Оборудование фонтанных скважин

В пробуренных эксплуатационных скважинах оборудуют как забойную (в зоне продуктивного пласта), так и устьевую часть, выходящую на поверхность. Если продуктивный пласт сложен достаточно прочными породами, то применяют "открытый" забой. В этом случае эксплуатационная обсадная колонна доводится до верхней границы продуктивного пласта, а сам пласт вскрывается на всю мощность. Если породы продуктивного пласта неустойчивые, рыхлые, то забой укрепляют обсадными трубами с креплением (цементированием) затрубного пространства. Приток нефти в скважину обеспечивают пробивкой отверстий (перфорацией) обсадной трубы и цементного кольца в зоне продуктивного пласта (обычно десять отверстий на один метр).

Условия эксплуатации фонтанных скважин требуют герметизации их устья, разобщения межтрубного пространства, направления продукции скважин в пункты сбора нефти и газа, а также при необходимости полного закрытия скважины под давлением. Эти требования выполняются при установке на устье фонтанирующей скважины колонной головки (рис. 7.1) и фонтанной арматуры с манифольдом.

Рис. 7.1. Колонная головка

Оборудование любой скважины, в том числе фонтанной, должно обеспечивать отбор продукции в заданном режиме и возможность проведения необходимых технологических операций с учетом охраны недр, окружающей среды и предотвращения аварийных ситуаций. Оно подразделяется на наземное (устьевое) и скважинное (подземное).

К наземному оборудованию относят фонтанную арматуру и манифольд. Фонтанной арматурой оборудуют фонтанные нефтяные и газовые скважины. Ее устанавливают на колонную головку. Фонтанная арматура изготавливается по ГОСТ 13846-89.

Фонтанные арматуры различают по конструктивным и прочностным признакам. Эти признаки включают в шифр фонтанной арматуры.

Фонтанная арматура включает трубную обвязку (головку) и фонтанную елку с запорными и регулирующими устройствами (рис. 7.2)

21…Артезианская скважина — это буровая скважина, которая пробурена для эксплуатации подземных вод.

Артезианские водоносные горизонты залегают между двумя водоупорными слоями и надежно защищены от поверхностного загрязнения. В отличие от грунтовых вод они часто имеют отдаленную область питания — за несколько километров и даже за десятки и сотни километров. При вскрытии скважины уровень артезианской водывсегда устанавливается значительно выше водоупорной кровли водоносного горизонта, а иногда артезианская вода сама изливается из скважины (фонтанирует). На тех участках, где артезианские воды получают питание, они приобретают характер или грунтовых со свободной поверхностью, или межпластовых грунтовых вод. Подземные воды всех перечисленных видов могут циркулировать в пустотах рыхлых зернистых или в трещинах скальных пород. В последнем случае подземные воды, относящиеся к любому из перечисленных видов, получают дополнительное название трещинных.

21.Артезианские скважины. Такие скважины фонтанируют, когда пластовое давление больше гидростатического давления столба жидкости в скважине, т. е.

р_пл > ρ_жgH,

где ρ_ж—плотность жидкости. При установившемся режиме эксплуатации скважины забойное давление определяют его по уравнению притока в зависимости от де­бита скважины Q. При линейной фильтрации р_з=р_пл–(Q/K), где К — коэффициент продуктивности скважины. Забойное давление компенсирует гидростатическое давление столба жидко­сти, потери на трение при ее движении и давление на устье, необходимое для транспорта продукции, т. е.

р_з=ρ_жgH+р_тр+р_у.

22Фонтанные нефтяные скважины. Фонтанирование таких скважин может происходить и при пластовом давлении, меньшем, чем гидростатическое давление столба жидкости в скважине. Это обусловлено большим количеством растворенного в нефти газа. Со снижением давления во время подъема продукции скважины в колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) выделяется растворенный газ и образуется газожидкостная смесь плотностью ρ_см (ρ_см < ρ_ж).

Условие фонтанирования нефтяной скважины:

р_пл> ρ_смgH.(2)

Уравнение баланса давления имеет вид

р_з = ρ_смgH+ р_тр + р_у, (3)

где ρ_см —средняя плотность смеси вдоль колонныНКТ.

Итак, количество свободного газа в смеси вдоль ствола скважины увеличивается по мере приближения к устью, соответственно меняется и плотность смеси. Поэтому в формулах (2) и (3) принята средняя плотность смеси ρ_см, соответствующая среднему объему выделившегося газа, приходящегося на единицу массы или объема жидкости

23. При восходящем движении газожидкостной смеси в насосно-компрессорных трубах (НКТ) более легкий газ опережает жидкость. Разность средних объемных скоростей движения газа и жидкости называется относительной скоростью. Ее значение зависит от свойств газа и жидкости, скорости смеси, газонасыщенности, и при стесненных условиях движения смеси в НКТ она может быть высокой.

Скорость всплытия одиночных пузырьков газа в сосуде не­ограниченного диаметра определяется свойствами газа и жидкости и линейными размерами пузырьков (рис. VII.5). Для пузырьков малого размера, имеющих сферическую форму, она возрастает пропорционально квадрату диаметра пузырька (за­кон Стока). С увеличением размеров пузырьков форма их ме­няется, скорость всплытия их при этом возрастает медленнее. Наступает момент, когда силы поверхностного натяжения не

могут сохранить целостность пузырьков. Происходит их дроб­ление, и более мелкие всплывают с несколько меньшей скоро­стью.

Итак, максимальная скорость всплытия одиночных пузырь­ков газа в жидкости ограничена и зависит от свойств и газа, и жидкости. Например, максимальная скорость всплытия пу­зырьков воздуха в дистиллированной воде порядка 26 см/с, а газа в нефти обычно не превышает 20 см/с.

В добывающих скважинах на поток газожидкостной смеси влияют размеры НКТ. При малой газонасыщенности пузырьки газа находятся на некотором расстоянии друг от друга (пузырь­ковая структура, рис. VII.6,а). Их формы и размеры определя­ются соотношениями между силами сопротивления и поверхно­стного натяжения. Относительная скорость при этой структуре не превышает 10—20 см/с.

С ростом газонасыщенности при определенных свойствах газа и жидкости происходит слияние пузырьков. В этом случае диаметр их практически равен диаметру труб и развивается четочная (пробковая) структура (см. рис. VII.6,б). Относитель­ная скорость газа достигает 50—100 см/с.

При дальнейшем увеличении газонасыщенности пузырьки сливаются и образуется кольцевая структура или структура тумана (см. рис. VII.6,в). Часть жидкости переносится потоком газа в виде капель, часть движется вдоль стенки трубы, увле­каемая газом за счет сил трения. Относительная скорость при такой структуре течения может быть значительной (достигать десятков метров в секунду) и небольшой (когда толщина коль­цевого слоя жидкости на стенках трубы незначительна и жидкость переносится в основном потоком газа в виде мель­чайших капель). Помимоуказанных структур можно выделить также и промежуточные виды. Вид структуры зависит не только от газонасыщенности, но и от скоростей фаз и свойств жидкости и газа.

Различают два вида газонасыщенности: расходную β — отношение объемного расхода газа к расходу смеси при данных термодинамических условиях и истинную φ— это отношение средней площади трубы, занятой газом, к площади сечения трубы. Если бы газ и жидкость двигались с одинаковой скоро­стью, то ф была бы равна р. В восходящем потоке смеси газ движется с большей скоростью, поэтому φ<β и тем меньше, чем больше относительная скорость. Действительно, газ при одинаковом расходе, двигаясь с большей скоростью, занимает меньшую площадь сечения трубы.

Итак, с ростом относительной скорости уменьшается содер­жание газа в смеси, а это ведет к увеличению ее плотности.

В дифференциальных уравнениях движения газожидкост­ных смесей по трубам учитываются разнообразные процессы и явления (массо- и теплообмен между фазами, процессы на границе раздела фаз и т. д.). И все-таки проблема расчета движения га­зожидкостных смесей окончательно не решена, так как в урав­нениях остаются два параметра, которые нельзя определить теоретически: один из них характеризует потери энергии на преодоление массы столба смеси, другой — на трение.

структуры к другой в процессе движения смеси, т. е. на гидрав­лические потери.

Для определения составляющих потерь давления на преодо­ление массы столба смеси и на трение используют эмпириче­ские зависимости, полученные при обработке данных промысло­вых или лабораторных исследований. В уравнении движения газожидкостной смеси пренебрегают потерями давления на ус­корение и потерями, имеющими еще меньшее значение. Такое уравнение имеет вид

dp =ρ_см gdh + dp_тр,

где dp — общие потери давления но длине подъемника dh; ρ_см —плотность смеси; g—ускорение свободного падения; dp_тр — потери давления на трение. Условия проведения экспери­ментов обычно не одинаковы, различны также и методы интер­претации данных исследований. Поэтому методики расчета движения газожидкостных смесей отличаются друг от друга.

24. азлифтная эксплуатация нефтяных скважин

Логическим продолжением фонтанной эксплуатации является газлифтная эксплуатация, при которой недостающее количество газа для подъема жидкости закачивают в скважину с поверхности. Если притекающую пластовую энергию, характеризуемую газовым фактором, дополняют энергией газа, закачиваемого в скважину с поверхности, происходит искусственное фонтанирование, которое называется газлифтным подъемом, а способ эксплуатации – газлифтным (компрессорный). (Сделать анимацию – Схема газлифта)