Геологические процессы и документы

.                                                           (7.47)

где

.                                                            (7.48)

.                                                (7.49)

Из сопоставления (7.45) и (7.47) следует

.                                                                                        (7.50)

Так как при отсутствии скольжения Сг = Сж, b = 1. Из сопоставления (7.45) и (7.48) получим 

.                                                                                (7.51)

Используя (7.50) и (7.51) и подставляя их в (7.49), получим

.                                       (7.52)

Решая (7.50) относительно r, найдем

.                                                                                        (7.53)

Решая (7.51) относительно r, найдем

.                                                                                        (7.54)

Приравнивая (7.53) и (7.54) и решая относительно b, найдем

  .                                                                              (7.55)

Решая (7.55) относительно φ, найдем

.                                                                       (7.56)

При необходимости вычислить  φ через относительную скорость газа а такое вычисление может быть сделано следующим образом. Имеем

.                   (7.57)

 

Формулу (7.57) можно выразить через β

.                   (7.58)

При определении ρс через  величину b необходимо знать действительную скорость жидкости Сж и относительную скорость газа а. Можно легко вывести формулу для Сж

  .                                               (7.59)

Здесь С - приведенная  скорость жидкости , равная  q / f.

Увеличение плотности  смеси Δρ можно выразить через  φ и β следующим образом:

.                                                                       (7.60)

Таким образом, используя формулы  перехода, всегда можно перейти от одних величин, определяющих истинную плотность смеси, таких как φ  или b, к другим величинам, таким как  а, Сж и пр.

8. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН

Фонтанирование скважин обычно происходит на вновь открытых месторождениях нефти, когда запас пластовой  энергии велик, т. е. давление на забоях скважин достаточно большое, чтобы  преодолеть гидростатическое давление столба жидкости в скважине, противодавление на устье и давление, расходуемое на преодоление трения, связанное с движением этой жидкости.

Общим обязательным условием для работы любой фонтанирующей скважины будет  следующее основное равенство:

,                                                                  (8.1)

где Рс - давление на забое скважины; Рг, Ртр, Ру - гидростатическое давление столба жидкости в скважине, рассчитанное по вертикали, потери давления на трение в НКТ и противодавление на устье, соответственно.

Различают два вида фонтанирования скважин:

фонтанирование жидкости, не содержащей пузырьков газа, - артезианское фонтанирование;

фонтанирование жидкости, содержащей пузырьки газа, облегчающего фонтанирование, -  наиболее распространенный способ фонтанирования.

Артезианский способ встречается  при добыче нефти редко. Он возможен 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 двух давлений: гидростатического столба негазированной жидкости и давления на устье скважины.

Поскольку присутствие пузырьков свободного газа в жидкости уменьшает плотность последней и, следовательно, гидростатическое давление такого столба жидкости, то давление на забое скважины, необходимое для фонтанирования газированной жидкости, существенно меньше, чем при артезианском фонтанировании.

8.1. Артезианское фонтанирование

Теоретическое описание процесса артезианского  фонтанирования практически не отличается от расчета движения однородной жидкости по трубе. Давление на забое скважины Рс при фонтанировании определяется уравнением (8.1), в котором гидростатическое давление столба жидкости благодаря постоянству плотности жидкости определяются простым соотношением

,                                                                              (8.2)

где ρ - средняя плотность жидкости в скважине; Н - расстояние по вертикали между забоем (обычно серединой интервала перфорации) и устьем скважины.

Для наклонных скважин

,

где L  -  расстояние от забоя до устья вдоль оси наклонной  скважины; α - средний зенитный угол кривизны скважины. Для наклонных скважин, имеющих на разных глубинах различный угол кривизны αi, расстояние Н необходимо определять разделением глубины скважины на интервалы и суммированием проекций этих интервалов на вертикальную ось:

,                                                                 (8.3)   

где ΔLi - длина i - го интервала; αi - угол кривизны i - го интервала; n - число  интервалов, на которое разбивается  общая глубина скважины.

При движении жидкости по НКТ она охлаждается и ее плотность  немного изменяется. Поэтому необходимо в расчетах принимать среднюю плотность

,                                                                               (8.4)

где ρс, ρу - плотность  жидкости при термодинамических  условиях забоя и устья скважины, соответственно. При фонтанировании обводненной нефтью плотность жидкости подсчитывается как средневзвешенная

,

,                                            (8.5)

где n - доля воды в смеси (обводненность); ρн, ρв - плотность нефти  и воды в условиях забоя (с) и устья (у) соответственно.

Иногда в результате недостаточной скорости восходящего  потока жидкости и оседания воды обводненность n вдоль ствола скважины бывает неодинаковой. Например, между забоем и башмаком НКТ в интервале, где жидкость движется по всему сечению обсадной колонны с малой скоростью, обводненность может быть больше. В таких случаях всю расчетную глубину скважины необходимо разбивать на соответствующие интервалы. Заметим, что погрешности в определении гидростатического давления существенно влияют на все результаты расчета, так как оно преобладает в общем балансе давлений и составляет 95 - 98 % от величины Pс.

Противодавление на устье скважины Pу определяется ее удаленностью от групповой замерной установки, давлением  в этой установке или размером штуцера (местного сопротивления), обычно устанавливаемого на выкидной линии фонтанирующей скважины для регулирования ее дебита. При широко распространенных в настоящее время однотрубных, герметизированных системах нефтегазосбора давления на устье Pу бывает большим, достигая иногда нескольких мегапаскалей.

Потери давления на трение Pтр определяются по обычным формулам трубной гидравлики, а именно

.                                                       (8.6)

Заметим, что в формуле (8.6) L - не глубина скважины, а длина НКТ вдоль оси скважины. Лишь в вертикальных скважинах эти величины совпадают, поэтому при наклонных скважинах важно учитывать это различие. Скорость жидкости в НКТ Сж определяется обычно через объемный коэффициент жидкости и ее плотность для средних термодинамических условий в НКТ:

   ,                                            (8.7)

где Qн, Qв - дебит нефти и воды скважины, приведенный к стандартным  условиям; ρн, ρв - плотности нефти  и воды при стандартных условиях; bн, bв - объемные коэффициенты нефти и воды для средних условий в НКТ; f - площади сечения НКТ (или обсадной колонны для интервала от забоя до башмака НКТ).

При подсчете потерь на трение необходимо учитывать, что диаметр НКТ d существенно  влияет на величину Pтр. Это означает, что при уменьшении диаметра НКТ на 10 %, например за счет покрытия внутренней поверхности эпоксидными смолами, стеклом или в результате отложения парафина потери на трение возрастут в 1,61 раза.

Величины коэффициента сопротивления  λ определяются через число Рейнольдса по соответствующим графикам или аппроксимирующим формулам. Если такие величины, как Сж, d и ρ, необходимые для определения числа Re 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. Тем не менее для оценки этой величины можно рекомендовать следующую приближенную формулу Гатчика и Сабри:

  ,                                                                                       (8.8)

где μэ -  динамическая вязкость эмульсии; μвс  - динамическая вязкость внешней  дисперсной среды (для эмульсии типа вода в нефти μвс - вязкость нефти,  для эмульсии типа нефть в воде μвс - вязкость воды); φ - отношение объема внутренней дисперсной фазы к объему внешней.

При пользовании формулой (8.8) следует  иметь в виду, что при обводненности  нефти 60 - 70 % происходит инверсия эмульсий, т. е. замещение внешней и внутренней фаз. Поэтому формула (8.8) в представленном написании справедлива для эмульсии с содержанием воды, не превышающим указанных пределов. При большем водосодержании в формулу (8.8) вместо μвс необходимо подставить вязкость внешней среды, которой становится в этом случае вода, и вместо (р подставлять объемное отношение нефти к воде.

Коэффициент сопротивления λ зависит  от режима течения. Установлено, что  при Re < 1200 течение ламинарное, при Re > 2500 - турбулентное и при 1200 < Rе < 2500 - так называемая переходная зона. При ламинарном движении

,                                       (8.9)

При турбулентном движении

,                                                                                           (8.10)

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

,                                                                                            (8.11)

Причем формулу (8.11) .можно использовать не только для переходной зоны, так как она рекомендована для 1200 < Re < 50000.

Как известно, приток жидкости из пласта в скважину может быть определен  общим уравнением притока 

,                                                                            (8.12)

Решая относительно Pс, получим

,                                                                                   (8.13)

При совместной работе пласта и фонтанного подъемника на забое скважины устанавливается  общее забойное давление, определяющее согласно (8.12) такой приток жидкости, который фонтанные трубы будут в состоянии пропустить при данной глубине скважины, противодавлении на устье, диаметре труб и т. д. Для определения этого притока приравняем правые части уравнений (8.1) и (8.13)

.                                                             (8.14)

Левая часть равенства  зависит от Q, так как Ртр и  Ру зависят от расхода. С увеличением  расхода трение и противодавление  возрастают, тогда как Рг не зависит  от Q. Введем в левую часть (8.14) некоторую  функцию от Q. Тогда

  .                                                                   (8.15)

Из этого равенства  надо найти Q, которое обращало бы (8.15) в тождество. Для этого, задаваясь  различными значениями Q, вычисляем  левую часть равенства (8.15)

                                                                                       (8.16)

и правую часть равенства

  ,                                                                                    (8.17)

Далее строятся два графика А(Q) и В(Q). С увеличением Q величина А должна возрастать, а величина В уменьшаться, как показано на рис. 8.1.

Рис. 8.1. Совместное решение уравнения  работы подъемника A(Q)

и уравнения притока жидкости из пласта в скважину B(Q)

 

Точка пересечения линий А(Q) и  В(Q) определит условие совместной работы пласта и фонтанного подъемника, т. е. даст дебит скважины Qc и соответствующее этому дебиту забойное давление Рс. Подобные расчеты могут быть сделаны для труб различного диаметра, а также и для условий фонтанирования через межтрубное пространство. Из найденных решений может быть выбрано то, которое лучше отвечает технологическим условиям разработки и эксплуатаппи месторождения.