В скважину с фонтанной эксплуатацией спускают НКТ. Их следует подвесить на устье скважины и направить через них продукцию скважины, для чего необходимо герметизировать пространство между НКТ и эксплуатационной колонной. Для поддержания оптимального режима фонтанированя необходимо регулировать степень использования пластовой энергии, для чего создают противодавление, как правило, на устье. Кроме того, оборудование устья должно предусматривать возможность замера давлений в затрубном пространстве и на выкиде, ввода в скважину газа или жидкости.
Эти задачи решает фонтанное устьевое оборудование, называемое фонтанной арматурой.
Условия работы фонтанной арматуры определяются:
- давлением газов и газонефтяной среды со стороны скважины;
- наличием мехпримесей и скоростью их движения в арматуре;
- характером фонтанирования;
- химическим составом газа и нефти и их температурой.
Основным фактором, влияющим на тип применяемого оборудования является давление газа и газонефтяной смеси.
При спущенных до забоя НКТ и наличии на забое свободного газа затрубное пространство будет заполнено сжатым газом, и давление будет равно забойному давлению (без учета веса столба газа). При закрытии скважины это давление будет близко к пластовому. Следовательно, при эксплуатации пласта, содержащего свободный газ, рабочее давление фонтанной арматуры следует принимать близким к пластовому.
В первом приближении пластовое давление принимают равным гидростатическому.
Глубина вскрываемых пластов, а следовательно и пластовое давление колеблются в широких пределах.
Для удовлетворения различным условиям фонтанирования по ГОСТ 13846 – 84 ар-матуру изготовляют по разным схемам, рис.1.
Основные параметры фонтанной арматуры приведены в таблице 1. Зарубежные фирмы изготовляют фонтанную арматуру по стандарту АНИ 6Т, что в основном соответствует нашему ГОСТу. По заказу потребителя арматура может быть изготосвлена, например, на давление 210 МПа. Наиболее известны фирмы-изготовители: “Cameron Equip-ment Inc.”; “ERC Industries Inc.;” и другие.
Устье скважины заканчивается колонной головкой, которая обвязывает, т.е. соеди-няет между собой техническую и обсадную (эксплуатационную) колонны, и гермети-зирует пространство между ними. На верхний фланец колонной головки устанавливают фонтанную арматуру с манифольдом. В свою очередь, фонтанная арматура состоит из трубной головки, задвижек прямоточных и угловых регулируемых дросселей.
Трубная головка предназначена для подвески одного или двух рядов подъемных труб, их герметизации, также позволяет выполнять технологические операции при ос-воении, эксплуатации и ремонте скважин.
Основание трубной головки состоит из крестовика, катушки с резьбой для подвески одного ряда или тройника с резьбовой подвеской двух рядов НКТ. В сборку трубной головки также входит боковой буфер и ответный фланец.
Колонны подъемных труб подвешивают к трубной головке на резьбе или муфте. В первом случае при однорядной конструкции лифта трубы подвешивают на стволовой катушке; при двухрядной - внутренний ряд труб на стволовой катушке, а наружный – на тройнике трубной головки. Во втором случае при однорядной конструкции лифта трубы подвешивают на муфтовой подвеске, устанавливаемой в крестовике трубной головки; при двухрядной для внутреннего ряда труб муфтовую подвеску устанавливают в тройнике трубной головки, а для наружного - в крестовике.
Фонтанная елка предназначена для направления потока продукции через манифольд и выкидную линию на замерную установку, для регулирования режима эксплуатации и контроля за работой скважины путем спуска глубинных приборов.
Елка арматуры выполняется тройниковой (одно- или двухструнной) либо крес-товой(двухструнной). Тройниковую арматуру с двухструнной елкой рекомендуют для скважин, в продукции которых содержатся механические примеси.
В тройниковой двухструнной арматуре рабочая струна- верхняя, а в крестовой может быть любая. Запасные струны используют при замене штуцера или запорного устройства.
Арматуру выбирают из условия необходимому рабочему давлению и схеме (тройниковая или крестовая) с учетом подвески одного или двух рядов НКТ.
На заводе-изготовителе фонтанную арматуру подвергают пробному гидравлическо-му испытанию, при котором для арматуры, рассчитанной на рабочее давление до 70 МПа, давление испытания Рисп=2Рр, а от 70 МПа и выше Рисп=1,5Рр.
Фонтанная арматура с выкидной линией соединяется манифольдом, который включает запорные и предохранительные устройства, тройники и другие элементы. За-порные устройства в фонтанной арматуре применяют двух типов: прямоточные задвиж-ки с уплотнительной смазкой и пробковые краны.
В зависимости от условий эксплуатации арматуру изготавливают для некоррозионных и коррозионных сред, а также для холодной климатической зоны.
Шифр фонтанной арматуры определяет ее схему, конструкцию и способ управления задвижками, условный проход по стволу и боковым отводам, давление, климатическое исполнение и коррозиестойкость.
Трубная головка фонтанной арматуры с пробковыми кранами позволяет проводить различные технологические операции при давлении до 20 МПа. Фонтанную арматуру с пробковыми кранами выпускают по схемам 1,3 и5 ГОСТ 13846-84.
На боковых струнах фонтанной елки установлены регулируемые дроссели.
Запорными устройствами фонтанной арматуры на 14 МПа являются пробковые краны типа КППС.
Регулирование работы фонтанной скважины.
Режим работы фонтанных скважин можно изменять: а) созданием противодавления
на выкиде фонтанной елки установкой штуцера (называемого обычно устьевым штуцером) или в трапе; б) созданием местного сопротивления у башмака фонтанных труб путем применения глубинного штуцера; в) подбором диаметра и длины колонны подъемных труб.
Устьевые штуцеры применяют нескольких конструкций соответственно харак-теристике скважины. Отверстие в штуцере делают в зависимости от заданного режима ра-боты скважины. Штуцеры устанавливают на боковых линиях за боковыми задвижками (кранами) фонтанной елки. Обычно за задвижкой (краном) на выкиде помещают катушку, а рядом с ней штуцер. За штуцером находится штуцерный патрубок длиной 1-1,2м, изго-товленный из толстостенной 102-или 146-мм бурильной трубы и имеющий на обоих концах фланцы.
На обеих выкидных линиях устанавливают штуцеры с отверстиями одинаковых диа-метров с целью сохранения режима работы скважины при смене штуцера.
При необходимости иметь насадку постоянного сечения предусматривается нерегулируемый дроссель. Для этого сборка, состоящая из шпинделя, насадки, гайки и дру-гих деталей, заменяется заглушкой.
Большое распространение в зарубежной практике получили быстросменяемые и быстрорегулируемые забойные штуцеры, которые устанавливаются в фонтанных трубах на любой глубине и удерживаются при помощи специальных пакеров. Сменяют такие штуцеры без извлечения труб из скважины. Для спуска и подъема забойных штуцеров применяют специальный спуско-подъемный инструмент, спускаемый на стальном канате.
Билет № 19
Физические свойства пластовых жидкостей (нефти, воды, газа). Состав пластовой углеводородной системы. Влияние давления и температуры на физические св-ва нефти и газа. Растворимость газов в нефти, давление насыщения. Сжимаемость нефти. Объемный коэффициент.
Физические свойства нефти и воды изучают по отборам проб нефти и воды из пласта. При этом особое внимание обращают на вязкость, плотность, растворимость газа в нефти.
Свойства и состояние углеводородов (УВ) зависят от их состава, давления и температуры в пластах. В залежах они находятся в жидком и газообразном состоянии или в виде газожидкостных смесей. В процессе разработки залежей в пластах и при подъеме на поверхность давление, а иногда и температура непрерывно меняются, что может сопровождаться изменениями состава газовой и жидкой фаз и переходом УВ из исходной фазы в другую.
Физические св-ва:
Вязкость пластовой нефти.
Все нефти подчиняются следующим общим закономерностям:
вязкость их уменьшается с повышением количества растворенного газа;
увеличением температуры;
повышение давления вызывает некоторое увеличение вязкости;
вязкость нефти зависит также от состава и природы растворенного газа.
Увеличение вязкости нефти с ростом давления заметно лишь при давлениях выше давления насыщения. при растворении азота вязкость нефти увеличивается, а при растворении углеводородных газов наоборот понижается и тем сильнее, чем выше молекулярная масса газа. В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз ниже, чем на поверхности. При разработке нефтяных месторождений следует учитывать, что с понижением давления вязкость пластовой нефти непрерывно изменяется. Сначала она слегка уменьшается, а при давлениях ниже давления насыщения резко увеличивается. причем, если в составе газа присутствует азот, точка перегиба не совпадает с давлением насыщения.
Вязкость пластовой нефти определяют специальным вискозиметром высокого давления по пробам, отобранным на глубине залегания пласта.
Плотность газов.
За относительную плотность газа принимается отношение плотности газа к плотности воздуха в одном и том же объеме при нормальных условиях.
Плотность газов определяют эффузионным методом, который основан на измерении скорости истечения газа через отверстия малого радиуса. В соответствии с кинетической теорией отношение квадратов скоростей истечения газов через малые отверстия обратно пропорционально их плотностям. Выражая скорость истечения через время, определяют плотность газа, как:
;
Приняв плотность воздуха за единицу, находят относительную плотность изучаемого газа. Плотность газа можно также определить по его относительной молекулярной массе. Один киломоль любого газа при нормальных условиях занимает объем 22,4 м3.
Вязкость газов.
Вязкость – одно из св-в газов, определяющих закономерности движения их в пласте. Вязкость газа в зависимости от изменения параметров, характеризующих его состояние, изменяется сложным образом. При низких давлениях и температурах свойства реальных газов приближаются к идеальным. Динамическая вязкость газа связана с его плотностью (r), средней длиной свободного пути (
) и средней скоростью молекул (
) соотношением:
С повышением давления плотность газа возрастает, но при этом уменьшается средняя длина свободного пробега молекул, а скорость их остается неизменной. С увеличением температуры вязкость газов возрастает. Отмеченный характер изменения вязкости газов объясняется проявлением внутреннего трения. Количество движения из слоя в слой передаются вследствие перелета молекул газа в движущиеся относительно друг друга слои. При этом возникают силы, тормозящие движение одного слоя и увеличивающие скорость движения другого. С повышением температуры увеличивается скорость и количество движения, передаваемое в единицу времени, и, следовательно, увеличивается вязкость. При давлении близком к атмосферному вязкость газов почти не зависит от его величины. Однако при высоких давлениях вязкость газов изменяется аналогично изменению вязкости жидкости. Газы с более высокой молекулярной массой имеют, как правило, и большую вязкость.
Для экспериментального определения вязкости газов при различных условиях разработано много методов. Основные из них: капиллярный; метод измерения скорости падения шарика в исследуемом газе; методы вращения цилиндров и затухания вращательных колебаний диска, подвешенного в исследуемом газе.
Физические св-ва пластовых вод.
Плотность пластовых вод возрастает с увеличением концентрации солей. Известны рассолы, насыщающие породы, плотность которых достигает 1,45 г/см3. Для месторождений Удмуртии характерны воды плотностью около 1.14 г/см3.
Тепловое расширение воды характеризуется к-том теплового расширения:
;
где V – объем воды в нормальных условиях.
По экспериментальным данным в пластовых условиях он колеблется от 18´10-5 до 90´10-5 1/град., возрастая с увеличением температуры и уменьшаясь с ростом пластового давления.
Сжимаемость пластовой воды определяется коэффициентом сжимаемости:
К-нт сжимаемости воды изменяется в пластовых условиях в пределах от 3,7´10-10 до 5,0´10-10 м2/Н, а при наличии растворенного газа увеличивается и может быть приблизительно рассчитано как:
где S – количество газа, растворенного в воде, м3/м3.
Объемный к-нт пластовой воды характеризует отношение удельного объема воды в пластовых условиях к удельному объему ее в стандартных условиях:
,
Увеличение пластового давления способствует уменьшению объемного к-нта, а рост температуры сопровождается его повышением. Поэтому объемный к-нт воды изменяется в сравнительно узком диапазоне (0,99 – 1,06).
Вязкость воды в пластовых условиях зависит в основном от температуры и концентрации растворенных солей. Влияние давления на вязкость воды несущественно. Наиболее вязки хлоркальциевые воды. Так как газы растворяются в воде в небольшом количестве, вязкость ее при насыщении газом незначительно уменьшается.
От количества растворенного в нефти газа зависят все ее важнейшие св-ва: вязкость, сжимаемость, термическое расширение, плотность и т.д. Сложный состав нефти и значительные пределы изменения пластовых давлений и температур затрудняют применение уравнений термодинамики для расчетов газонасыщенности нефти при высоких давлениях. Поэтому газонасыщенность нефтей определяют экспериментальным путем. При низких давлениях и температурах растворимость газов в нефти практически подчиняется закону Генри. То есть, количество газа, растворенного при данной температуре в единице объема жидкости, пропорционально давлению газа над поверхностью:
,
где а – к-нт растворимости газа.
К-нт растворимости реальных газов не является постоянной величиной и зависит от рода жидкости и газа, от давления, температуры и от других факторов. При исследовании теоретических вопросов растворимости газов закон Генри записывается через мольные концентрации газа в растворе:
где 
- мольная концентрация газа в растворе.
- число молей жидкости и газовой фаз в системе.
Получение зависимостей концентрации газа в жидкости от давления затрудняется не только вследствие отклонения реальных газов от законов идеального, но и потому, что в растворе реальный газ приобретает специфические св-ва. В общем случае, к-нт растворимости некоторых газов с увеличением давления может увеличиваться и уменьшаться. Перегиб кривой растворимости и возрастание к-нта растворимости некоторых газов происходит в связи с увеличением объема раствора и влиянием этого процесса на концентрацию газа в жидкости. Величина приращения объема раствора и ее интенсивность зависят от количества растворенного газа, св-в жидкостей и газов и их состава. Значительное влияние на растворимость газов оказывают процессы испарения. Различные компоненты нефтяного газа обладают неодинаковой растворимостью, причем с увеличением молекулярной массы газа к-нт растворимости его возрастает. Особенно плохо растворяется азот. Растворимость газов повышается с ростом содержания в нефтях парафиновых углеводородов. При высоком содержании в нефти ароматических углеводородов ухудшается растворимость в ней газов. Малорастворимые газы (метан, азот) лучше подчиняются закону Генри. С повышением температуры растворимость газов уменьшается. Коэффициент растворимости попутных нефтяных газов изменяется в широких пределах и достигает (4 – 5)´10-5 м3/(м3Па).
Давление насыщения (или начала парообразования) пластовой нефти называют давление, при котором газ начинает выделятся из жидкости. Давление насыщения зависит от:
соотношения объемов нефти и растворенного газа;
их состава;
пластовой температуры.
При прочих равных условиях с увеличением молекулярной массы нефти и ее плотности давление насыщения увеличивается. С ростом в составе газа количества компонентов, относительно плохо растворимых в нефти, давление насыщения также увеличивается. Особенно высокими давлениями насыщения характеризуются нефти, в которых растворено значительное количество азота. В пористых средах давление насыщения на 0,4 – 0,5 МПа выше, чем в объеме.
Сжимаемость нефти. Объемный к-нт.
Нефть, как и все жидкости, обладает упругостью, т.е. способностью изменять объем под действием внешнего давления. Упругость жидкостей измеряется к-том сжимаемости (или объемной упругости), определяемым из соотношения:
где V – исходный объем нефти; ΔV – изменение объема нефти; Δp – изменение давления. Размерность в – 1/Па, или Па-1.
Коэффициент сжимаемости характеризует относительное приращение объема нефти при снижении давления на единицу.
К-нт сжимаемости зависит:
от состава пластовой нефти;
температуры;
абсолютного давления.
Тяжелые нефти (битумы), не содержащие растворенный газ, обладают сравнительно низким к-том сжимаемости (4 – 7)´10-10 м2/Н. Легкие нефти, содержащие значительное количество растворенного газа, обладают повышенным к-м сжимаемости 140´10-10 м2/Н. Чем выше температура, тем больше к-нт сжимаемости. С количеством растворенного газа в нефти связана величина объемного к-нта, определяющегося отношением объема нефти в пластовых условиях к объему дегазированной нефти.
Объем нефти в пластовых условиях превышает объем дегазированной нефти. Однако высокое пластовое давление само по себе обусловливает некоторое уменьшение объемного к-нта. При снижении первоначального пластового давления до давления насыщения объемный к-нт незначительно увеличивается в связи с расширением жидкости. При достижении давления насыщения газ начинает выделяться и объемный к-нт не линейно уменьшается. Используя объемный к-нт, определяют усадку нефти, т.е. уменьшение объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность.
Усадка некоторых нефтей достигает 45 – 50%. Объемный к-нт нефти определяют экспериментально.
Плотность пластовой нефти.
Плотность нефтей в пластовых условиях зависит от:
их состава;
количества растворенного газа;
температуры.
С повышением давления плотность нефти значительно уменьшается при насыщении ее углеводородными газами (метаном, пропаном, этиленом). Плотность нефтей, насыщенных азотом или углекислотой, с повышением давления несколько увеличивается. Рост давления выше давления насыщения также способствует некоторому увеличению ее плотности.
Влияние давления и температуры на физические св-ва газа.
Углеводороды в зависимости от давления (Р) и температуры (Т) могут находиться в трех различных состояниях: жидком, газообразном и газожидкостном.
Когда пластовое давление ниже критического давления углеводороды в пласте находятся в двухфазном состоянии. Газовая фаза обычно залегает в виде газовой шапки, находящейся в равновесии (в условиях точек росы) с подстилающей нефтью, а жидкость прилегающая к газовой шапке, в условиях начала кипения. В зависимости от состава газа и нефти, пластового давления и температуры, а также от геологических условий залегания газ в газовой шапке может быть сухим, жирным или конденсатным.
Исследования системы нефть-газ нефтегазоконденсатных месторождений показали, что с повышением давления при постоянной температуре (Т=const) газовая фаза значительно обогащается компонентами нефти. С ростом температуры при постоянном давлении также происходит увеличение содержания конденсата в газовой фазе, но влияние температуры заметно слабее, чем влияние давления.
С ростом температуры и давления фракционный состав конденсата приближается к составу нефти. В газовом конденсате почти не содержится смол и асфальтенов. Различные газы, как растворители нефти обладают неодинаковыми св-ми. Растворяющая способность газов растет в последовательности: метан-этан-этилен-пропан.
Технология ИДТВ, преимущество перед традиционными тепловыми методами. Понятие эффективной температуры. Количество теплоносителя на извлечение тонны нефти и себестоимость добычи нефти при ИДТВ и традиционных тепловых методах.