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)

где Р_заб - забойное давление, МПа; Н - глубина скважины, м; р -плотность жидкости, кг/м³; g - ускорение свободного падения, м/с²; Р - гидравлические потери давления на трение при

движении жидкости, МПа; Р_у - противодавление на устье, МПа.

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

(39)

где Я - коэффициент гидравлических сопротивлений; d - диаметр насосно-компрессорных (подъемных) труб, м; с - скорость движения жидкости в подъемных трубах, м/с; L - длина подъемных труб, м.

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

(40)

 

при

(41)

 

при

где v - кинематическая вязкость жидкости, м /с.

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

(42)

где Q - дебит скважины м³/сут; К - коэффициент продуктивности, м³ (сут. МПа); Р_пл - пластовое давление, МПа; п - показатель режима фильтрации жидкости в призабойной зоне пласта.

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

(43)

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

(44)

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

(45)

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

Принцип действия газожидкостного подъемника можно представить на примере следующей установки. Установка состоит из сообщающихся сосудов А\ъА_г (рис. 56), в один из которых опущены две трубки (а, и а₂). В колено А\ наливается жидкость, которую надо поднять на уровень II - II с помощью сжатого газа (воздуха), подаваемого в трубку а₂. Количество газа (воздуха) V и давление Р\ на конце трубки подбирается так, чтобы при непрерывной подаче постоянного объема жидкости q в колено А_} уровень I - I оставался постоянным. При этом будет достигнут

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

В начальный момент при подаче газа в трубку а\ пузырьки его будут всплывать через жидкость, и она не будет переливаться через устье (уровень II - II).

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 q от расхода газа V будет соответствовать зависимости, приведенной на рис. 57. Расход жидкости зависит от расхода газа, диаметра лифта d и градиента давления е. Для случая, приведенного на

(46)

где h - глубина погружения лифта под уровень жидкости при установившемся режиме работы скважины; L - длина лифта.

При установившемся режиме работы скважины давление у башмака колонны (уровень III - III на рис. 56) будет определяться высотой столба жидкости h. Величину е принято также называть относительным погружением лифта. Для фонтанной или газлифтной скважины, по аналогии с рис. 56,

(47)

где pj- давление у башмака колонны; Р₂ - давление у устья скважины; р - плотность жидкости; g - ускорение свободного падения; L - длина лифта скважины.

Рис. 57. Зависимость объемного расхода жидкости q от расхода газа V при 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)

где \ - глубина погружения подъемных труб под динамический уровень, м; р - плотность жидкости; p_cv - плотность газожидко-

стной смеси; q - ускорение свободного падения, м/см²; Р - потери давления на трение, МПа.

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)

где s = h_l/L - относительное погружение подъемных НКТ или потери напора на единицу длины подъемных труб; Л^, - потери напора на преодоление сил трения (выраженные в высоте столба жидкости), приходящиеся на единицу длины подъемных труб.

Теоретически очень трудно определить р_см и h', так как газ и жидкость поднимаются по трубам с разными скоростями. Потери напора при движении газожидкостной смеси по насос-но-компрессорным трубам зависят от объемного расхода жидкости, объемного расхода газа V, диаметра трубы d, от физических свойств жидкости и газа - плотности жидкости р_ж и га-ча р_г, вязкости //_ж и газа //_г и величины поверхностного натяжения жидкости на границе жидкость-газ <р. Для скважин с де-битами не более 200 т/сут и газовыми факторами 100 м³/т и менее потерями напора на трение можно пренебречь. Плотность газожидкостной смеси

(51)

где р_ж - плотность жидкости при данных давлениях и температуре; р, - плотность газа при данных давлениях и температуре;

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

(52)

где F_r - площадь сечения потока газа в трубе; Р_ж - площадь сечения потока жидкости в трубе; F - площадь сечения подъемных (НКТ) труб.

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)

где pj- давление на башмаке подъемных труб, МПа; Р_г - давление на устье скважины, МПа; р_л - плотность газа при атмосферном давлении Р₀.

В большинстве случаев эксплуатация газожидкостных подъемников происходит в условиях снарядного режима, при котором жидкость поднимается на поверхность движущей силой ¹газа, 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),

где h_nosl - напор, необходимый для выполнения полезной работы; h_CK - напор, потерянный вследствие относительного движения газа; h - напор, потерянный на преодоление сил трения.

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

Рис. 59. Зависимость потери напоров при движении газированной жидкости от объема газа: 1 - й„_ол + h_CK; 2 - А^; 3 - А^ + А_ск + h^

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

объемного расхода газа V при 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_ск тем 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 h будут 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_CK и А^ приняты в метрах на

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

На рисунках 60 и 61 пунктирные кривые показывают полные напоры А, получаемые в результате суммирования кривых ало,, +А_ски прямых h. Как видно, наименьшие полные

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)

где rtj - высота столоа жидкости в подъемнике, соответствующая давлению Р^ (у башмака подъемника); h^ - напор жидкости на

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

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

В случае если противодавление на устье подъемника Р₂ равно 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.

С учетом того, что

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.

Кривые показывают, что в начале движения смеси при очень малых расходах газа имеются большие потери скольжения, превышающие напор. При этом подъема жидкости не происходит, <? = 0.

С увеличением расхода газа потери скольжения уменьшаются. Когда объемный расход газа достигает некоторой величины и потери скольжения становятся меньше перепада давления, начинается подача жидкости. В дальнейшем при увеличении расхода газа потери скольжения будут значительно уменьшаться, в то время как потери трения возрастают постепенно и в небольших размерах. Вследствие этого суммарные потери скольжения и трения будут уменьшаться, а подача жидкости станет увеличиваться.

При продолжающемся увеличении объемного расхода газа темпы снижения потерь скольжения будут уменьшаться, а потери

Рис. 62 Зависимость между дебитом жидкости и расходом газа при е = const для элементарного подъемника d_y = 73 мм.

трения - увеличиваться; по достижении объемным расходом некоторой величины суммарные потери начнут увеличиваться и подача уменьшится. Эта точка начала увеличения суммарных потерь и снижения подачи соответствует минимальным суммарным потерям и максимальной подаче.

Расход газа при этом режиме бывает различным и зависит от перепада давления и диаметра подъемных труб. Отношение полезной работы по подъему жидкости ко всей затраченной работе (отношение W_n к W,) представляет собой коэффициент полезного действия (к.п.д.) подъемника.

На рис. 62 точки максимальной подачи жидкости и точки максимальных значений к.п.д. (оптимальных дебитов) соединены пунктирными линиями. На рис. 63 показана кривая зависимости дебита жидкости от расхода газа в единицу времени. Здесь же имеется несколько характерных точек - точки начала подачи (выброса жидкости при малых количествах газа), максимального к.п.д., максимального дебита жидкости и прекращения подачи жидкости; последняя точка соответствует условию очень больших расходов газа, при которых потери трения газа в подъемной трубе значительно выше давления у башмака подъемных труб.

 

Рис. 63. Зависимость между дебитом жидкости и расходом газа для длинного подъемника (применяемого на практике)

Применительно к реальным условиям движения жидкости по вертикальным трубам А.П. Крылов вывел формулы для точек наибольшей производительности и точек наибольшей эффективности (к.п.д.) <2_ОПТ- Они составлены при условии, что вязкость жидкости равна 5 МПа-с. При этом он принял допущения:

1) расширение газа происходит по закону Бойля-Мариотта;

2) давление по всему стволу насосно-компрессорных труб изменяется по линейному закону, т.е.

(58)

где Р - давление на расстоянии / от устья; pj- давление у башмака; /2 - давление у устья скважины; L - длина колонны;

3) среднее значение суммарного напора, расходуемого на единицу длины подъемника, представляется выражением (55):

где /I - давление у башмака скважины; Р₂ - давление у устья скважины; L - длина подъемника.

Средний объемный расход газа по длине подъемника при изотермическом расширении его с изменением давления можно получить в виде:

(59),

где V₀ - объемный расход газа при средней температуре в стволе скважины при атмосферном давлении Р₀.

С учетом принятых допущений условия работы длинного подъемника в реальных промысловых условиях определяются по следующим формулам.

Для дебита жидкости

(60)

(61)

Для удельного расхода газа

(62)

(63)

В этих формулах Q - в т/сут; d - в мм; Р - в МПа; L - в м; R - в м³/т; р - в кг/м³.

На рис. 64 показано изменение <3_макс и Q_om в зависимости от изменения величины е для подъемника с d_y = 73 мм и плотностью жидкости р = 900 кг/м³. Как видно, с увеличением е возрастает максимальная пропускная способность подъемника. При оптимальном режиме работы подъемника наблюдается максимум, который соответствует примерно 200 т/с, при s = 0,6, т.е. для получения максимального дебита подъемника, работающего в оптимальном режиме, требуется, чтобы е = 0,6.

 

Рис. 64. Изменение <5_макс и Q_onT от относительного погружения

Фонтанная арматура.

Фонтанная арматура служит для:

- подвески насосно-компрессорных (подъемных) труб;

- герметизации устья скважины;

- контроля за межтрубным (между НКТ и обсадной колонной) пространством;

- направления нефти и газа в выкидную линию;

- проведения геолого-технических операций при эксплуатации скважин;

- регулирования режима работы скважины;

- проведения исследований в скважине;

- создания противодавления на забой и т.д.

Фонтанную арматуру собирают из различных тройников, крестовин и арматуры, которые соединяются между собой с помощью болтов. Соединения герметизируют с помощью металлического кольца с овальным поперечным сечением, которое устанавливается в выемке на фланцах, и затем стягивают болтами.

Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной елки. Трубную головку устанавливают на колонную головку. Трубная головка предназначена для подвески насосно-компрессорных труб и герметизации кольцевого пространства между фонтанными трубами (НКТ) и эксплуатационной колонной, а также для проведения различных геолого-технических мероприятий.

Фонтанная арматура тройниковая (рис. 66) состоит из крестовика 1, тройника 3 и переводной катушки 5. Тройник устанавливают при оборудовании скважин двухрядным подъемником. При этом первый ряд труб крепится к переводной катушке с помощью переводной втулки 4, а второй ряд труб крепится с помощью переводной втулки 2.

Если скважина оборудуется одним рядом насосно-компрессорных труб, то тройник на фонтанной арматуре не устанавливают.

На крестовике и тройнике трубной головки ставят запорные задвижки 12, которые служат для соединения технологического оборудования межтрубным или кольцевым пространством, а также для их герметизации. Трубная головка подвергается давлению затрубного газа, которое может быть больше, чем давление в фонтанной елке. В этой связи трубная головка рассчитывается и испытывается на давление в 1,5 раза большее, чем фонтанная елка. Это объясняется тем, что в межтрубном пространстве, которое герметизирует трубная головка, может скопиться чистый газ, и поэтому давление может достигнуть пластового.

Фонтанная елка устанавливается на трубную головку. Фонтанная елка предназначается для регулирования отбора нефти и газа, направления их в выкидные линии, проведения ремонтных работ и исследований, а также для закрытия скважины при необходимости. Фонтанная елка состоит (рис. 66) из тройников 13,

Рис. 66. Фонтанная арматура тройниковая: 1 - крестовик, 2, 4 - переводные втулки, 3 - тройник, 5 - переводная катушка, 6 - центральная задвижка, 7 - задвижки, 8 - штуцеры, 9 - буферная заглушка, 10 - манометр, 11 - промежуточная задвижка, 12 - задвижка, 13 - тройники, 14 - буферная задвижка

Рис. 67. Фонтанная арматура крестовиковая: 1 - манометры, 2 - крановые задвижки, 3, 6 - крестовик, 4 - катушка, 5 - патрубок, 7 - колонная головка; 8 - угоютнительное кольцо чадвижек 7, устанавливаемых на выкидных линиях для перевода работы скважины на одну из них. Буферная задвижка 14 служит для перекрытия и установки лубрикатора, через который в скважину спускаются скребки для очистки лифтов от смоло-парафинистых отложений, различных приборов (глубинных манометров, термометров, пробоотборников и т.д.) под давлением, без остановки фонтанной скважины. На буферную задвижку при эксплуатации скважины устанавливают буферную заглушку 9 с манометром 10.

Все задвижки фонтанной елки, кроме задвижек на одной из выкидных линий, при работающей скважине должны быть открыты. Центральную задвижку закрывают только в аварийных случаях, направляя продукцию скважины через межтрубное пространство в выкидные линии трубной головки.

При работе скважины нефть и газ из НКТ (подъемных труб) через открытую центральную задвижку направляются по одному из выкидов в выкидную линию на групповую замерную установку (ГЗУ). Для регулирования режима работы фонтанной елки устанавливают штуцеры 8, которые представляют собой втулки с калиброванными отверстиями от 2 до 20 мм. Каждое отверстие при соответствующем забойном и буферном давлениях обеспечивает пропуск определенного количества нефти и газа. Штуцеры бывают втулочные или дисковые. Штуцеры втулочные применяются на скважинах, где вместе с нефтью с забоя поднимает- / ся песок, а дисковые штуцеры применяются на скважинах, где в нефти нет песка.

Втулочные штуцеры, с целью продления срока службы, изготавливают из высокопрочных легированных сталей или из ме-таллокерамического материала с каналом определенного диаметра. По мере износа штуцера (диаметр отверстия штуцера увеличивается) установленный режим работы скважины нарушается, поэтому штуцер надо заменять.

В этом случае поток нефти и газа переводят временно на запасной отвод, на котором заранее устанавливают штуцер необходимого диаметра и одновременно меняют изношенный штуцер в рабочем отводе.

Существует много различных конструкций штуцеров. Простейший штуцер изготавливают в виде диафрагмы, с отверстием определенного диаметра, который устанавливается между двумя фланцами выкидной линии и зажимается болтами. На фонтанной арматуре устанавливают два манометра с трехходовыми кранами или вентилями. Один манометр устанавливается на отводе крестовика трубной головки для замера давления в межтрубном пространстве скважины, которое называют затрубным давлением. Второй манометр устанавливается на буфере арматуры и замеряет давление на устье скважины. Это давление называется буферным, или устьевым. Самым ответственным элементом фонтанных арматур являются запорные устройства. Основное требование, предъявляемое к запорным устройствам, - обеспечение аб- • солютной герметичности их затворов. От их бесперебойного дей-1ствия зависит надежность работы всего устьевого оборудования 5 фонтанных скважин. Задвижки для фонтанных арматур выпускаются литые и ковано-сварные двух типов: клиновые и прямоточные с уплотнительной смазкой. Клиновые задвижки сравнительно быстро теряют герметичность ввиду того, что уплотни-тельные поверхности клина и гнезда (поверхности затворов) при открытом положении задвижек во время работы скважины подвергаются коррозии в результате контакта их с высокоминерализованной пластовой водой, содержащейся в продукции скважины, а также подвергаются воздействию механических частиц и песка, выносимого с забоя скважин вместе с нефтью и газом на поверхность.

Прямоточная, уплотняемая смазкой, задвижка сконструирована так, что в ней и в открытом, и в закрытом положении продукция скважин (нефть, газ) не соприкасается с уплотняющими поверхностями, поэтому износ уплотняющих поверхностей в ней небольшой. Эта задвижка обладает высокой стойкостью к абразивному действию механических примесей и песка, содержащихся в продукции скважины.

Пробковые краны имеют небольшой вес, они удобны при эксплуатации и в обслуживании. Уплотнительные поверхности в кране соприкасаются с продукцией скважин только во время открытия или закрытия их, что значительно снижает их коррозию и эрозию.

Сборка и установка фонтанной арматуры на устье скважины является очень важным и ответственным заключительным видом работ, особенно на скважинах с высоким давлением. Поэтому сборка и установка фонтанной арматуры на устье скважины должна вестись очень внимательно, с проверкой и опрессовкой

собранной и установленной арматуры на 2-кратное рабочее давление. Если ожидается сильное нефтегазопроявление и может возникнуть опасность раскачивания фонтанной арматуры, то ее укрепляют анкерными болтами и растяжками из стального каната.

Концевые задвижки фонтанных арматур соединяются трубопроводами с оборудованием для сбора нефти и сепарации газа. Все эти трубопроводы, предназначенные для направления газожидкостного потока от устья скважины, а также для соединения затрубного пространства с наземным оборудованием скважины, называются обвязкой скважины. Задвижка затрубного пространства скважины соединяется с одной из манифольдных линий, что позволяет при необходимости снижать давление в затрубном пространстве.

При осмотрах фонтанной арматуры фиксируются нарушения герметичности в соединениях, вибрации элементов устьевого оборудования, показания манометров. О нарушении нормальной работы скважин судят по изменениям буферного и затрубного давления, изменению дебита нефти и обводненности продукции скважины, количеству песка и т.д. Снижение буферного давления и дебита скважины с одновременным повышением давления в межтрубном пространстве может указывать на большое отложение парафина на внутренних стенках НКТ или на образование песчаной пробки в НКТ.

Одновременное снижение буферного и затрубного давления указывает на образование на забое скважины песчаной пробки или скопления минерализованной пластовой воды между забоем и башмаком, что может привести к прекращению фонтанирования. Падение давления на буфере при одновременном увеличении дебита указывает на разъедание (увеличение диаметра) штуцера и необходимость его замены и т.д.

Освоение скважин промывкой

При этом методе освоения скважин снижение противодавления на забой скважины достигается заменой жидкости в скважине на более легкую жидкость - воду, нефть, аэрированную жидкость и т.д.

При этом методе воду, нефть или аэрированную жидкость насосом закачивают в затрубное пространство, а глинистый раствор, которым заполнена скважина, вытесняется через насосно-компрессорные трубы на поверхность.

Понижение плотности жидкости в скважине может быть достигнуто при одновременном нагнетании в нее воды и газа.

В этом случае к скважине подводят водяную линию от насоса и воздушную линию от компрессора. Вода и воздух (газ) при подаче их в скважину смешиваются в специальном смесителе (эжекторе), и газожидкостная смесь нагнетается в затрубное пространство скважины. Через НКТ глинистый раствор вытесняется газожидкостной смесью на поверхность. При этом значительно снижается давление столба жидкости на забой скважины и нефть начинает поступать из пласта в скважину.

Подачу газожидкостной смеси прекращают после того, как скважина начинает фонтанировать или из скважины идет чистая, безводная нефть.

Рис. 69. Схема оборудования скважины для промывки ее аэрированной жидкостью: 1 - выкидная линия; 2 - компрессор; 3 - насос для воды; 4 - смеситель (эжектор); 5 - обсадная колонна; 6 - насосно-компрессорная труба; 7 - нефтяной пласт

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)

где Р_заб - забойное давление, МПа; Н - глубина скважины, м; р -плотность жидкости, кг/м³; g - ускорение свободного падения, м/с²; Р - гидравлические потери давления на трение при

движении жидкости, МПа; Р_у - противодавление на устье, МПа.

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

(39)

где Я - коэффициент гидравлических сопротивлений; d - диаметр насосно-компрессорных (подъемных) труб, м; с - скорость движения жидкости в подъемных трубах, м/с; L - длина подъемных труб, м.

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

(40)

 

при

(41)

 

при

где v - кинематическая вязкость жидкости, м /с.

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

(42)

где Q - дебит скважины м³/сут; К - коэффициент продуктивности, м³ (сут. МПа); Р_пл - пластовое давление, МПа; п - показатель режима фильтрации жидкости в призабойной зоне пласта.

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

(43)

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

(44)

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

(45)

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

Принцип действия газожидкостного подъемника можно представить на примере следующей установки. Установка состоит из сообщающихся сосудов А\ъА_г (рис. 56), в один из которых опущены две трубки (а, и а₂). В колено А\ наливается жидкость, которую надо поднять на уровень II - II с помощью сжатого газа (воздуха), подаваемого в трубку а₂. Количество газа (воздуха) V и давление Р\ на конце трубки подбирается так, чтобы при непреры