Основы нефтегазопромыслового дела

давления на одну единицу. После снижения давления в прискважинной зоне и пласте порода, нефть и вода расширяются, увеличивая свой объем, что способствует выталкиванию нефти к забою скважины. Такой режим называют упругим. Иногда энергия упругости пластовой водонапорной системы достигает больших значений. Если обозначить удельный упругий запас залежи, т.е. объем жидкости, который может быть получен из единицы объема породы за счет упругости породы и самой жидкости при снижении давления на одну единицу, через β, то весь упругий запас залежи при падении в ней давления в среднем на ∆р будет

∆Vж = βу · V · ∆р,

где V – объем залежи;

∆Vж – «упругий запас» жидкости в объеме залежи при перепаде давления ∆р.

Величину удельного упругого запаса βу называют коэффициентом упругоемкости. Он зависит от упругости породы, жидкости и от пористости:

βу = m · βж + βп,

где m – коэффициент пористости породы.

Если вышеперечисленных видов энергии в пласте нет, то остается энергия свободного падения тела, т.е. гравитационный режим. Естественно, на практике не может действовать какойто один режим. В зависимости от условий они действуют одновременно.

Пластовая энергия в процессе эксплуатации залежей расходуется на преодоление сил трения, возникающих между самими слоями жидкости и газа, трения жидкости и газа о породу, а также на преодоление капиллярно-молекулярных сил в пласте. Водонапорный и газонапорный режимы принято называть режимами вытеснения, а режимы растворенного газа, упругий режим и гравитационный – режимами истощения пластовой энергии.

71

elib.pstu.ru

6.2. Приток жидкости (газа) к скважинам

Скважины эксплуатируются за счет или пластовой (природной) энергии, или вводимой с дневной поверхности. В первом случае способ добычи жидкости будет называться фонтанным, во втором – механизированным.

Нефтяной или нефтегазовый пласт обладает природной энергией, обозначим ее через Эпр. Подаваемую энергию с дневной поверхности обозначим через Эпов. Для движения жидкости от забоя скважины до места сбора можно записать уравнение

Эпр + Эпов = Э1 + Э2 + Э3,

где Э1 – энергия, затраченная на подъем жидкости и газа от забоя до устья скважины;

Э2 – энергия, расходуемая газожидкостной смесью при движении ее через устьевое оборудование (фонтанную арматуру);

Э3 – энергия, затраченная при движении жидкости и газа по трубопроводу до сборной емкости.

Откуда берется природная энергия? Нефтяной или газовый пласт находится на определенной глубине, и на него действует гидростатическое давление

рг = Н · ρж · g,

где Н – глубина скважины; ρж – плотность жидкости;

g – ускорение силы тяжести.

Внутри нефтяного или газового пласта жидкость и газ перемещаются за счет разности давлений на контуре месторождения и в прискважинной зоне, т.е. должно выполняться условие

рпл > рзаб.

Преобразуя уравнение (2.2) относительно расхода жидкости Q, имеем

72

elib.pstu.ru

Q =	K F ∆р	.	(6.1)
	L

Согласно рис. 6.2 боковая площадь фигуры (цилиндра) F = 2 · π · r · h. Заменим F на 2 · π · r · h, L на ∆r, получим дифференциальное уравнение

	Q =	K 2π r h	dp .
			dr

Рис. 6.2. К выводу уравнения Дюпюи

Разделим переменные:

	dp =	Q	dr .
		K 2π h
			r

Проинтегрировав обе половины равенства и решив уравнение относительно объемного расхода жидкости Q, получим дифференциальное уравнение Дюпюи притока жидкости к скважине

Q = 2π K h	pпл − рзаб			,	(6.2)
	ln	R
		к
		r
		c
					73

elib.pstu.ru

где K – коэффициент проницаемости;

рпл и рзаб – пластовое и забойное давление;

Rк и rс – радиус контура питания и радиус скважины. Таким образом, с помощью линейного закона Дарси и диф-

ференциального уравнения Дюпюи теоретически обосновано движение жидкости в однородном пласте к забою скважины.

Далее	жидкость должна	подняться от забоя	скважины
к устью за	счет собственной	энергии пласта или	поданной

с поверхности, т.е. фонтанным или механизированным способом.

7.СПОСОБЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ

ИГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Нефтяные скважины эксплуатируются фонтанным и механизированным способами. Механизированный способ, в свою очередь, подразделяется на газлифтный и насосный способы.

Газовые скважины эксплуатируются только фонтанным способом.

7.1. Фонтанная эксплуатация нефтяных скважин

Фонтанирование может происходить за счет гидростатического столба жидкости в скважине или за счет растворенного газа. В первом случае фонтанирование называется артезианским при условии, когда устьевое давление больше давления насыщения: ру ≥ рнас. Фонтанирование за счет растворенного

внефти газа называется газлифтным, причем газлифтное фонтанирование может происходить при двух условиях. Первое условие, когда давление насыщения меньше забойного давления, но больше устьевого. Второе условие, когда давление насыщения больше забойного давления. В том и другом случае

внасосно-компрессорных трубах поднимается на поверхность

74

elib.pstu.ru

1

2

3

Рис. 7.1. Типы фонтанных арматур и характеристика насосно-ком- прессорных труб: 1 – артезианское фонтанирование; 2 – газлифтное фонтанирование при ру < рнас, рзаб > рнас; 3 – газлифтное фонтани-

рование при рзаб < рнас; ру – давление на устье скважины; рнас – давление насыщения; рзаб – давление на забое скважины

смесь газа с жидкостью, которая имеет меньшую плотность, чем плотность жидкости (рис. 7.1).

На практике фонтанирование происходит чаще всего под влиянием гидростатического напора и энергии расширяющегося газа совместно. Экономически целесообразно как можно дольше продлить сроки фонтанирования скважины, для этого нужно регулировать режим ее эксплуатации. Рациональное расходование пластовой энергии при оптимальном дебите позволит продлить безводный период работы скважины. При установлении технологического режима эксплуатационной скважины чаще всего на устье устанавливают штуцер. Размер отверстия в штуцере подбирают опытным путем в зависимости от забойного давления, давления насыщения, газового фактора, обводненности продукции, оптимального дебита.

75

elib.pstu.ru

Для фонтанного способа добычи нефти требуется простое наземное и подземное оборудование. Из подземного оборудования в скважину спускаются насосно-компрессорные трубы с воронкой на последней трубе для удобства спуска-подъема исследовательских приборов. В качестве наземного оборудования на устье скважины устанавливается фонтанная арматура. Насос- но-компрессорные трубы (НКТ) являются рабочим инструментом при эксплуатации скважин. Эксплуатационная колонна, как правило, спускается в скважину, цементируется от забоя до устья и больше не поднимается на поверхность, поэтому все операции, связанные с подземными работами, выполняют с помощью НКТ. Это подъем жидкости и газа на поверхность, предохранение эксплуатационной колонны от износа и высокого давления, ремонтные и промывочные работы в скважине и т.д.

Колонна НКТ состоит из стальных бесшовных труб, соединенных между собой резьбовыми муфтами. Насоснокомпрессорные трубы нормализованы по ГОСТ 633–80. Условный диаметр труб составляет от 27 до 114 мм при толщине стенки от 3 до 8 мм. На практике наиболее часто применяются трубы диаметром 60 и 73 мм с внутренним диаметром соответственно 50,3 и 62 мм. Колонна насосно-компрессорных труб должна обеспечивать высокую герметичность, поэтому при свинчивании труб с муфтами следует применять смазку или другие уплотнители. Каждая труба на расстоянии 0,4–0,6 м от одного из концов должна иметь маркировку. На трубу наносят ударным способом или накаткой условный диаметр трубы, мм; группу прочности; толщину стенки, мм; товарный знак или наименование завода-изготовителя; месяц и год выпуска. Для всех способов эксплуатации скважин применяются одни и те же НКТ.

По конструкции заводами изготовляются фонтанные арматуры: крестовые (рис. 7.2) и тройниковые (рис. 7.3) по ГОСТ 13846–89 с рабочим давлением от 14 до 140 МПа и проходным сечением от 50 до 150 мм.

76

elib.pstu.ru

Рис. 7.2. Схема крестовой фонтанной арматуры: 1 – трубная головка; 2 – фонтанная елка

Рис. 7.3. Схема тройниковой фонтанной арматуры: 1 – крестовина трубной головки; 2, 4 – переводные втулки; 3 – тройник; 5 – стволовая катушка; 6 – центральная задвижка; 7 – задвижка выкидных линий; 8 – дроссели; 9 – буферный колпак; 10 – манометр; 11 – промежуточная задвижка; 12 – задвижка крестовины; 13 – тройники для выкидных линий; 14 – буферная задвижка; 15 – трубная головка;

16 – фонтанная елка

77

elib.pstu.ru

Фонтанная арматура предназначена для подвески колонны насосно-компрессорных труб, герметизации межтрубного (затрубного) пространства, эксплуатации, регулирования режима работы и ремонта скважины, направления продукции скважины в выкидную линию.

Обслуживание фонтанных скважин осуществляется операторами добычи нефти и газа, имеющими соответствующее удостоверение. Оператор ведет наблюдение за показаниями регистрирующих приборов и за исправностью наземного оборудования. Все изменения, происходящие с задвижками, соединительными фланцами, фонтанной арматурой, депарафинизационной установкой, контролирующими приборами, оператор заносит в вахтовый журнал. Самостоятельно оператор производит только те работы на скважине, которые определены должностной инструкцией.

7.2. Газлифтный способ эксплуатации нефтяных скважин

Газлифтный способ эксплуатации нефтяных скважин мало чем отличается от фонтанного способа эксплуатации скважин. Движение жидкости на поверхность при газлифте происходит не за счет естественной энергии нефтяного пласта, а за счет энергии компримированного компрессором газа, подаваемого в затрубное (межтрубное) пространство скважины. Несмотря на то что данный способ прост в обслуживании скважин, очень удобен для подъема на поверхность больших объемов жидкости, эксплуатации скважин с высоким газовым фактором, он все меньше и меньше находит применение на практике. При газлифтном способе эксплуатации скважин требуются большие затраты на строительство компрессорных станций и высоконапорных газопроводов. В настоящее время газлифтным способом добывается не более 5 % нефти в России. Принципиальная схема работы газлифтных скважин показана на рис. 7.4.

78

elib.pstu.ru

а

б

в

Рис. 7.4. Схемы газлифтных подъемников и системы подачи сжатого газа: а – однорядный с кольцевой (обратной) подачей газа; б – однорядный с центральной (прямой) подачей газа; в – двухрядный с кольцевой (обратной) подачей газа

7.3. Эксплуатация нефтяных скважин, оборудованных штанговыми скважинными насосами

Эксплуатация скважин штанговыми насосами – это один из основных способов добычи нефти как в России, так и за рубежом. Несмотря на металлоемкость наземного сооружения (станок-качалка), в целом штанговая насосная установка проста. Штанговый насос представляет собой плунжерный насос специальной конструкции с приводом от станка-качалки через колонну штанг (рис. 7.5). Оборудование устья скважины представлено на рис. 7.6.

Штанговыми скважинными насосами можно добывать нефть из скважин глубиной более 3000 м с дебитами от 3 до 120 м3. На штангах отечественных заводов насосы спускаются

79

elib.pstu.ru

на глубину до 1800 м, на импортных штангах – до 2500 м. Схема и принцип работы штангового насоса универсальны и просты: пара цилиндр – плунжер и два клапана – всасывающий и нагнетательный.

Рис. 7.5. Схема установки насосной штанговой: 1 – станок-качалка; 2 – сальниковый узел; 3 – выкидная линия; 4 – колонная головка; 5 – эксплуатационная колонна; 6 – глубинно-штанговый насос; 7 – НКТ; 8 – насосные штанги; 9 – редуктор; 10 – электродвигатель

80

elib.pstu.ru