Рис. 7.2. Графическая интерпретация условий артезианского (а) и газлифт ного (б) фонтанирований (штриховкой показаны области возможного фон танирования)
Тогда условие (7.4) взаимосвязанной совместной согласован ной работы пласта и скважины на основе условия (7.2) артези анского фонтанирования можно записать в виде:
Рпл —( —^ —У ” =НР8+Ртр+Р* |
(7.6) |
или в функциональном виде с учетом зависимости ртр от Q |
|
M(Q) — N (Q). |
(7.7) |
Решая последнее равенство графоаналитическим методом |
|
(рис. 7.2, а) или путем итераций, находим дебит |
скважины Q |
и соответствующее |
забойное давление, причем минимальное |
||
забойное |
давление |
артезианского фонтанирования р 3 min. |
Из |
рис. 7.2, |
а следует, что фонтанирование возможно при |
всех |
|
Р з > Р з т 1п, |
однако при согласованной работе р 3 < Р п Л. При |
ар |
|
тезианском фонтанировании наибольший дебит можно получить при р2 = Рп.
Из условия (7.6) следует, что при Q= 0 |
|
Рпл = Hpg 4~ Рг, |
(7*8) |
т. е. для определения пластового давления рпл достаточно из мерить устьевое давление рг' в остановленной скважине. Если НКТ спущены до забоя, то по затрубному давлению можно оп ределить забойное давление
р3 = #р£ + РэаТ. |
(7.9) |
233
Фонтанные скважины второго и третьего типов представляют собой газожидкостной подъемник, причем газ не вводится из вне, а выделяется из притекающей нефти. При давлении, рав ном рн, количество свободного газа равно нулю, весь газ растворен в нефти. Вдоль пути движения по мере снижения давления от рн до р2 количество свободного газа, приходяще гося на единицу расхода нефти, увеличивается от нуля до не которого значения. При любом текущем абсолютном давлении р количество выделившегося (свободного) газа Угс можно пред ставить как разность начального и текущего количеств рас творенного газа в соответствии с законом Генри
Vrc= [G0 — ОС (р Ро)1Рн> |
(7.10) |
где G0 — пластовый газовый фактор (или количество газа, вы деляющееся из нефти при снижении давления до атмосферного Ро и взятое из расчета на единицу расхода нефти QH); а р — ко эффициент растворения газа в нефти. Поскольку с увеличе нием содержания газа плотность газожидкостной смеси умень шается, то в целом для всей длины подъемных труб при уменьшении давления от р\ до р2 необходимо принять среднее количество свободного газа, которое можно записать как сред невзвешенное по длине L :
Угс = -7— |
f [Go^-ccp ( р — Ро)] Q«dl. |
(7 .1 1 ) |
L |
о |
|
Примем по А. П. Крылову а Р и Q„ постоянными вдоль L, а дав ление линейно зависящим от текущей длины /:
|
|
I. |
(7.12) |
Тогда получим |
|
|
|
Кгс = Go + ocpPo + - ^ £- [ Р --------- dP QH= |
|
||
L |
j |
pi — р2 |
|
|
Pi |
|
|
= ^G0 + ОСрро’— |
(Хр |
^ ^ |
(7.13) |
Так как в стволе происходит подъем всей жидкости |
(нефти |
||
и воды) с расходом QH<, то выражая расход нефти через долю |
|||
пв воды в продукции |
|
|
|
QH= QJK(1—пв), |
(7.14) |
||
запишем |
|
|
|
Vrc = [G o - ар ( Р^ |
- |
-Р о )] Q* (1 — пв). |
(7.15) |
Таким образом, в подъемных трубах действует удельный расход газа, называемый эффективным газовым фактором
f t » — ^ - = |
[ 0 . - a [ ( - 2 t ± * ~ P |
. ) ] (l |
- |
n.) . |
(7.16) |
Располагаемый |
эффективный газовый |
фактор |
0 Эф |
должен |
|
быть не меньше потребного удельного расхода |
газа R0 в газо |
||||
жидкостном подъемнике. Отсюда условие газлифтного фонта нирования запишем в виде:
бэф > R 0. |
(7.17) |
Для рационального расходования пластовой энергии фонтан ный подъемник должен работать при максимальном коэффици енте полезного действия, т. е. при оптимальном удельном рас ходе газа. Тогда условие (7.17) уточняется так:
Оэф ^ Room |
(7.18) |
или с учетом формулы А. П. Крылова (6.22) в развернутом виде:
[G o - ар |
( 1 - «в) > 0,282Lpg [Ipg — (pt — р2)] |
|
d0,5 (Pi — p2) Po In |
|
Pi |
|
(7.19) |
В скважинах второго типа подъемные трубы целесообразно спускать до уровня начала выделения газа, т. е. =р„. Из ус ловия (7.19) можно вычислить эту глубину спуска труб
L = 0,5 [ен + д / е 2н + 14,18вн^ 0,5ро |
In -gg- ] |
, |
(7.20) |
где ен= (Рн—Рг)/(р£). Тогда минимальное |
забойное |
|
давление |
фонтанирования |
|
|
|
р з min = рн Ч- (Н — L) p g . |
|
|
( 7 . 2 1 ) |
Если окажется, что расчетное значение |
L > tf, то |
скважина |
|
будет третьего типа. В таком случае трубы спускаем до забоя (L~H ), а давление p i~ p 3. Тогда из трансцендентного уравне ния (7.19) вычисляем минимальное забойное давление фонта нирования p 3min (см. рис. 7.2, б ).
При газлифтном фонтанировании дебит скважины также оп ределяется совместной работой пласта и подъемника, которые
описываются соответственно зависимостями |
(5.14) |
и (6.15) т. е. |
||
Qrni = Ко (Рпл |
Рз)/1 — Qnji (Рз)» |
(7.22) |
||
фпод — QnoA (^о» Pi» |
Рг» |
d, р, |
р, а). |
(7.23) |
235
|
Поскольку |
расход |
газа |
об |
|||||
|
условлен притоком нефти в со |
||||||||
|
ответствии |
с |
|
уравнением |
|||||
|
(7.15), |
давление |
р\ |
связано |
|||||
|
с р3, |
например, |
формулой |
||||||
|
(7.21), то при постоянных р2, |
||||||||
|
L, й, р, р, о |
для |
конкретной |
||||||
|
скважины |
придем |
к зависимо |
||||||
|
сти |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
QnoA := |
QnoA (Р з). |
|
(7.24) |
||||
Рис. 7.3. График совместной работы |
Совместное |
решение |
зави |
||||||
пласта и подъемника при газлифт |
симостей |
(7.22) |
и |
(7.24) |
пред |
||||
ном фонтанировании |
ставлено |
на |
рис. 7.3. Точки |
пе |
|||||
|
ресечения |
линий |
<2пл (Рз) |
и |
|||||
QnoA (рз) характеризуют совместную согласованную работу пла ста и подъемника, в остальных случаях отмечается несогласо ванная работа (<Зпл><2под или <2пл<Спод). Причем точке Н со ответствует неустойчивая работа, так как малейшие колебания Рз приводят к срыву фонтанирования (точка С) или переходу работы в точку У. Это легко уяснить, увязав изменение р3 с из
менением уровня жидкости в скважине (р3 = ЛдР£), |
например, |
|||
для скважины второго типа. Если (ЗплХЗпод, то |
происходит |
на |
||
копление притекающей жидкости в стволе |
и |
рост |
р3, а |
при |
Qmi<QnoA — наоборот — уменьшение р3. В |
таком |
понимании |
||
точка У — это точка устойчивой совместной |
согласованной |
ра |
||
боты пласта и подъемника.
Таким образом, длительное газлифтное фонтанирование возможно только при одном вполне определенном рзу. При из менении p2L, d точка У будет перемещаться вдоль индикатор ной линии (2пл(Рз). Однако при некотором сочетании парамет ров кривая лифтирования (2под(р3) может не пересекаться с ин дикаторной линией <2пл(Рз), тогда фонтанирования не будет. Возможные положения кривой лифтирования на рис. 7.3 пока заны пунктирной линией.
§ 7.2. ОБОРУДОВАНИЕ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН
Оборудование любой скважины, в том числе фонтанной, дол жно обеспечивать отбор продукции в заданном режиме и воз можность проведения необходимых технологических операций с учетом охраны недр, окружающей среды и предотвращения аварийных ситуаций. Оно подразделяется на наземное (устье вое) и скважинное (подземное).
Наземное оборудование
К наземному оборудованию относят фонтанную арматуру и манифольд. Фонтанной арматурой оборудуют фонтанные нефтя ные и газовые скважины. Ее устанавливают на колонную го ловку. Фонтанные арматуры изготавливают (ГОСТ 13846—84) по восьми схемам.
Фонтанные арматуры различают по конструктивным и проч ностным признакам. Эти признаки включают в шифр фонтан ной арматуры следующим образом: АФХ1Х2Х3-Х4ХХ5Х6Х7, где
АФ — арматура |
фонтанная: Xi — конструктивное исполнение: |
подвеска НКТ |
на резьбе переводника — К; подвеска НКТ на |
муфте — не обозначается; для скважин, оборудованных ЭЦН — Э; Хг — номер схемы монтажа тройникового и крестового ти пов по ГОСТ 13846—84 (8 схем); при двухрядной колонне
НКТ |
добавляется буква |
«а»; Х3 — способ управления запор |
|
ными |
устройствами: ручной — не обозначается; |
автоматиче |
|
ский— А, дистанционный |
и автоматический— В; |
Х4 — услов |
|
ный проход ствола (50, 65, 80, 100 и 150 мм); через дробь ука зывается условный проход бокового отвода (50, 65, 80 и 100 мм) при несовпадении размеров; Х5 — рабочее давление, умножен ное на 0,1 МПа (7, 14, 21, 35, 70 и 105 МПа); Хб— климатиче ское исполнение: для умеренной климатической зоны — не обоз начается; для холодной климатической зоны — Хл; Х7 — испол нение по коррозионной стойкости для умеренной климатической
зоны: K i— для |
сред, содержащих |
СОг до 6 %; |
Кг — то |
же, |
|
H2S и СОг до 6 % каждого; Кз — то же, H2S и С0 2 до 25 % |
|||||
каждого; К2И— для арматуры, изготовленной из |
малолегиро |
||||
ванной и |
низкоуглеродной стали |
с применением |
ингибитора |
||
в скважине. |
Например, АФК 6 |
В-100X210 К2 — арматура |
|||
фонтанная |
(АФ) с подвеской на |
резьбе переводника (К) |
по |
||
схеме 6 (крестового типа с однорядной колонной НКТ), с ди станционным и автоматическим управлением задвижек (В), условным проходом ствола и боковых отводов 100 мм, рассчи танная на рабочее давление 21 МПа для умеренной климатиче ской зоны и коррозионной среды (К2).
Фонтанная арматура включает трубную головку и фонтан ную елку с запорными и регулирующими устройствами. Труб ная головка предназначена для подвески насосно-компрессор ных труб и герметизации пространств между ними и обсадной эксплуатационной колонной. При оборудовании скважины двумя концентричными колоннами НКТ (двухрядная конструк ция подъемника) трубы большего диаметра подвешиваются на резьбовом соединении нижнего тройника (крестовины), кото рый устанавливается на крестовину, герметизирующую затрубное пространство. Трубы меньшего диаметра подвешиваются на резьбе переводника (стволовой катушки), размещаемом над
тройником. При однорядной конструкции подъемника нижний тройник не ставится и трубы, подвешиваемые к нему, не спус каются. Применяется также муфтовая подвеска труб, фонтан ная елка предназначена для направления потока в выкидную линию, а также для регулирования и контроля работы сква жины. Она может включать либо один или дна тройника (одноили двухъярусная тройниковая арматура), либа крестовину (крестовая арматура). Двухструнная (двухъярусная тройнико вая и крестовая) конструкция елки целесообразна в том слу чае, если нежелательны остановки скважины, причем рабочей является верхняя или любая боковая струны, а первое от ствола запорное устройство — запасным. Сверху елка заканчи вается колпаком (буфером) с трехходовым краном и маномет ром. Для спуска в работающую скважину приборов.и устройств вместо буфера ставится лубрикатор. Фонтанную арматуру мо жно монтировать на устье скважины автомобильными кранами, а также при помощи подъемных механизмов (см. гл. 10). В про цессе эксплуатации арматуры с прямоточными задвижками пе риодически смазывают подшипники шпинделя жировым солидо лом, а в корпус задвижки через штуцер в днище набивают уп лотнительную смазку ЛЗ-162 или «Арматол-238».
На выкидных линиях после запорных устройств для регули рования режима работы скважины ставят регулирующие уст ройства (штуцер), обеспечивающие дросселирование потока вследствие изменения площади проходного сечения. Они под разделяются на нерегулируемые и регулируемые.
Нерегулируемый штуцер зачастую представляет собой диа фрагму или короткую втулку (насадку) с малым отверстием. Диаметр отверстия штуцера.может составлять 5—25 мм. Диа метр отверстия штуцера обычно подбирают опытно при иссле довании скважины; имеются также формулы для его оценки. Такой штуцер надежен в эксплуатации и незаменим при нали чии песка в продукции.
Быстросменный штуцер состоит из разъемного корпуса, за жимаемого между фланцами на выкидной линии арматурь* при помощи шпилек. В корпус вставляется пробка с коническим от верстием под сменную штуцерную втулку. Герметичность обес печивается резиновыми уплотнениями.
Применяют также более простые штуцеры, которые пред ставляют собой диск толщиной 7—10 мм, в центре которого имеется отверстие с резьбой для завинчивания штуцерной втулки. Для замены штуцера рабочую, выкидную линию от ключают, а работу скважины переводят на запасную линию, где также установлен требуемый штуцер. Затем снижают дав ление в рабочей линии до атмосферного давления.
Более удобно применение углового регулируемого дросселя (штуцера). В нем в сменную насадку вращением махоиика