Фонтанный способ эксплуатации скважин

Геологические и физические условия добычи нефти. Фонтанирование за счет энергии газа и гидростатического напора. Фонтанная арматура для нефтяных, газовых скважин. Запорные устройства, основные требования к ним. Методы оптимизации работы фонтанных скважин.

Рубрика	Геология, гидрология и геодезия
Вид	реферат
Язык	русский
Дата добавления	08.12.2017
Размер файла	362,9 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки РФ

ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ «ОМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Кафедра «Нефтегазовое дело, стандартизация и метрология»

Тема: Фонтанный способ эксплуатации скважин

Подъем жидкости и газа со дна скважины на поверхность является основным содержанием процесса эксплуатации скважины. Этот процесс может происходить как из-за естественной энергии, поступающей на дно скважины, так и из газа, и из-за энергии, впрыскиваемой в скважину с поверхности.

Газожидкостная смесь, проходящая через устьевую скважину через специальное устьевое оборудование, направляется в сепараторы (жидкие сепараторы из газа) и дозирующие устройства, затем поступает в полевые трубопроводы. Чтобы обеспечить перемещение смеси в полевых трубопроводах, прочное давление поддерживается на устье скважины. Если смесь поднимается с поверхности на поверхность только за счет естественной энергии (т. Е.), работа скважины называется фонтаном. Когда идет механизированная добыча нефти.

Передача энергии в скважину осуществляется различными способами:

— сжатый газ или воздух;

Скважины, в которых применяется первый метод переноса энергии, называются компрессорными скважинами; Колодца, в которых применяется второй метод, накачиваются.

Фонтанные скважины могут быть выполнены либо из-за гидростатической головки пласта, либо из-за энергии газа, выделяемого из масла.

1. Фонтанный способ эксплуатации скважин

1.1 Фонтанирование за счет гидростатического напора

Условие фонтанирования скважины под действием гидростатического напора определяется неравенством:

где , — соответственно давление на забое и устье скважины; — глубина скважины; — плотность нефти; — потери давления на трение; — ускорение свободного падения.

При этом должно быть выше давления насыщения нефти газом. При других условиях скважина будет фонтанировать как за счет гидростатического напора, так и за счет энергии расширяющегося газа.

Максимальный дебит скважины при фонтанировании под действием гидростатического напора будет при . При этом забойное давление равно:

Забойное давление, определенное по (1.4) является тем минимальным давлением, при котором еще возможно фонтанирование скважины под действием гидростатического напора.

Практически фонтанирование только под действием гидростатического напора встречается очень редко. Обычно по мере подъема жидкости в скважине давление снижается и на некотором расстоянии от забоя достигает величины, равной давлению насыщения, при этом из жидкости начинает выделяться газ, который способствует дальнейшему подъему жидкости на поверхность. Из объема нефти, находящейся в затрубном пространстве, частично выделится растворенный газ, после чего вся система придет в равновесие.

1.2 Фонтанирование за счет энергии газа

Большинство фонтанных скважин работает за счет энергии газа и гидростатического напора жидкости одновременно. В таких скважинах . Таким образом, в нижней части колонны труб перемещается одна фаза (жидкость), а на глубине, где давление равно начинается выделение газа из нефти, и в верхней части колонны движется двухфазный поток (жидкость и газ).

При эксплуатации скважин встречаются также случаи, когда имеет место неравенство . Тогда по всей длине колонны труб в скважине движется двухфазный поток.

Состояние смеси жидкости и газа при движении вдоль колонны подъёмных труб изменяется в зависимости от соотношения объемных потоков обеих фаз (жидкого и газообразного), средней скорости смеси и диаметра подъемных труб. В соответствии с этим выделяются три моды такого движения газожидкостной смеси (рис. 1.1), между которыми происходят плавные переходы.

На практике есть все три режима, и они могут быть одновременно в одном столбце: внизу — первый режим, посередине — второй и верхний — третий.

Второй режим наиболее распространен в практических условиях. Первый режим похож по второму; третий режим происходит только на самой верхней части колонны и при очень высоком соотношении газ-жидкость.

Падение давления, необходимое для подъема жидкости через стояковую трубу, определяется полезными работами по подъему смеси и величине потерь жидкости и газа при движении по линии подъёмной трубы, в скважине движется двухфазный поток, благодаря которому улучшается проходимость скважины и повышается коэффициент полезного действия,

полезно использованной энергии к суммарному количеству энергии.

— на преодоление трения жидкости и газа о стенки труб;

— потерь, возникающих вследствие разных скоростей движения газа и жидкости (при этом газ движется быстрее и проскальзывает через жидкость), потерь скольжения;

— потерь вследствие ускорения движения жидкости и газа, а также вследствие изменения скорости движения при входе жидкости в башмак подъемных труб. Потери последнего вида весьма малы, поэтому ими можно пренебречь.

Исходя из этого, перепад давлений в метрах столба жидкости между башмаком и устьем колонны можно определить из равенства

где — напор, необходимый для выполнения полезной работы; — напор, обусловленный скольжением газа; — напор, расходуемый на преодоление сил трения.

Потери относительного движения находятся в обратной зависимости от скорости движения, силы же трения возрастают от повышения скорости движения.

Оценка потерь трения и потерь скольжения вследствие сложного движения смеси представляет для теоретического обоснования весьма трудную задачу.

С целью получения основных зависимостей, характеризующих работу газожидкостного подъемника, А.П. Крыловым проведены экспериментальные работы, в результате которых получен ряд зависимостей между параметрами подъемника.

В большинстве случаев противодавление на устье скважины превышает атмосферное давление, так как необходимо создать напор для движения смеси в промысловых коммуникациях.

Если давление на забое выше давления насыщения, то под величиной понимается расстояние от устья скважины до сечения, где начинается выделение газа.

где — расстояние от башмака до сечения, где начинается выделение газа; — глубина скважины, получим

Рассматривая работу газожидкостного подъемщика, необходимо отметить два принципиально отличных режима его работы:

1) работа на режиме нулевой подачи ();

2) работа на режиме .

Работа на режиме нулевой подачи возможна в двух случаях.

Во-первых, когда (работа подъемника в интервале 0-1). Потери давления в данном случае обусловлены потерями на преодоление гидростатического веса смеси (жидкости), потерями на скольжение газа и пренебрежимо малыми потерями на трение, возникающими при подъеме смеси до устья по мере насыщения ее свободным газом. Физически явление представляет собой барботаж газа через столб жидкости.

Во-вторых, когда (работа подъемника за точкой 4). Физически этот случай работы подъемника отражает движение газа, причем вся энергия расходуется на преодоление сил трения (весом газа пренебрегают).

Работа на режиме осуществляется между точками 1 и 4. Начиная от точки 1, рост объемного расхода газа приводит к росту объемного расхода жидкости, что связано со снижением плотности газожидкостной смеси и незначительным увеличением потерь на трение. При этом градиент суммарных энергетических затрат снижается. В данном случае снижение плотности смеси при увеличении расхода газа оказывается преобладающим по сравнению с ростом .потерь на трение. Эго явление наблюдается до точки 3, в которой суммарный градиент потерь невысок, а объемный расход жидкости максимален. Начиная от точки 3, увеличение объемного расхода газа приводит к снижению объемного расхода жидкости, что связано со значительным ростом потерь на скольжение и трение, причем незначительное снижение плотности смеси не компенсирует их роста. Суммарный градиент потерь возрастает, что ведет к снижению дебита жидкости. При рассмотрении постоянными остаются следующие параметры: длина подъемника , давления и .

В промысловой практике работа подъемника происходит обычно в области кривой (см. рис. 4.3), ограниченной точкой наибольшей производительности и точкой наибольшей эффективности (к.п.д.) . Вне пределов этих точек работа подъемника невыгодна, поэтому для практических целей надо знать условия работы данного подъемника именно в этих точках кривой и расчеты выполнять для этих точек.

Условия работы длинного, т.е. применяемого на практике, подъемника в пределах указанных точек можно определить по формулам, выведенным А.П. Крыловым. Эти формулы приведены ниже. Они составлены при условии, что вязкость жидкости равна 5 мПас.

Применительно к реальным условиям движения смеси по вертикальным трубам А.П. Крылов принял следующие допущения:

1) расширение газа происходит по закону Бойля-Мариотта;

2) давление по длине колонны изменяется по линейному закону, т.е.

где — давление на расстоянии от устья; , — давления у башмака и у устья соответственно; — длина колонны;

движение смеси происходит по «четочному» режиму. Среднее значение суммарного напора, расходуемого на единицу длины подъемника, представляется выражением

где , — давления у башмака и у устья скважины; — длина подъемника.

Средний объемный расход газа по длине подъемника в предположении об изотермическом расширении его с изменением давления по формуле (1.9) можно получить в виде:

где — объемный расход газа при средней температуре в стволе скважины и атмосферном давлении .

Свободный газ имеется на самом забое. К башмаку фонтанных труб будет двигаться газожидкостная смесь.

При работе такой скважины основная масса пузырьков газа будет увлекаться потоком жидкости и попадать в фонтанные трубы. Однако часть пузырьков, двигающихся непосредственно у стенки обсадной колонны, будет проскальзывать мимо башмака НКТ и попадать в межтрубное пространство.

В межтрубном пространстве выше башмака движения жидкости не происходит. Поэтому пузырьки газа в нем будут всплывать, достигать уровня жидкости и пополнять газовую подушку в межтрубном пространстве. Таким образом, при фонтанировании, когда Рс

© 2000 — 2021, ООО «Олбест» Все права защищены

Источник

Добыча нефти фонтанным способом

Главная > Реферат >Геология

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

ГРОЗНЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ИНСТИТУТ

имени академика М.Д. МИЛЛИОНЩИКОВА

по дисциплине ________________________________________________

На тему: _____________________________________________________

1.1.Фонтанирование скважин под действием гидростатического напора. 4

1.2.Артезианское фонтанирование 5

1.3.Фонтанирование за счет энергии газа 7

Список использованной литература: 12

Введение

Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений представляет собой процесс подъема нефти, газа или газожидкостной смеси на поверхность с помощью эксплуатационных скважин, а также поддержание оптимального режима их работы.

Существует несколько способов эксплуатации скважин: фонтанная, компрессорная и эксплуатация скважин штанговыми глубинными насосами.

Наиболее удобным и выгодным способом эксплуатации скважин является фонтанная эксплуатация. При этом способе эксплуатации подъем газожидкостной смеси от забоя на поверхность происходит под действием природной энергии. При фонтанной эксплуатации подъем газонефтяной

смеси осуществляется по колонне насосно-компрессорных труб, которые спускают в скважину перед освоением. На устье монтируют фонтанную арматуру (соединение различных тройников, крестовин и запорных устройств), предназначенную для подвешивания колонны.

Компрессорную эксплуатацию скважин можно рассматривать как искусственное продолжение процесса фонтанирования. При этом способе к пластовому газу в скважину с поверхности подводится газ или воздух, сжатый на компрессорной станции. Если подводится газ, то способ эксплуатации называется газлифтным, если воздух – эрлифтным. Иногда в качестве рабочего агента применяется газ из газовых пластов высокого давления, который не требуется дополнительно сжимать в компрессорах. В этом случае способ эксплуатации называется бескомпрессорным газлифтом.

Наиболее распространенный способ добычи нефти – с помощью глубинных насосов. Различают штанговые и бесштанговые насосы. Глубинные штанговые насосы изготовляют двух видов: 1) трубные (невставные); 2) вставные.

1.1.Фонтанирование скважин под действием гидростатического напора.

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:

где Рс — давление па забое скважины; Р г , Р тр , 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 па 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.

1.2.Артезианское фонтанирование

Теоретическое описание процесса артезианского фонтанирования практически не отличается от расчета движения однородной жидкости по трубе.

Давление на забое скважины Р с при фонтанировании определяется уравнением (1), в котором гидростатическое давление столба жидкости благодаря постоянству плотности жидкости определяются простым соотношением

где — 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; — средний зенитный угол кривизны скважины.

Для наклонных скважин, имеющих на разных глубинах различный угол кривизны , расстояние Н необходимо определять разделением глубины скважины на интервалы и суммированием проекций этих интервалов на вертикальную ось:

где — длина i-ro интервала; — угол кривизны -го интервала; п — 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

где Р с , Р у — плотность жидкости при термодинамических условиях забоя и устья скважины, соответственно.

При фонтанировании обводненной нефтью плотность жидкости подсчитывается как средневзвешенная

где n — доля воды в смеси (обводненность); — плотность нефти и воды в условиях забоя (с) и устья (у) соответственно. Иногда в результате недостаточной скорости восходящего потока жидкости и оседания воды обводненность п 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 Р с .

Противодавление на устье скважины Р у 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 Р у бывает большим, достигая иногда нескольких мегапаскалей.

1.3.Фонтанирование за счет энергии газа

Это наиболее распространенный способ фонтанирования нефтяных скважин. Уже было отмечено, что при артезианском фонтанировании в фонтанных трубах движется негазированная жидкость (нефть), поэтому, чтобы преодолеть гидростатическое давление столба такой жидкости, забойное давление должно быть достаточно высоким.

При фонтанировании за счет энергии газа плотность столба ГЖС в фонтанных трубах мала, поэтому гидростатическое давление столба такой смеси будет меньше. Следовательно, и для фонтанирования скважины потребуется меньшее забойное давление. При движении жидкости по НКТ от забоя к устью давление уменьшается, и на некоторой высоте оно становится равным давлению насыщения Р нас , а выше — ниже давления насыщения. В зоне, где Р нас , из нефти выделяется газ, причем этого газа становится тем больше, чем меньше давление, т. е. чем больше разница давлений Таким образом, нефть при фонтанировании разгазируется в результате выделения из нее растворенного газа, перехода его в свободное состояние и образования ГЖС с плотностью, существенно меньшей плотности чистой нефти. В описанном случае фонтанирование будет происходить при давлении на забое скважины, превышающем давление насыщения (Р с >Р нас ), и газ будет выделяться на некоторой высоте в НКТ.

Возможен другой случай, когда фонтанирование происходит при давлении на забое скважины ниже давления насыщения (Р с нас ). При этом на забой скважины вместе с нефтью поступает свободный газ, к которому, по мере подъема нефти по НКТ, добавляются дополнительные порции свободного газа, выделяющегося из нефти при снижении давления. Масса свободного газа, приходящегося на единицу массы жидкости, по мере подъема увеличивается. Объем свободного газа также увеличивается за счет его расширения. В результате газонасыщенность потока возрастает, а его плотность соответственно снижается.

Таким образом, фонтанирование скважины может происхо­дить при давлении на забое Р с выше или ниже давления насы­щения Р нас .

Схема скважин при фонтанировании

а — при давлении на забое меньше давления насыщения (Р с нас ): б

при давлении на забое больше давле­ния насыщения (Р с >Р нас )

Рассмотрим два случая фонтанирования. I. Рс (рис. 1, а).

Свободный газ имеется на самом забое. К башмаку фонтанных труб будет двигаться газожидкостная смесь. При работе такой скважины основная масса пузырьков газа будет увлекаться потоком жидкости и попадать в фонтанные трубы. Однако часть пузырьков, двигающихся непосредственно у стенки обсадной колонны, будет проскальзывать мимо башмака НКТ и попадать в межтрубное пространство. В межтрубном пространстве выше башмака движения жидкости не происходит. Поэтому пузырьки газа в нем будут всплывать, достигать уровня жидкости и пополнять газовую подушку в межтрубном пространстве. Таким образом, при фонтанировании, когда Р c нас , создаются условия для непрерывного накопления газа в межтрубном пространстве. Интенсивность этого процесса зависит от многих факторов.

От скорости восходящего потока ГЖС, т. е. от дебита скважины. Чем больше дебит, тем меньше газа попадает в межтрубное пространство.

От величины зазора между обсадной колонной и фонтанными трубами.

От количества и величины газовых пузырьков, что в свою очередь зависит от разницы между давлением насыщения и давлением у башмака.

От вязкости жидкости.

Накопление газа в затрубном пространстве приводит к увеличению давления Р з и соответствующему понижению уровня жидкости h на такую величину, чтобы давление на забое Р с согласно уравнению оставалось бы постоянным. Этот процесс будет продолжаться до тех пор, пока уровень жидкости в межтрубном пространстве не опустится до башмака фонтанных труб. После этого процесс стабилизируется. Непрерывно возрастающее давление на устье межтрубного пространства после достижения максимума стабилизируется. В этом случае, возможно, достаточно точно определить давление у башмака фонтанных труб Р б , а также и давление на забое Р с по давлению на устье в межтрубном пространстве Р з не прибегая к трудоемкому процессу спуска манометра в скважину. Давление Рз замеряется па устьеманометром. Здесь — плотность газа при стандартных условиях Р о и Т о ; Т ср — средняя температура в затрубном пространстве; z — коэффициент сжимаемости газа для условийР з и Т ср .

Таким образом, в фонтанирующей скважине при условии Р с нас уровень жидкости в межтрубном пространстве обязательно должен устанавливаться у башмака НКТ после выхода работы скважины на установившийся режим. Однако это справедливо, если нет утечки газа из обсадной колонны из-за ее недостаточной герметичности или неплотностей в арматуре и колонной головки. При наличии утечек уровень жидкости мо­жет стабилизироваться в межтрубном пространстве на некоторой высоте, обусловливая такое давление на устье, при котором утечки газа сравниваются с его поступлением от башмака фонтанных труб.

II — P с >P нас (РИС.1, б).

Свободный газ в этом случае не накапливается в затрубиом пространстве, так как нет условий для его проскальзывания у башмака фонтанных труб. В самих трубах газ начнет выделяться на некоторой высоте от башмака, где давление станет равным давлению насыщения. Поскольку при работе скважины обновление жидкости в затрубном пространстве не происходит, то не возникают и условия для пополнения газа. Из объема нефти, находящейся в затрубном пространстве, частично выделится растворенный газ, после чего вся система придет в равновесие. Уровень жидкости в этом случае будет находиться на некоторой глубине h. Различным положениям уровня будет соответствовать различное давление Р з . В этом случае вследствие неопределенности величины h становится невозможным определение забойного давления Р с по величине Рз.

Заключение

Оборудование устья и забоя представляет собой совокупность фильтра, хвостовика, муфты, колонного патрубка, фланца и фонтанной или компрессорной арматуры. В настоящее время это оборудование применяется при всех способах эксплуатации залежи.

Для определения различных параметров фильтрации проводится исследование скважин. Сущность этих исследований состоит в том, что несколько раз изменяют дебит скважин и каждый раз, когда режим установится, замеряют забойное давление; в случае же нагнетательных скважин изменяют их расход, дожидаются, пока режим установится, и замеряют расход воды и давление нагнетания. Далее строятся кривые зависимости дебитов от депрессии или забойных давлений, называемых индикаторной диаграммой. Цель проводимых исследований состоит в определении коэффициента проницаемости, пьезопроводности и гидропроводности. А регулировочные кривые строятся для установления оптимального режима работы скважин.

После окончания бурения нефтяных скважин до начала их эксплуатации необходимо провести освоение скважин. Процесс освоения осуществляется, во–первых, для очистки забоя от грязи и обломков породы; и во–вторых, для уменьшения удельного веса жидкости, оставшейся в скважине после бурения. На практике применяются несколько способов освоения. Приемлемость того или иного вида освоения зависит того, каким способом по проекту будет эксплуатироваться данная скважина, а также от ряда других свойств продуктивных толщ и находящихся в них флюидов.

Список использованной литература:

В.М. Муравьев. Спутник нефтяника. -М.: Недра, 1977. – 304 с.

П.Н. Лаврушко. Подземный ремонт скважин. -М.: Недра, 1968. – 412с.

А.И. Жуков, Б.С. Чернов, М.Н. Базлов. Эксплуатация нефтяных месторождений. -М.: Гостоптехиздат, 1961. – 494 с.

Источник