жидкость. При освоении таких скважин свободный газ начинает выделяться из нефти в НКТ на глубине, где давление ниже давления насыщения нефти газом. При этом фонтанирование будет происходить за счет гидростатического напора и энергии сжатого газа, проявляющейся в верхней части скважины. На глубине, соответствующей давлению насыщения нефти газом, газ начинает выделяться из нефти в виде пузырьков. Поднимаясь вверх, газовые пузырьки испытывают все меньшее давление, вследствие чего объем пузырьков газа увеличивается и плотность смеси нефти и газа становится меньше. В итоге давление газожидкостного столба на забой скважины становится меньше пластового, и скважина начинает фонтанировать. Фонтанирование скважины под действием гидростатического напора бывает тогда, когда давление на устье больше давления насыщения, т.е. Р_у > Р_нас.

В этом случае весь газ находится в нефти в растворенном состоянии, и забойное давление определяется как давление столба однородной жидкости, заполняющей скважину, по формуле:

(38)

Условие фонтанированияPгид.

Источник

Условия фонтанирования и возможные методы его продления.

Условия фонтанирования скважин.

Фонтанирование скважин происходит в том случае, если перепад давления между пластовым и забойным будет достаточным для преодоления противодавления столба жидкости и потерь давления на трение, тоесть фонтанирование происходит под действием гидростатического давления жидкости или энергии расширяющегося газа. Большинство скважин фонтанирует за счет энергии газа и гидростатического напора одновременно. Газ, находящийся в нефти, обладает подъемной силой, которая проявляется в форме давления на нефть. Чем больше газа расстворено в нефти, тем меньше будет плотность смеси и тем выше поднимается уровень жидкости. Достигнув устья, жидкость переливается, и скважина начинает фонтанировать. Общим обязательным условием для работы любой фонтанирующей скважины будет следующее основное равенство:

1.Объясите конструкцию фонтанной арматуры.

2. Что такое фонтанная эксплуатация?

3.Назовите условие фонтанирования скважин

1. Аскеров М.М., Сулейманов А.Б. Ремонт скважин: Справ, пособие. — : Недра, 1993.

2. Ангелопуло O.K., Подгорнов В.М., Аваков Б.Э. Буровые растворы для осложненных условий. — М.: Недра, 1988.

3. Броун СИ. Нефть, газ и эргономика. — М: Недра, 1988.

4. Броун СИ. Охрана труда в бурении. — М: Недра, 1981.

6.Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважи­на, Недра, 1990.

7.Варламов П.С Испытатели пластов многоциклового действия. — М: Недра, 1982.

8.Городнов В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложне­ний в бурении. 2-е изд., перераб. и доп. — М: Недра, 1984.

9. Геолого-технологические исследования скважин / Л.М. Чекалин, А.С. Моисеенко, А.Ф. Шакиров и др. — М: Недра, 1993.

10.Геолого-технологические исследования в процессе бурения. РД 39-0147716-102-87. ВНИИпромгеофизика, 1987.

Тема: Оборудования и инструменты при эксплуатации скважин.

План: 1. Газлифтная эксплуатация.

2. Погружные электроцентробежные насосные установки и их классификация.

1. Газлифтная эксплуатация.

Газлифтный способ добычи нефти

После прекращения фонтанирования из-за нехватки пластовой энергии переходят на механизированный способ эксплуатации скважин, при котором вводят дополнительную энергию извне (с поверхности). Одним из таких способов, при котором вводят энергию в виде сжатого газа, является газлифт.

Газлифт (эрлифт) — система, состоящая из эксплуатационной (обсадной) колонны труб и опущенных в нее НКТ, в которой подъем жидкости осуществляется с помощью сжатого газа (воздуха). Иногда эту систему называют газовый (воздушный) подъемник. Способ эксплуатации скважин при этом называется газлифтным.

По схеме подачи от вида источника рабочего агента — газа (воздуха) различают компрессорный и безкомпрессорный газлифт, а по схеме действия — непрерывный и периодический газлифт.

В затрубное пространство нагнетают газ высокого давления, в результате чего уровень жидкости в нем будет понижаться, а в НКТ — повышаться. Когда уровень жидкости понизится до нижнего конца НКТ, сжатый газ начнет поступать в НКТ и перемешиваться с жидкостью. В результате плотность такой газожидкостной смеси становится ниже плотности жидкости, поступающей из пласта, а уровень в НКТ будет повышаться. Чем больше будет введено газа, тем меньше будет плотность смеси и тем на большую высоту она поднимется. При непрерывной подаче газа в скважину жидкость (смесь) поднимается до устья и изливается на поверхность, а из пласта постоянно поступает в скважину новая порция жидкости.

Дебит газлифтной скважины зависит от количества и давления нагнетаемого газа, глубины погружения НКТ в жидкость, их диаметра, вязкости жидкости и т.п.

Конструкции газлифтных подъемников определяются в зависимости от числа рядов насосно-компрессорных труб, спускаемых в скважину, и направления движения сжатого газа. По числу спускаемых рядов труб подъемники бывают одно- и двухрядными, а по направлению нагнетания газа — кольцевыми и центральными (см. рис. 13.2).

При однорядном подъемнике в скважину спускают один ряд НКТ. Сжатый газ нагнетается в кольцевое пространство между обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами, а газожидкостная смесь поднимается по НКТ, или газ нагнетается по насосно-компрессорным трубам, а газожидкостная смесь поднимается по кольцевому пространству. В первом случае имеем однорядный подъемник кольцевой системы (см. рис. 13.2,а), а во втором — однорядный подъемник центральной системы (см. рис. 13.2,б).

При двухрядном подъемнике в скважину спускают два ряда концентрически расположенных труб. Если сжатый газ направляется в кольцевое пространство между двумя колоннами НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по внутренним подъемным трубам, то такой подъемник называется двухрядным кольцевой системы (см. рис. 13.2,в). Наружный ряд насосно-компрессорных труб обычно спускают до фильтра скважины.

При двухрядном ступенчатом подъемнике кольцевой системы в скважину спускают два ряда насосно-компрессорных труб, один из которых (наружный ряд) ступенчатый; в верхней части — трубы большего диаметра, а в нижней — меньшего диаметра. Сжатый газ нагнетают в кольцевое пространство между внутренним и наружным рядами НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по внутреннему ряду.

Если сжатый газ подается по внутренним НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по кольцевому пространству между двумя рядами насосно-компрессорных труб, то такой подъемник называется двухрядным центральной системы (см. рис. 13.2,г).

Недостатком кольцевой системы является возможность абразивного износа соединительных труб колонн при наличии в продукции скважины механических примесей (песок). Кроме того, возможны отложения парафина и солей в затрубном пространстве, борьба с которыми в нем затруднительна.

Преимущество двухрядного подъемника перед однорядным в том, что его работа происходит более плавно и с более интенсивным выносом песка из скважины. Недостатком двухрядного подъемника является необходимость спуска двух рядов труб, что увеличивает металлоемкость процесса добычи. Поэтому в практике нефтедобывающих предприятий более широко распространен третий вариант кольцевой системы — полуторарядный подъемник (см. рис. 13.2,д), который имеет преимущества двухрядного при меньшей его стоимости.

Использование газлифтного способа эксплуатации скважин в общем виде определяется его преимуществами.

1. Возможность отбора больших объемов жидкости практически при всех диаметрах эксплуатационных колонн и форсированного отбора сильнообводненных скважин.

2. Эксплуатация скважин с большим газовым фактором, т.е. использование энергии пластового газа.

З. Малое влияние профиля ствола скважины на эффективность работы газлифта, что особенно важно для наклонно-направленных скважин, т.е. для условий морских месторождений и районов освоения Севера и Сибири.

4. Отсутствие влияния высоких давлений и температуры продукции скважин, а также наличия в ней мехпримесей (песка) на работу скважин.

5. Гибкость и сравнительная простота регулирования режима работы скважин по дебиту.

6. Простота обслуживания и ремонта газлифтных скважин и большой межремонтный период их работы при использовании современного оборудования.

7. Возможность применения одновременной раздельной эксплуатации, эффективной борьбы с коррозией, отложениями солей и парафина, а также простота исследования скважин.

Указанным преимуществам могут быть противопоставлены недостатки

1. Большие начальные капитальные вложения в строительство компрессорных станций

2. Сравнительно низкий коэффициент полезного действия (КПД) газлифтной системы.

З. Возможность образования стойких эмульсий в процессе подъема продукции скважин.

Исходя из указанного выше, газлифтный (компрессорный) способ эксплуатации скважин, в первую очередь, выгодно использовать на крупных месторождениях при наличии скважин с большими дебитами и высокими забойными давлениями после периода фонтанирования.

Далее он может быть применен в наклонно направленных скважинах и скважинах с большим содержанием мехпримесей в продукции, т.е. в условиях, когда за основу рациональной эксплуатации принимается межремонтный период (МРП) работы скважин.

При наличии вблизи газовых месторождений (или скважин) с достаточными запасами и необходимым давлением используют безкомпрессорный газлифт для добычи нефти.

Эта система может быть временной мерой — до окончания строительства компрессорной станции. В данном случае система газлифта остается практически одинаковой с компрессорным газлифтом и отличается только иным источником газа высокого давления.

Газлифтная эксплуатация может быть непрерывной или периодической. Периодический газлифт применяется на скважинах с дебитами до 40—60 т/сут или с низкими пластовыми давлениями. Высота подъема жидкости при газлифте зависит от возможного давления ввода газа и глубины погружения колонны НКТ под уровень жидкости.

Технико-экономический анализ, проведенный при выборе способа эксплуатации, может определить приоритет использования газлифта в различных регионах страны с учетом местных условий. Так, большой МРП работы газлифтных скважин, сравнительная простота ремонта и возможность автоматизации предопределили создание больших газлифтных комплексов на Самотлорском, Федоровском, Правдинском месторождениях в Западной Сибири. Это дало возможность снизить необходимые трудовые ресурсы региона и создать необходимые инфраструктуры (жилье и т.д.) для рационального их использования.

Источник

Условия фонтанирования скважин

Фонтанная эксплуатация

Способ эксплуатации скважин, при котором подъем газожидкостной смеси от забоя скважины на дневную поверхность происходит за счет природной (пластовой) энергии, называется фонтанным. Фонтанирование нефтяных скважин происходит за счет гидростатического напора или за счет энергии сжатого газа, а также за счет энергии сжатых горных пород.

Приток нефти к забоям скважин происходит за счет разности между пластовым и забойным давлением. В случае, когда давление столба жидкости (до устья заполненной скважины) меньше пластового давления, скважина будет фонтанировать. В зависимости от режима работы залежи фонтанирование скважины будет происходить за счет энергии гидростатического напора или за счет энергии расширения газа, растворенного в нефти, или одновременно за счет той и другой энергии. Чаще всего основную роль в фонтанировании скважин играет газ, содержащийся вместе с нефтью в пласте, и в тех случаях, когда газ в пластовых условиях полностью растворен в нефти и по пласту движется однородная жидкость. При освоении таких скважин свободный газ начинает выделяться из нефти в насосно-компрес-сорных трубах на глубине, где давление ниже давления насыщения нефти газом. При этом фонтанирование будет происходить за счет гидростатического напора и энергии сжатого газа, проявляющейся в верхней части скважины. На глубине, соответствующей давлению насыщения нефти газом, газ начинает выделяться из нефти в виде пузырьков. Поднимаясь вверх, газовые пузырьки испытывают все меньшее давление, вследствие чего объем пузырьков газа увеличивается и плотность смеси нефти и газа становится меньше. В итоге давление газожидкостного столба на забой скважины становится меньше пластового, и скважина начинает фонтанировать. Фонтанирование скважины под действием гидростатического напора бывает тогда, когда давление на устье больше давления насыщения, т.е. Р_у>Р_нас.

В этом случае весь газ находится в нефти в растворенном состоянии, и забойное давление определяется как давление столба однородной жидкости, заполняющей скважину, по формуле:

(38)

Потери давления на трение определяются по формуле Дар-си-Вейсбаха

(39)

Численное значение А определяется в зависимости от шероховатости подъемных труб и критерия Рейнольдса:

(40)

(41)

Забойное давление определяется из основного уравнения притока жидкости к забою скважины:

(42)

Подставляя значения (39) и (42) в уравнение (38), определяют давление на устье:

Если устье фонтанной скважины закрыто, то забойное давление равно пластовому:

В основном фонтанирование скважин происходит за счет энергии гидростатического напора и энергии расширения газа в нефти. Для таких условий фонтанирования

когда до интервала, где давление равно давлению насыщения Р_тс, движется однофазная жидкость (газ растворен в нефти), а выше идет двухфазный поток (жидкость и газ).

Рис. 56. Схема действия газожидкостного подъемника

установившийся процесс движения смеси в сообщающихся сосудах и трубках а\ и я₂.

При достижении определенного расхода газа смесь поднимается до верхнего уровня, но перелива жидкости еще не будет. Такой расход газа соответствует начальной точке на кривой q = f(V). При этом газовые пузырьки проскальзывают через столб жидкости. В трубе наблюдается режим барботажа. Затем, с увеличением расхода газа, расход жидкости вначале будет возрастать, а с ростом количества нагнетаемого газа расход жидкости начнет уменьшаться вследствие увеличения скорости движения газожидкостной смеси и роста потерь давления на трение. В результате зависимость расхода жидкости qот расхода газа Vбудет соответствовать зависимости, приведенной на рис. 57. Расход жидкости зависит от расхода газа, диаметра лифта dи градиента давления е. Для случая, приведенного на

(46)

(47)

Рис. 57. Зависимость объемного расхода жидкости qот расхода газа Vпри различных значениях е и d

Принято различать три режима движения газожидкостной смеси.

1. Пузырьковый режим (рис. 58 а), когда жидкость с мелкими пузырьками газа высокого давления движется в нижней части подъемных (НКТ) труб. При этом пузырьки газа свободно перемещаются в жидкости.

2. Снарядный, или пробковый, режим (рис. 58 б), когда из жидкости выделяется значительное количество газа в виде крупных пузырьков, имеющих удлиненную форму. Пузырьки газа чередуются с жидкостными перемычками. Снарядный режим проявляется главным образом в средней части подъемных труб (НКТ). При дальнейшем движении газожидкостной смеси из жидкой фазы выделяется все больше пузырьков газа, происходит их слияние, за счет чего размеры пузырьков увеличиваются. При

этом режиме происходит пульсация газожидкостной смеси и скважина работает неравномерно.

Рис. 58. Структура газожидкостной смеси при движении ее в подъемнике.

3. Дисперсно-кольцевой режим (рис. 58 в), когда газообразная фаза движется по центру подъемных труб, образуя ядро потока, а жидкая фаза движется по стенкам подъемных труб. В ядре газообразного потока содержатся капли жидкости.

Дисперсно-кольцевой режим проявляется в основном в подъемных трубах ближе к устью скважины, где наблюдается значительное снижение давления и наибольшие скорости движения газожидкостной смеси. В работающей скважине устанавливается динамический уровень жидкости]\ в межтрубном пространстве. По давлению столба жидкости в этом пространстве определяется забойное давление. Для фонтанной скважины оно равно

(48)

Выражая потери давления на трение через высоту столба жидкости, получим

£огда выражение (48) будет иметь вид:

(49)

Разделив обе части уравнения (49) нар и L, получим

(50)

(51)

(р-истинное газосодержание, т.е. отношение площади сечения потока газа в трубе ко всей ее площади:

(52)

Закономерности изменения газосодержания устанавливаются с помощью мгновенных отсечек потока или просвечиванием труб гамма-лучами на лабораторной установке. ‘ Плотность газа в скважине можно определить по формуле Бойля-Мариотта:

(53)

В большинстве случаев эксплуатация газожидкостных подъемников происходит в условиях снарядного режима, при котором жидкость поднимается на поверхность движущей силой 1 газа, оказывающего непосредственное давление на нее, и при трении газа и жидкости. Газ движется быстрее жидкости, проскальзывает через нее. Поэтому эти потери называют потерями скольжения или потерями относительного движения.

Потери напора между башмаком и устьем будут следующими:

(54),

Потери относительного движения находятся в обратной зависимости от скорости движения, а силы трения увеличиваются от увеличения скорости движения.

На рис. 59 показана сумма потерь полезного напора и потерь напора на скольжение /г_пол + /г_ск и потерь напора на трение hот

объемного расхода газа Vпри постоянном диаметре подъемных труб d = 73 мм и постоянном расходе жидкости q = 2,4 л/с. Эти зависимости построены А.П. Крыловым на основе опытов, проведенных на экспериментальной установке с длиной труб 1 м. При постоянном расходе жидкости (см. рис. 59) сумма потерь h_non + Н_сктем меньше, чем больше газа проходит через трубу данного диаметра. А потери напора на трение с увеличением объема пропускаемого газа увеличиваются. Из рис. 59 видно, что при постоянном расходе жидкости и постоянном диаметре труб потери напора hбудут значительно меньше при расходе гача 25 л/с. Увеличение объема подачи газа увеличивает общие потери давления в подъемных трубах при движении в них га-аожидкостной смеси.

Кривые зависимости потерь от диаметра подъемных труб При постоянных расходах газа и жидкости указаны на рис. 60.

Рис. 60. Зависимость потерь полезного напора и скольжения, а также трения (А_П01 +А_СК +Л_) на 1 м длины трубы от объемного

расхода газа Упри постоянном расходе жидкости q.

На этом рисунке потери А_пол + h_CKи А^ приняты в метрах на

1 м длины трубы. Диаметры подъемных труб dприняты от 33 до 144 мм при постоянных объемных расходах газа V = 15 л/с и жидкости q = 1,6 л/с.

потери на 1 м длины трубы при принятом расходе жидкости и газа составляют 0,3 при трубах условным диаметром 73 мм.

Кроме вышеизложенного, А.П. Крылов в результате проведения экспериментальных работ построил кривые изменения объемного расхода жидкости в зависимости от объемного расхода газа для подъемников различных диаметров при постоян-

ныхперепадах давления на единицу длины подъемника. При этом перепад давления е на единицу длины подъемника равняется

(55)

устье подъемника (скважины), соответствующий противодавлению Р₂‘, L- длина подъемника.

Рис. 61. Зависимость потерь напораА„_ол +А_СК, А^ и А от диаметра dподъемных труб при постоянных объемных расходах газа Vи жидкости д.

В случае если противодавление на устье подъемника Р₂равно атмосферному давлению, т.е. h^ =0, то отношение ajк L называется относительным погружением £₀. Величина £₀ покапывает, какая доля общей длины подъемника L находится под уровнем жидкости.

Чаще всего противодавление на устье скважины превышает атмосферное давление, так как для движения жидкости в промысловых коммуникациях необходимо создать дополнительный напор, тогда

(56)

Если на забое давление выше давления насыщения, то за L принимается расстояние от устья скважины до места в подъемнике, где начинается выделение газа из нефти.

где /zq- расстояние от башмака до места, где начинает выделяться газ из нефти, и Я- глубина скважины, получаем

(57)

На рис. 62 показана зависимость между дебитом жидкости и расходом газа при е = const для элементарного подъемника d= 73 мм.

В этом случае весь газ находится в нефти в растворенном состоянии, и забойное давление определяется как давление столба однородной жидкости, заполняющей скважину, по формуле:

(38)

Потери давления на трение определяются по формуле Дар-си-Вейсбаха

(39)

Численное значение А определяется в зависимости от шероховатости подъемных труб и критерия Рейнольдса:

(40)

(41)

Забойное давление определяется из основного уравнения притока жидкости к забою скважины:

(42)

Подставляя значения (39) и (42) в уравнение (38), определяют давление на устье:

Если устье фонтанной скважины закрыто, то забойное давление равно пластовому:

В основном фонтанирование скважин происходит за счет энергии гидростатического напора и энергии расширения газа в нефти. Для таких условий фонтанирования

когда до интервала, где давление равно давлению насыщения Р_тс, движется однофазная жидкость (газ растворен в нефти), а выше идет двухфазный поток (жидкость и газ).

Рис. 56. Схема действия газожидкостного подъемника

Механическое удерживание земляных масс: Механическое удерживание земляных масс на склоне обеспечивают контрфорсными сооружениями различных конструкций.

Организация стока поверхностных вод: Наибольшее количество влаги на земном шаре испаряется с поверхности морей и океанов (88‰).

Источник