Фонтанная эксплуатация скважин
Глава 3 фонтанная эксплуатация нефтяных скважин
Глава 3
ФОНТАННАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН
3.1. Основы подъема газожидкостной смеси
Процесс эксплуатации скважин - подъем заданного количества жидкости с забоя скважины на поверхность. При этом основной задачей является проведение этого процесса непрерывным способом и с наибольшей эффективностью.
Рассмотрим в общих чертах энергетическую сторону процесса эксплуатации скважин.
Значение полезной работы, отнесенной к единице веса поднимаемой жидкости, зависит только от глубины скважины; для данной скважины при всех условиях подъема оно остается неизменным.
Затраченная на подъем этого количества жидкости энергия в общем случае складывается из энергии, поступающей с жидкостью на забой скважины из пласта, и энергии, вводимой в скважину с поверхности любым способом, за вычетом энергии, уносимой ее за пределы устья скважины. В свою очередь, энергия, поступающая на забой скважины из пласта, складывается из энергии, которую несет с собой жидкость, и энергии, которую содержит поступивший вместе с жидкостью газ (при забойном давлении ниже давления насыщения).
Пренебрегая эффектом растворимости газа в нефти и считая процесс расширения газа в скважине изотермическим, приведем выражение для пластовой энергии, поступившей вместе с 1 т жидкости на забой скважины:
= 1000pзаб - pо + G0p0 ln ^,
р Ро
ние, кг/см2; р - плотность жидкости, кг/м3; G0 - газовый фактор, приведенный к атмосферному давлению, м3/т.
В указанном случае энергия затрачивается только на подъем жидкости до устья.
Для подачи этой жидкости от устья до сборного пункта нефти необходимо еще некоторое количество энергии. Тогда общее необходимое количество энергии
= 1000 Pзаб - P0 + G0p0 ln ,
р P2
где p2 - давление на устье скважины, кг/см2.
Такой способ эксплуатации скважины носит название фонтанного способа.
При забойном давлении выше давления насыщения газ, поступивший вместе с нефтью из пласта, полностью в ней растворен. Выделение из нефти свободного газа начнется в точке ствола скважины, в которой давление станет равным давлению насыщения нефти газом. Это давление обычно находится на некоторой высоте от забоя скважины, но в частном случае может быть и на устье скважины. При этом подъем нефти будет происходить только за счет гидростатического напора пласта, и предыдущее выражение преобразуется таким образом
W^ = 1000 pзаб - p2.
р
В общем случае условием подъема жидкости будет неравенство
Нр
P заб > -,
10
где Н - глубина скважины, м.
При установившемся движении, когда пласт подает столько же жидкости, сколько ее поступит из скважины на поверхность, забойное давление уравновешивается давлением столба жидкости в скважине, противодавлением, создаваемым на устье скважины, и давлением ртр, необходимым для преодоления трения жидкости о стенки труб при ее движении от забоя до устья скважины:
Рзаб = ННр + P2 + Ртр ¦
Давление, затрачиваемое на преодоление трения, в зависимости от условий подъема жидкости
Ртр = Л Р , (3.1)
r р 2dg 10
где Л - коэффициент трения, численно зависящий от режима движения жидкости в скважине; v - скорость движения жидкости в скважине, м/с; d - диаметр трубы при движении жидкости, м; g - ускорение свободного падения, м/с2.
Скорость движения жидкости
v Q
21600nd2p
где Q - дебит жидкости, т/сут.
В преобразованном виде уравнение (3.1) имеет вид
Ртр = Л HQ 2
9,32 • 109п 2pd5g
При закрытой скважине, очевидно,
Нр
Р заб = Р пл = - + Р 2.
10
Таким образом можно определить давление в пласте.
При различных режимах отбора жидкости из пласта, определяя соответствующие значения забойных давлений, можно исследовать характер притока жидкости по уравнению
Q = К(рпл -Рзаб )
где K - коэффициент продуктивности; n - показатель степени.
Теперь рассмотрим подъем жидкости под действием движущей силы расширяющего газа. Газ, введенный в жидкость, обладает подъемной силой, равной весу вытесненной им жидкости (без учета веса самого газа). Точками приложения подъемной силы газа являются поверхности жидкости, соприкасающиеся с газом. Подъемная сила газа действует на жидкость путем непосредственного давления на нее и посредством трения газа о жидкость.
Для подъема смеси жидкости и газа по вертикальной трубе необходим некоторый перепад давлений между нижним р4 и верхним р2 концами подъемной колонны. Значение этого перепада равно сумме:
1) давления веса столба смеси рсм;
2) давления, затрачиваемого на преодоление трения смеси о трубы, Ртр;
3) давления, затрачиваемого на ускорение жидкости (скорость жидкости в трубах за счет расширенного газа постепенно увеличивается), руж;
4) давления, затрачиваемого на ускорение движения газа,
ру.г:
Pi - Р2 = Рсм + Ртр + Ру.ж + Ру.г.
Давление, затрачиваемое на ускорение жидкости, руж по сравнению с давлениями веса столба смеси и трением ее о трубы очень мало. Еще меньшее значение будет иметь руг. Таким образом, можно принять
Pi - Р2 = Рсм + Ртр.
При движении смеси давление в колонне труб меняется, что ведет к изменению объемного расхода газа. Таким образом, даже при установившемся движении вдоль подъемника условия движения смеси непрерывно изменяются.
3.2. Оборудование устья фонтанной скважины
В скважину с фонтанной эксплуатацией спускают НКТ. Их следует подвесить на устье скважины и направить через них продукцию скважины, для чего необходимо герметизировать пространство между НКТ и эксплуатационной колонной. Для поддержания оптимального режима фонтанирования необходимо регулировать степень использования пластовой энергии, для чего создают противодавление, как правило, на устье. Кроме того, оборудование устья должно предусматривать возможность замера давлений в затрубном пространстве и на вы-киде, ввода в скважину газа или жидкости.
Эти задачи решает фонтанное устьевое оборудование, называемое фонтанной арматурой.
Условия работы фонтанной арматуры определяются:
давлением газов и газонефтяной среды со стороны скважины;
наличием мехпримесей и скоростью его движения в арматуре;
характером фонтанирования;
химическим составом газа и нефти и их температурой.
Основным фактором, влияющим на тип применяемого оборудования, является давление газа и газонефтяной смеси.
При спущенных до забоя НКТ и наличии на
www.neftemagnat.ru
Фонтанная эксплуатация нефтяных скважин
Эксплуатация нефтяных скважин ведется фонтанным, газлифтным или насосным способом.
Подъем жидкости и газа от забоя скважины на поверхность составляет основное содержание процесса эксплуатации скважин. Этот процесс может происходить как за счет природной энергии поступающих к забою скважины жидкости и газа, так и за счет вводимой в скважину энергии с поверхности.
Газожидкостная смесь, выходя из ствола скважин через специальное устьевое оборудование, направляется в сепараторы (отделители жидкости от газа) и замерные приспособления, затем поступает в промысловые трубопроводы. Для обеспечения движения смеси в промысловых трубопроводах на устье скважин поддерживается то или иное давление.
Фонтанирование только от гидростатического давления пласта (Рпл) редко в практике эксплуатации нефтяных месторождений; условие фонтанирования
Рпл > ·g·h.
В большинстве случаев вместе с нефтью в пласте находится газ, и он играет главную роль в фонтанировании скважин. Это справедливо даже для месторождений с явно выраженным водонапорным режимом. Для водонапорного режима характерно содержание в нефти газа, находящегося в растворенном состоянии и не выделяющегося из нефти в пределах пласта.
Пластовый газ делает двойную работу: в пласте выталкивает нефть, а в трубах поднимает.
10. Роль фонтанных труб
При одном и том же количестве газа не в каждой скважине можно получить фонтанирование. Если количество газа достаточно для фонтанирования в 150 миллиметровой скважине, то его может не хватить для 200 миллиметровой скважины.
Смесь нефти и газа, движущаяся в скважине, представляет собой чередование прослоев нефти с прослоями газа: чем больше диаметр подъемных труб, тем больше надо газа для подъема нефти.
В практике известны случаи, когда скважины больших диаметров (150300 мм), пробуренные на высокопродуктивные пласты с большим давлением, отличались высокой производительностью, но фонтанирование их в большинстве случаев было весьма непродолжительным. Иногда встречаются скважины, которые при обычных условиях не фонтанируют, хотя давление в пласте высокое.
После спуска в такие скважины лифтовых труб малого диаметра удается достигнуть фонтанирования. Поэтому с целью рационального использования энергии расширяющего газа все скважины, где ожидается фонтанирование, перед освоением оборудуют лифтовыми трубами условным диаметром от 60 до 114 мм, по которым происходит движение жидкости и газа в скважине.
Диаметр подъемных труб подбирают опытным путем в зависимости от ожидаемого дебита, пластового давления, глубины скважины и условий эксплуатации. Трубы опускают до фильтра эксплуатационной колонны.
При фонтанировании скважины через колонну труб малого диаметра газовый фактор уменьшается, в результате чего увеличивается продолжительность фонтанирования. Нередко скважины, которые фонтанировали по трубам диаметром 114, 89, 73 мм переходили на периодические выбросы нефти и останавливались. В этих случаях период фонтанирования скважины удавалось продлить путем замены фонтанных труб меньшего диаметра: 60, 48, 42, 33 мм. Это один из способов продления фонтанирования малодебитных скважин.
studfile.net
3.2. Фонтанная эксплуатация скважин
Учитывая весьма низкую депрессию, забойное давление будет мало отличаться от гидростатического. А значит, фонтанирование, практически, артезианское, будет возможно до высокой степени обводнённости продукции.
Для оценки возможностей фонтанной эксплуатации проделаны расчеты до минимального забойного давления, обеспечивающего фонтанную эксплуатацию скважин с заданным дебитом.
Расчеты проводились по методике ВНИИнефть с помощью пакета прикладных программ «FONTAN». Особенностью этой методики является широкий диапазон адекватности – от однофазного (только жидкость) до пылевого (поток газа с каплями жидкости) режима течения газожидкостного потока.
Если динамическое забойное давление, полученное в результате гидродинамических расчетов процессов фильтрации в пласте, превышает минимально необходимое, имеет место избыток энергии, который редуцируется в штуцере. В противном случае фонтанирование с заданными параметрами невозможно и необходима механизированная эксплуатация.
Расчеты проведены для объектов II, III и IV с лифтовыми колоннами, составленными из насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм, а также с комбинированными колоннами 89х73, 102х89 и 114х102 мм по ГОСТ 633-80. Средний угол наклона ствола скважины от вертикали принят 30. В процессе расчетов выявлена возможность эффективной эксплуатации скважин фонтанным способом, поэтому проведены дополнительные расчеты для различных сочетаний диаметров НКТ с целью оптимизации лифта.
Расчеты проведены для значений устьевого (буферного) давления 1.2, 1.5 и 2 МПа и значений объемной обводненности продукции от 0.01 до 0.80. На данной стадии проектирования диапазон буферных давлений принят, исходя из распространенного в регионах Севера и Западной Сибири давления в сепараторах первой ступени 0.5-0.7 МПа и оценки возможных потерь в выкидных трубопроводах. По этим материалам на стадии проектирования обустройства можно обосновать выбор параметров участка скважина - ДНС системы сбора продукции с целью обеспечения, с одной стороны, оптимального соотношения возможной продолжительности фонтанной эксплуатации скважин, а с другой - надежного транспорта продукции до ДНС.
Основные результаты расчетов приведены на графиках рис. 3.1 - 3.6. В качестве основных параметров принято буферное давление 1.5 МПа и лифт 89х73мм. На графиках рис. 3.1 - 3.3 на примере скважин объекта II показано влияние на процесс фонтанирования буферного давления 1.2 - 1.5 - 2 МПа. На остальных графиках показан процесс при 1.5 МПа. На графике 3.4 показано влияние на процесс различных диаметров лифта при обводненности 0.7 и буферном давлении 1.5 МПа.
Р
ис. 3.1. Характеристики фонтанирования, месторождение Южно-Шапкинское, объектII-а глубина 1920 м, лифт 73 мм, давление на устье 1.2 Мпа
Рис. 3.2. Характеристики фонтанирования, месторождение Южно-Шапкинское, объект II-а глубина 1920 м, лифт 73 мм, давление на устье 1.5 Мпа
Рис.3.3. Характеристики фонтанирования, месторождение Южно-Шапкинское, объект II-а глубина 1920 м, лифт 73 мм, давление на устье 2.0 МПа
Из этих данных следует, что, при принятой величине устьевого давления 1.5 МПа пластовая энергия, позволяет рассчитывать на фонтанирование скважин объектов II, III и IV с проектными дебитами до обводнённости порядка 0,70 д.ед. при обводнении скважин пластовой водой с плотностью 1089 кг/м3 (это объясняется близкими значениями их параметров). При обводнении пресной водой возможно фонтанирование до ещё большей обводнённости. Снижение буферного давления до 1.2 МПа повышает предельную обводненность примерно на 0.05 д.ед., а повышение до 2.0 МПа – снижает на 0.07 д.ед.
Рис.3.4. Характеристики фонтанирования, месторождение Южно-Шапкинское, объект II-а глубина 1920 м, обводненность 0.70, давление на устье 1.5 МПа
Рис.3.5. Характеристики фонтанирования, месторождение Южно-Шапкинское, объект III глубина 1730 м, лифт 89x73 мм, давление на устье 1.5 МПа
Рис.3.6. Характеристики фонтанирования, месторождение Южно-Шапкинское, объект IV глубина 1660 м, лифт 89x73 мм, давление на устье 1.5 МПа
Применение лифта диаметром 73 мм рекомендуется для дебитов до 100-150 м3/сут., 89х73 – до 250 м3/сут., 102х89 – до 400 м3/сут., 114х102 – более 300 м3/сут. Рекомендуемая длина верхней секции комбинированных лифтов – 1000 м.
Учитывая малые значения депрессии и потерь в лифте при оптимальном его размере, следует ожидать, что прекращение фонтанирования будет происходить быстро при достижении предельных значений обводненности.
Некоторые резервы для продления периода фонтанной эксплуатации имеются за счет снижения буферного давления путем понижения давления в сепараторах первой ступени до технологически допустимого значения и гидравлических потерь в трубопроводах от скважин до замерных установок (ЗУ) и от ЗУ до сепараторов, для чего их диаметры рекомендуется выбирать наибольшей возможной величины в пределах конструктивных и технологических ограничений.
Для обеспечения проектных дебитов скважин потребуется механизированная добыча нефти при более высокой обводненности на более поздней стадии разработки.
studfile.net
27. Фонтанная и газлифтная эксплуатация скважин.
28. Эксплуатация скважин глубинно насосными установками.
29. Эксплуатация скважин штанговыми насосными установками.
30. Эксплуатация скважин центробежными электронасосами.
31. Технологические показатели разработки.
Добыча нефти 
— основной показатель, суммарный по всем добывающим скважинам, пробуренным на объект в единицу времени, исреднесуточная добыча 
приходящаяся на одну скважину. Характер изменения во времени этих показателей зависит не только от свойств пласта и насыщающих его жидкостей, но и от технологических операций, осуществляемых на месторождении на различных этапах разработки.
Добыча жидкости 
— суммарная добыча нефти и воды в единицу времени. Из скважин в чисто нефтеносной части залежи в течение какого-то времени безводного периода эксплуатации скважин добывают чистую нефть. По большинству месторождений рано или поздно продукция их начинает обводняться. С этого момента времени добыча жидкости превышает добычу нефти.
Добыча газа 
. Этот показатель зависит от содержания газа в пластовой нефти, подвижности его относительно подвижности нефти в пласте, отношения пластового давления к давлению насыщения, наличия газовой шапки и системы разработки месторождения. Добычу газа характеризуют с помощью газового фактора, т.е. отношения объема добываемого из скважины за единицу времени газа, приведенного к стандартным условиям, к добыче за ту же единицу времени дегазированной нефти. Средний газовый фактор как технологический показатель разработки определяют по отношению текущей добычи газа к текущей добыче нефти.
При разработке месторождения с поддержанием пластового давления выше давления насыщения газовый фактор остается неизменным и поэтому характер изменения добычи газа повторяет динамику добычи нефти. Если же в процессе разработки пластовое давление будет ниже давления насыщения, то газовый фактор изменяется следующим образом. Во время разработки на режиме растворенного газа средний газовый фактор вначале увеличивается, достигает максимума, а затем уменьшается и стремится к нулю при пластовом давлении, равном атмосферному. В этот момент режим растворенного газа переходит в режим гравитационный.
Рассмотренные показатели отражают динамическую характеристику процесса извлечения нефти, воды и газа. Для характеристики процесса разработки за весь прошедший период времени используют интегральный показатель — накопленную добычу. Накопленная добыча нефти отражает количество нефти, добытое по объекту за определенный период времени с начала разработки, т.е. с момента пуска первой добывающей скважины.
В отличие от динамических показателей накопленная добыча может только увеличиваться. Со снижением текущей добычи темп увеличения соответствующего накопленного показателя уменьшается. Если текущая добыча равна нулю, то рост накопленного показателя прекращается, и он остается постоянным.
Помимо рассмотренных абсолютных показателей, выражающих количественно добычу нефти, воды и газа, используют и относительные, характеризующие процесс извлечения продуктов пласта в долях от запасов нефти.
Темп разработки 
— отношение годовой добычи нефти к извлекаемым запасам, выражается в процентах.
. (1.8)
Этот показатель изменяется во времени, отражая влияние на процесс разработки всех технологических операций, осуществляемых на месторождении, как в период его освоения, так и в процессе регулирования.
При разработке месторождений с высоковязкими нефтями вода может появиться в продукции некоторых скважин с начала их эксплуатации. Некоторые залежи с маловязкими нефтями разрабатываются длительное время с незначительной обводненностью. Граничное значение 
между вязкими и маловязкими нефтями изменяется от 3 до 4.
На характер обводнения продукции скважин и пласта влияют также послойная неоднородность пласта (с увеличением степени неоднородности сокращается безводный период эксплуатации скважин) и положение интервала перфорации скважин относительно водонефтяного контакта.
Опыт разработки нефтяных месторождений свидетельствует о том, что при небольшой вязкости нефти более высокая нефтеотдача достигается при меньшей обводненности. Следовательно, обводненность может служить косвенным показателем эффективности разработки месторождения. Если наблюдается более интенсивное по сравнению с проектным обводнение продукции, то это может служить показателем того, что залежь охвачена процессом заводнения в меньшей степени, чем предусматривалось.
Водонефтяной фактор — отношение текущих значений добычи воды к нефти на данный момент разработки месторождения, измеряется в 
. Этот параметр, показывающий, сколько объемов воды добыто на 1т полученной нефти, является косвенным показателем эффективности разработки и с третьей стадии разработки начинает быстро нарастать. Темп его увеличения зависит от темпа отбора жидкости. При разработке залежей маловязких нефтей в конечном итоге отношение объема добытой воды к добыче нефти достигает единицы, а для вязких нефтей увеличивается до 5 - 8 м3/т и в некоторых случаях достигает 20 м3/т.
Пластовое давление. В процессе разработки давление в пластах, входящих в объект разработки, изменяется по сравнению с первоначальным. Причем на различных участках площади оно будет неодинаковым: вблизи нагнетательных скважин максимальным, а вблизи добывающих — минимальным. Для контроля за изменением пластового давления используют средневзвешенную по площади или объему пласта величину. Для определения средневзвешенных их значений используют карты изобар, построенные на различные моменты времени.
Важные показатели интенсивности гидродинамического воздействия на пласт — давления на забоях нагнетательных и добывающих скважин. По разнице между этими величинами определяют интенсивность потока жидкости в пласте.
Давление на устье добывающих скважин устанавливают и поддерживают исходя из требований обеспечения сбора и внутрипромыслового транспорта продукции скважин.
studfile.net
