Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки РФ

ФЕДЕРАЛЬНОЕГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ

ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ «ОМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Кафедра «Нефтегазовое дело, стандартизация и метрология»

РЕФЕРАТ

Тема: Фонтанный способ эксплуатации скважин

Омск 2017



ВВЕДЕНИЕ

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

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

Передача энергии в скважину осуществляется различными способами:

- сжатый газ или воздух;

- насосы.

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

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

1. Фонтанный способ эксплуатации скважин

1.1 Фонтанирование за счет гидростатического напора

Условие фонтанирования скважины под действием гидростатического напора определяется неравенством:

(1.1)

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

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

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

(1.2)

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

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

1.2 Фонтанирование за счет энергии газа

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

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

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

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

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

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

полезно использованной энергии к суммарному количеству энергии.

- на преодоление трения жидкости и газа о стенки труб;

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

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

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

(1.3)

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

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

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

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

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

(1.4)

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

; (1.5)

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

(1.6)

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

1) работа на режиме нулевой подачи ();

2) работа на режиме .

Работа на режиме нулевой подачи возможна в двух случаях.

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

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

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

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

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

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

1) расширение газа происходит по закону Бойля-Мариотта;

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

(1.7)

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

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

(1.8)

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

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

(1.9)

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

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

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

В межтрубном пространстве выше башмака движения жидкости не происходит. Поэтому пузырьки газа в нем будут всплывать, достигать уровня жидкости и пополнять газовую подушку в межтрубном пространстве. Таким образом, при фонтанировании, когда Рс<Рнас, создаются условия для непрерывного накопления газа в межтрубном пространстве. Интенсивность этого процесса зависит от многих факторов.

Этот процесс будет продолжаться до тех пор, пока уровень жидкости в межтрубном пространстве не опустится до башмака фонтанных труб.

скважина нефть фонтанный арматура

1.3 Условие фонтанирования скважин

На забое скважины жидкость и газ (пластовый или поданный с поверхности) обладают потенциальной энергией. Количество этой энергии определяется энергией жидкости и энергией газа. Потенциальная энергия 1 т жидкости (в Дж), необходимая для совершения работы по подъему этой жидкости па высоту от забоя скважины, составит

(1.10)

Если выразить высоту подъема жидкости (в м) через забойное давление, то получим:

(1.11)

где , - соответственно забойное и атмосферное давления; - плотность жидкости; - ускорение свободного падения.

Тогда:

(1.12)

Энергия свободного газа при изотермическом процессе его расширения определяется соотношением

(1.13)

где - объем газа, поступающего к забою скважины в свободном виде с 1 т жидкости; - атмосферное давление, равное 9.81104 Па.

При каждой тонне нефти содержится какое-то количество растворенного газа, который будет выделяться из раствора по мере понижения давления к устью скважины. Этот газ также обладает некоторым запасом энергии, которую обозначим . Таким образом, потенциальная энергия (в Дж), которой обладают жидкость и газ на забое скважины, будет равна

(1.14)

Эта энергия при эксплуатации не вся используется для подъема жидкости, так как на устье имеется некоторое противодавление.

Выражение для энергии газожидкостной смеси, расходуемой на подъем 1 т жидкости при изменении давления от до по аналогии с предыдущим имеет вид:



(1.15)

где - энергия газа, выделившегося из нефти при изменении давления от до .

Если бы к забою скважины совершенно не поступал газ, то для обеспечения фонтанирования при недостаточной энергии гидростатического напора в скважину нужно было бы нагнетать газ с поверхности. В этих условиях для подъема каждой тонны нефти затрачивается энергия

(1.16)

где - удельный расход нагнетаемого газа, м3/т.

Очевидно, что фонтанирование скважины возможно при соблюдении условия

(1.17)

Подставив значения и из (1.19) и (1.20) в (1.21), получим

(1.18)

где- доля энергии, затраченной на подъем 1 т жидкости газом, выделяющимся из раствора и расширяющимся при снижении давления от до .

Количество этого газа равно:



(1.19)

где - коэффициент растворимости, м3/м3Па; - плотность нефти, кг/м3.

Давление в фонтанном подъемнике по мере подъема смеси уменьшается, и на всей длине (от башмака до устья) изменение давления составляет . Следовательно, в среднем изменение давления будет поэтому приближенно можно принять, что только половина газа, определяемого приведенным выше выражением, участвует в работе по подъему жидкости.

Учитывая, что общее количество газа, получаемое с каждой тонной жидкости на поверхности (газовый фактор), равно

(1.20)

выражение (1.20) можно переписать в виде:

(1.21)

Минимальное количество энергии на подъем 1 т жидкости затрачивается при оптимальном режиме работы подъемника, Подставив в (4.24) вместо значение из (4.13), выраженное в м3/т, получим:

(1.22)

Если вместе с нефтью добывается вода, то:

1.23)

где - газовый фактор, отнесенный к 1 т нефти; - доля воды в добываемой жидкости, % вес.

Рис. 1.24. Графоаналитическое решение уравнения

На рис. 1.24 показаны эти графические построения. Точка А пересечения этих двух линий (1 и 2), соответствующих левой н правой частям (1.24), дает значение, при котором правая и левая части (1.24) равны. Это будет искомое минимальное давление на забое скважины, обеспечивающее процесс фонтанирования при заданных условиях. При увеличении обводненности n эффективный газовый фактор Гэф пропорционально уменьшается, а оптимальный удельный расход газа Rопт несколько увеличивается за счет увеличения плотности водонефтяной смеси.

Поэтому точка пересечения линий Гэф(Pс) и Rопт(Pс) для нового, увеличенного значения n переместится вправо (точка В). Таким образом, при увеличении обводненности минимально необходимое для фонтанирования давление на забое скважины увеличивается. Так можно рассчитать минимальные давления фонтанирования для разных обводненностей n и получить новую зависимость Pс(n) для прогнозирования возможностей фонтанного способа добычи. Область значений Pс , превышающих минимальное давление фонтанирования, - это область, в которой выделяющееся в скважине количество газа Гэф больше минимально необходимого Rопт .



2. Оборудованиефонтанных скважин

2.1 Фонтанная арматура для нефтяных и газовых скважин

Фонтанные арматуры предназначены для уплотнения устья скважины, контроля и регулирования их работы, а также для различных технологических операций. Фонтанные фитинги собираются по схемам тройника и крестообразного типа (рис. 1.10) и отличаются друг от друга по структурным и прочностным характеристикам:

- для рабочего или пробного давления;

- размеры проходного участка ствола;

- по дизайну фонтана и количеству нисходящих труб;

- потипузапорныхустройств.

Рис. 2.25. Схемы фонтанной арматуры: 1 - манометр; 2 - запорное устройство к манометру; 3 - фланец под манометр; 4 - запорное устройство; 5 - тройник; 6 - дроссель; 7 - переводник трубной головки; 8 - ответный фланец; 9 - трубная головка; б - обозначения те же, кроме 5 - крестовина

Для фонтанных скважин преимущественно применяются арматуры на рабочее давление от 7 до 35 МПа. Арматуры с диаметром 100 и 150 мм предусмотрены для высокодебитных газовых скважин. Арматуры на рабочее давление 100 МПа могут применяться на сверхглубоких скважинах или скважинах с аномально высоким пластовым давлением (АВПД).

Арматура включает трубную головку, фонтанную елку, запорные устройства с ручным и пневматическим управлением, регулирующие устройства (дроссели).

Трубная головка предназначена для подвески одного или двух рядов насосно-компрессорных труб, их герметизации, а также для выполнения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважин.

Колонны подъемных труб подвешивают на резьбе и на муфтовой подвеске. Подвешивание колонн на резьбе осуществляется: при однорядном лифте - на резьбе стволовой катушки; при двухрядном лифте: внутренняя колонна - на резьбе стволовой катушки; наружная - на резьбе тройника (крестовины) трубной головки.

Подвешивание колонн на муфтовой подвеске осуществляется: при однорядном лифте - на муфте в крестовине трубной головки; при двухрядном лифте: внутренняя - на муфте в тройнике трубной головки, наружная - на муфте в крестовине.

Фонтанная елка предназначена для направления продукции скважины в выкидную линию, регулирования режима эксплуатации, для установки специальных устройств при спуске скважинных приборов или скребков для очистки труб от парафина, замера давления и температуры среды, а также для проведения некоторых технологических операций.

Боковые струны арматуры оканчиваются ответными фланцами для приварки к линиям манифольда. На фланцах боковых отводов трубной головки и фонтанной елки предусматриваются отверстия для подачи ингибиторов коррозии и гидратообразования в затрубное пространство и в ствол елки. В качестве запорных устройств фонтанной арматуры применяют проходные пробковые краны и прямоточные задвижки с принудительной или автоматической подачей смазки. Для регулирования режима эксплуатации на боковых струнах елки установлены регулируемые или нерегулируемые дроссели со сменной втулкой из износостойкого материала. Основные параметры фонтанной арматуры по ГОСТ 13846-84 приведены в табл. 1.2.

Фонтанную арматуру, рассчитанную на давление 14 МПа, изготовляют по схемам 1, 3 и 5 ГОСТ 13846-84. В качестве запорного устройства арматуры применяется проходной пробковый кран типа КППС, герметизируемый уплотнительной смазкой ЛЗ-162, а регулирующего устройства - быстросменный дроссель.

Фонтанную арматуру, рассчитанную на давление 21 и 35 МПа, изготовляют с прямоточными задвижками типа ЗМС1 и принудительной подачей смазки, с условным проходом 65 мм - по схемам 1-6, с условным проходом 80 мм - по схемам 1, 5 и 6, с условным проходом 100 и 150 мм - по схеме 6 ГОСТ 13846-84.

При наличии в скважине управляемого клапана-отсекателя в трубной головке фонтанной арматуры имеется отверстие, через которое пропускается трубка гидропривода. Запорным устройством в арматуре служат прямоточная задвижка типа ЗМС1 с однопластинчатым шибером с уплотнением «металл по металлу» и принудительной подачей смазки и типа ЗМС - в с двухсторонней принудительной подачей смазки. Арматура в зависимости от типа комплектуется задвижками с ручным и пневматическим управлением. Регулирующим устройством арматуры служит угловой регулируемый дроссель.Фонтанную арматуру, рассчитанную на давление 70 МПа, изготовляют с прямоточными задвижками с автоматической подачей смазки по схеме 6 ГОСТ 13846-84. Запорное устройство - прямоточная задвижка типа ЗМАД и ЗМАДП с двухпластинчатым шибером с уплотнением «металл по металлу», с автоматической подачей смазки в затвор, и типа ЗМС, ЗМСП с однопластинчатым шибером, с двухсторонней принудительной подачей смазки. Арматура в зависимости от типа комплектуется задвижками с ручным и пневматическим управлением.

Задвижки с дистанционным и автоматическим управлением пневмоприводные (типа ЗМАДП) имеют дублирующее ручное управление. Регулирующим устройством арматуры служит угловой дроссель.

Перед освоением и пуском в эксплуатацию фонтанной скважины в нее спускают насосно-компрессорные (подъемные) трубы, а на колонной головке устанавливают фонтанную арматуру.

Рис. 2.26 Фонтанная арматура АфаВ-80/50700К2: 1 - дроссель регулируемый; 2 - задвижка с автоматическим управлением ЗМАДП; 3 - вентиль; 4, 5, 8 и 12 - задвижки с ручным управлением ЗМАД; 6 и 10 - крестовины; 7 - задвижка с дистанционным управлением ЗМАДП; 9 - фланец переводной; 11 - подвеска; 13 - распределитель; I, II, III, IV - импульсные трубки к станции управления



2.2 Запорные устройства

Запирающие устройства предназначены для перекрытия сквозных отверстий в елке и устьевом оборудовании. Основным требованием для блокирующих устройств является абсолютная герметичность их затворов; от их бесперебойной работы зависит надежность всего устьевого оборудования фонтанных скважин.

Рис. 2.27 Прямоточные задвижки типов ЗМС1и ЗМАД: 1 - крышка; 2 - разрядная пробка; 3 - крышка подшипника; 4 - регулировочная шайба; 5 - шпиндель; 6 - верхний кожух; 7 - маховик; 8 - упорный шарикоподшипник; 9 - ходовая гайка; 10 - узел сальника; 11 - прокладка; 12 - шибер; 13 - корпус; 14 - выходное седло; 15 - шток; 16 - нагнетательный клапан; 17 - нижний кожух; 18 - входное седло; 19 - тарельчатая пружинаб - 1 - корпус;2 - шпиндель; 3 - обратный клапан для спазки узла сальника; 4 - ходовая гайка; 5 - маховик; 6 - винт; 7 - кожух; 8 - масленка; 9 - упорный шариковый подшипник; 10 - крышка подшипников; 11 - корпус сальника; 12 поршенек; 13 - плашка; 14 - направляющие щеки; 15 - фторопластовая втулка; 16 - манжеты; 17 - уравновешивающий шток.



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Фонтанная эксплуатация скважин, как отмечалось выше, является одним из наиболее эффективных способов добычи нефти, особенно в новых районах. Поскольку для повышения жидкости не требуется дополнительной энергии, и когда она используется, используются только энергетические ресурсы пласта, самый дешевый способ добычи нефти - фонтан. Он имеет ряд преимуществ по сравнению с другими способами эксплуатации скважин, такими как : простота оборудования скважин; ? отсутствие подачи энергии в скважину с поверхности; возможность регулирования режима работы скважины в широких пределах; Удобство исследований скважин и пластов с применением практически всех современных методов; возможность дистанционного управления скважиной; значительная продолжительность периода капитального ремонта скважины. Геологические и физические условия нефтяных месторождений, из которых добываются нефть и газ, различны. Они отличаются глубиной залегания продуктивного пласта, характеристиками и устойчивостью насыщенных нефтью и газом горных пород, температуры пласта, продуктивности пласта. Ухудшение условий работы лифта (снижение эффективного газового фактора, уменьшение пк, увеличение пв и т. Д.) Приводит к снижению его производительности до полного прекращения подачи. В связи с этим предлагаются другие методы оптимизации работы фонтанных скважин. Когда достигается определенная степень полива добычи скважин, снижается пластовое давление и уменьшается количество газа, поступающего из пласта, энергия резервуара не обеспечивает протекание скважины в заданных режимах. Колодец хорошо просверлен. Чтобы поднять жидкость, необходимо обеспечить определенное количество энергии с поверхности дня.



БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Куксов А.К., Бабаян Э.В., Шевцов В.Д. Предупреждение и ликвидация газонефтеводопроявлений при бурении -М.: Недра,1992г-251с.

2. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (ПБ 08-624-2003). Серия 08. Выпуск 4/ колл. авт.-М: Госгортехнадзор России, 2003-206с.

3. Алиев В.А., Анисимов Е.П. Машины и механизмы для добычи нефти. ГОСТОПТЕХИЗДАТ. 1957.

4. Гатмудинова Ш.К.Справочная книга по добыче нефти. Недра 1974.

5. Бухаренко и др. Нефтепромысловое оборудование. Недра 1990г.

6. Михайлов К.Ф. Справочник механика нефтепромыслов. Ч. 1. Добыча нефти. ГОСТОПТЕХИЗДАТ. 1952.

7. Справочник мастера по добыче нефти ГОСТОПТЕХИЗДАТ 1958.

8. Акульшин А.И., Бойко В.С., Дорошенко В.М., Зарубин Ю.А. Технология и техника добычи, хранения и транспорта нефти и газа. Львов 1991.

Размещено на Allbest.ur

...