книги / Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений

манометров, установленных на фонтанной арматуре. Измерение Q, УГ, пв и пп рассмотрено в § 5.4. Забойное давление при спу­ щенных НКТ до забоя в скважинах третьего типа можно рас­ считать по барометрической формуле давления газа, а в сква­ жинах первого типа — по формуле (7.9). В остальных случаях оценка р3 по р\ и потере давления от башмака до забоя мало надежна.

По полученным данным строят графические зависимости: а) индикаторную линию (см. § 5.4); б) регулировочные кри­ вые— зависимости параметров работы от диаметра штуцера йШт (рис. 7.4). Используя эти графики, определяют параметры пласта и скважины (см. § 5.4), а также устанавливают техно­ логический режим работы скважины (см. § 5.6).

При фонтанной эксплуатации также необходимо, чтобы га­ зовый фактор G0 был минимальным и поддерживался режим, при котором невозможны пульсации, приводящие к срыву фон­ танирования и способствующие осаждению песка. Причиной пульсаций может быть скопление газа в затрубном простран­ стве и периодический его прорыв в НКТ при p i< p H. Их можно уменьшить или устранить созданием в НКТ рабочих отверстий диаметром в несколько миллиметров на расстоянии 30—40 м от башмака, установкой вместо отверстий рабочего газлифт­ ного клапана, оборудованием башмака НКТ башмачной ворон­ кой (раструбом) или забойным штуцером, создающим перепад давления 0,1—0,2 МПа; переводом работы скважины с опти­ мального на максимальный режим, а также отключением затрубного пространства с помощью пакера. Иногда строят еще

ложения парафина и солей в НКТ; б) при уменьшении р2 и Рзатр — образование песчаной пробки или накопление воды

между забоем и башмаком НКТ; в) при уменьшении р2 и уве­ личении Q — разъедание штуцера; г) при увеличении р2 и рзатр и уменьшении Q — засорение штуцера или отложение парафина в манифольде и выкидном шлейфе. Осложнения (неполадки, расстройства) в работе фонтанных скважин могут обусловли­ ваться отложениями парафина, солей, накоплением песка на забое, воды, а также пропусками нефти, газа. Осложнения раз­ ного рода применительно ко всем способам эксплуатации сква­ жин рассматриваются в гл. 10. Негерметичности оборудования вызывают утечки нефти, газа, загрязнение территории, опас­ ность пожара и др. Поэтому они должны быть своевременно ликвидированы.

§ 7.4. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ФОНТАННОГО ПОДЪЕМНИКА ДЛЯ КОНЕЧНЫХ И НАЧАЛЬНЫХ УСЛОВИЙ ФОНТАНИРОВАНИЯ ПО МЕТОДИКЕ А. П. КРЫЛОВА

При комплексном проектировании разработки нефтяных зале­ жей вопросы разработки залежи рассматриваются совместно с технологией и техникой добычи нефти. В проектных докумен­ тах гидродинамическими методами рассчитываются дебиты скважин при известных забойных давлениях или наоборот (см. гл. 2). Обычно расчет выполняется при первой постановке. Для расчета дебита необходимо знать забойное давление.

Принципы расчета

При рассмотрении условий артезианского и газлифтного фонта­ нирования показано (см. рис. 7.2), что фонтанирование сква­ жин возможно при забойном давлении р3> не меньшем мини­ мального забойного давления фонтанирования р3тш, т. е. р3^ ^Рзш 1п. Из условия совместной согласованной (устойчивой) работы фонтанного подъемника и пласта следует, что при за­

С течением времени по мере отбора нефти из залежи изме­ няются условия разработки и, как результат, условия фонтани­ рования: изменяются рпл, Рз, Q, увеличивается обводненность лв и т. д. Энергия Ескз, потребная на подъем флюидов в сква­ жине, увеличивается, а поступающая из пласта в скважину энергия £„л обычно уменьшается. Отсюда с течением времени подъемник следовало бы заменить. Однако с одной стороны в начальный период имеется большой избыток пластовой энер­ гии ДЕ, показатель которого — величина р2, а с другой стороны,

замена подъемника (НКТ) в скважине — процесс сложный, до­ рогостоящий и в основном отрицательно влияющий на ее про­ дуктивность. Поэтому подъемник проектируют на весь период фонтанирования t$онт*

Поскольку фонтанный подъемник работает за счет энергии пласта, а фонтанный способ эксплуатации самый дешевый, то следует использовать эту природную энергию наиболее ра­ ционально. Так как в начале периода фонтанирования имеется избыток энергии ДЕ, который расходуется в штуцере беспо­ лезно, то в начале фонтанирования подъемник может работать не при максимальном коэффициенте полезного действия. Од­ нако в конце периода он уже должен работать при максималь­ ном коэффициенте полезного действия. Таким образом, реко­ мендуется рассчитывать фонтанный подъемник для конечных условий при оптимальном режиме, а проверять для начальных условий при максимальном режиме на пропускную способность. Обычно расчету подлежат L, р3min и d. Остальные величины задаются или определяются другим путем.

Скважины первого типа

Для проектирования эксплуатации скважин первого типа ис­ пользуют условие артезианского фонтанирования по формуле (7.6). Из формулы (7.6) следует, что чем меньше L и больше d, тем меньше потери давления на трение рТ и, как результат, меньше р3 и больше Q, т. е. НКТ лучше вообще не спускать. Однако их спускают из технологических соображений (неболь­ шая длина, максимально возможный диаметр при данной экс­ плуатационной колонне) для обеспечения различных промывок в скважине, замены жидкостей при освоении или глушении и других технологических операций, уменьшения коррозии экс­ плуатационной колонны и т. д.

Если в продукции имеется песок (песочные скважины), то

конца фонтанирования целесообразно обосновать технико-эко­ номическими расчетами.

Скважины второго и третьего типов

В фонтанных скважинах второго типа башмак НКТ должен быть там, где начинается выделение газа из нефти, а в сква­ жины третьего типа НКТ спускают до верхних отверстий филь­ тра. Расчет L и p3min выполняют с использованием условия газлифтного фонтанирования (7.19) (см. § 7.1). Отметим, что

здесь диаметром труб d задаемся в зависимости от дебита (при р3^ 6 МПа) :

Условный диаметр обычно принимают равным 73 мм, так как он мало влияет на результат расчета L и р3min. Если опре­ деленные выше L и d задаются из других соображений (раз­ рушение пласта и вынос песка, р3^0,75 рн, конусообразование воды или верхнего газа и т. д.), то из условия фонтанирования можно установить обводненность пв конца фонтанирования.

Диаметр НКТ для скважин второго, третьего типов рассчи­ тывают из формулы продуктивности А. П. Крылова (6.17) при оптимальном режиме для конца фонтанирования, т. е.

Дебит конца фонтанирования Q K= Q o n T и обводненность при­ нимают по. проекту разработки. Если вычисленный диаметр труб не соответствует стандартному, то принимают ближайший мень­ ший стандартный диаметр, что обеспечит работу подъемника между QOHT и Qmax (см. рис. 6.3) или рассчитывают ступенча­

тую колонну труб: /2 = L; Zi= L—Z2, где Zi, Z2— длины

^2 — ^1

нижней и верхней секций НКТ соответственно меньшего d\ и большего d2 стандартных диаметров.

Рассчитанный диаметр НКТ должен обеспечить отбор в на­ чале периода фонтанирования Q „ a 4 , который имеем по проекту разработки. Поэтому подъемник проверяют на максимальную подачу Qm ax по формуле А. П. Крылова (6.16) для условий на­ чала фонтанирования. Для расчета неизвестное давление р2 в начале фонтанирования определяем из условия газлифтного фонтанирования при максимальном режиме:

удовлетворяет конечным и начальным условиям фонтанирова­ ния. Если Qmai<QHa4, то проводят перерасчет диаметра на на­

чальные условия из формулы А. П. Крылова (6.16), в которой

П р и н и м а ю т Q m a x = Q нач, Т. 6.

Если dнач не совпадает со стандартным диаметром, то прини­ мают ближайший больший стандартный диаметр, что обеспечит работу подъемника между Qmax и QonT. Если йнач больше мак­ симального возможного диаметра труб, которые можно спус­ тить в данную эксплуатационную колонну, то решают вопрос возможности фонтанирования скважины по трубам и затрубному пространству. Особенности расчета при таких условиях рассмотрены в гл. 8.

Пример. Определить глубину спуска L и диаметр d подъемных труб,

ния. Вычисляем плотность жидкости конца фонтанирования рк= рн(1—/гВк) +

§ 7.5. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ФОНТАННОГО ПОДЪЕМНИКА С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ КРИВЫХ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ ВДОЛЬ ЛИФТА

При проектировании фонтанной эксплуатации необходимо увя­ зать между собой главным образом Q (или то же самое р3), р2, L, d. В случае артезианского фонтанирования' аналитиче­ ская связь между этими параметрами имеется в виде условия фонтанирования (7.6), исходя из которого определяем один из параметров (чаще Q) при известных остальных (заданных из других соображений).

При газлифтном фонтанировании простых и достаточно точ­ ных формул (кроме формул А. П. Крылова для оптимального и максимального режимов), связывающих эти параметры не име­ ется. Поэтому для расчета р2 при известном р3 (или наоборот) приходится прибегать к численному интегрированию уравнения (6.25) движения газожидкостной смеси по любой из методик, рассмотренных в § 6.4. При этом неизбежно получаются значе­ ния давления в промежуточных точках ствола скважины р (z), которые в принципе не нужны. Использование кривых распре­ деления давления вдоль лифта р (z) расширяет возможности проектирования и позволяет вскрыть некоторые особенности фонтанирования.

При проектировании исходим из того, что дебит Q и урав­ нение притока (или индикаторная линия) известны. Имеется несколько методик графической увязки параметров фонтаниро­ вания. Ниже излагается наиболее совершенная в методическом плане методика В. И. Щурова с некоторым уточнением. Может изучаться один случай заданного Q или вся область возмож­ ных и невозможных условий фонтанирования. В общем случае методика заключается в следующем.

Задаемся рядом значений забойного давления р3< р ПлДля принятых значений р3 определяем соответствующие значения Q по уравнению притока или индикаторной линии. В зависимости

бину начала выделения газа (скважины второго типа) или до верхних отверстий фильтра (скважины третьего типа).

Дальше рассчитываем по одной из методик (см. § 6.4) рас­ пределение давления р (z ) для каждого Q по принципу «снизу вверх», начиная от точки забоя с известным давлением р3, со­ ответствующим принятому Q, и определяем р2 (рис. 7.5, а). Если не выполнено названное условие относительно глубины спуска труб, то возможны такие случаи: р\= р3— трубы спу­ щены до забоя: а) p3^ p H— в НКТ движется газожидкостная смесь; б) р3> рп— в НКТ движется негазированная жидкость, от р3 до рп и выше — газожидкостная смесь.

выкидной линии, которое обеспечивает поступление продукции скважины на пункт сбора. Это давление является минимальным устьевым давлением фонтанной эксплуатации скважины, т. е. Рл=Р2ш1п. Величине р2min соответствует р3min и наибольший фонтанный дебит Q$. Возможные режимы фонтанирования для условий данной скважины показаны штриховкой на осях гра­ фика рис. 7.5, б. Если установить режим работы скважины при р3р, то ему будут соответствовать Qp и р2р, а избыток устьевого давления А р Шт = Р л —Р 2р будет расходоваться в штуцере. Сле­ дует отметить, что зависимость р2(1@з) может иметь различный характер: монотонный, минимума или максимума р3.Наиболее рациональным будет режим при р3 min-

Подобные расчеты и построения целесообразно выполнить для различных значений диаметра труб d. Графическая зави­ симость Q(d) позволит обосновать выбор рационального в кон­ кретных условиях или максимального дебитов скважины. При таком проектировании нельзя уже говорить о режимах опти­ мальной или максимальной подачи, так как с изменением при­ тока Q режим работы подъемника изменяется.

Контрольные вопросы

1. Охарактеризуйте виды и условия фонтанирования нефтяных сква­ жин. Что понимаем под минимальным забойным давлением фонтанирования?

2. Расскажите о регулировочных кривых работы фонтанной скважины,

оприменяемых регулирующих устройствах.

3.Почему фонтанный подъемник целесообразно рассчитывать по конеч­ ным условиям фонтанирования?

Глава 8

ГАЗЛИФТНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН

Продолжение фонтанной эксплуатации — газлифтная эксплуата­ ция, при которой недостающее количество газа для подъема жидкости закачивают в скважину с поверхности.

§ 8.1. СУЩНОСТЬ, РАЗНОВИДНОСТИ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ ГАЗЛИФТНОГО СПОСОБА ЭКСПЛУАТАЦИИ

По мере разработки месторождения условия эксплуатации сква­ жин ухудшаются: а) обводняется продукция — увеличивается гидростатическое давление столба флюидов, образуется высо­ ковязкая эмульсия, возрастают потери давления на трение в стволе и выкидной линии, что приводит к росту р3 и р2, умень­ шается б Эф и увеличивается R0\ б) при отсутствии применения или недостаточной эффективности ППД возможно уменьшение Рпл, а также соответственно р3 и рь что вызывает увеличение R0 (см. кривую Яоопт на рис. 7.2, б). А это приводит к наруше­

рис. 7.2, б видно, что с увеличением р3 уменьшается /?0, поэтому применение ППД продлевает период фонтанирования до на­ ступления определенной обводненности пв, а при большой гид­ ропроводности пласта иногда даже до 100 %-ной обводненно­ сти продукции.

Если притекающую пластовую энергию, выраженную бэф, пополнять закачкой газа в скважину с поверхности, то осу­ ществляется искусственное фонтанирование, которое называем

газлифтным подъемом, а способ эксплуатации — газлифтным.

Тогда условие работы газлифтного подъемника (газлифта) ана­ логично условию газлифтного фонтанирования можно записать

красходу поднимаемой жидкости).

Вкачестве газа можно использовать воздух или углеводо­ родный газ. Тогда подъемник соответственно называют эрлиф­ том или газлифтом. Эрлифт впервые был применен на бакин­ ских промыслах по предложению В. Г. Шухова в 1897 г. Пре­ имущество эрлифта — неограниченность источника воздуха. При

использовании газлифта в отличие от эрлифта достигается пол­ ная утилизация газа, сохранение и утилизация легких фракций нефти, образование в обводняющихся скважинах менее стойкой эмульсии, для разрушения которой требуются меньшие затраты. Поэтому в настоящее время применяется только газлифт.

Газ может подаваться с помощью компрессора. Такую раз­ новидность газлифта называют компрессорным газлифтом. В ка­ честве газа можно использовать нефтяной или природный угле­ водородный газ. Нефтяной газ отделяют от добываемой нефти, подвергают промысловой подготовке и закачивают в газлифт­ ные скважины (замкнутый газлифтный цикл, предложенный в 1914 г. М. М. Тихвинским). Природный газ может подаваться из соседнего газового месторождения (по данным технико-эко­ номических расчетов допустим транспорт до нескольких десят­ ков километров), из магистрального газопровода или газобен­ зинового завода. Подготовка природного газа на нефтяном про­ мысле не требуется.

При бескомпрессорном газлифте природный газ под соб­ ственным давлением поступает из скважины газовых или газо­ конденсатных месторождений. Там же осуществляется его очистка и осушка. На нефтяном промысле иногда его только подогревают. Если нефтяная и газовая залежи залегают на од­ ной площади, то возможен внутрискважинный бескомпрессорный газлифт, отличительная особенность которого — поступле­ ние газа из вышеили нижезалегающего газового пласта непо­

с высокими газовыми факторами и забойными давлениями ниже

водки, болота, отсутствие дорог и др.). Газлифтный способ эф­ фективен при эксплуатации искривленных скважин, разработке многопластовых месторождений. Преимущества его по сравне­ нию с другими, особенно механизированными способами экс­ плуатации, следующие: высокая технико-экономическая эффек­ тивность; отсутствие подъемных механизмов и трущихся дета­ лей; большой межремонтный период; простота обслуживания скважин и регулирования работы, борьбы с коррозией и отло­ жениями парафина и солей, автоматизации и смены режимов; возможность проведения широкого комплекса исследователь­ ских работ, централизованная дозировка различных добавок в скважину; использование энергии пластового газа; отсутствие отрицательного влияния пластового газа, высоких забойных температур; надежность наземного оборудования и т. д. Вме­ сте с тем газлифтному способу, особенно компрессорному газ­ лифту, присущи серьезные недостатки: низкий коэффициент