Фонтанный способ эксплуатации осуществляется за счет

Фонтанная эксплуатация нефтяных скважин

Вы будете перенаправлены на Автор24

Принцип фонтанной эксплуатации нефтяных скважин

Существуют три основных способа эксплуатации нефтяных скважин:

• Эксплуатация нефтяных скважин штанговыми глубинными насосами.
• Компрессорная эксплуатация нефтяных скважин.
• Фонтанная эксплуатация нефтяных скважин.

Фонтанная эксплуатация скважин – это способ эксплуатации нефтяных скважин, при котором подъем полезного ископаемого на поверхность осуществляется за счет действия природной энергии.

Оборудование для фонтанной эксплуатации является самым надежным и простым как в эксплуатации, так и при его монтаже. При фонтанной эксплуатации подъем нефти производится по колонне насосно-компрессорных труб, спускаемых в скважину перед процессом освоения. На устье скважины монтируют фонтанную арматуру, которая используется для подвешивания колонны. Фонтанирование скважины происходит за счет энергии расширения газа, который растворен в нефти и энергии гидростатического напора. Фонтанирование происходит на новых месторождениях, где достаточен запас пластовой энергии, то есть давления на забое скважины хватает для преодоления гидростатического давления, установившегося на столбе жидкости скважины.

Оборудование фонтанных скважин

Условия эксплуатации фонтанных скважин требуют герметизации устьевого оборудования, необходимости полного закрытия скважины под давлением, разобщения межтрубного пространства. Все эти требования выполняются установкой на устье фонтанирующей скважины колонны головки и фонтанной арматуры с манифольдом. К наземному оборудованию относятся:

Манифольд – это часть нефтегазовой арматуры, который представляет собой трубопроводы, закрепленные на общем основании, рассчитанные на высокое давление, снабженные необходимой арматурой и соединенные по определенной схеме.

Схема манифольда изображена на рисунке ниже.

Рисунок 1. Схема манифольда. Автор24 — интернет-биржа студенческих работ

Готовые работы на аналогичную тему

1 – отвод; 2 – скважина, оборудованная гидроприводом; 3 – ответный фланец; 4 – обратный клапан; 5 – тройник; 6 – дроссель; 7 – манометр; 8 – разделитель сред; 9 – игольчатый вентиль; 10 – инструментальный фланец; 11 – соединительный ниппель; 12 – крестовина; 13 – задвижка, оборудованная ручным приводом; 14 – сепаратор; 15 – фланец-адаптер; 16 – пробка; 17 — гаситель

Фонтанная арматура устанавливается на колонную головку. Она состоит из трубной обвязки и фонтанной елки. Трубная обвязка устанавливается на колонную обвязку и предназначена для обвязывания скважинных трубопроводов, управления потоком скважинной среды в затрубном и межтрубном пространстве, а также его контроля. Конструкция фонтанной арматуры выполнена таким образом, что обеспечивает возможность измерения давления на верхнем буфере фонтанной елки и давления с температурой среды на боковом ее отводе. Фонтанная арматура изготавливается в виде блоков, а также оборудуется автоматическими предохранительными устройствами, которые управляются дистанционно.

Фонтанная елка устанавливается на трубную обвязку для осуществления контроля и регулирования движения потока скважинной среды по скважинному трубопроводу, а также его направлению в промысловый трубопровод.

При оборудовании нефтяной скважины концентрическими насосно-компрессорными трубами трубы, имеющие больший диаметр вешаются на резьбовом соединении крестовины, устанавливаемой на крестовине, герметизирующей затрубное пространство. Трубы меньшего диаметра вешаются резьбе стволовой катушки, которая размещается над крестовиком.

Для обеспечения бесперебойной и продолжительной работы скважины фонтанном режиме большую роль играет регулирование пластовой энергии, которое осуществляется за счет изменения объема нефти, поступающего на поверхность из скважины, то есть дебита. С этой целью в отводе фонтанной елки сбоку устанавливается штуцер-вставка, изготовленный из стойкого по отношению к износу материала с калиброванным отверстием определенного диаметра. Обычно диаметр штуцера равен 15 миллиметрам или больше. Используются как быстро сменяемые штуцеры, так и быстрорегулируемые забойные штуцеры, устанавливаемые в трубах на любой глубине. Удерживаются эти штуцеры при помощи пакеров. Спуск штуцеров производится стальным канатом при помощи лебедки.

Снижение давления на пласт осуществляется при помощи свабирования; последовательной замены глинистого раствора в скважине газожидкостной или жидкостной смесью, имеющей меньшую плотность; использования азота или инертного газа.

Диаметр подъемных труб определяется опытным путем и зависит от глубины скважины, пластового давления (внутренняя энергия пласта), ожидаемого дебита, а также условий эксплуатации. Трубы опускаются в скважину до фильтра эксплуатационной колонны.

Источник

Фонтанирование нефтяной скважины

Эксплуатация фонтанных скважин, виды фонтанирования. Теоретическое описание процесса артезианского фонтанирования. Количество энергии, поступающей из пласта. Фонтанирование за счет энергии газа. Расчет процесса с помощью кривых распределения давления.

Рубрика	Геология, гидрология и геодезия
Вид	курсовая работа
Язык	русский
Дата добавления	17.01.2015
Размер файла	1,1 M

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/

Фонтанирование нефтяной скважины — это процесс движения нефти от ее забоя к устью, происходящий под действием пластовой энергии. Фонтанирование нефтяных скважин возможно, если забойное давление равно или превышает так называемое давление фонтанирования, определяемое по известным методикам расчета. Известно, что чем выше степень обводненности добываемой жидкости и чем выше давление на устье скважины, тем более высокое забойное давление необходимо поддерживать в скважине, чтобы она фонтанировала. Фонтанным называется способ эксплуатации скважин, при котором подъем нефти или смеси нефти с газом от забоя на поверхность осуществляется за счет природной энергии. Фонтанирование может происходить под влиянием гидростатического напора, когда давление столба жидкости, заполняющей скважину, меньше пластового давления или энергии расширяющегося газа, или того и другого вместе. Причем, фонтанирование только за счет гидростатического давления пласта — явление редкое. В основном главную роль в фонтанировании скважин играет газ, содержащийся вместе с нефтью в пласте. Это справедливо и для месторождений с выраженным водонапорным режимом, когда в пластовых условиях газ полностью растворен в нефти и в пласте движется однородная жидкость. Свободный газ из нефти в этом случае выделяется в подъемных трубах на глубине, где давление ниже давления насыщения нефти газом. Т.е., подъем нефти в скважине происходит за счет гидростатического напора и энергии сжатого газа, проявляющейся в верхней части скважины.

На соответствующей давлению насыщения нефти газом глубине, он начинает выделяться из нефти в виде мельчайших пузырьков. По мере продвижения вверх объем пузырьков газа увеличивается и плотность смеси жидкости и газа становится меньше. Общее давление столба газожидкостной смеси на забой скважины становится меньше пластового, что вызывает самоизлив нефти, т. е. фонтанирование скважины.

При всех способах эксплуатации подъем жидкости и газа на поверхность происходит по трубам небольшого диаметра, спускаемым в скважины перед началом их эксплуатации. Эти трубы называются насосно-компрессорными. В зависимости от способа эксплуатации их также называют фонтанными, компрессорными, насосными, подъемными (лифтовыми).

Стандартом предусмотрено изготовление насосно-компрессорных труб следующих условных O (по внешнему диаметру): 33, 42, 48, 60,73,89, 102 и 114 мм с толщиной стенок от 3,5 до 7 мм при длине одной трубы 5-8,5 м (в среднем 8 м). Трубы бесшовные, цельнотянутые из сталей высокопрочных марок с одинаковой резьбой на концах каждой трубы.

При фонтанной эксплуатации в большинстве случаев применяют насосно-компрессорные трубы O 60, 73 и 89 мм, а для высокодебитных скважин — диаметрами 102 и 114 мм. Трубы спускают до фильтра.

Целесообразность применения подъемных труб при фонтанной эксплуатации обосновывается следующим:

1. Облегчаются работы по освоению скважины, так как два самостоятельных каналов в ней (подъемные трубы и затрубное пространство) позволяют заменять глинистый раствор в стволе более легкой жидкостью (вода, нефть). Кроме того, подъемные трубы позволяют осваивать скважину при помощи компрессора.

2. Рациональное использование энергии расширяющегося газа, так как при подъеме смеси по каналу с незначительной площадью поперечного сечения (подъемные трубы) резко сокращаются потери нефти при отекании ее по стенкам труб и уменьшаются потери на трение в результате скольжения газа. Кроме того, из нефти выделяется меньшее количество газа, чем при фонтанировании через эксплуатационную колонну. Поэтому фонтанирование может происходить при небольшом значении пластового давления.

Использование подъемных труб самого малого диаметра — один из способов продления фонтанирования малодебитных скважин.

3. Предотвращается образование песчаных пробок на забое скважин, так как большие скорости газонефтяной струи в трубах меньшего сечения обеспечивают полный вынос на поверхность песка из скважины.

4. Облегчается борьба с отложениями парафина, образующимися при добыче нефтей, в которых содержится значительное количество парафина.

Устье фонтанных скважин оборудуют прочной стальной арматурой (трубной головки и фонтанной елки).

Трубная головка предназначена для подвески фонтанных труб и герметизации межтрубного пространства, фонтанная елка — для направления газожидкостной струи в выкидные линии и для регулирования и контроля работы скважин.

Фонтанные елки испытываются на давление, вдвое большее рабочего паспортного.

Фонтанные арматуры различают по конструктивным и прочностным признакам:

1) по рабочему давлению — в России выпускается фонтанная арматура, рассчитанная на давление от 7 до 105 МПа;

2) по размерам проходного поперечного сечения ствола — от 50 до 150 мм;

3) по конструкции фонтанной елки — крестовые и тройниковые;

4) по числу спускаемых в скважину рядов труб — однорядные и двухрядные;

5) по виду запорных устройств — с задвижками или с кранами.

Фонтанная арматура с диаметрами ствола, равными 100 и 150 мм, предусмотрена для высокодебитных нефтяных и газовых скважин (рис. 81, 82). Арматуру с рабочим давлением 105 МПа используют для сверхглубоких скважин или скважин с аномально высоким пластовым давлением, для фонтанных нефтяных скважин применяют арматуру с рабочим давлением 7-35 МПа.

Освоение и пуск в эксплуатацию фонтанной скважины проводится при установленной на ее устье фонтанной арматуры и спущенных фонтанных трубах одним из следующих способов:

1. заменой жидкости, заполняющей ствол скважины после бурения, на более легкую, например, глинистого раствора на воду, воды на нефть — промывка;

2. насыщение заполняющей скважину жидкости газом или воздухом, нагнетаемым с поверхности, продавка сжатым газом (воздухом);

3. заменой жидкости в скважине на газожидкостную смесь — аэрация.

1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 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:

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.

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.

1.2 Виды 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.

1.2.1 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 (1.2.1), 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 ?i, расстояние Н необходимо определять разделением глубины скважины на интервалы и суммированием проекций этих интервалов на вертикальную ось:

где ?Li — длина i — го интервала; ?i — 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

где ?с, ?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); ?н, ?в — 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

Заметим, что в формуле (1.2.6) 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:

где Qн, Qв — дебит нефти и воды скважины, приведенный к стандартным условиям; ?н, ?в — 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 ? определяются через число Рейнольдса по соответствующим графикам или аппроксимирующим формулам. Если такие величины, как Сж, d и ?, необходимые для определения числа Re оцениваются достаточно точно, то для подсчета вязкости жидкости ?, 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:

где ?э — динамическая вязкость эмульсии; ?вс — динамическая вязкость внешней дисперсной среды (для эмульсии типа вода в нефти ?вс — вязкость нефти, для эмульсии типа нефть в воде ?вс — вязкость воды); ? — отношение объема внутренней дисперсной фазы к объему внешней.

При пользовании формулой (1.2.8) следует иметь в виду, что при обводненности нефти 60 — 70 % происходит инверсия эмульсий, т. е. замещение внешней и внутренней фаз. Поэтому формула (1.2.8) в представленном написании справедлива для эмульсии с содержанием воды, не превышающим указанных пределов. При большем водосодержании в формулу (1.2.8) вместо ?вс необходимо подставить вязкость внешней среды, которой становится в этом случае вода, и вместо (р подставлять объемное отношение нефти к воде.

Коэффициент сопротивления ? зависит от режима течения. Установлено, что при Re 2500 — турбулентное и при 1200 Рнас), и газ будет выделяться на некоторой высоте в НКТ.

Возможен другой случай, когда фонтанирование происходит при давлении на забое скважины ниже давления насыщения (Рс Рнас)

фонтанный скважина артезианский пласт

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 2320)

Число Рейнольдса (Re) рассчитывают по формуле:

Коэффициент полезного действия подъемника рассчитывается по формуле:

где — полезная мощность, Вт

— затраченная мощность, Вт.

Подставив значения полезной и затраченной мощности в (2.7), получим следующее выражение КПД подъемника (в долях ед.):

Таким образом, наибольшим КПД обладает подъемник с диаметром равным диаметру эксплуатационной колонны.

2.2 Расчет процесса фонтанирования с помощью кривых распределения давления

Умение рассчитывать при любых заданных условиях кривую распределения давления вдоль НКТ при движении по ним газожидкостной смеси позволяет по-новому подойти к расчету процесса фонтанирования, выбора диаметра труб и режима в целом. Использование кривых распределения давления Р(х) при проектировании и анализе фонтанной эксплуатации (а также других способов эксплуатации скважин) позволяет решить ряд новых задач, недоступных при использовании прежних расчетных методов. Далее будем исходить из того, что при любых заданных условиях кривая распределения давления Р(х) в НКТ может быть определена и построена любыми возможными методами.

Заметим, что для проектирования или для анализа фонтанной эксплуатации не требуется распределение давления Р(х) вдоль всей длины НКТ. Достаточно знать забойное или башмачное давление, соответствующее данному забойному давлению, давление на устье при заданных параметрах работы скважины или наоборот, устьевое давление и соответствующее давление на забое при заданных параметрах работы скважины.

Однако поскольку простых и надежных формул (кроме формул А. П. Крылова), связывающих устьевое и забойное давления при прочих заданных условиях, нет, то приходится прибегать к численному интегрированию процесса движения ГЖС по трубе, т. е. расчету по шагам. При таком решении неизбежно получаются значения давлений в промежуточных точках между устьем и забоем, использование которых необязательно. Рассмотрим для начала простейший случай, когда задан дебит скважины Q и соответствующее этому дебиту забойное давление Рс.Отметим, что во всех случаях проектирования процесса эксплуатации скважины любым способом знание уравнения притока или индикаторной линии обязательно. В противном случае любой инженерный расчет становится невозможным, если не говорить о предположительных оценках возможных показателей работы скважины. Итак, если задан дебит, то по индикаторной линии или по уравнению притока определяется соответствующее этому дебиту давление на забое скважины.

В отношении фонтанных труб уже указывалось, что их диаметр выбирается из соображений технологических условий и возможности спуска в скважину глубинных приборов для различных исследований. Можно сказать, что для подавляющего числа случаев это будут либо трубы диаметром d = 60 мм, либо d = 73 мм. Лишь для редких случаев, когда ожидаемые отборы могут достигать нескольких сот м3/сут, можно говорить о целесообразности использования труб d = 89 мм. Во всяком случае для последующего расчета диаметром НКТ задаемся.

Зная дебит, газовый фактор, плотность нефти, воды и обводненность продукции, а также другие данные, такие как температура и ее распределение по стволу скважины, объемный коэффициент нефти (жидкости), необходимые для расчета, строим кривую распределения давления Р(х), начиная от точки с известным давлением Рс на забое скважины (рис. 3).

Рис. 3. Построение кривой распределения давления в фонтанных трубах по методу «снизу вверх» и определение давления на устье

При этом могут возникнуть разные условия расчета, которые необходимо учитывать.

а. Башмак НКТ находится непосредственно на забое скважины, так что Рс = Рб.

б. Башмак НКТ находится выше забоя на некотором расстоянии а = Н — L, так что Рб Рнас.

г. Давление на забое меньше давления насыщения, т. е. Рс Рл, то работа скважины на рассчитанном режиме возможна, а избыточное давление на устье ?Ршт = Ру — Рл должно быть понижено созданием в арматуре устья дополнительного гидравлического сопротивления в виде регулируемого или нерегулируемого штуцера, в котором поток ГЖС дросселируется с давления Ру до давления Рл. Если при расчете окажется, что Ру Рл, когда фонтанирование будет возможно. Если ни одна комбинация Q и соответствующего Рс при построении кривой распределения давления Р(х) не дает давление на устье Ру > Рл, то фонтанирование такой скважины вообще невозможно.

Изложенная система расчета процесса фонтанирования может быть повторена для труб меньшего или большего диаметра для определения возможных режимов фонтанирования и дебита скважины при других диаметрах фонтанных труб.

Рассмотрим другой, наиболее общий случай, когда возникает необходимость определения всего комплекса возможных и невозможных условий фонтанирования скважины. При этом будем считать, что все проектируемые отборы жидкости из пласта допустимы и не противоречат принципам рациональной разработки залежи.

а. Задаемся несколькими забойными давлениями Рсi, лежащими в пределах Рmin

Источник