Макет фонтанной арматуры

(9.7)

где λ – коэффициент гидравлического сопротивления; ω – скорость движения жидкости в трубах (определяется как частное деления расхода жидкости на площадь сечения трубы).

(9.13)

где n – показатель режима фильтрации жидкости; К0 - коэффициент п

ропорциональности в уравнении потока.

Однако, исходя из технологических соображений, спускают фонтанные трубы небольшой длины и максимально возможного диаметра при заданной эксплуатационной колонне. Этим обеспечивается возможность различных промывок в скважине, замены жидкостей при освоении или глушении, проведение других технологических операций, уменьшение коррозии эксплуатационной колонны и т.д.

При наличии песка в продукции (песочные скважины) трубы спускают до нижних отверстий перфорации (фильтра), а при наличии парафина – до глубины отложений парафина в стволе и т.д.

Тогда из формулы (9.13) определяют дебит скважины Q и соответствующее минимальное забойное давление фонтанирования р3 min. Для расчета обводненность продукции nв конца фонтанирования целесообразно обосновать технико-экономическими расчетами. Скважины II и III типов. В фонтанных скважинах типа II башмак НКТ должен быть там, где начинается выделение газа из нефти, а в скважинах III типа НКТ спускают до верхних отверстий фильтра. Расчет длины фонтанных труб L и минимального забойного давления фонтанирования р3 min выполняется с использованием условия газлифтного фонтанирования. Отметим, что диаметром труб d при выполнении этого расчета задаемся в зависимости от дебита Q (при р3 ≈ 6 МПа): Q, т/сут 10–20 20–50 50–100 100–200 >200 d, мм (условный) 43 60 73 89 102.

Обычно принимают условный диаметр 73 мм, так как диаметр мало влияет на результат расчета L и р3 min.

Если длину L и диаметр d задают из других соображений, то из условия газлифтного фонтанирования можно вычислить обводненность пв конца фонтанирования.

Диаметр фонтанных труб для скважин II и III типов рассчитывают из формулы продуктивности Л.П. Крылова (9.36) при оптимальном режиме для конца фонтанирования, то есть

(9.53)

Дебит конца фонтанирования QK=Qопт и обводненность принимают по проекту разработки. Давление р2 рассчитывают из условия нефтегазосбора продукции.

Если вычисленный диаметр труб не равен стандартному, то принимают ближайший меньший стандартный диаметр. Иногда рассчитывают ступенчатую колонну труб по формулам

(9.54)

(9.55)

где l1, l2 – длины нижней и верхней секции НКТ соответственно меньшего d1 и большего d2 стандартных диаметров.

Рассчитанный диаметр НКТ должен обеспечить отбор в начале периода фонтанирования Qнач, который имеем по комплексному проекту разработки. Поэтому подъемник проверяют на максимальную подачу Qmax по формуле А.П. Крылова (9.35) для условий начала фонтанирования.

Неизвестное устьевое давление р2 в начале фонтанирования определяем для расчета из условия газлифтного фонтанирования при максимальном режиме:

(9.56)

(9.57)

где принимаем для скважин II и III типов соответственно р1=рн р1=рз min.

Обычно в начале фонтанирования nв=0. Соотношение (9.57) решаем графоаналитически или методом итераций.

Если Qmax≥Qнач, то спускают трубы диаметром dк, который удовлетворяет конечным и начальным условиям фонтанирования. Если Qmax<Qнач, то проводят перерасчет диаметра на начальные условия из формулы максимальной продуктивности Л.П. Крылова (9.35), в которой принимают Qmax=Qнач, то есть

(9.58)

Если диаметр dнач, не совпадает со стандартным диаметром, то принимают ближайший больший стандартный диаметр или аналогично – ступенчатую колонну труб.

Если диаметр dнач окажется больше максимально возможного диаметра труб, которые можно спустить в данную эксплуатационную колонну, то решают вопрос возможности фонтанирования скважины по трубам и затрубному пространству. Возможность эксплуатации по затрубному пространству может исключаться при отложениях парафина, солей в стволе, поступлении песка из пласта и т.д.

7. Возможные неисправности фонтанной арматуры и способы их устранения

Прекращение фонтанирования скважин может быть вызвано следующими причинами: снижением пластового давления, обводнением скважины и засорением подъемных труб или выкидных линий. В каждом случае наблюдаются свои характерные изменения в работе скважины.

Снижение пластового давления сопровождается постепенным снижением буферного давления и дебита скважины. В первое время обычно удается сохранить отбор нефти из скважины неизменным, увеличивая диаметр штуцера, по когда буферное давление становится равным 2–4 кГ/см2, эта мера не помогает, дебит скважины продолжает снижаться, а ее работа становится неровной – возникает пульсация буферного давления, связанная с увеличенным выделением газа в верхней части подъемных труб. Особенно заметно это явление в скважинах, вскрывших пласты малой мощности.

В этот период полезно применять штуцер несколько уменьшенного диаметра; дебит скважины сократится от этого незначительно, но пульсация станет менее резкой и обслуживание скважины облегчится.

Обводнение фонтанных скважин сопровождается в основном теми же явлениями, какие наблюдаются при снижении пластового давления. Точно так же наблюдаются постепенное снижение буферного и затрубного давления, сокращение дебита, а в дальнейшем возникают пульсации давления. Эти явления вызываются увеличением противодавления на пласт вследствие скопления на забое скважины пластовой воды, а также увеличения веса столба газонефтяной смеси в подъемных трубах (к устью скважины нефть движется с многочисленными капельками воды).

Содержание воды в нефти, при котором прекращается фонтанирование скважины, может быть различным и в зависимости от конкретных условий данной залежи изменяется от 2–5 до 30–40%. Длительное время могут фонтанировать обводняющиеся скважины, расположенные в приконтурной части залежей, которые эксплуатируются с поддержанием пластового давления.

При прогрессирующем обводнении скважины она начинает фонтанировать периодически с длительными перерывами. Фонтанирование прекращается в моменты, когда гидростатическое давление столба воды, скопившейся па забое, и столба газонефтяной смеси в подъемных трубах в сумме превышает забойное давление. После этого приток нефти в скважину прекращается, но происходит медленное замещение столба воды в скважине нефтью, которая проникает из нефтеносной зоны пласта и всплывает в верхнюю часть скважины.

Если в этот период скважина открыта, уровень жидкости в ней под действием притока нефти постепенно поднимается до устья и скважина начинает переливать.

 Скачать реферат