Совершенно очевидно, что каждому из перечисленных способов присущи свои условия рационального применения для соответствующих характеристик осваиваемых коллекторов. Например, метод «мгновенной» депрессии не может быть использован для освоения низкопроницаемых рыхлых коллекторов.
Многочисленные способы метода облегчения столба жидкости, в частности, промывки требуют проведения значительного объема гидродинамических расчетов.
6. Баланс энергии в скважине
Основным процессом в добыче нефти является процесс подъема на поверхность газожидкостной смеси от забоя скважины. Исходя из этого, можно сформулировать основную задачу эксплуатации скважин - осуществление процесса подъема продукции скважин с наибольшей эффективностью и бесперебойно.
Подъем нефти в стволе скважины может происходить либо за счет природной энергии нефтяной залежи Wn, либо за счет энергии искусственно вводимой в скважину с поверхности Wu, либо за счет пластовой и искусственно вводимой в скважину с поверхности энергий Wn + Wu.
Так как процесс движения продукции скважин от забоя до поверхности связан с определенными потерями, то сам процесс подъема возможен лишь при определенном соотношении энергии, которой обладает продукция скважины, и потерь энергии при ее движении. Основными видами потерь при движении газожидкостной смеси в скважине являются:
1. Потери энергии на преодоление веса гидростатического столба жидкости или смеси, W (без учета скольжения газа).
2. Потери энергии, связанные с движением ее по подъемным трубам и через устьевое оборудование, W .
3. Потери энергии за счет поддержания противодавления на устье скважины, необходимого для продвижения продукции скважины по наземным трубопроводам, W. Эта составляющая энергетического баланса не принимает никакого участия в процессе подъема, а представляет энергию, уносимую потоком жидкости за пределы устья скважины.
Отсюда баланс энергии в работающей скважине можно записать в виде:
Потери энергии, связанные с движением смеси по подъемным трубам и через устьевое оборудование Wлс,
- потери на трение, связанные с движением смеси по трубе Wmр , и потери на трение, связанные с относительным скольжением газа в жидкости Wck;
- потери на местные сопротивления (движение смеси через муфтовые соединения труб и через устьевую арматуру) Wmc
- инерционные потери, связанные с ускоренным движением смеси Wин.
С учетом этого выражение (3.6) может быть переписано следующим образом:
Анализ исследований, проведенных в нефтяных скважинах, показывает, что составляющие WMc и Wuh настолько малы в общем балансе энергии, что ими можно без большой погрешности пренебречь. Тогда окончательно баланс энергии в скважине можно записать:
7. Виды фонтанирования
Под фонтанной эксплуатацией понимается такой способ подъема продукции скважины от забоя на поверхность, при котором располагаемая энергия на забое W3a6 больше или равна энергии, расходуемой на преодоление различных сопротивлений W на всей длине скважины в процессе подъема, т.е. Основными источниками естественного фонтанирования являются потенциальная энергия жидкости Wж и газа Wг, выделяющегося из нефти при давлении, меньшем давления насыщения. Таким образом, естественное фонтанирование осуществляется только за счет природной энергии Wn, которой обладает продукция скважины на забое W3a6:
В зависимости от соотношения забойного Рз и устьевого Ру давлений с давлением насыщения нефти газом Рнас можно выделить три вида фонтанирования и соответствующие им три типа фонтанных скважин.
1-й тип - артезианское фонтанирование: Рз>Рнас , Ру>Рнас , то есть фонтанирование происходит за счет гидростатического напора (рис. 3.3, а). В скважине происходит перелив жидкости, по трубам движется негазированная жидкость. В затрубном пространстве между НКТ 1 и обсадной колонной 2 находится жидкость. Газ выделяется из нефти за пределами скважины в выкидной линии. Такое фонтанирование встречается крайне редко и характерно для пластов с аномально высоким пластовым давлением.
Рис. 3.3. Типы фонтанных скважин
а - артезианская; б - газлифтная с началом выделения газа в скважине; в - газлифтная с началом выделения газа в пласте; 1 - подъемные трубы; 2 - эксплуатационная колонна.
II-й тип - газлифтное фонтанирование с началом выделения газа в стволе скважины: Рз >Рнас>Ру (рис. 3.3, б). в пласте движется негазированная жидкость, а в скважине, начиная с интервала, где давление становится равным давлению насыщения, движется газожидкостная смесь. По мере приближения к устью давление снижается, увеличивается количество свободного газа, происходит его расширение, растет газосодержание потока, то есть фонтанирование осуществляется по принципу работы газожидкостного подъемника. При давлении у башмака НКТ Р>Рнас в затрубном пространстве на устье находится газ и затрубное давление Рзатр обычно небольшое (0,1-0,5 МПа). Такой вид фонтанирования присущ большинству фонтанных скважин.
III- й тип - газлифтное фонтанирование с началом выделения газа в пласте: Рнас>Р3 (рис. 3.3, в), в пласте движется газированная жидкость, на забой к башмаку НКТ поступает газожидкостная смесь. После начала притока основная часть газа увлекается потоком жидкости и поступает в НКТ. Часть газа отделяется и поступает в затрубное пространство, где он накапливается, при этом уровень жидкости снижается и достигает башмака НКТ. Со временем наступает стабилизация и уровень устанавливается у башмака НКТ. Затрубное давление газа, как правило, высокое, почти достигает значений Р1 и Р3. Чем меньше расход и вязкость жидкости, больше расход газа у башмака, зазор между НКТ и эксплуатационной колонной, тем больше газа сепарируется в затрубное пространство.
8. Механизм движения газонефтяной смеси по вертикальным трубам
Подъем газожидкостной смеси сопровождается относительным движением в жидкости газовых пузырьков различных размеров (скольжение газа). Скорость всплывания газового пузырька зависит от многих факторов: от размера пузырька, от вязкости жидкости, от плотности жидкости и газа, от физических свойств поверхности раздела, взаимодействия пузырьков, влияния стенки трубы. Пузырьки газа в жидкости могут быть в различной степени раздроблены (диспергированы). Структура газожидкостной смеси зависит от объемных расходов жидкой и газовой фаз, от газосодержания, диаметра лифта, физико-химических свойств фаз и т.д. В зависимости от этого выделяют следующие структуры газожидкостной смеси (рис. 3.5): эмульсионная (пузырьковая, пенная); четочная (снарядная, пробковая); стержневая (дисперснокольцевая).
Рис. 3.5. Структуры газожидкостных смесей:
а - эмульсионная; б - четочная; в - стержневая;
Эмульсионная структура характеризуется тем, что газовые пузырьки различных размеров (но меньших, чем диаметр трубы) более или менее равномерно распределены в жидкости. Расстояния между пузырьками могут быть различны. Такая структура обычно проявляется при малой газонасыщенности (если она несоздается искусственно) и характеризуется существованием малых относительных скоростей газа в жидкости при их значительном изменении.
Например, многие фонтанные скважины девонских месторождений восточных районов имеют эмульсионную структуру движения смеси. Диаметры газовых пузырьков колеблются от 0,1 до 0,3 мм, а относительная скорость их всплывания в жидкостях различной вязкости изменяется от 1 см/с до 30-40 см/с Необходимо отметить, что на сохранение эмульсионной структуры и ее стабильность влияет физико-химический состав жидкости и газа.
Четочная структура образуется при повышении газосодержания смеси и характеризуется наличием газовых четок, перекрывающих практически все сечение трубы и чередующихся с четками жидкости. Четки газа содержат капельки жидкости, а четки жидкости - пузырьки газа. Размеры и взаимное расположение четок самое различное. При такой структуре относительные скорости газа могут иметь самое различное значение, достигая значительных величин. Исследования показывают, что относительные скорости газа при такой структуре изменяются от нескольких см/с до нескольких м/с Средняя величина относительной скорости колеблется от 40 до 120 см/с.
Стержневая структура образуется при значительном увеличении газосодержайия смеси. При такой структуре основная масса газа движется по центру трубы в виде стержня, а жидкость увлекается им и движется по стенкам трубы в виде тонкого слоя. В слое жидкости имеются малые пузырьки газа, а газовый стержень насыщен капельками жидкости. При такой структуре относительные скорости движения газа достигают больших величин.
В реальных условиях движение газонефтяных смесей в скважинах может иметь все три структуры. В нижней части лифта при больших давлениях движущаяся смесь имеет эмульсионную структуру. По мере подъема, а следовательно снижения давления, эмульсионная структура может переходить в четочную. Значительное снижение давления в верхней части лифта создает предпосылки для возможного перехода четочной структуры в стержневую.
9. Оборудование фонтанных скважин
Многообразие условий разработки нефтяных месторождений и эксплуатации скважин предопределяет определенные, достаточно жесткие требования к оборудованию фонтанных скважин. Не менее жесткие требования к оборудованию диктуются законами охраны недр, окружающей среды, техники безопасности и обеспечения условий жизнедеятельности работающего персонала.
Принципиально оборудование фонтанных скважин состоит из следующих элементов: колонная головка, фонтанная арматура и манифольды.
Колонная головка
Колонная головка предназначена для обвязки устья скважины с целью герметизации межтрубных пространств, обвязки обсадных колонн и установки фонтанной арматуры. В зависимости от количества обсадных колонн, спущенных в скважину, выпускаются одно-, двух-, трех-, четырех- и пятико-лонные головки, но все они должны удовлетворять следующим требованиям:
-- надежная герметизация межтрубных пространств;
-- возможность контроля за давлением во всех межтрубных пространствах;
-- быстрое и надежное крепление подвески обсадных колонн;
-- универсальность (возможность использования различных обсадных колонн);
-- быстрый и удобный монтаж;
-- минимально возможная высота;
-- высокая надежность (в процессе эксплуатации скважины колонная головка не подлежит ремонту).
Колонные головки выпускаются на различное давление от единиц МПа до десятков МПа. В процессе бурения на колонной головке монтируются превенторы. Перед эксплуатацией скважины превенторы демонтируют и на них устанавливают фонтанную арматуру.
Фонтанная арматура
Фонтанная арматура предназначена для:
-- подвески одной или двух колонн НКТ;
-- герметизации и контроля пространства между колоннами НКТ и затрубного пространства;
-- проведения различных технологических операций при вызове притока, освоении, эксплуатации, исследовании и ремонте;
-- направления продукции скважины на замерную установку;
-- регулирования режима работы скважины и проведения глубинных исследований путем спуска приборов в подъемник;
-- закрытия скважины (при необходимости).
По существу, фонтанная арматура (рис. 3.9) состоит из трубной головки и фонтанной елки. Трубная головка предназначена для закрепления в ней колонн НКТ (одной или двух) и представляет собой крестовину с двумя боковыми отводами и установленной на ней переходной катушкой, в которой закрепляется на резьбе колонна НКТ (рис. 3.9, а). При подвеске двух колонн НКТ колонна большего диаметра закрепляется в тройнике с одним боковым отводом, а колонна меньшего диаметра -- в катушке, установленной на этом тройнике (рис 3.9, б). Фонтанные елки бывают крестового и тройникового типов.
Рис. 3.9. Принципиальные схемы фонтанной арматуры (а - крестовой, б - тройниковой)
1- крестовина с двумя боковыми отводами; 2 - переходная катушка для подвески НКТ; 3 - задвижка или кран; 4 - катушка; 5 - штуцерная колодка; 6 - тройник; 7 - крестовина; 8 - фланец
Каждый тип фонтанной елки применяется для определенных эксплуатационных условий. Фонтанная елка крестовой арматуры имеет два боковых отвода, один из которых может быть рабочим, а второй -- запасным. Фонтанная елка тройниковой арматуры имеет верхний и нижний отводы (выкиды). Рабочим выкидом всегда является верхний, а нижний -- запасным.
Манифольды
Манифольды предназначены для обвязки выкидов фонтанных скважин (арматуры фонтанных скважин) со сборными коллекторами, транспортирующими продукцию скважин на пункт сбора и подготовки. Манифольды предусматривают установку на них штуцеров, вентилей для отбора проб продукции скважин, запорных устройств и предохранительных клапанов. Основные узлы манифольдов унифицированы с узлами и деталями фонтанной арматуры и на концах имеют фланцы под трубы диаметром 80 мм.