Лекция 7.Фонтанная эксплуатация нефтяных скважин.

Фонтанирования скважин обычно происходит на вновь открытых месторождениях нефти, когда запас пластовой энергии велик и способен преодолеть гидростатическое давление столба жидкости в скважине, противодавление на устье и давление на преодоление трения:

(1).

Где - давление на забое скважины

- гидростатическое давления столба жидкости в скважине

- потери давления на трение в НКТ и противодавление на устье

Различают 2 вида фонтанирование скважин:

1)Фонтанирование жидкости, не содержащей пузырьков газа – артезианское фонтанирование

2)Фонтанирование жидкости, содержащей пузырьки газа, облегчающего фонтанирование

Артезианскийспособ встречается при добыче нефти редко. Он возможет при полном отсутствии растворенного газа в нефти и при забойном давлении, превышающем гидростатическое давление столба негазированной жидкости в скважине. При наличии растворенного газа в жидкости, который не выделяется благодаря давлению на устье, превышающему давление насыщения, и при давлении на забое, превышающем сумму 2-х давлений -. Гидростатическое давление столба жидкости:

(2)

Где - средняя плотность жидкости в скважине

H– расстояние по вертикали между забоем (серединой интервала перфорации) и устьем скважины.

Для наклонных скважин - .

Где L– расстояние от устья до забоя вдоль оси наклонной скважины

α - средний зенитный угол кривизны скважины.

При движении жидкости по НКТ она охлаждается и её плотность немного изменяется. Поэтому в расчетах применяют среднюю плотность:

Где - плотность жидкости на забое и устье скважины соответственно.

При фонтанировании обводненной нефтью плотность жидкости определяется как средневзвешенная

Где n– доля воды в смесиплотность нефти и воды в условиях забоя (с) и устья (у) скважины.

Противодавление на устье скважины определяется её удаленностью от групповой замерной установки, давлением в этой установке или размером штуцера, обычно устанавливаемого на выкидной линии фонтанирующей скважины для регулирования её дебита.

При однотрубных герметизированных системах нефтегазосбора давление на устье достигает нескольких МПа. Потери давления на трениеопределяются по формулам трубной гидравлики

(5)

Где L– длина НКТ вдоль оси скважины или глубина скважины в вертикальных скважинах.

Скорость жидкости в НКТ определяется через объемный коэффициент жидкости и её плотность для средний термодинамический условий в НКТ:

(6)

Где - дебит нефти и воды, приведенный к стандартным условиям

- плотности нефти и воды при стандартных условиях

- объемные коэффициенты нефти и воды для средних условий в НКТ.

f– площади сечения внутреннего канала в НКТ (или обсадной колонны от забоя до башмака НКТ)

Величина коэффициента сопротивления λ определяется через число Рейнольдса по соответствующим графикам или формулам. Если такие величины как ,dи ρ, необходимые для определения числа Рейнольдса оцениваются достаточно точно, то для подсчета вязкости жидкости μ, особенно при движении по НКТ обводненной нефти или эмульсии, нет достаточно точных формул. Вязкость обводненной нефти зависит не только от вязкости компонентов (нефти и воды), но и от дисперсности эмульсии. Для оценки этой величины можно рекомендовать приближенную формулу Гачика и Сабри:

(7)

Где - динамическая вязкость эмульсии

- динамическая вязкость внешней дисперсной среды (для эмульсии типа вода в нефти- вязкость нефти и наоборот)

φ - отношение объема внутренней дисперсной фазы к объему внешней

При пользовании формулой (7) следует иметь в виду, что при обводненной нефти 60-70% происходит инверсия эмульсии, т.е. замещение внешней и внутренней фаз. При большем водосодержании в формуле (7) - вязкость внешней среды, которой становится в этом случае вода, и вместо φ подставлять объемное отношение нефти к воде. Коэффициент сопротивления λ зависит от режима трения. Установлено, что приReтечение ламинарное , приRe- турбулентное,переходная зона. При ламинарном движении

λ=(8)

При турбулентном движении

λ=(9)

Для переходной зоны имеется много различных аппроксимирующих формул. Достаточно надежные результаты получаются по формуле

(10)

Причем формулу (10) можно использовать не только для переходной зоны, а для

Как известно, приток жидкости из пласта в скважину определяется общим уравнением притока

(11)

Решая относительно ,получим

(12)

При совместной работе плата и фонтанного подъемника на забое скважины устанавливается общее забойное давление, определяющее такой приток жидкости, который фонтанные трубы будут в состоянии пропустить при данной глубине скважины, противодавлении на устье, диаметре труб. Приравняем (1) и (12) для определения этого притока

(13)

левая часть равенства зависит от Q,т.к.зависят от расхода. С увеличением расхода трение и противодавление возрастают , ане зависит отQ. Введем в левую часть некоторую функцию отQ. Тогда

(14)

Из этого равенства надо найти Q, которое обращало бы (14) в тождество. Для этого, задаваясь различными значениямиQ, вычисляем левую часть равенства

А=(15)

И правую часть равенства

В=

Далее строятся два графика А(Q) и В(Q). С увеличениемQвеличина А должна возрастать, а величина В уменьшаться. Точка пересечения линий А(Q) и В(Q) определит совместной работы плата и фонтанного подъемника ().

А В

А

В

Q