Файл: Лекция общая характеристика нефтяной залежи. Понятие о нефтяной залежи. Механизм использования пластовой энергии при добыче нефти.docx

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 07.11.2023

Просмотров: 576

Скачиваний: 2

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

СОДЕРЖАНИЕ

1.1. Понятие о нефтяной залежи

1.2. Механизм использования пластовой энергии при добыче нефти

2.1. Пластовые давления

2.2. Приток жидкости к скважине

ЛЕКЦИЯ 3. РЕЖИМЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Водонапорный режим

2.5. Упругий режим

2.6. Режим газовой шапки

2.7. Режим растворенного газа

2.8. Гравитационный режим

4.1. Конструкция оборудования забоев скважин

4.2. Приток жидкости к перфорированной скважине

ЛЕКЦИЯ 5. ТЕХНИКА ПЕРФОРАЦИИ СКВАЖИН. ПЕСКОСТРУЙНАЯ ПЕРФОРАЦИЯ.

4.4. Пескоструйная перфорация

ЛЕКЦИЯ 6. МЕТОДЫ ОСВОЕНИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН. ПЕРЕДВИЖНЫЕ КОМПРЕССОРНЫЕ УСТАНОВКИ. ОСВОЕНИЕ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН.

4.6. Передвижные компрессорные установки

4.7. Освоение нагнетательных скважин

Лекция 7. МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ СКВАЖИНЫ

5.1. Назначение методов и их общая характеристика

5.2. Обработка скважин соляной кислотой

ЛЕКЦИЯ 8. ВОЗДЕЙСТВИЕ МЕТОДОМ ТЕРМОКИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ.

5.4. Поинтервальная или ступенчатая СКО

5.5. Кислотные обработки терригенных коллекторов

5.6. Техника и технология кислотных обработок скважин

ЛЕКЦИЯ 9. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТА

5.8. Осуществление гидравлического разрыва

ЛЕКЦИЯ 10. ТЕХНИКА ИСПОЛЬЗУЕМАЯ ДЛЯ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА

5.10. Тепловая обработка призабойной зоны скважины

ЛЕКЦИЯ 11. ТЕРМОГАЗОХИМИЧЕСКОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ СКВАЖИНЫ

5.12. Другие методы воздействия на призабойную зону скважин

Лекция 12. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН

8.1. Артезианское фонтанирование

8. 2. Фонтанирование за счет энергии газа

8. 3. Условие фонтанирования

ЛЕКЦИЯ 13. РАСЧЕТ ФОНТАННОГО ПОДЪЕМНИКА

8. 5. Расчет процесса фонтанирования с помощью кривых распределения давления

Лекция 14. ГАЗЛИФТНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН

9.1. Общие принципы газлифтной эксплуатации

9.2. Конструкции газлифтных подъемников

9.3. Пуск газлифтной скважины в эксплуатацию (пусковое давление)

ЛЕКЦИЯ 15. МЕТОДЫ СНИЖЕНИЯ ПУСКОВЫХ ДАВЛЕНИЙ

9.5. Газлифтные клапаны Современная технология зксплуатации газлифтных скважин неразрывно связана с широким использованием глубинных клапанов специальной конструкции, с помощью которых устанавливается или прекращается связь между трубами и межтрубным пространством и регулируется поступление газа в НКТ. В настоящее время существует большое число глубинных клапанов разнообразных конструкций.Все клапаны по своему назначению можно разделить на три группы.1. Пусковые клапаны для пуска газлифтных скважин и их освоения.2. Рабочие клапаны для непрерывной или периодической работы газлифтных скважин, оптимизации режима их работы при изменяющихся условиях в скважине путем ступенчатого изменения места ввода газа в НКТ. При периодической эксплуатации через эти клапаны происходит переток газа в НКТ в те моменты, когда над клапаном накопится столб жидкости определенной высоты и эти клапаны перекрывают подачу газа после выброса из НКТ жидкости на поверхность.3. Концевые клапаны для поддержания уровня жидкости в межтрубном пространстве ниже клапана на некоторой глубине, что обеспечивает более равномерное поступление через клапан газа в НКТ и предотвращает пульсацию. Они устанавливаются вблизи башмака колонны труб.По конструктивному исполнению газлифтные клапаны очень разнообразны. В качестве упругого элемента в них используется либо пружина (пружинные клапаны), либо сильфонная камера, в которую заблаговременно закачан азот до определенного давления (сильфонные клапаны). В этих клапанах упругим элементом является сжатый азот. Существуют комбинированные клапаны, в которых используются и пружина, и сильфон. По принципу действия большинство клапанов являются дифференциальными, т. е. открываются или закрываются в зависимости от перепада давлений в межтрубном пространстве и в НКТ на уровне клапана. Они используются как в качестве пусковых, так и в качестве рабочих. В отечественной практике нефтедобычи пружинные клапаны были разработаны (А. П. Крылов и Г. В. Исаков) и испытаны на нефтяных промыслах Баку. Рис. 9.8. Принципиальная схема пружинного клапанаПружинный дифференциальный клапан (рис. 9.8) укрепляется на внешней стороне НКТ. Он имеет основной 1 и вспомогательный 2 штуцера. Газ поступает через отверстия 3, число которых можно изменять. На обоих концах штока 4 имеются две клапанные головки, причем пружины, натяжение которых регулируется гайкой 6, держат шток прижатым к нижнему штуцеру 2. Таким образом, нормально клапан открыт. При его обнажении газ через отверстие 3 и штуцер 1 проникает в НКТ и газирует в них жидкость. В результате давление в НКТ Рт падает, а Рк остается постоянным. Возникает сила, стремящаяся преодолеть натяжение пружины Рп и закрыть клапан. Если f2 - площадь сечения нижнего штуцера, Рт - давление внутри клапана (потерями на трение пренебрегаем), а Рк - давление, действующее на нижний клапан, то условие закрытия клапана запишется как или где Рзак = Рк - Рт - такая разность давлений, при которой преодолевается сила пружины Fп и клапан закрывается (закрывающий перепад). После закрытия верхняя головка прижмется к штуцеру 1, площадь которого f1 намного больше f2. При закрытии давление на клапане ниже штуцера 1 станет равным Рк. Оно будет действовать на большую площадь верхнего штуцера f1, и клапан будет надежно удерживаться в закрытом состоянии при условии Поскольку f1>> f2, то согласно (9.36) клапан будет оставаться закрытым даже при малом перепаде давлений Рк - Рт. При уменьшении разницы Рк - Рт до определенного минимума пружина преодолеет силу f1(Рк - Рт) и клапан откроется. Эта разница давлений называется открывающим перепадом. Таким образом, открытие клапана произойдет при условии Сопоставляя (9.35) и (9.37) и учитывая, что f1>> f2, можно видеть, что Рзак >> Рот. Величины Рзак и Рот можно регулировать, изменяя натяжение пружины регулировочной гайкой 6, а также изменением сечения f2 штуцера 2. Пропускная способность клапана по газу регулируется числом или размером отверстий 3. Важной характеристикой для клапана является зависимость его пропускной способности от перепада давлений на клапане (рис. 9.9). К моменту закрытия клапана и отсечки газа уровень жидкости в межтрубном пространстве обнажает следующий клапан, который вступает в действие вместо закрытого предыдущего. Рис. 9.9. Зависимость расхода газа через клапан от перепада давленийСильфонные клапаны бывают двух типов: работающие от давления в межтрубном пространстве Рк; работающие от давления в НКТ Рт. Сильфонный клапан, управляемый давлением Рк, (рис. 9.10), состоит из сильфонной камеры 1, заряженной азотом до давления. Эффективная площадь сечения сильфона fс. На штоке 2 имеется клапан 3, сечение седла которого fк. Через штуцерное отверстие 4 газ поступает из межтрубного пространства через клапан в НКТ. Рис. 9.10. Принципиальная схема клапана, управляемого давлением в межтрубном пространствеПри закрытом клапане давление Рк в нем будет действовать на площадь сильфона fс за вычетом площади клапана fк. Со стороны НКТ на площадь fк будет действовать давление Рт. Обе эти силы будут стремиться открыть клапан. Препятствовать открытию будет давление газа в сильфоне Рс, действующее на площадь fc. Открытие клапана произойдет, если Давление, при котором откроется клапан, будет равно или Деля числитель и знаменатель справа на fс и обозначая fк / fс =R, получим Это будет давление в межтрубном пространстве, при котором клапан откроется. Решая (9.38) относительно Рс - давления зарядки сильфона, найдем Это будет давление, которое необходимо создать в сильфонной камере при ее зарядке на поверхности при заданном давлении в межтрубном пространстве для открытия клапана (Рк)от.После открытия клапана давление внутри клапана будет действовать на всю площадь сильфона, поэтому будет справедливо равенство сил Непосредственно перед закрытием клапана в нем под сильфоном должно быть давление закрытия (Ра)зак Откуда видно, что (Рк)зак = Рс.Тогда разница открывающего и закрывающего перепадов будет равна После подстановки в (9.40) значения Рс согласно (9.39) найдем или Из (9.41) видно, что R = fк / fс является важной величиной, определяющей характеристику клапана.Обычно диаметр седла клапана колеблется в пределах от 3 до 12 мм, а R от 0,08 до 0,5. Однако действительная величина R из-за неучета сил трения газа в клапане меньше расчетной, определяемой формулой (9.41). Это означает, что эффективное значение R меньше действительного. Уменьшение составляет

с при фонтанировании определяется уравнением (8.1), в котором гидростатическое давление столба жидкости благодаря постоянству плотности жидкости определяются простым соотношением

, (8.2)

где ρ - средняя плотность жидкости в скважине; Н - расстояние по вертикали между забоем (обычно серединой интервала перфорации) и устьем скважины.

Для наклонных скважин

,

где L - расстояние от забоя до устья вдоль оси наклонной скважины; α - средний зенитный угол кривизны скважины. Для наклонных скважин, имеющих на разных глубинах различный угол кривизны αi, расстояние Н необходимо определять разделением глубины скважины на интервалы и суммированием проекций этих интервалов на вертикальную ось:

, (8.3)

где ΔLi - длина i - го интервала; αi - угол кривизны i - го интервала; n - число интервалов, на которое разбивается общая глубина скважины.

При движении жидкости по НКТ она охлаждается и ее плотность немного изменяется. Поэтому необходимо в расчетах принимать среднюю плотность

, (8.4)

где ρс, ρу - плотность жидкости при термодинамических условиях забоя и устья скважины, соответственно. При фонтанировании обводненной нефтью плотность жидкости подсчитывается как средневзвешенная

,

, (8.5)

где n - доля воды в смеси (обводненность); ρн, ρв - плотность нефти и воды в условиях забоя (с) и устья (у) соответственно.

Иногда в результате недостаточной скорости восходящего потока жидкости и оседания воды обводненность n вдоль ствола скважины бывает неодинаковой. Например, между забоем и башмаком НКТ в интервале, где жидкость движется по всему сечению обсадной колонны с малой скоростью, обводненность может быть больше. В таких случаях всю расчетную глубину скважины необходимо разбивать на соответствующие интервалы. Заметим, что погрешности в определении гидростатического давления существенно влияют на все результаты расчета, так как оно преобладает в общем балансе давлений и составляет 95 - 98 % от величины P
с.

Противодавление на устье скважины Pу определяется ее удаленностью от групповой замерной установки, давлением в этой установке или размером штуцера (местного сопротивления), обычно устанавливаемого на выкидной линии фонтанирующей скважины для регулирования ее дебита. При широко распространенных в настоящее время однотрубных, герметизированных системах нефтегазосбора давления на устье Pу бывает большим, достигая иногда нескольких мегапаскалей.

Потери давления на трение Pтр определяются по обычным формулам трубной гидравлики, а именно

. (8.6)

Заметим, что в формуле (8.6) L - не глубина скважины, а длина НКТ вдоль оси скважины. Лишь в вертикальных скважинах эти величины совпадают, поэтому при наклонных скважинах важно учитывать это различие. Скорость жидкости в НКТ Сж определяется обычно через объемный коэффициент жидкости и ее плотность для средних термодинамических условий в НКТ:

, (8.7)

где Qн, Qв - дебит нефти и воды скважины, приведенный к стандартным условиям; ρн, ρв - плотности нефти и воды при стандартных условиях; bн, bв - объемные коэффициенты нефти и воды для средних условий в НКТ; f - площади сечения НКТ (или обсадной колонны для интервала от забоя до башмака НКТ).

При подсчете потерь на трение необходимо учитывать, что диаметр НКТ d существенно влияет на величину Pтр. Это означает, что при уменьшении диаметра НКТ на 10 %, например за счет покрытия внутренней поверхности эпоксидными смолами, стеклом или в результате отложения парафина потери на трение возрастут в 1,61 раза.

Величины коэффициента сопротивления λ определяются через число Рейнольдса по соответствующим графикам или аппроксимирующим формулам. Если такие величины, как Сж, d и ρ, необходимые для определения числа Re оцениваются достаточно точно, то для подсчета вязкости жидкости μ, особенно при движении по НКТ обводненной нефти или эмульсии, нет достаточно точных формул. Вязкость обводненной нефти зависит не только от вязкости компонентов (нефти и воды), но и от дисперсности эмульсии. Тем не менее для оценки этой величины можно рекомендовать следующую приближенную формулу Гатчика и Сабри:



, (8.8)

где μэ - динамическая вязкость эмульсии; μвс - динамическая вязкость внешней дисперсной среды (для эмульсии типа вода в нефти μвс - вязкость нефти, для эмульсии типа нефть в воде μвс - вязкость воды); φ - отношение объема внутренней дисперсной фазы к объему внешней.

При пользовании формулой (8.8) следует иметь в виду, что при обводненности нефти 60 - 70 % происходит инверсия эмульсий, т. е. замещение внешней и внутренней фаз. Поэтому формула (8.8) в представленном написании справедлива для эмульсии с содержанием воды, не превышающим указанных пределов. При большем водосодержании в формулу (8.8) вместо μвс необходимо подставить вязкость внешней среды, которой становится в этом случае вода, и вместо (р подставлять объемное отношение нефти к воде.

Коэффициент сопротивления λ зависит от режима течения. Установлено, что при Re < 1200 течение ламинарное, при Re > 2500 - турбулентное и при 1200 < Rе < 2500 - так называемая переходная зона. При ламинарном движении

, (8.9)

При турбулентном движении

, (8.10)

Для переходной зоны имеется много различных аппроксимирующих формул. Достаточно надежные результаты для λ получаются по формуле

, (8.11)

Причем формулу (8.11) .можно использовать не только для переходной зоны, так как она рекомендована для 1200 < Re < 50000.

Как известно, приток жидкости из пласта в скважину может быть определен общим уравнением притока

, (8.12)

Решая относительно Pс, получим

, (8.13)

При совместной работе пласта и фонтанного подъемника на забое скважины устанавливается общее забойное давление, определяющее согласно (8.12) такой приток жидкости, который фонтанные трубы будут в состоянии пропустить при данной глубине скважины, противодавлении на устье, диаметре труб и т. д. Для определения этого притока приравняем правые части уравнений (8.1) и (8.13)

. (8.14)

Левая часть равенства зависит от Q, так как Ртр и Ру зависят от расхода. С увеличением расхода трение и противодавление возрастают, тогда как Р
г не зависит от Q. Введем в левую часть (8.14) некоторую функцию от Q. Тогда

. (8.15)

Из этого равенства надо найти Q, которое обращало бы (8.15) в тождество. Для этого, задаваясь различными значениями Q, вычисляем левую часть равенства (8.15)

(8.16)

и правую часть равенства

, (8.17)

Далее строятся два графика А(Q) и В(Q). С увеличением Q величина А должна возрастать, а величина В уменьшаться, как показано на рис. 8.1.



Рис. 8.1. Совместное решение уравнения работы подъемника A(Q)

и уравнения притока жидкости из пласта в скважину B(Q)
Точка пересечения линий А(Q) и В(Q) определит условие совместной работы пласта и фонтанного подъемника, т. е. даст дебит скважины Qc и соответствующее этому дебиту забойное давление Рс. Подобные расчеты могут быть сделаны для труб различного диаметра, а также и для условий фонтанирования через межтрубное пространство. Из найденных решений может быть выбрано то, которое лучше отвечает технологическим условиям разработки и эксплуатаппи месторождения.

8. 2. Фонтанирование за счет энергии газа


Это наиболее распространенный способ фонтанирования нефтяных скважин. Уже было отмечено, что при артезианском фонтанировании в фонтанных трубах движется негазированная жидкость (нефть), поэтому, чтобы преодолеть гидростатическое давление столба такой жидкости, забойное давление должно быть достаточно высоким.

При фонтанировании за счет энергии газа плотность столба ГЖС в фонтанных трубах мала, поэтому гидростатическое давление столба такой смеси будет меньше. Следовательно, и для фонтанирования скважины потребуется меньшее забойное давление. При движении жидкости по НКТ от забоя к устью давление уменьшается, и на некоторой высоте оно становится равным давлению насыщения Рнас, а выше - ниже давления насыщения. В зоне, где Р < Рнас, из нефти выделяется газ, причем этого газа становится тем больше, чем меньше давление, т. е. чем больше разница давлений ΔР = Рнас - Р. Таким образом, нефть при фонтанировании разгазируется в результате выделения из нее растворенного газа, перехода его в свободное состояние и образования ГЖС с плотностью, существенно меньшей плотности чистой нефти. В описанном случае фонтанирование будет происходить при давлении на забое скважины, превышающем давление насыщения (Рс > Рнас), и газ будет выделяться на некоторой высоте в НКТ.

Возможен другой случай, когда фонтанирование происходит при давлении на забое скважины ниже давления насыщения (Рс < Рнас). При этом на забой скважины вместе с нефтью поступает свободный газ, к которому, по мере подъема нефти по НКТ, добавляются дополнительные порции свободного газа, выделяющегося из нефти при снижении давления. Масса свободного газа, приходящегося на единицу массы жидкости, по мере подъема увеличивается. Объем свободного газа также увеличивается за счет его расширения. В результате газонасыщенность потока возрастает, а его плотность соответственно снижается.

Таким образом, фонтанирование скважины может происходить при давлении на забое Рс выше или ниже давления насыщения Р