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: 539
Скачиваний: 2
СОДЕРЖАНИЕ
1.1. Понятие о нефтяной залежи
1.2. Механизм использования пластовой энергии при добыче нефти
2.2. Приток жидкости к скважине
ЛЕКЦИЯ 3. РЕЖИМЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
4.1. Конструкция оборудования забоев скважин
4.2. Приток жидкости к перфорированной скважине
ЛЕКЦИЯ 5. ТЕХНИКА ПЕРФОРАЦИИ СКВАЖИН. ПЕСКОСТРУЙНАЯ ПЕРФОРАЦИЯ.
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
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)
Сделаем несколько предварительных общих определений. Очевидно, давление на забое фонтанной скважины в любом случае будет равно
, (8.18)
где Рб - давление у башмака НКТ при фонтанировании скважины с постоянным дебитом, Р = (Н - L)·ρ·g - гидростатическое давление столба жидкости между башмаком и забоем высотой Н - L, где Н - глубина скважины, L - длина НКТ; ρ - средняя плотность жидкости в этом интервале.
С другой стороны, то же давление на забое Рс может быть определено через уровень жидкости в межтрубном пространстве
, (8.19)
где Р1 = hρg - гидростатическое давление столба жидкости в межтрубном пространстве; Р2 = Рз + ΔР - давление газа, находящегося в межтрубном пространстве, на уровень жидкости, Рз - давление газа в межтрубном пространстве на устье скважины; ΔР - гидростатическое давление столба газа от уровня до устья.
Очевидно,
,
где ρг - средняя плотность газа в межтрубном пространстве. Запишем (8.19) в развернутом виде:
. (8.20)
В скважине, фонтанирующей с постоянным дебитом, давление на забое Рс должно быть постоянным. Поэтому изменение высоты столба h в затрубном пространстве должно сопровождаться изменением давления на устье Рз так, чтобы сумма слагаемых согласно (8.20) была бы постоянной. Поэтому необходимо, чтобы уменьшение h сопровождалось увеличением давления газа Рз и наоборот.
Рассмотрим теперь два случая фонтанирования.
1. Рс < Рнас (рис. 8.2,a).
Рис. 8.2. Схема скважин при фонтанировании
а - при давлении на забое меньше давления насыщения (Рс < Рнас);
б - при давлении на забое больше давления насыщения (Рс > Рнас)
Свободный газ имеется на самом забое. К башмаку фонтанных труб будет двигаться газожидкостная смесь. При работе такой скважины основная масса пузырьков газа будет увлекаться потоком жидкости и попадать в фонтанные трубы. Однако часть пузырьков, двигающихся непосредственно у стенки обсадной колонны, будет проскальзывать мимо башмака НКТ и попадать в межтрубное пространство. В межтрубном пространстве выше башмака движения жидкости не происходит. Поэтому пузырьки газа в нем будут всплывать, достигать уровня жидкости и пополнять газовую подушку в межтрубном пространстве. Таким образом, при фонтанировании, когда Р
с < Рнас, создаются условия для непрерывного накопления газа в межтрубном пространстве. Интенсивность этого процесса зависит от многих факторов.
1. От скорости восходящего потока ГЖС, т. е. от дебита скважины. Чем больше дебит, тем меньше газа попадает в межтрубное пространство.
2. От величины зазора между обсадной колонной и фонтанными трубами.
3. От количества и величины газовых пузырьков, что в свою очередь зависит от разницы между давлением насыщения и давлением у башмака.
4. От вязкости жидкости.
Накопление газа в затрубном пространстве приводит к увеличению давления Рз и соответствующему понижению уровня жидкости h на такую величину, чтобы давление на забое Рс согласно уравнению (8.20) оставалось бы постоянным. Этот процесс будет продолжаться до тех пор, пока уровень жидкости в межтрубном пространстве не опустится до башмака фонтанных труб. После этого процесс стабилизируется. Непрерывно возрастающее давление на устье межтрубного пространства после достижения максимума стабилизируется. В этом случае возможно достаточно точно определить давление у башмака фонтанных труб Рб, а также и давление на забое Рс по давлению на устье в межтрубном пространстве Рз, не прибегая к трудоемкому процессу спуска манометра в скважину. Давление Рз замеряется на устье манометром. Тогда давление у башмака будет равно
, (8.21)
где
- плотность газа.
Здесь ρо - плотность газа при стандартных условиях Ро и То; Тср - средняя температура в затрубном пространстве; z - коэффициент сжимаемости газа для условий Рз и Тср. Второе слагаемое в формуле (8.21) может быть определено несколько точнее по барометрической формуле.
Давление на забое скважины Рс будет больше Рб на величину гидростатического давления столба жидкости между забоем и башмаком фонтанных труб Р и может быть определено по формуле (8.18).
При больших расстояниях между забоем и башмаком НКТ (превышающих 50 - 100 м) в вычисление Рс вносится погрешность за счет недостоверности величины средней плотности ГЖС между башмаком и забоем - Р. В таких случаях величину Р необходимо определять методами, изложенными в теории движения газожидкостных смесей.
Таким образом, в фонтанирующей скважине при условии Рс < Рнас уровень жидкости в межтрубном пространстве обязательно должен устанавливаться у башмака НКТ после выхода работы скважины на установившийся режим. Однако это справедливо, если нет утечки газа из обсадной колонны из-за ее недостаточной герметичности или неплотностей в арматуре и колонной головки. При наличии утечек уровень жидкости может стабилизироваться в межтрубном пространстве на некоторой высоте, обусловливая такое давление на устье, при котором утечки газа сравниваются с его поступлением от башмака фонтанных труб.
2. Рс > Рнас (рис. 8.2,6).
Свободный газ в этом случае не накапливается в затрубном пространстве, так как нет условий для его проскальзывания у башмака фонтанных труб. В самих трубах газ начнет выделяться на некоторой высоте от башмака, где давление станет равным давлению насыщения. Поскольку при работе скважины обновление жидкости в затрубном пространстве не происходит, то не возникают и условия для пополнения газа. Из объема нефти, находящейся в затрубном пространстве, частично выделится растворенный газ, после чего вся система придет в равновесие. Уровень жидкости в этом случае будет находиться на некоторой глубине h в соответствии с выражением (8.20).
Различным положениям уровня будет соответствовать различное давление Pз. В этом случае вследствие неопределенности величины h становится невозможным определение забойного давления Рс по величине Рз.
8. 3. Условие фонтанирования
Фонтанирование возможно лишь в том случае, если энергия, приносимая на забой жидкостью, равна или больше энергии, необходимой для подъема этой жидкости на поверхность при условии, что фонтанный подъемник работает на оптимальном режиме, т. е. на режиме наибольшего к. п. д. За счет давления на забое скважины жидкость может быть поднята на высоту, соответствующую этому давлению. Полезная работа, которая совершается при подъеме 1 м3 жидкости, равна произведению веса жидкости на высоту подъема:
. (8.22)
Вместе с нефтью на забой может поступать свободный газ, кроме того, из той же нефти при снижении давления происходит выделение газа. Общее количество газа, приходящееся на 1 м3 товарной нефти и приведенное к стандартным условиям, называется полным газовым фактором Го. Газ, расширяясь, также совершает работу. Однако доля свободного газа на разных глубинах будет разная. Работу расширения совершает только свободный газ. Поэтому при подсчете работы расширения газа необходимо учитывать не полный газовый фактор Го, а меньшее количество газа (за вычетом растворенного), которое назовем эффективным газовым фактором Гэф.
Однако, следуя рассуждениям А. П. Крылова, рассмотрим вопрос в упрощенной постановке. Будем считать, что с каждым 1 м3 нефти на забой поступает Го кубических метров газа, приведенных к нормальным условиям. Растворимостью газа в первом приближении пренебрегаем. Возможная работа этого газа при изотермическом его расширении будет равна
, (8.23)
Таким образом, общее количество энергии, поступающей на забой с каждым кубическим метром нефти будет равно
. (8.24)
Поскольку на устье скважины всегда есть некоторое противодавление Ру, то поток ГЖС, покидая устье, уносит с собой некоторое количество энергии. Количество уносимой энергии по аналогии с (8.24) можно определить так:
. (8.25)
Количество энергии, поступающей из пласта и затраченной в самой скважине в
процессе подъема жидкости от забоя до устья, Wп будет равно разности W1 - W2, т. е.
. (8.26)
Напомним, что в (8.26) имеется общий множитель 1 м3 так как определяемая энергия относится к 1 м3 нефти. С учетом этого в (8.26) получится размерность Н-м, т. е. джоуль. Если фонтанный подъемник работает на оптимальном режиме, т. е. на режиме наибольшего к. п. д., то удельный расход газа R, необходимого для подъема 1 м3 жидкости, достигнет минимума Rопт. В таком случае количество энергии, минимально необходимое для фонтанирования, по аналогии с (8.26), будет равно
. (8.27)
Следовательно, фонтанирование возможно, если
. (8.28)
Откуда следует
, (8.29)
т. е. если из пласта поступает газа больше или столько, сколько нужно для подъема 1 м3 жидкости на режиме наивысшего к. и. д., то фонтанирование возможно. На основании экспериментальных исследований и теоретической обработки результатов А. П. Крыловым были получены формулы для определения удельного расхода газа Rmax при работе газожидкостного подъемника на режиме максимальной подачи Qmax. Эта формула имеет вид
. (8.30)
Из тех же исследований А. П. Крылова следует, что удельный расход газа Rопт при работе газожидкостного подъемника на режиме наибольшего к. п. д. (Qопт) связан с Rmax соотношением
, (8.31)
где относительное погружение
, (8.32)
Подставляя (8.32) и (8.30) в (8.31), получим
. (8.33)
Известно, что опытные данные, которые легли в основу формулы (8.33), были получены А. П. Крыловым на коротком газожидкостном подъемнике при работе