Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. Курс лекций - Лекции - Образование - Материалы

ВВЕДЕНИЕ

1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
1.1. Понятие о нефтяной залежи
1.2. Механизм использования пластовой энергии при добыче нефти

2. ИСТОЧНИКИ ПЛАСТОВОЙ ЭНЕРГИИ
2.1. Пластовые давления
2.1.1. Статическое давление на забое скважины
2.1.2. Статический уровень
2.1.3. Динамическое давление на забое скважины
2.1.4. Динамический уровень жидкости
2.1.5. Среднее пластовое давление
2.1.6. Пластовое давление в зоне нагнетания
2.1.7. Пластовое давление в зоне отбора
2.1.8. Начальное пластовое давление
2.1.9. Текущее пластовое давление
2.1.10. Приведенное давление
2.2. Приток жидкости к скважине
2.3. Режимы разработки нефтяных месторождений
2.4. Водонапорный режим
2.5. Упругий режим
2.6. Режим газовой шапки
2.7. Режим растворенного газа
2.8. Гравитационный режим

3. ТЕХНОЛОГИЯ И ТЕХНИКА ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ
3.1. Цели и методы воздействия
3.2. Технология поддержания пластового давления закачкой воды
3.2.1. Размещение скважин
3.3. Основные характеристики поддержания пластового давления закачкой воды
3.4. Водоснабжение систем ППД
3.5. Техника поддержания давления закачкой воды
3.5.1. Водозаборы
3.5.2. Насосные станции первого подъема
3.5.3. Буферные емкости
3.5.4.Станции второго подъема
3.6. Оборудование кустовых насосных станций
3.7. Технология и техника использования глубинных вод для ППД
3.8. Поддержание пластового давления закачкой газа
3.9. Методы теплового воздействия на пласт
3.10. Техника закачки теплоносителя в пласт
3.11. Внутрипластовое горение

4. ПОДГОТОВКА СКВАЖИН К ЭКСПЛУАТАЦИИ
4.1. Конструкция оборудования забоев скважин
4.2. Приток жидкости к перфорированной скважине
4.3. Техника перфорации скважин
4.4. Пескоструйная перфорация
4.5. Методы освоения нефтяных скважин
4.6. Передвижные компрессорные установки
4.7. Освоение нагнетательных скважин

5. МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ СКВАЖИНЫ
5.1. Назначение методов и их общая характеристика
5.2. Обработка скважин соляной кислотой
5.3. Термокислотные обработки
5.4. Поинтервальная или ступенчатая СКО
5.5. Кислотные обработки терригенных коллекторов
5.6. Техника и технология кислотных обработок скважин
5.7. Гидравлический разрыв пласта
5.8. Осуществление гидравлического разрыва
5.9. Техника для гидроразрыва пласта
5.10. Тепловая обработка призабойной зоны скважины
5.11. Термогазохимическое воздействие на призабойную зону скважины
5.12. Другие методы воздействия на призабойную зону скважин

6. ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН
6.1. Назначение и методы исследования скважин
6.2. Исследование скважин при установившихся режимах
6.3. Исследование скважин при неустановившихся режимах
6.4. Термодинамические исследования скважин
6.5. Скважинные дебитометрические исследования
6.6. Техника и приборы для гидродинамических исследований скважин

7. ОСНОВЫ ТЕОРИИ ПОДЪЕМА ЖИДКОСТИ В СКВАЖИНЕ
7.1. Физика процесса движения газожидкостной смеси в вертикальной трубе
7.1.1. Зависимость подачи жидкости от расхода газа
7.1.2. Зависимость положения кривых q (V) от погружения
7.1.3. Зависимость положения кривых q(V) от диаметра трубы
7.1.4. К. п. д. процесса движения ГЖС
7.1.5. Понятие об удельном расходе газа
7.1.6. Зависимость оптимальной и максимальной подач от относительного погружения
7.1.7. Структура потока ГЖС в вертикальной трубе
7.2. Уравнение баланса давлений
7.3. Плотность газожидкостной смеси
7.4. Формулы перехода

8. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН
8.1. Артезианское фонтанирование
8. 2. Фонтанирование за счет энергии газа
8. 3. Условие фонтанирования
8. 4. Расчет фонтанного подъемника
8. 5. Расчет процесса фонтанирования с помощью кривых распределения давления
8. 6. Оборудование фонтанных скважин
8.6.1. Колонная головка
8.6.2. Фонтанная арматура
8.6.3. Штуцеры.
8.6.4. Манифольды
8. 7. Регулирование работы фонтанных скважин
8. 8. Осложнения в работе фонтанных скважин и их предупреждение
8.8.1. Открытое фонтанирование
8.8.2. Предупреждение отложений парафина
8.8.3. Борьба с песчаными пробками
8.8.4. Отложение солей

9. ГАЗЛИФТНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН
9.1. Общие принципы газлифтной эксплуатации
9.2. Конструкции газлифтных подъемников
9.3. Пуск газлифтной скважины в эксплуатацию (пусковое давление)
9.4. Методы снижения пусковых давлений
9.4.1. Применение специальных пусковых компрессоров
9.4.2. Последовательный допуск труб
9.4.3. Переключение работы подъемника с кольцевой системы на центральную
9.4.4. Задавка жидкости в пласт
9.4.5. Применение пусковых отверстий
9.5. Газлифтные клапаны
9.6. Принципы размещения клапанов
9.7. Принципы расчета режима работы газлифта
9.8. Оборудование газлифтных скважин
9.9. Системы газоснабжения и газораспределения
9.10. Периодический газлифт
9.11. Исследование газлифтных скважин

10. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН ШТАНГОВЫМИ НАСОСАМИ
10.1. Общая схема штанговой насосной установки, ее элементы и назначение
10.2. Подача штангового скважинного насоса и коэффициент подачи
10.3. Факторы, снижающие подачу ШСН
10.3.1. Влияние газа
10.3.2. Влияние потери хода плунжера
10.3.3. Влияние утечек
10.3.4. Влияние усадки жидкости
10.3.5. Нагрузки, действующие на штанги, и их влияние на ход плунжера
10.4. Оборудование штанговых насосных скважин
10.4.1. Штанговые скважинные насосы
10.4.2. Штанги
10.4.3. Насосные трубы
10.4.4. Оборудование устья скважины
10.4.5. Канатная подвеска
10.4.6. Штанговращатель
10.4.7. Станки-качалки (СК)
10.5. Исследование скважин, оборудованных штанговыми насосными установками
10.5.1. Эхолот
10.5.2. Динамометрия ШСНУ
10.5.3. Динамограмма и ее интерпретация
10.6. Эксплуатация скважин штанговыми насосами в осложненных условиях

11. Эксплуатация скважин погружными центробежными электронасосами
11.1. Общая схема установки погружного центробежного электронасоса
11.2. Погружной насосный агрегат
11.3. Элементы электрооборудования установки
11.4. Установка ПЦЭН специального назначения
11.5. Определение глубины подвески ПЦЭН
11.6. Определение глубины подвески ПЦЭН c помощью кривых распределения давления

12. ГИДРОПОРШНЕВЫЕ НАСОСЫ
12.1. Принцип действия гидропоршневого насоса
12.2. Подача ГПН и рабочее давление

13. ПОГРУЖНЫЕ ВИНТОВЫЕ НАСОСЫ

14. РАЗДЕЛЬНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ ПЛАСТОВ ОДНОЙ СКВАЖИНОЙ
14.1. Общие принципы
14.2. Некоторые схемы оборудования скважин для раздельной эксплуатации пластов
14.3. Раздельная закачка воды в два пласта через одну скважину

15. РЕМОНТ СКВАЖИН
15.1. Общие положения
15.2. Подъемные сооружения и механизмы для ремонта скважин
15.3. Технология текущего ремонта скважин
15.4. Капитальный ремонт скважин
15.5. Новая технология ремонтных работ на скважинах
15.6. Ликвидация скважин

16. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
16.1. Особенности конструкций газовых скважин
16.2. Оборудование устья газовой скважины
16.3. Подземное оборудование ствола газовых скважин при добыче природного газа различного состава
16.4. Оборудование забоя газовых скважин
16.5. Расчет внутреннего диаметра и глубины спуска колонны НКТ в скважину
16.5.1. Определение внутреннего диаметра колонны НКТ
16.5.2. Определение глубины спуска колонны НКТ в скважину
16.6. Способы и оборудование для удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин
16.7. Одновременная раздельная эксплуатация двух газовых пластов одной скважиной

СПИСОК РЕКОМЕНДУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ
Нефть и газ являются одними из основных видов топлива, потребляемого человечеством. Нефть добывают и используют сравнительно давно, однако начало интенсивной промышленной разработки нефтяных месторождений приходится на конец XIX - начало XX веков.
За годы Советской власти страна вышла на первое место в мире, как по объемам добычи нефти, так и по темпам их прироста. По сравнению с 1940 г. к середине 80-х годов 20 века добыча нефти с конденсатом в стране выросла более чем в 20 раз.
Отечественные ученые внесли значительный вклад в создание современной техники и технологии добычи нефти. Они являются пионерами в таких вопросах, как создание методов добычи нефти штанговыми скважинными установками, погружными центробежными электронасосами, газлифтным способом, одно время забытыми и вновь возрожденными в 70-е годы шахтным и термошахтным способами, эксплуатация морских месторождений, эксплуатация месторождений скважинами малого диаметра и кустовое расположение скважин.
Конец XX столетия характеризовался резким увеличением спроса на нефть и газ, и их потребления. В настоящее время около 70% энергетической потребности в мире покрывается за счет нефти и газа. Однако, учитывая ограниченность мировых запасов нефти и газа, решение проблемы энергетики связывают с ее переводом на атомную и термоядерную основы.
В то же время нефть и газ все шире начинают использовать как сырье для нефтехимической промышленности, получения искусственных белков, фармацевтических препаратов, пластмасс и др.
Увеличение объемов добычи нефти все в большей степени обеспечивается за счет ввода в разработку месторождений, расположенных в отдаленных малозаселенных районах Севера, в зонах залегания многолетнемерзлых пород, в континентальных шельфах океанов и морей. При этом возрастает удельный вес добычи тяжелых высоковязких нефтей в общем объеме добычи нефти. Увеличивается ввод в разработку малопродуктивных месторождений. В последнее время возрос интерес к добыче битумов (по-латински «битум» - горная смола). Если вязкость обычных нефтей не превышает 5 - 10 мПа•с, тяжелые нефти имеют вязкость 0,05 - 1 Па•с, то вязкость битумов составляет от 10° до 103 Па•с. С другой стороны, существует тенденция снижения начальных дебитов пробуренных скважин, что меняет отношение к эксплуатации старых месторождений, поскольку общий объем добычи на старых месторождениях возрастает по отношению к добыче на новых. Поэтому усиливается значение механизированных способов добычи нефти, которые являются основными на старых месторождениях. В связи с этим существенное влияние на процесс добычи оказывает обводнение належи и продукции скважин. Это связано с тем, что для поддержания заданных дебитов нефти необходимо откачивать большие объемы жидкости из скважин (нефти и воды), которые могут быть выше, чем дебиты скважин на новых месторождениях.
Перечисленные особенности определяют трудности освоения новых месторождений, повышение эффективности эксплуатации уже разрабатываемых, оценки целесообразности и эффективности новых технологических мероприятий и процессов.
Основное затруднение заключается в ограниченности исходной и получаемой информации как в качественном, так и количественном отношениях.
Это объясняется малым числом экспериментов, проводящихся на промыслах, сложностью проведения исследовательских работ, необходимостью при этом принимать оперативные решения в различных ситуациях и т. д.
Рост объемов добычи нефти сопровождается (и обеспечивается) значительным увеличением фонда скважин, которые бурятся в отдаленных районах со сложными климатическими условиями. Это делает невозможным систематическое обслуживание и исследование всех скважин бригадным способом.
С другой стороны, принятие любого решения инженером-нефтяником, касается ли оно изменения режима работы скиажины, необходимости обработки призабойной зоны, оценки эффективности технологического мероприятия и т. п., основывается на имеющейся в его распоряжении информации. Очевидно, что при отсутствии или небольшом ее количестве надежность принимаемых решений и выводов будет неудовлетворительна. Поэтому возникает необходимость определения достаточного объема информации, на основании которого можно оперативно принимать соответствующие технологические решения, эффективно обеспечивая заданный уровень добычи нефти.
Очевидно, что адекватность используемых математических моделей процессам, происходящим в моделируемых нефтепромысловых системах, определяет как правильность принимаемого управленческого решения, так и его эффективность. Под нефтепромысловой системой подразумевают такие взаимодействующие объекты, как скважина - пласт - скважина; скважина - призабойная зона; призабойная зона - удаленная часть пласта и т.д. От того, насколько точно определяют состояние интересующей нас системы (например, каков тин коллектора, ухудшена ли проницаемость призабойной зоны п окрестности скважины, каковы ее размеры и фильтрационные характеристики и существует ли гидродинамическая связь между двумя скважинами, каково это взаимодействие и т. д.), зависит эффективность принимаемого решения, будь то выбор скважины, на которой будут проводиться геолого-технические мероприятия, вид ГТМ, технологические характеристики воздействия, направленного на интенсификацию притока жидкости в скважине, изоляцию вод, увеличение коэффициента охвата заводнением и т. п.
Если же интерпретация данных, получаемых при соответствующих исследованиях объектов, приводит нас к ошибочным выводам и рекомендациям, то это в конечном итоге может существенно снизить эффективность процесса добычи нефти.
Традиционно использование детерминированных методов расчета различных технологических процессов. Например, расчет движения жидкости в стволе скважин, формула Дюпюи, определение подачи насосной установки и т. п. Детерминированные модели позволяют выработать определенную идеологию, оценить ту или иную ситуацию или схему, произвести оценочный расчет, сделать качественные выводы. В то же время их применение ограничено невысокой точностью результатов, которые могут многократно отличаться от реальных значений. Связано это с невозможностью учета большого количества влияющих факторов (собственно говоря, назначение детерминированных моделей как раз и состоит в учете основных определяющпд. факторов и получении на основе анализа их взаимосвязей качественной картины процесса). Поэтому для получения необходимой точности расчета инженеру требуется, с одной стороны, располагать достаточной информацией, с другой - использовать соответствующие методы ее обработки.
Что понимается под достаточной информацией? Это тот необходимый минимум сведений, данных, результатов исследований на основании которого можно сделать определенное заключение об эффективности проведенного мероприятия, целесообразности использования новой техники и технологии и т. п. Конечно, увеличение объема получаемой информации повышает надежность принимаемых решений, однако, как уже отмечалось, в настоящих условиях это вряд ли возможно.
Следует также иметь в виду, что наивный принцип - чем больше информации, тем больше пользы - почти всегда оказывается неверным. Большие объемы информации трудно осмыслить и получить полезный вывод - от обилия чисел не спасет даже ЭВМ. Более того, получение такого вывода может в ряде случаев явиться более сложной задачей, чем исходная. Обеспечить необходимый минимум информации можно различными способами. Один из путей заключается в определении требуемой периодичности обследования скважин, т. е. максимально допустимого периода между двумя исследованиями, на основании результатов которых можно обеспечить работу скважины в заданном режиме. Такие исследования могут включать определение дебита или продуктивности скважин, характеристики насоса и т.п.
Часто по данным замеров на отдельных скважинах требуется сделать выводы о залежи в целом. Например, по данным замеров статического давления в скважинах определить текущее пластовое давление в залежи. В этом случае возникает задача определения минимального числа скважин, в которых надо измерить давление с тем, чтобы получить оценку текущего пластового давления с необходимой точностью.
В качестве следующего примера рассмотрим задачу группирования скважин. Вообще говоря, скважина характеризуется набором основных параметров, значения которых для каждой скважины различны. К ним, например, для газлифтной скважины можно отнести ее дебит, расход рабочего агента, рабочее давление. Таким образом, каждую газлифтную скважину можно характеризовать тройкой чисел (координат). Однако в силу объективно действующих помех, неточности измерительной аппаратуры и т. п. эти значения определяются с некоторой погрешностью. Поэтому если дебит скважины замерили с погрешностью 10%, то две скважины с дебитами 100 и 110 м3/сут по этому параметру неразличимы. Таким образом, можно выделить группу скважин, одинаковых с этой точки зрения по всем параметрам, рассматривая ее как некоторую усредненную скважину.
Еще один пример связан с прогнозированием показателей. Так, зная дебиты некоторых скважин на одном из участков, можно оценить дебит в соседней скважине, что избавляет от необходимости замеров во всех скважинах.
Проведение ремонтных работ на месторождении зачастую имеет массовый характер. В этом случае необходимо определить целесообразность намеченного мероприятия. Естественно, производить такую оценку, например, при смене насоса после проведения работ во всех скважинах невыгодно, поскольку может оказаться, что проделана бессмысленная работа. Поэтому требуется оценить эффективность мероприятия по минимальному числу первых экспериментов с тем, чтобы оделить вывод о продолжении работ или об их нецелесообразности. С этим связана еще одна трудность. Предположим, что на конкретной скважине проведена некая операция, например, смена технологического режима или обработка призабойной зоны, в результате чего увеличился дебит. В силу интерференции это вызовет снижение (возможно, незначительное) дебитов соседних скпажин, в результате чего общий прирост дебита, как показывает опыт, составит небольшую, порядка нескольких процентов, величину. Таким образом, возникает необходимость определения малой по величине эффективности проведения технологических мероприятий на взаимосвязанных объектах. При этом, однако, малый эффект, отнесенный к большому количеству скважин, может дать ощутимый прирост добычи.
Основная традиционно определяемая информация получается при измерении дебита и давления. Причем используемые в настоящее время системы обеспечивают получение интегральных характеристик, например, дебита группы скважин, подключенных к одной замерной установке. Такой показатель хорош для общего контроля, однако не пригоден для детального анализа процесса разработки и эксплуатации месторождения. При этом существенное значение имеют не только количественные, но и качественные характеристики. Раньше подход, на котором основывалось создание и использование новой техники, например, разработка или совершенствование конструкций насосов, выбор методов воздействия на призабойную зону скважин, определение параметров воздействия на пласт, основывался на представлении о нефти, как вязкой жидкости. При этом основное различие при таком подходе заключалось в альтернативе - нефть «маловязкая» или «высоковязкая». В частности, применение тепловых методов воздействия ориентировалось преимущественно на второй тип нефтей, исходя из предпосылки, что с увеличением количества вводимого в пласт тепла снижается вязкость нефти, что приводит к улучшению показателей. В последнее время выяснилось, что необходим учет реофизических свойств нефтей. Так, нефти с большим удельным весом обычно обладают релаксационными свойствами. Это приводит к ряду особенностей, например профиль притока в этом случае при прочих равных условиях более равномерен, чем у вязкой нефти. С ростом температуры дебит возрастает, но профиль притока становится менее равномерным. Отсюда следует, что при обработке призабойной зоны скважин выгодно использовать аналогичные системы, позволяющие получить лучший охват по толщине. Реологические свойства определяют гидравлические характеристики потока нефти, поэтому, в частности, и выбор схем насосных устройств и определение режимов эксплуатации скважин, добывающих подобные нефти, необходимо производить с учетом реофизических свойств.
Однако необходимо отметить, что в силу ряда объективных причин (организационные трудности, сложные природно-климатические условия, нехватка обслуживающего персонала и т. п.) существующая система метрологического контроля за разработкой месторождений нефти и газа должна быть дополнена диагностическими методами и методами, основанными на ретроспективном анализе промысловой информации, которые в последние годы получают широкое развитие и применение.
В то же время было ошибочно противопоставлять указанные подходы обработки промысловой информации. Интенсивное развитие второй группы методов в настоящее время основано на использовании при обработке исходной информации как детерминированных, так и вероятностно-статистических методов, и на расширении сети ЭВМ на нефтяных промыслах. Естественно, что в существующих условиях неполной информации о функционировании такой сложной системы, какой является любой нефтепромысловый объект - от скважины и до месторождения углеводородного сырья в целом, указанные выше подходы к получению необходимых сведений о характеристиках системы и происходящих в ней физико-химических и других процессах ни и коси мере не должны противопоставляться друг другу. Причем методы, относящиеся ко второй группе, не только не заменяют, а дополняют результаты использования методов обработки результатов прямых гидродинамических исследовании нефтепромысловых объектов.
Наиболее ответственный и трудный момент в деятельности инженера-нефтяника - это принятие конкретного решения. Поясним, что понимается под «решением». Пусть намечается какое-то мероприятие, направленное к достижению определенной цели. У инженера, организующего мероприятие, всегда имеется какая-то свобода выбора - можно, например, использовать различные скважинные насосы или различные методы обработки призабойной зоны или определить условия обработки. «Решение» это и есть какой-то выбор из ряда возможностей, имеющихся у инженера. Принципиальная особенность ситуации, в которой находится инженер, заключается в недостатке информации для принятия уверенного и обоснованного решения. Это определяется многими факторами, такими, как невозможность проведения полного обследования всего фонда скважин, необходимость сделать оперативный вывод по малому числу наблюдений, ограниченность знаний о пласте и свойствах нефти и т.д. В таких условиях, очевидно, нереально рассчитывать на получение наилучшего решения. В разделе науки, который называется «исследование операций» и изучает применение математических, количественных методов для обоснования решений во всех областях целенаправленной человеческой деятельности, так формируется основная особенность принятого решения в условиях недостаточной информации - это лучшее из худших решений (Саати).
В такой ситуации необходимо использование специальных методов, алгоритмов для обработки имеющейся информации. Например, в задаче о выходе из лабиринта, если в действительности выход существует, то, не зная устройства лабиринта, из него тем не менее можно выйти, следуя правилу держаться все время одной стороны. В настоящее время имеется достаточно широкий арсенал таких методов и алгоритмов. Обычно инженер вынужден принимать технологические решения в конфликтной ситуации. Под этим понимается, что, принимая решение, необходимо удовлетворить одновременно нескольким критериям (многокритериальная задача), зачастую противоречащим друг другу. Например, при увеличении депрессии на пласт возрастает дебит скважины. Однако при этом увеличивается возможность обводнения скважины или разрушения скелета породы Поэтому выбираемое решение должно в определенной степени удовлетворять всем критериям.
Проводимые на промысле мероприятия обычно имеют массовый характер. Пусть, например, организуется мероприятие, направленное на повышение эффективности откачки нефти штанговыми скважинными установками путем подлива специальной жидкости. Из-за большого фонда скважин назначать индивидуальный «рецепт» жидкости для каждой скважины физически невозможно. Поэтому мероприятия проводятся более или менее унифицированно - одинаково во всех скважинах. Поскольку все скважины различны, то ожидать одинакового эффекта не приходится, более того, где-то может быть получен и отрицательный эффект. При планировании таких мероприятий возможной идеологией может явиться ориентация на выигрыш «в среднем», а не по каждой скважине.
Сложность технологических объектов нефтедобычи, обусловленная большим количеством определяющих взаимосвязанных факторов, делает необходимым рассмотрение техники и технологии добычи нефти с позиций теории больших систем, что позволяет методологически правильно определять подходы к решению конкретных проблем. Здесь в первую очередь надо отметить наличие иерархической структуры в сложных системах. Это определяет необходимость в наличии иерархии принятия решений при управлении; в этих условиях, несмотря на наличие ошибок в локальных пунктах принятия решений, иерархическая система в целом может функционировать нормально. В то же время управление сложной системой на основе формализованных моделей не может быть полным. При попытке формализации системы всегда остается «неформализуемый» остаток, вследствие чего формализованное описание системы не может быть исчерпывающим.
Принципиальной особенностью управления сложной системой является так называемый «принцип необходимого многообразия» - многообразие может быть разрушено только многообразием. Смысл этого утверждения таков: если необходимо, чтобы система перешла в заданное состояние (вид поведения) вне зависимости от внешних помех, то подавить многообразие в ее поведении, т. е. из многообразия ее возможных состояний реализовать заданное, можно только увеличив множество управлений. В качестве простейшего примера можно привести компрессорную скважину - для реализации заданного состояния (дебита) необходимо изменять два параметра - расход рабочего агента и рабочее давление.
Таким образом, ситуация и задачи, с которыми сталкивается инженер-нефтяник, весьма разнообразны, а имеющаяся в его распоряжении информация, как правило, недостаточна для детерминированного решения. Поэтому при принятии решения ему приходится использовать как опыт, интуицию, помня совет - руководствоваться интуицией, но не доверять ей (А. Б. Мигдал), эвристические приемы, так и детерминированные методы расчетов и математические методы обоснования решения на основе обработки имеющейся информации.
В этой связи уместно напомнить английское определение, согласно которому инженер должен уметь в 70-ти случаях из 100 принимать правильные решения при недостаточной информации.
Исходя из этого, изложение материала в лекциях построено таким образом, чтобы наряду с получением сведений о технике и технологических процессах добычи нефти (в существующих учебниках больший акцент делается на технику), читатель одновременно учился планировать проведение технологических мероприятий, оценивать их предполагаемую эффективность, а также реализованный эффект, анализировать получаемые результаты на основе применения соответствующих методов обработки промысловой информации.
Ежегодная добыча нефти и газа со временем, естественно, будет уменьшаться, а требования, предъявляемые к уровню как фундаментальных, так и специальных знаний инженеров, повышаться. Это, в частности, определяется тем, что остаточные запасы надо будет извлекать более совершенными способами, например, физическими, химическими и т. д.
Кроме того, значительно повысятся требования к точности измерений в нефтегазопромысловой науке и практике. Проблемы возникнут и в связи с добычей морской нефти и газа, в особенности в ледовых условиях.
Таким образом, со временем требования к инженерам-нефтяникам и газовикам, как с научной точки зрения, так и с точки зрения социальной, будут неуклонно повышаться в соответствии с повышением значимости нефти и газа не только как топлива, но и как ценного химического сырья и уже меньше, по образному выражению Д. И. Менделеева, «будет сжигаться ценных ассигнаций».
В заключение уместно вспомнить слова Д. И. Писарева: «Облагораживают не знания, а любовь и стремление к истине, пробуждающиеся в человеке тогда, когда он начинает приобретать знания. В ком не пробудились эти чувства, того не облагородят ни университет, ни обширные сведения, ни дипломы».

Автор: Арбузов В.Н.
Более 400 страниц

www.justfx.ru

Проблемы эксплуатации нефтяных и газовых скважин

С.И. Васильев, к.т.н., профессор, Е.Е. Милосердов, старший преподаватель,

Н.Д. Булчаев, к.т.н., доцент, ФГАОУ ВПО «Сибирский федеральный университет» (Красноярск)

Способы подъема нефти из пласта на поверхность, или способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин, не остаются постоянными в процессе разработки месторождения, а изменяются в зависимости от величины пластовой энергии. Способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин и периоды их применения обосновываются в проектных документах на разработку месторождения, и реализуются нефтегазодобывающими предприятиями по планам геолого-технических мероприятий.

В связи с промышленным внедрением и повсеместным использованием новейших достижений науки в процессе нефтедобычи несколько изменилось и понятие основных способов эксплуатации нефтяных и газовых скважин.

Если подъем жидкости или смеси от забоя на дневную поверхность происходит только за счет природной энергии, то такой способ эксплуатации называется естественно-фонтанным. Следует заметить, что в настоящее время этот способ имеет весьма ограниченное распространение.

Фонтанирование нефтяных и газовых скважин обычно происходит на вновь открытых месторождениях нефти, когда запас пластовой энергии велик и давление на забоях нефтяных и газовых скважин достаточно для преодоления гидростатического давления столба жидкости в скважине, противодавления на устье и давления, расходуемого на преодоление трения движения жидкости. Различают два вида фонтанирования нефтяных и газовых скважин:

1. Фонтанирование жидкости, не содержащей пузырьков газа – артезианское;

2. Фонтанирование жидкости, содержащей пузырьки газа, облегчающего фонтанирование – наиболее распространенный способ фонтанирования.

Фонтанирование возможно лишь в том случае, если энергия, приносимая на забой жидкостью, равна или больше энергии, необходимой для подъема этой жидкости на поверхность при условии, что фонтанный подъемник работает на оптимальном режиме, то есть на режиме наибольшего коэффициента полезного действия. За счет давления на забое скважины жидкость может быть поднята на высоту, соответствующую этому давлению.

Если подъем жидкости или смеси от забоя на дневную поверхность происходит либо за счет искусственной энергии, либо за счет естественной и искусственной энергии, то такой способ эксплуатации будем называть механизированным. Механизированный способ эксплуатации может осуществляться в двух видах:

1. Когда искусственная энергия вводится в добываемую жидкость централизованно, а распределение ее происходит непосредственно в залежи. Такой способ ввода энергии в залежь и ее распределение осуществляются при использовании методов поддержания пластового давления. Если при этом каждая конкретная эксплуатационная скважина оборудована только колонной насосно-компрессорных труб (отсутствуют механические приспособления для подъема), указанный способ эксплуатации будем называть искусственно-фонтанным. Искусственно-фонтанная эксплуатация имеет довольно широкое распространение.

2. Когда искусственная энергия вводится непосредственно в каждую конкретную скважину с помощью какого-либо механического приспособления. Ввод искусственной энергии в скважину достигается различными способами: компримированным (сжатым) газом и специальными механическими приспособлениями – глубинными насосами.

При первом способе ввода энергии в скважину мы имеем дело с компрессорной эксплуатацией, при втором – с глубинно-насосной [1].

Особое место занимают некоторые виды эксплуатации нефтяных и газовых скважин, осуществляемые за счет использования природной энергии газа с применением специального подземного оборудования. К ним относятся:

а) эксплуатация скважин бескомпрессорным газлифтом, теоретические основы подъема смеси при которой аналогичны таковым при фонтанно-компрессорной эксплуатации. Разница состоит в том, что для подъема используется газ высокого давления, добываемый либо попутно с нефтью, либо специально отбираемый из газоносных пропластков. В этом случае отпадает необходимость использования компрессоров;

б) эксплуатация скважин плунжерным лифтом, при которой подъем смеси происходит за счет природной энергии сжатого газа с применением специальных плунжеров, препятствующих потерям на относительное проскальзывание газа.

Компрессорная эксплуатация – это по существу та же фонтанная скважина, в которой недостающий для необходимого разгазирования жидкости газ подводится с поверхности по специальному каналу. По колонне труб газ с поверхности подается к башмаку, где смешивается с жидкостью, образуя газожидкостную смесь, которая поднимается на поверхность по подъемным трубам. Закачиваемый газ добавляется к газу, выделяющемуся из пластовой жидкости. В результате смешения газа с жидкостью образуется газожидкостная смесь такой плотности, при которой имеющегося давления на забое скважины достаточно для подъема жидкости на поверхность.

Для работы этих газлифтных скважин используется углеводородный газ, сжатый до давления 4–10 МПа. Источниками сжатого газа обычно бывают либо специальные компрессорные станции, либо компрессорные газоперерабатывающих заводов, развивающие необходимое давление и обеспечивающие нужную подачу.

Эксплуатация скважин штанговыми скважинными насосами (ШСН) широко распространена на большой части нефтедобывающих месторождений мира.

Оборудование для эксплуатации скважин штанговыми насосами, включает:

- глубинный плунжерный насос;

- систему насосных труб и штанг, на которых насос подвешивается в скважине;

- приводную часть индивидуальной штанговой установки балансирного типа, состоящую из станка – качалки и двигателя;

- устьевое оборудование скважин, предназначенное для подвески насосных труб и герметизации устья;

- приспособления для подвески насосных штанг к головке балансира станка-качалки.

При эксплуатации скважины штанговыми насосами к добываемой нефти не предъявляются строгие требования, которые имеют место при других способах эксплуатации.

Штанговые скважинные насосы могут качать нефть, характеризующуюся наличием механических примесей, высоким газовым фактором.

Погружные центробежные электронасосы (ПЦЭН) – это многоступенчатые центробежные насосы с числом ступеней в одном блоке до 120, приводимые во вращение погружным электродвигателем (ПЭД) специальной конструкции. Электродвигатель питается с поверхности электроэнергией, подводимой по кабелю от повышающего автотранспорта или трансформатора через станцию управления, в которой сосредоточена вся контрольно – измерительная аппаратура и автоматика.

Установки погружного центробежного электронасоса (УПЦЭН) отличаются малой металлоемкостью, широким диапазоном рабочих характеристик, как по напору, так и по расходу, достаточно высоким к.п.д., возможностью откачки больших количеств жидкости и большим межремонтным периодом.

Применение УПЦЭН позволяет эффективно разрабатывать месторождения, находящиеся на поздней стадии эксплуатации, когда форсированные режимы работы являются одним из решающих факторов, существенно влияющих на объемы добычи нефти.

Как было указано выше, способы эксплуатации скважин не остаются постоянными в процессе разработки месторождения, а изменяются в зависимости от величины пластовой энергии. Так, одно месторождение проходит через несколько этапов эксплуатации скважин совместно с использованием различных методов воздействия на пласт [2].

Источники информации:

1. В.Н. Арбузов. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. Учебное пособие. – Томск: Издательство Томского политехнического университета, 2011. – 200 с.

2. Т.М. Мищенко. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи. - М: Недра, 1984. – 272 с.

Ключевые слова: скважина, нефть, газ, добыча, месторождение, разработка, пласт, оборудование.

Журнал "Горная Промышленность" №3 (121) 2015, стр.86

mining-media.ru

4. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

для регулирования режима работы;

для предупреждения скопления на забое столба воды или песчаной

пробки;

для глушения скважины;

для промывки скважины и обработки призабойной зоны;

для предохранения обсадной колонны от высокого давления, возникающего при обработке скважин.

Колонна НКТ состоит из стальных бесшовных труб, соединяемых между собой резьбовыми муфтами. Трубы нормализованы по государственному стандарту ГОСТ 633-80. Условный диаметр труб составляет от 27 до 114 мм при толщине стенок от 3 до 8 мм. Чаще всего применяют НКТ условного диаметра 60 и 73 мм с внутренним диаметром соответственно 50,3 и 62 мм. Эти же трубы применяют и при других способах эксплуатации: газлифтном, насосном, а также при эксплуатации газовых скважин.

За рубежом НКТ изготавливают как по стандартам АНИ – Американского нефтяного института (5А, 5АХ, 5АС), так и по другим нормативным документам. Стандартами АНИ предусмотрены муфтовые (для гладких и с высадкой наружу) и безмуфтовые соединения. Применяют также, по аналогии с ГОСТ 633-80, резьбы конические с треугольным и трапецеидальным профилем.

Глубина спуска НКТ в скважину зависит от давления насыщения, обводнённости, устойчивости пород в призабойной зоне и других причин.

Фонтанная арматура предназначена:

для подвески одной или двух колонн фонтанных труб;

для герметизации и контроля пространства между фонтанными трубами и обсадной колонной;

для проведения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважины;

для направления продукции скважины в выкидную линию на замерную установку;

для регулирования режима работы скважины и осуществления глубинных исследований.

На скважинах нефтяных и газовых промыслов страны применяются, в основном, арматуры, изготовленные по ГОСТ 13846–89 и ГОСТ 13846–84. Фонтанные арматуры различаются по конструктивным и прочностным признакам (ГОСТ 13846–89):

по рабочему давлению – от 14 до 140 МПа;

по размерам проходного сечения ствола – от 50 до 150 мм;

по конструкции фонтанной ёлки – крестовые и тройниковые;

studfile.net

Эксплуатация нефтяных и газовых скважин лекции

Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Методы освоения нефтяных скважин

Освоение скважин закачкой газированной жидкости.

Освоение скважин путем закачки газированной жидкости заключается в том, что вместо чистого газа или воздуха в межтрубное пространство закачивается смесь газа с жидкостью (обычно вода или нефть). Плотность такой газожидкостной смеси зависит от соотношения расходов закачиваемых газа и жидкости. Это позволяет регулировать параметры процесса освоения. Плотность газожидкостной смеси больше плотности чистого газа, и это позволяет осваивать более глубокие скважины компрессорами, создающими меньшее давление.

Для освоения к скважине подвозится передвижной компрессор, насосный агрегат, создающий по меньшей мере такое же давление, как и компрессор, емкости для жидкости и смеситель для диспергирования газа в нагнетаемой жидкости. При нагнетании газожидкостная смесь движется сверху вниз при непрерывно изменяющихся давлении и температуре. Процесс этот сложный. Однако можно записать уравнение баланса давлений с усредненными параметрами смеси и расхода.

При закачке ГЖС на пузырьки воздуха действует архимедова сила, под действием которой они всплывают в потоке жидкости. Скорость всплытия зависит от размеров газовых пузырьков, вязкости жидкости и разности плотностей: чем мельче пузырьки, тем меньше скорость их всплытия. Обычно эта скорость относительно жидкости составляет 0,3 - 0,5 м/с.

Перейти на первую страницу

Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Методы освоения нефтяных скважин

Скорость движения жидкости вниз должна быть больше скорости всплытия пузырьков газа. Для успешного осуществления процесса достаточно иметь нисходящую скорость жидкости порядка 0,8 - 1 м/с.

Для выноса с забоя тяжелых осадков (глинистого раствора, утяжелителя и частиц породы) обычно применяется обратная промывка. Поэтому закачка ГЖС, которая осуществляется после промывки, также производится по схеме обратной промывки без изменения обвязки скважины.

Рассмотрим случай, когда НКТ до башмака заполнены жидкостью, а затрубное пространство заполнено ГЖС; причем обе системы движутся со скоростями, соответствующими темпу нагнетания ГЖС.

При обратной промывке давление у башмака НКТ со стороны кольцевого пространства равно

Рсм см g L cos а к см g L Рк

Давление у башмака со стороны НКТ равно

Перейти на первую страницу

Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Методы освоения нефтяных скважин

Здесь:

ат - удельные потери на трение в НКТ при движении по ним жидкости, выраженные в м столба жидкости; ак - удельные потери на трение в кольцевом пространстве, выраженные в м столба ГЖС; ρсм - среднеинтегральное значение плотности ГЖС в кольцевом пространстве; ρж - плотность скважинной жидкости; L - длина НКТ; β - средний угол отклонения ствола скважины от вертикали; Рк - давление нагнетания на устье скважины в кольцевом пространстве; Ру - противодавление на выкиде; g - ускорение свободного падения.

Очевидно, Рт = Рсм, поэтому, приравнивая два соотношения и решая относительно L, получим

Формула определяет предельную глубину спуска башмака НКТ при заданных параметрах процесса (ρж, ρсм, Рк, Ру, ат, ак). Решая формулу относительно Рк, получим давление на устье скважины, необходимое для закачки ГЖС при заданной глубине L спуска НКТ:

Перейти на первую страницу

Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Методы освоения нефтяных скважин

Величины Ру, L, ρж, β обычно известны. Величины ат, ак и ρсм определяются: ат - по обычным формулам трубной гидравлики, а ак и ρсм - сложными вычислениями с использованием ЭВМ для численного интегрирования дифференциального уравнения движения ГЖС.

При освоении скважины газированной жидкостью к устью присоединяется через смеситель линия от насосного агрегата, ко второму отводу смесителя - выкидная линия компрессора. Сначала запускается насос и устанавливается циркуляция. Скважинная жидкость (глинистый раствор) сбрасывается в земляной амбар или другую емкость. При появлении на устье нагнетаемой чистой жидкости (вода, нефть) запускается компрессор, и сжатый газ подается в смеситель для образования тонкодисперсной ГЖС. По мере замещения жидкости газожидкостной смесью давление нагнетания увеличивается и достигает максимума, когда ГЖС подойдет к башмаку НКТ. При попадании ГЖС в НКТ давление нагнетания снижается.

Перейти на первую страницу

Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Методы освоения нефтяных скважин

Освоение скважиными насосами.

На истощенных месторождениях с низким пластовым давлением, когда не ожидаются фонтанные проявления, скважины могут быть освоены откачкой из них жидкости скважинными насосами (ШСН или ПЦЭН), спускаемыми на проектную глубину в соответствии с предполагаемыми дебитом и динамическим уровнем. При откачке жидкости насосами забойное давление уменьшается, пока не достигнет величины Рс < Рпл, при которой устанавливается приток из пласта. Такой метод эффективен в случаях, когда по опыту известно, что скважина не нуждается в глубокой и длительной депрессии для очистки ПЗС зоны от раствора и разрушения глинистой корки.

Перед спуском насоса скважина промывается до забоя водой или лучше нефтью, что вызывает необходимость подвоза к скважине промывочной жидкости - нефти и размещения насосного агрегата и емкости. При промывке водой в зимних условиях возникает проблема подогрева жидкости для предотвращения замерзания.

В различных нефтяных районах вырабатывались и другие приемы освоения скважин в соответствии с особенностями того или иного месторождения. Например, при компрессорном методе в затрубное пространство, заполненное нагнетаемым воздухом, подкачивают некоторое количество воды для увеличения плотности смеси и снижения давления на компрессоре. Это позволяет осуществить продавку

скважины при большей глубине спуска НКТ.

Перейти на первую страницу

Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Методы освоения нагнетательных скважин

Цель освоения нагнетательной скважины - получение возможно большего

коэффициента поглощения или приемистости, который можно определить как

отношение изменения количества нагнетаемой воды к соответствующему

изменению давления нагнетания

I группа. Скважины, пробуренные в монолитные однородные песчаники с хорошей проницаемостью (0,5 - 0,7)10-12 м2 с толщиной пласта более 10 м. Они осваиваются простейшими способами, например, после тщательной промывки (допустимое КВЧ порядка 3 - 5 мг/л) последующим интенсивным поршневанием для создания чистых дренажных каналов в призабойной части пласта. Такие скважины имеют высокие удельные коэффициенты приемистости (более 0,25 м3/(сут МПа) на 1 м толщины пласта) и работают с высокими устойчивыми расходами, превышающими 700 - 1000 м3сут.

Перейти на первую страницу

Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Методы освоения нагнетательных скважин

II группа. Скважины, вскрывающие пласты с глинистыми прослоями, песчаники которых имеют пониженную проницаемость. Общая толщина песчаных прослоев обычно составляет от 6 до 12м. Средний удельный коэффициент приемистости таких скважин примерно в 2 раза меньше, чем у скважин I группы. Скважины II группы трудно осваиваемые и требуют специальных методов освоения или целого комплекса таких методов. Характеризуются затуханием поглотительной способности и периодическими остановками для мероприятий по восстановлению приемистости.

III группа. Скважины, вскрывающие пласты с глинистыми прослоями, чередующимися с проницаемыми песчаниками с малой суммарной толщиной и низкой проницаемостью. Удельные коэффициенты приемистости составляют менее 0,1 м3/(сут МПа). Освоение таких скважин под нагнетание затягивается на несколько месяцев и требует применения самых эффективных методов воздействия на их призабойную зону, как, например, поинтервального гидроразрыва пласта, кислотных обработок и очень больших давлений нагнетания, соизмеримых с горным. Приемистость скважин III группы быстро затухает и через 2 - 3 мес в них снова проводятся работы по ее восстановлению. Для таких скважин особенно жесткими становятся требования к закачиваемой воде, которая не должна содержать взвесь и гидроокись железа.

Перейти на первую страницу

Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Методы освоения нагнетательных скважин

При освоении нагнетательных скважин используют следующие технические приемы.

1.Интенсивные промывки прямые и обратные с расходом 1200 - 1500 м3/сут до минимально возможного и стабильного содержания КВЧ в обратном потоке. Их продолжительность обычно 1 - 3 сут.

2.Интенсивный дренаж скважины для очистки призабойной зоны. Дренаж осуществляется различными методами.

а) Поршневанием при максимально возможной глубине спуска поршня, при этом необходимо устанавливать пакер, изолирующий кольцевое пространство ( удается получить большие депрессии на пласт до 12 МПа).

б) Компрессорным способом. Жидкость из скважины отбирается с помощью передвижного компрессора при условии, что последний позволяет продавить жидкость до башмака НКТ. Трубы в этом случае должны быть спущены до верхних дыр фильтра. Дренирование производится до стабилизации КВЧ при постоянном контроле за его содержанием.

в) Насосным способом (ПЦЭН) до стабилизации КВЧ.

г) Самоизливом при интенсивном водопритоке, т. е. сбросом воды из скважины в канализацию. Операция более эффективна при многократных изливах в течение 6 - 15 мин с максимальной производительностью.

Операцию повторяют до стабилизации КВЧ.

Перейти на первую страницу

Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Методы освоения нагнетательных скважин

3.Солянокислотные обработки призабойных зон скважин, вскрывших карбонатные пласты или пласты, содержащие карбонатный цементирующий материал, а также для растворения окалины. В пласт закачивают 0,8 - 1,5 м3 на 1 м толщины пласта 10 - 15%-ного раствора ингибированной соляной кислоты и оставляют скважину на сутки. Затем после дренирования и промывки скважину переводят под нагнетание.

4.Гидравлический разрыв пласта (ГРП). Скважины III группы обычно удается освоить только после ГРП и ряда последующих операций (дренаж, промывка). Однако в горизонтах, представленных чередованием глин и песчаников, ГРП не эффективен, так как трещины образуются в одном наиболее проницаемом прослое. Лучшие результаты получаются при поинтервальном ГРП. При этом необходимо применение двух пакеров, спускаемых на НКТ II устанавливаемых выше и ниже намечаемого для обработки интервала.

5.Промывка скважины НКТ и водоводов водопесчаной смесью. Для очистки водоводы и скважины промывают смесью (50 кг песка на 1 м3 воды) с помощью цементировочных агрегатов. При таких промывках из скважины или водовода выходит густая, черпая водопесчаная смесь с ржавчиной, по через 20 - 30 мин, в зависимости от интенсивности прокачки, вода светлеет и содержание в ней КВЧ и железа уменьшается до следов. После таких промывок уменьшаются почти

Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Методы освоения нагнетательных скважин

6.Нагнетание в скважину воды в течение нескольких часов под высоким

давлением, превышающим нормальное давление нагнетания, в тех случаях, если коллектор имеет некоторую естественную трещиноватость. Для этого к скважине подключают три-четыре насосных агрегата и создают дополнительное давление, при котором естественные трещины в пласте расширяются и поглотительная способность скважины резко возрастает. Такая операция представляет собой упрощенный вариант ГРП” после которого в пласте происходит необратимый процесс раскрытия трещин, через которые глубоко в пласт прогоняются взвесь и глинистые осадки.

7.Предварительная обработка горячей водой или нефтью нефтяных скважин,

предназначенных под нагнетание, для удаления парафиновых и смолистых накоплений в призабойных зонах. Подогрев осуществляют от паровых передвижных установок, смонтированных на автомобильном ходу (ППУ).

Для расширения интервала поглощения иногда закачивают в скважину 2 - 5 м3 известковой суспензии концентрации 15 кг СаО на 1 м3 воды с последующим добавлением сульфит-спиртовой барды (ССБ) вязкостью примерно 500·10-3 Па-с для уплотнения поглощающего прослоя. При последующем увеличении давления нагнетания таким приемом удается расширить интервал поглощения и выравнять или расширить профиль приемистости.

Перейти на первую страницу

studfile.net

Эксплуатация нефтяных и газовых скважин лекции

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

Курс лекций в слайдах

Перейти на первую страницу

Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Понятие о нефтяной залежи

Нефтяная залежь представляет собой скопление жидких углеводородов в некоторой области земной коры, обусловленное причинами геологического характера.

Часто нефтяная залежь имеет контакт с водяным пластом.

Если вода располагается ниже нефтяной залежи на всем ее протяжении, то такую воду называют подошвенной.

Если контакт с водой происходит в пониженных частях залежи, на ее крыльях, то используется термин - контурная вода.

Уровень, на котором расположена граница между нефтью и водой, определяет положение водонефтяного контакта.

Перейти на первую страницу

Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Понятие о нефтяной залежи

В ряде случаев на эксплуатацию залежи влияние может оказывать вода, находящаяся выше или ниже нефтяной залежи, а также вода, находящаяся в пропластках самого нефтяного пласта (промежуточная вода).

При формировании нефтяной залежи может образоваться область, занятая свободным газом, так называемая газовая шапка.

Размеры этой области могут быть незначительными, а могут иметь промышленное значение. В этом случае залежь называется нефтегазовой.

Перейти на первую страницу

Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Источники пластовой энергии

Наиболее распространены три основных типа залежи:

Vн/Vг > 5 - нефтяная залежь;

0,5 < Vн/Vг < 5 - нефтегазовая залежь;

0 < Vн/Vг < 0,5 - газоконденсатная залежь,

где Vн/Vг - отношение объема нефтяной части залежи к газовой.

Пластовое давление Рпл - основной фактор, определяющий текущее энергетическое состояние залежи.

Нормальное пластовое давление равно давлению столба воды высотой, равной глубине залегания данной залежи.

Перейти на первую страницу

Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Источники пластовой энергии

Различают залежи, у которых начальное пластовое давление превышает нормальное значение (аномально-высокое пластовое давление - АВПД) и залежи с более низким начальным давлением (аномально низкое пластовое давление - АНПД).

Аномалии начального пластового давления определяются причинами геологического характера, а также особенностями гидростатики разноплотных жидкостей.

Перейти на первую страницу

Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Основные термины и определения

Статическое давление на забое скважины

это давление на забое скважины, устанавливающееся после длительной ее остановки. Оно равно гидростатическому давлению столба жидкости в скважине высотой (по вертикали), равной расстоянию от уровня жидкости до глубины, на которой производится измерение

Статический уровень

Уровень столба жидкости, установившийся в скважине после ее остановки при условии, что на него действует атмосферное давление, называется статическим уровнем

Динамическое давление на забое скважины

Это давление устанавливается на забое во время отбора жидкости или газа из скважины или во время закачки жидкости или газа в скважину. Динамическое давление на забое очень часто называют забойным давлением

Перейти на первую страницу

Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Основные термины и определения

Динамический уровень жидкости

Уровень жидкости, который устанавливается в работающей скважине при условии, что на него действует атмосферное давление (межтрубное пространство открыто), называется

пользуются понятием пластового давления в зоне нагнетания. На карте изобар выделяют район нагнетательных скважин,окружая их изобарой, имеющей значение первоначального пластового давления. В пределах этой изобары определяют пластовые давления, как средневзвешенные по площади или по объему

Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Основные термины и определения

Начальное пластовое давление

Среднее пластовое давление, определенное по группе разведочных скважин в самом начале разработки.

Текущее пластовое давление

В различные моменты времени определяют среднее пластовое давление и строят графики изменения этого давления во времени.

Приведенное давление

Р1 Рс1 н g h2,

Перейти на первую страницу

Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Приток жидкости к скважине

Вблизи скважины в однородном пласте можно использовать для расчетов радиальную схему фильтрации жидкости. Скорость

фильтрации, согласно закону Дарси

k - проницаемость пласта;

μ - динамическая вязкость жидкости

Pпл

Rк Pк

Pc

r

Перейти на первую страницу

Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Приток жидкости к скважине

При ε = const будем иметь

Решая относительно q, получим классическую формулу притока к центральной скважине в круговом однородном пласте:

Формула Дюпюи

Интегрируя при переменных верхних пределах r и P, получим формулу для распределения давления вокруг скважины:

Перейти на первую страницу

studfile.net

Принципы газлифтной эксплуатации скважин - Добыча и переработка

Газлифтная скважина – фонтанная скважина, в которой недостающий для необходимого разгазирования жидкости газ подводится с поверхности по специальному каналу.

Газлифтная скважина – фонтанная скважина, в которой недостающий для необходимого разгазирования жидкости газ подводится с поверхности по специальному каналу (рис. 1 ниже).

После прекращения фонтанирования из-за нехватки пластовой энергии переходят на Газлифт   - это механизированный способ эксплуатации скважин, при котором вводят дополнительную энергию в виде сжатого газа. Обычно способ используется после прекращения фонтанирования из-за нехватки пластовой энергии. 

По колонне труб 1 газ с поверхности подается к башмаку 2, где смешивается с жидкостью, образуя ГЖС, которая поднимается на поверхность по подъемным трубам 3. Закачиваемый газ добавляется к газу, выделяющемуся из пластовой жидкости.

В результате смешения газа с жидкостью образуется ГЖС такой плотности, при которой имеющегося давления на забое скважины достаточно для подъема жидкости на поверхность.

Все понятия и определения, изложенные в теории движения газожидкостных смесей в вертикальных трубах, в равной мере применимы к газлифтной эксплуатации скважин и служат ее теоретической основой.Точка ввода газа в подъемные трубы (башмак) погружена под уровень жидкости на величину h; давление газа Р₁ в точке его ввода в трубы пропорционально погружению h и связано с ним очевидным соотношением Р₁ = h*g. Давление закачиваемого газа, измеренное на устье скважины, называется рабочим давлением Рp. Оно практически равно давлению у башмака Р₁ и отличается от него только на величину гидростатического давления газового столба Р₁ и потери давления на трение газа в трубе Р₂, причем Р₁ увеличивает давление внизу Р₁, а Р₂ уменьшает. 

Точка ввода газа в подъемные трубы (башмак) погружена под уровень жидкости на величину h; давление газа Р₁ в точке его ввода в трубы пропорционально погружению h и связано с ним очевидным соотношением Р₁ = h*g. Давление закачиваемого газа, измеренное на устье скважины, называется рабочим давлением Рp. Оно практически равно давлению у башмака Р₁ и отличается от него только на величину гидростатического давления газового столба Р₁ и потери давления на трение газа в трубе Р₂, причем Р₁ увеличивает давление внизу Р₁, а Р₂ уменьшает. Таким образом,

или

В реальных скважинах Р₁ составляет несколько процентов от Р₁, а Р₂ еще меньше. Поэтому рабочее давление Рр и давление у башмака Р₁ мало отличаются друг от друга.

Достаточно просто определить давление на забое работающей газлифтной скважины по ее рабочему давлению на устье. 

Это упрощает процедуру исследования газлифтной скважины, регулировку ее работы и установление оптимального режима.

Скважину, в которую закачивают газ для использования его энергии для подъема жидкости, называют газлифтной, при закачке для той же цели воздуха – эрлифтной. 

Применение воздуха способствует образованию в насосно-компрессорных трубах (НКТ) очень стойкой эмульсии, разложение которой требует ее специальной обработки поверхностно-активными веществами, нагрева и длительного отстоя.   

Выделяющаяся при сепарации на поверхности газовоздушная смесь опасна в пожарном отношении, так как при определенных соотношениях образует взрывчатую смесь.

Это создает необходимость выпуска отработанной газовоздушной смеси после сепарации в атмосферу.

Применение углеводородного газа, хотя и способствует образованию эмульсии, но такая эмульсия нестойкая и разрушается (расслаивается) часто простым отстоем без применения дорогостоящей обработки для получения чистой кондиционной нефти.  

Это объясняется отсутствием кислорода или его незначительным содержанием в используемом углеводородном газе и химическим родством газа и нефти, имеющих общую углеводородную основу.

Кислород, содержащийся в воздухе, способствует окислительным процессам и образованию на глобулах воды устойчивых оболочек, препятствующих слиянию воды, укрупнению глобул и последующему их оседанию при отстое.

Вследствие своей относительной взрывобезопасности отработанный газ после сепарации собирается в систему газосбора и утилизируется.

Причем отсепарированный газ газлифтной скважины при бурном перемешивании его с нефтью при движении по НКТ обогащается бензиновыми фракциями.

 При физической переработке такого газа на газобензиновых заводах получают нестабильный бензин и другие ценные продукты.

Что касается нефти, то она стабилизируется, что уменьшает ее испарение при транспортировке и хранении.

Переработанный (осушенный) на газобензиновых заводах газ снова используется для работы газлифтных скважин после его предварительного сжатия до необходимого давления на компрессорных станциях промысла. 

Таким образом, газлифт позволяет улучшать использование газа и эксплуатировать месторождение более рационально по сравнению с эрлифтом.

Единственным достоинством эрлифта является неограниченность источника воздуха как рабочего агента для газожидкостного подъемника.

Реальные газлифтные скважины не оборудуются по схеме, показанной на рис. 1, так как спуск в скважину двух параллельных рядов труб, жестко связанных внизу башмаком, практически осуществить нельзя.

Эта схема приведена только лишь для пояснения принципа работы газлифта.

Однако ее использование вполне возможно и в ряде случаев целесообразно для откачки больших объемов жидкости, например, из шахт или других емкостей с широким проходным сечением.

Для работы газлифтных скважин используется углеводородный газ, сжатый до давления 4 -10 МПа.  

Источниками сжатого газа обычно бывают либо специальные компрессорные станции, либо компрессорные газоперерабатывающих заводов, развивающие необходимое давление и обеспечивающие нужную подачу.

Такую систему газлифтной эксплуатации называют компрессорным газлифтом.

Системы, в которых для газлифта используется природный газ из чисто газовых или газоконденсатных месторождений, называют бескомпрессорным газлифтом.

При бескомпрессорном газлифте природный газ транспортируется до места расположения газлифтных скважин и обычно проходит предварительную подготовку на специальных установках, которая заключается в отделении конденсата и влаги, а иногда и в подогреве этого газа перед распределением по скважинам.

Избыточное давление обычно понижается дросселированием газа через одну или несколько ступеней штуцеров.  

Существует система газлифтной эксплуатации, которая называется внутрискважинным газлифтом.

В этих системах источником сжатого газа служит газ газоносных пластов, залегающих выше или ниже нефтенасыщенного пласта.

Оба пласта вскрываются общим фильтром.

В таких случаях газоносный горизонт изолируется от нефтеносного пласта одним или двумя пакерами (сверху и снизу), и газ вводится в трубы через штуцерное устройство, дозирующее количество газа, поступающего в НКТ.

Внутрискважинный газлифт исключает необходимость предварительной подготовки газа, но вносит трудности в регулировку работы газлифта.  

Этот способ оказался эффективным средством эксплуатации добывающих скважин на нефтяных месторождениях Тюменской области, в которых над нефтяными горизонтами залегают газонасыщенные пласты с достаточными запасами газа и давления для устойчивой и продолжительной работы газлифта.

neftegaz.ru

Смотрите также

• 
  Код окоф установка алмазного бурения
• 
  Картридж для обезжелезивания воды из скважины
• 
  Обсаженная скважина это
• 
  Бурение скважин ударное
• 
  Как вытащить насос из скважины если он застрял в глине
• 
  Рим замочная скважина фото
• 
  Что такое озц в бурении
• 
  Охранная зона скважин
• 
  Вода из скважины пенится при кипячении
• 
  Способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин
• 
  Бурение скважин арти