Бойко B.C. Розробка та експлуатація нафтових родовищ

Подождите немного. Документ загружается.

як правило, високий, майже сягає значин тисків

р\ і р

. У

разі

витікання газу із затрубного простору через канали негерметичності

різьових з'єднинах НКТ, обсадної колони труб, обладнанні гирла

рівень перебуватиме вище башмака НКТ.

Чим

менші витрата

та

в'язкість рідини, більші витрата газу через башмак і розмір зазору між

НКТ

та

експлуатаційною колоною, тим більше газу сепарується

затрубний простір.

б в

ГТ-ffl^

^-і

"^§:&Х

^затр

і'

{•

^затр

^--^

Рі = Ря

<±

Мг

Рисунок 7.1

Типи фонтанних свердловин

види фонтанування:

а -

артезіанське;

б~ гахііфтне

початком виділення газу

свердловині;

в -

газліфтне

початком виділення газу

пласті

Умова артезіанського фонтанування

Фонтанування свердловини можливе тоді, коли

пласта

на

вибій

надходять флюїди, кількість енергії яких не менша, ніж потрібно для їх

піднімання на поверхню.

Умова артезіанського фонтанування безпосередньо виходить

рівняння балансу тисків (7.1):

Pb^Hpg +

, (7.2)

361

де Н - глибина свердловини по вертикалі (звичайно беруть до

середини продуктивного пласта), м; р = (р

+р

)/2 - середня

, з

густина рідини у свердловині, кг/м ; р

- густини рідини в умовах

вибою та

гирла,

кг/м

;

g- прискорення вільного падіння, м/с .

З урахуванням викривлення стовбура свердловини глибина

Н = /Zcos(X3 або Н = ^H'icosa.

, (7.3)

/=1

де Н - відстань від гирла

до

вибою вздовж осі похилої

свердловини,

м;

гх, - середній зенітний кут викривлення свердловини або кут

відхилення осі свердловини від вертикалі, град;

ОСЗІ

- зенітний кут на

ділянці стовбура свердловини довжиною Н'і, град; п - кількість

ділянок різного викривлення стовбура (у подальшому розглядатимемо

вертикальні свердловини, а викривлення легко врахувати аналогічно).

Втрату тиску на тертя Ар

розраховуємо за формулою Дарсі-

Вейсбаха.

Тиск на гирлі рі беремо залежно від умов збирання та підготовки

продукції свердловини (див. § 1.4). Він забезпечує рух продукції

свердловини від гирла

до

пункту збирання, залежить від втрат тиску на

гідравлічний опір в обладнанні гирла, системі збирання та ін.

(див.

главу 2).

Внаслідок нерозривності потоку тривале фонтанування можливе

лише за умови рівності витрат рідини, що припливає з пласта Q

, і

рідини, що піднімається у стовбурі свердловини 2під >

тоді умову

спиіьиої узгодженої роботи

пласта і

свердловини записуємо так:

Єпл=Єпід=Є- (7-4)

362

Оскільки приплив і піднімання рідини відбуваються за рахунок

пластової енергії, то спільна робота пласта та фонтанної свердловини

узгоджується через вибійний тиск р

. Приплив (дебіт свердловини)

можна, наприклад, описати загальним рівнянням індикаторної

діаграми, звідки

Рв

f Q ЛІ/«

-пл

(7.5)

Тоді умову (7.4) взаємопов'язаної спшьної узгодженої роботи

пласта і свердловини на основі умови артезіанського фонтанування

(7.2) записуємо так:

чі/л

Рпл

= Hpg

(7.6)

або у функціональному вигляді з урахуванням залежності втрати

тиску на тертя Др

від витрати рідини Q

M(Q)

N(Q). (7.7)

Розв'язуючи останнє рівняння графоаналітичним методом (рис. 7.2, а)

або шляхом ітерацій з допомогою ПЕОМ, знаходимо дебіт

свердловини Q і відповідний йому вибійний тиск р

, причому тут

знаходимо мінімальний граничний вибійний тиск артезіанського

фонтанування

гтп-

Із рис. 7.2, а випливає, що фонтанування

можливе тільки за всіх/?

>/?

вт

ід проте за узгодженої роботи р

<р

ПЛ

тобто фонтанування можливе за вибійних тисків

>р

вт

іп.

У разі артезіанського фонтанування найбільший дебіт свердловини

можна отримати за умови рі =р

363

З умови (7.6) випливає, якщо

Q =

0, то

Рш=

Р8

+ Р2>

(

-8)

тобто для визначення пластового тиску

достатньо виміряти тиск на

гирлі р2 в зупиненій свердловині.

Якщо НКТ опущено до вибою, то за затрубним тиском Рзаїр можна

визначити вибійний тискр

у працюючій свердловині:

Рв

= HP

Рзатр-

(

)

Умова

газліфтного фонтанування

Фонтанні свердловини другого і третього типів є газорідинним

піднімачем, причому газ не вводиться ззовні, а виділяється з припли-

ваючої нафти. За тиску, який дорівнює тиску насичення нафти

газом

кількість вільного газу дорівнює

нулю,

увесь

газ

розчинений у нафті.

Уздовж шляху в міру зниження тиску від тиску насичення р

до

гирлового тиску

р2

кількість вільного газу, що припадає на одиницю

витрати нафти, збільшується від нуля до деякої значини.

За будь-якого біжучого тиску р кількість вільного газу V

, який

виділився і рухається у свердловині, можна подати як різницю

кількості отриманого (видобутого) газу на поверхні (після сепарації на

пункті збирання)

біжучої кількості розчиненого газу згідно із законом

Генрі, тобто

Ргв=їбо-а

(р-/>о)1Єн. (7-Ю)

де Go - експлуатаційний газовий фактор (відношення кількості

видобутого газу до кількості видобутої нафти, зведених до

3 3

стандартних умов), м /м ;

0Ср

- коефіцієнт розчинності газу в нафті,

3 3 З

м /(м -Па);

- дебіт

нафти,

м /с.

364

N(Q)

Р,

/)„„

ww\w

/ЩО)

^ ЩО)

У////Л

л„ р.

Рисунок 7.2 — Графічна інтерпретація умов фонтанування артезіанського

(а) і газліфтного (б) (області можливого фонтанування

заштриховано)

Зазначимо, якщо в покладі існує жорсткий водонапірний чи

пружний режим або газ починає виділятися із нафти у стовбурі

свердловини, то тут під

можна розуміти пластовий газовий фактор

(об'ємна кількість газу, що розчинена в одиниці об'єму пластової

нафти за початкового тиску насичення і зведена до нормальних умов)

або,

іншими словами, газовміст (газонасиченість) пластової нафти /~о

(див.

§1.2). Щодо решти режимів роботи пласта, то експлуата-

ційний газовий фактор не рівний пластовому газовому фактору

(див.

§1.2, 1.7).

Оскільки зі збільшенням вмісту і^азу іустина газорідинної суміші

зменшується, то в цілому для всієї довжини піднімальних труб за

зменшення тиску від р\ до р2 необхідно взяти середню кількість

вільного газу, яку можна записати як середньозважену

по

довжині

=7 \[

p(P-P0)\Qn

(7.11)

365

За О.П. Криловим

(Хр і

беремо сталими вздовж

тиск - лінійно

залежним від біжучої довжини /:

Р\-Р2

Р = Рї

Тоді, враховуючи, що dl

= •

" гв

—

РІ-Р2

0С

Р2

Go+UpPO+~Y \P

-І.

•dp,

«р^2

(7.12)

Р\

Р\~Р2

-dp

Єн =

(7.13)

Рї + V) і

Go-a

|^-po

Єн-

Оскільки у стовбурі піднімається вся рідина (нафта і вода) з

витратою Q

, то, виражаючи витрату нафти через частку води в

продукції

Є„=Є

0-"в). (7-14)

дістаємо

V =

' гв

-а

/>1-/>2

РО

Єр(1-и

). (7.15)

Таким чином, у піднімальних трубах діє питома витрата газу, яку

називають

ефективніш газовим

фактором:

0 ~

Р\+Р2

РО

(1-«

(7.16)

Ефективний газовий фактор G^, який маємо в наявності, має бути

не меншим за питому витрату газу RQ, необхідну для роботи

газорідинного піднімача. Звідси умову газліфтного фонтанування

записуємо у вигляді:

еф

>Д

(7.17)

366

Для раціонального витрачання пластової енергії фонтанний

піднімач має працювати за максимального ККД, тобто за оптимальної

питомої витрати газу. Тоді умова (7.17) уточнюється так:

^еф --^Оопт>

-18)

або з урахуванням формули О.П. Крилова (6.20) в розгорненому

вигляді

л_

\ -^

0,282Lp

g[Lp

g -

{pi

- р

)] (7.19)

— Ро

-p

\n^

Р2

свердловини

другого типу піднімальні труби доцільно опускати

до рівня початку виділення газу, де тискрі

=р

З умови (7.19) можна

разрахувати цю глибину опускання труб:

1 = 0,5

0,5.

+, є

2 14,18є

ф</ ' Ро р

1п-

Р£ Р2

(7.20)

де є

Рн~Р2

Тоді мінімальний вибійний тиск фонтанування у свердловині

другого типу

Рвтіп =PH+(

)PS- (7.21)

Якщо виявиться, що розрахункова значина L

Н, то свердловина

буде третього типу. У такому випадку труби опускаємо до вибою

Н),

а тиск біля башмака НКТ р\ ~р

Тоді з трансцендентного рівняння (7.19) розраховуємо мінімальний

вибійний тиск фонтанування £>

min ДЛЯ свердловини третього типу

(рис.

7.2, б).

367

Під час газліфтного фонтанування дебіт свердловини також

визначається спільною роботою пласта і піднімача, що можна описати

залежностями відповідно:

ЄПЛ=*О(/>Ш,-/>В)

=ЄП

(РВ); (7-22)

бпід =

£під

(*0>

Р\

^2»

<*>

Р> Ц.

<*)•

(

-23)

Оскільки витрата газу F

зумовлена припливом нафти (2 згідно з

рівнянням (7.15), тиск біля башмакарі пов'язаний з вибійним тиском

наприклад, формулою (7.21), то за сталих р2, L, d,

р~,

Ц, а для

конкретної свердловини приходимо до залежності:

0під =&,«(/>„)• (7-24)

Спільне розв'язування залежностей (7.22) і (7.24) показано на

рис.

7.3. Точки перетину ліній

)

і £?під(Аз) характеризують

спільну узгоджену роботу пласта і піднімача, а в решті випадків має

місце неузгоджена робота (Q

2під або Q

£2

ід)-

Причому точці Н

відповідає нестійка робота, оскільки найменші коливання вибійного

тиску р

спричинюють зривання фонтанування (точка 3) або перехід

роботи в точку С. Це легко усвідомити, узгодивши зміну вибійного

тиску р

зі зміною висоти рівня И

рідини у свердловині (р

= Адр

g),

наприклад, для свердловини другого типу. Якщо Q

£>

щ,

то

припливаюча рідина накопичується у стовбурі і зростає вибійний тиск

а за

nj]

2ПІ

, навпаки, вибійний тиск р

зменшується. У такому

розумінні точка

- це точка стійкої спільної узгодженої роботи пласта

і піднімача.

368

QM>

Рисунок 7.3

—

Графік спільної роботи пласта і піднімача при газліфтному

фонтануванні

Таким чином, тривале газліфтне фонтанування можливе тільки за

одної цілком певної значини вибійного тиску р

. У разі зміни pi, L,

d точка С переміщуватиметься вздовж індикаторної лінії Q

(Pu)-

Проте за деякого поєднання параметрів, наприклад, велика значина

тиску на гирлі

р2,

крива ліфтування

£>під (р

)

може не перетинатися з

індикаторною лінією Q

Тоді фонтанування не відбуватиметься.

Можливі положення кривої ліфтування на рис. 7.3 показано

пунктирною лінією.

§7.2 Обладнання фонтанних свердловин

Обладнання будь-якої свердловини, у тому числі фонтанної, має

забезпечувати відбирання продукції на заданому режимі і можливість

здійснення необхідних технологічних операцій з урахуванням питань

охорони надр, довкілля та запобігання аварійних ситуацій. Воно

поділяється на надземне (гирлове)

свердловинне (підземне).

369

Надземне обладнання

До надземного обладнання належать фонтанна арматура і

маніфольд. Фонтанною арматурою обладнують фонтанні нафтові і

газові свердловини. її встановлюють на колонну головку. Фонтанні

арматури виготовляють (ГОСТ 13846-84) за вісьмома схемами двох

типів:

трійникового

хрестового.

Фонтанні арматури розрізняють за конструктивними і міцнісними

ознаками. Ці ознаки входять у шифр фонтанної арматури:

АФХ1X7X3X4X5X5X7, де АФ - арматура фонтанна; Xj - кон-

структивне виконання: підвіска НКТ на різі перевідника- К; підвіска

НКТ на муфті - не позначається; для свердловин, обладнаних ЕВН - Е;

Х2 - номер схеми монтажу трійникового і хрестового типів зітдно з

ГОСТ 13846-84

схем);

разі

дворядної

колони

НКТ додається буква "а";

Хз - спосіб керування запірними пристроями: ручний - не

позначається; автоматичний - А, дистанційний і автоматичний - В;

X} - умовний прохід стовбура (50, 65, 80, 100 і 150 мм); через дріб

зазначено умовний прохід бічного відводу (50, 65, 80 і 100 мм) у разі

неспівпадання розмірів; Х5 - робочий тиск, помножений на 0,1 МПа

(7,

14, 21, 35, 70 і 105 МПа);

Хб

- кліматичне

виконання:

для помірної

кліматичної

зони

не

позначається; для холодної кліматичної

зони

- Х

;

Х7 - виконання за корозійною стійкістю для помірної кліматичної

зони; Kj - для середовищ, в яких вміст

СО2 <

6 %;

КЬ

- для середовищ,

в яких вміст FbS >

% і

СО2 > 6

%; Кз - для середовищ, в яких вміст

H2S < 25 % і СОг

< 25

%; К2І -

для

арматури, яку виготовлено з малоле-

гованої і низьковуглецевої

сталі із

застосуванням інгібітора

свердловині.

370