|
Рпл = Ргст + Ргид +
Ртр - Ргаз + Рг (4.1)
Подробно теория фонтанирования разработана
академиком А.П.Крыловым.
При проектировании режима работы фонтанной скважины
надо иметь ввиду следующее.
Приток жидкости из пласта тем больше, чем меньше будет
давление на забое – Рзаб. В то же время пропускная способность
подъемника будет тем выше, чем больше будет давление на забое. В процессе
работы пласта и подъемника установится равновесие системы – «пласт-подъемник».
Приток жидкости из пласта описывается формулой.
qn = K(Pпл
- Рзаб)n
(4.2)
Где К – коэффициент продуктивности, куб.м./сут.Мпа; Рпл-пластовое
давление, Мпа; Рзаб – забойное давление, Мпа.
Пропускная способность подъемника определяется по
формуле (4.5), поэтому необходимо стремиться к соблюдению условия
qn = qmax
Если НКТ спущены до забоя, то Рзаб в формуле (4.2)
есть забойное давление. Если НКТ выше забоя, так что глубина скважины Н больше
глубины спуска НКТ L: (LH), то:
Рзаб – Рбаш + (H
– L)* p*q
(4.3)
В этом случае формула (4.2) примет вид
qn = K[Pпл –
Рбаш - (H – L)* p*q]n (4.4)
где Рбаш – давление на входе в лифт; р-плотность
жидкости.
При глубине подвести лифта L его диаметр d
определится из формулы
(4.5)
При заданном диаметре лифта глубина его спуска
составит:
(4.6)
где Ру-давление на устье скважины.
4.1.2. Осложнения при
работе фонтанной скважины.
Отложения парафина
Часто встречающимся осложнением при работе фонтанных
скважин является выпадение из нефти парафина, солей, вынос песка, прорывы газа.
По содержанию парафина нефти принято делить на три
класса:
1 – беспарафинистая (содержит менее 1% парафина по
массе); 2 – слабопарафинистая (содержит 1-2% парафина по массе); 3 –
парафинистая (содержит более 2% парафина по массе).
Безводная девонская нефть Туймазинского нефтяного
месторождения, например, содержит от 3,7 до 5,5% парафина: пласт Д1 – 5%, пласт
Дп – 6 %, турнейский - 1,9%, угленосный – 3,7%. Месторождения Мангышлака
содержат 15-20% парафина (Узень и Жетыбай).
Добыча нефти при наличии в ней парафина осложняется
выпадением парафиновых отложнений в трубах, затрубном пространстве, в выкидных
линиях, в резервуарах.
Парафиновые отложения состоит из парафина, нефти,
смолистых компонентов нефти, а также воды, твердых частиц, глины и песка.
Парафиновые отложения нарушают нормальную работу
скважин: их приходится останавливать на ремонт, что приводит к потере добычи
нефти.
В условиях Башкирии затраты на депарафинизацию
промыслового оборудования составляют около 10% от себестоимости добываемой
нефти.
Начало отложения парафина отмечается на глубине
800-900 м. Наибольшие отложения наблюдаются примерно на глубине 100-200 м.
Фонтанный лифт диаметром 73 мм при дебите скважины 75
т/сут. полностью запарафинивается примерно за пять суток. За это время в лифте
скапливается более 1000 кг парафина. Средний дебит скважины при этом снижается
до 50 т/сут.
Рассмотрим некоторые факторы, влияющие на выпадение
парафина из нефти.
В пластовых условиях парафин обычно находится в
растворенном состоянии. При снижении давления и температуры нарушается
первоначальное физико-химическое равновесие. В результате начинает выделяться
из раствора парафин в виде мельчайших кристаллов, которые сначала находятся в
нефти во взвешенном состоянии, а впоследствии осаждаются на твердых
поверхностях оборудования.
Выпадению парафина способствует снижение температуры в
лифте. Температура начала кристаллизации парафина для месторождений Татарии и
Башкирии находится в пределах 15…35 градусов С.
Снижение температуры в лифтовых трубах происходит в
связи с выделением газа из нефти, которое обусловлено в свою очередь снижением
давления по мере перемещения частиц газа в нефти от забоя скважины к устью, а
также при снижении устьевого давления.
Опишем метод борьбы с парафином, в основу которого
положено свойство парафина прилипать только к шероховатым поверхностям. Ученые
С.Ф.Люшин и В.А.Рассказов установили, что на гладких поверхностях отложение
парафина не наблюдается. Группой ученых объединения «Башнефть» и НГДУ
«Туймазанефть», институтов «УралНИТИ» и «ОФ ВНИИКанефтегаз» были разработаны
рецептуры материалов и созданы установки для их нанесения на внутреннюю
поверхность насосно-компрессорных труб.
Были испытаны поверхности, выполненные из стекла,
эмали, эпоксидной смелы. Свойство покрытий различны: стекло температуростойко,
кислотоупорно, но хрупко. Вследствие больших нагрузок, действующих на
насосно-компрессорные трубы в скважине и разных величин деформаций металла и
стекла, стекло отделяется от труб, осыпается, образуя стеклянные пробки.
Эмаль более прочна, чем стекло, стойка к агрессивным
жидкостям, но также разрушается при механическом воздействии.
Следует сказать, что процесс нанесения стекла и эмали
требует нагрева трубы до 700оС и выше, что вызывает изменения в
структуре металла и ведет к снижению прочности.
Эпоксидная смола является упругим материалом,
наносится при температуре +100оС, процесс нанесения может быть
осуществлен в условиях промысловых мастерских. При высоком качестве подготовки
поверхности и соответствующем подборе материалов покрытие долговечно и надежно,
противостоит парафинообразованию.
Следует упомянуть и метод борьбы с парафином,
заключающийся в периодическом соскабливании его с поверхности НКТ. Для этой
цели была создана целая система, состоящая из скребков переменного сечения,
опускаемых в НКТ на проволоке специальной лебедкой, программного реле времени и
концевых выключателей.
Конструктивно скребки были выполнены так, что при
движении вниз они уменьшали свой диаметр, что обеспечивало им свободной проход
даже при наличии на стенках труб отложений парафина. При подъеме же они
увеличивали диаметр и срезали парафин.
Скребки в некоторых нефтяных районах применяются и в
настоящее время.
Очистка устьевой арматуры, а также труб от парафина
производится депарафинизационным передвижным агрегатом, представляющим собой
автомобиль, на котором установлен нагреватель.
В нагревателе монтируется труба, через
которую прокачивается жидкость. Здесь она нагревается до определенной
температуры и направляется в скважину. Агрегат может быть подключен на
«циркуляцию», т.е. выходящая из скважины жидкость направляется в печь,
подогревается до 100оС и возвращается в затрубное пространство
скважины. В процессе циркуляции производится очистка ствола скважины и НКТ.
4.1.3. Оборудование
фонтанной скважины.
Наиболее простым способом подъема жидкости из
фонтанной скважины является использование для этой цели эксплуатационной
колонны. При этом возможно возникновение осложнений: а) эрозия колонны за счет
воздействия движущейся жидкости и содержащихся в ней компонентов; б)
нерациональное использование пластовой энергии вследствие значительного
диаметра колонны; в) возникновение осложнений за счет выделяющихся из жидкости
компонентов – солей, парафина, мехпримесей.
Восстанавливать поврежденную колонну и устранять
осложнения трудоемко и не всегда эффективно. Надо также иметь ввиду, что
эксплуатационная колонна является в скважинах, как правило, и обсадной колонной
и призвана надежно защищать скважину от разрушения и проникновения в нее
посторонних агентов в течение всей жизни месторождения.
Все оборудование фонтанной скважины можно разделить на
две группы – подземное и наземное.
Подземное оборудование включает в себя
насосно-компрессорные трубы (НКТ), якорь, пакер, клапаны, муфты – все
устройства и приспособления, работающие в скважине и находящиеся ниже фланца
обсадной колонны.
К наземному оборудованию относится устьевая арматура,
рабочие манифольды, штуцеры, клапаны, задвижки – все оборудование, работающие
на поверхности.
Рассмотрим назначение и конструкционные особенности
оборудования, соответствующие требованиям технологического процесса.
4.1.4.
Насосно-компрессорные трубы.
Насосно-компрессорные трубы в нефтяных скважинах
выполняют следующие основные функции: а) являются каналом для подъема
добываемой жидкости; б) служат для подвески глубинного оборудования; в)
являются каналом для проведения различных технологических операций; г) являются
инструментом для воздействия на забой и призабойную зону.
В зависимости от назначения и условия их применения
НКТ называют: а) фонтанными (или лифтовыми) – при применении в фонтанных
скважинах для подъема жидкости; б) насосными при эксплуатации в насосных скважинах;
в) компрессорными при применении в компрессорных скважинах.
Насосно-компрессорные трубы по конструкции
подразделяются на: а) гладкие; б) с высаженными наружу концами.
Гладкие НКТ имеют одинаковый внутренний диаметр по
всей длине. Они не равнопрочны: прочность их в резьбовой части составляет
80-85% прочности тела трубы. НКТ с высаженными наружу концами – равнопрочны:
прочность их в резьбовой части равна прочности в любом сечении трубы.
ГОСТ 633-80 регламентирует выпуск бесшовных
(цельнотянутых) НКТ следующих условных (наружных) диаметров, мм: гладкие – 48,
60, 73, 83, 102, 114 и с высаженными наружу концами – 33, 42, 48, 60, 73, 89,
102, 114. Толщина стенок от 4 до 7 мм, длина трубы от 5,5 до 10 м (в среднем 8
м). НКТ выпускаются из стали группы прочности Д, К,Е,Л,М. Конструкция
резьбового соединения специальная.
Резьба в НКТ – коническая. Преимущества таких резьб:
а) возможность обеспечить герметичность без уплотняющих средств; б) возможность
ликвидации в резьбе зазоров; в) более равномерное распределение нагрузки; г)
сокращение времени на сборку – разборку.
4.1.5. Пакеры, якоря
Пакеры – устройства, предназначенные для разобщения
отдельных участков скважины, например, призабойной зоны от остальной части. При
этом они выполняют следующие функции:
-
защищают обсадную колонну от
воздействия пластового давления;
-
препятствуют контакту с ней
агрессивных пластовых жидкостей и газов;
-
способствуют давлению газа только
в НКТ, увеличивая их коэффициент полезного действия;
-
создают возможность раздельной
разработки отдельных пластов и пропластков;
-
позволяют осуществлять
направленное устьевое воздействие на отдельные пропластки и пласты при
технологических операциях.
Процесс разобщения производится механическим,
гидравлическим и гидромеханическим воздействием на резиновый пакерующий
элемент, увеличивающий при этом диаметральный габарит. В зависимости от вида
воздействия на разобщающий элемент получили применение пакеры механического
(«М») или гидравлического («ГМ») действия.
Пакер работает так.
После спуска на заданную глубину на насосно-компрессорных трубах в последние
бросают шарик, который устанавливается в седле. Закачкой жидкости в НКТ в
пакере создают давление, которые передается через канал «А» под поршнем и
вызывает его перемещение. Поршень толкает плашкодержатель с усилием, обеспечивающим
срезание удерживающего винта 10. Продолжая движение вверх, он надвигает плашки
на корпус и приживает их к эксплуатационной колонне.
Расжатие манжет производится за счет массы труб,
воздействующих на упор.
При дальнейшем увеличении давления (до 21 МПа)
срезается винт, удерживающий седло с шариком, и они выпадают из корпуса,
освобождая проходное сечение пакера.
Подъем пакера осуществляется после снятия осевой
нагрузки и перемещения вверх ствола, конуса, упора. Это способствует
возвращению в первоначальное положение плашек и манжет.
Якорь предназначен обеспечить дополнительную силу
для надежного удержания пакера в заданном интервале. Для этого якорь
соединяется в один блок с пакером и спускаются в скважину одновременно. Удерживающими
элементами в якоре являются плашки, срабатывающими от давления, создаваемого в
колонне НКТ и передаваемого через канал под поршень. Принцип его работы
аналогичен работе пакера. При снятии давления и подъеме НКТ плашки возвращаются
на свое место, освобождая якорь.
Якорь может быть конструктивно совмещен с пакером и
тогда в шифр пакера вводится буквы «я» (например, ПД-ЯГМ).
4.1.6. Фонтанная арматура
Фонтанная арматура относится к оборудованию скважин,
которое призвано выполнять следующие функции: а) герметизация кольцевого
пространства между обсадной колонной и подъемными трубами; б) направление
движения газожидкостной смеси; в) подвески глубинного оборудования; г) создание
противодавления на устье; д) проведение исследований, освоения и других технологических
операций.
Арматура состоит из ряда конструктивных элементов.
Трубная головка служит для подвески фонтанных труб, герметизации устья,
проведения различных технологических операций. Включает в себя колонный фланец,
крестовик трубной головки, тройник трубной головки, переводную катушку.
Фонтанная елка служит для направления и регулирования продукции скважины.
Включает в себя центральную задвижку, крестовик елки (в тройниковой арматуре
тройки), буферную задвижку, буферный патрубок, штуцер.
Назначение каждого из элементов арматуры: колонный
фланец – для присоединения арматуры к обсадной колонне и герметизации
затрубного пространства; крестовик трубной головки – для сообщения с затрубным
пространством скважины; тройник трубной головки – для подвески первого ряда
труб и сообщения с ним; переводная катушка – для подвески второго ряда труб и
сообщения с ним; центральная задвижка – для закрытия скважины; крестовик елки
служит для направления продукции скважины в трубопровод; буферная задвижка –
для спуска глубинных приборов в скважину; буферный патрубок – для помещения
приборов перед спуском в скважину и уменьшения колебаний давления в арматуре
(там скапливается газ) ; штуцер – для регулирования дебита скважины; рабочий
монифольд – часть арматуры между штуцерами и общей выкидной линией,
предназначенная для соединения двух выкидов в один; вспомогательный монифольд –
лилия, соединяющая затрубное пространство или насосно-компрессорные трубы и служит
для подачи в скважину воздуха, газа и других агентов при технологических операциях.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11
| 
