Размещено на http://www.allbest.ru/

Грозненский государственный нефтяной технический университет

им. акад. М.Д. Миллионщикова

Институт нефти и газа

Кафедра "Бурение, разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений"

Курсовой проект

Грозный - 2021

Содержание

Введение

1. Конструкция нефтяных и газовых скважин и их освоение

2. Оборудование устья

3. Сепарация нефти у скважин

4. Предупреждение образования асфальтосмолопарафиновых отложений

5. Разрушительные последствия чрезмерного дебита газа

6. Установление технологического режима работы

7. Расчет коэффициента сепарации

Заключение

Список литературы

Введение

Эксплуатация нефтяной и газовой скважины может происходить различными способами, выбор которых зависит от характеристик горных пластов, в которых пробурена скважина, а также ее собственных свойств. На выбор способа эксплуатации может влиять состав нефти и газа, степень обводненности, напор жидкости в стволе скважины и ряд других факторов.

Энергия пласта также играет немаловажную роль в выборе способа эксплуатации скважины, поэтому нефтяные и газовые продукты могут быть извлечены посредством фонтанного, насосного или газлифтного способа эксплуатации. Все эти разновидности способов известны под общим наименованием - механизированная добыча полезных ископаемых (нефти и газа). Типы добычи: газовый скважина нефть

1) Фонтанный способ.

Данный способ эксплуатации нефтяной скважины подразумевает поднятие жидкостей от забоя наверх по всей скважине, стимулятором чего будет только энергия нефтяных пластов. К преимуществам такого способа относится его высокая экономичность, поскольку подъем происходит естественным путем и не требует дополнительной траты сил и времени на это. Особое оборудование при этом способе эксплуатации также не требуется, и можно сэкономить как на его стоимости, так и на техническом обслуживании. Для обустройства фонтанирующей скважины потребуется головка для колонны, арматуры и линия выкидного типа из наземной техники, а также сама колонна из подземной. Трубы НКТ опускаются до верхних отверстий, образованных перфорацией.

Физические свойства газа отличаются от соответствующих свойств нефти, а именно: газ обладает гораздо меньшей вязкостью и плотностью и большой сжимаемостью. Кроме того, газ отличается от нефти и товарными качествами. Вследствие малой вязкости газ очень подвижен и со снижением давления сильно расширяется. Свойства его позволяют эксплуатировать скважины фонтанным способом. Поэтому в конструкции и оборудовании газовых скважин, освоении и регулировании режима их работы много общего с фонтанными нефтяными скважинами.

2) Газлифтный способ.

Рано или поздно энергия нефтяного пласта становится меньше, и поднятие жидкости или газа наверх становится невозможным. Для обеспечения дополнительной энергоподачи можно применять данный способ эксплуатации: газ с высоким коэффициентом давления позволяет увеличить приток. При этом способе подаваемый газ перемешивается с жидкостью в пластах, и смесь, которая получается от этого, имеет невысокую плотность. Снижение давления в забое позволяет увеличить приток нефти и газа и поднятие наверх по стволу скважины.

Существует две разновидности газлифтного способа эксплуатации нефтяной скважины: с компрессорами и без них.

3) Насосная эксплуатация скважин.

При этом способе эксплуатация нефтяной скважины может производиться при помощи различных типов оборудования. Для этого способа эксплуатации могут применяться следующие виды:

Штанговое глубинное оборудование.

Центробежный насос с электроприводом.

Погружной штанговый либо насос с электроприводом.

Диафрагменное устройство.

1. Конструкция нефтяных и газовых скважин и их освоение

В процессе бурения скважин вскрываются пласты, характеризующиеся различной прочностью и устойчивостью к осыпям, обвалам, насыщенные различными типами флюидов (нефть, вода, газ и их смеси), имеющих различные коэффициенты аномальности, легкорастворимые (соленосные) породы. В естественном состоянии эти пласты изолированы друг от друга плотными, непроницаемыми породами (водоупорами). При строительстве скважин эта изоляция нарушается, что может явиться причиной межпластовых перетоков, загрязнения пресных водоносных горизонтов, неконтролируемого выхода пластовых флюидов на поверхность. Затраты на крепление скважин составляют от 15 до 30 % их стоимости. От качества крепления скважин зависит долговременность безаварийной эксплуатации сооружения, объемы и качество продукции. С точки зрения охраны недр и окружающей среды необходимо в процессе строительства и эксплуатации скважин создавать условия для полной изоляции вскрытых пластов друг от друга, восстановить естественную их разобщенность.

При креплении скважин достигаются следующие цели:

? создание долговечного прочного и герметичного канала для транспортировки жидкости или газа из пласта на поверхность или наоборот;

? герметичное разобщение всех проницаемых пластов друг от друга;

? укрепление стенок скважины, сложенных недостаточно устойчивыми породами;

? защита эксплуатационного канала от коррозии при контакте с агрессивными средами (пластовыми жидкостями, газами и др.);

? создание условий для прочного закрепления на устье скважины противовыбросового и эксплуатационного оборудования [1].

Качественное крепление скважин и долговременное разобщение пластов достигается комплексным решением трех основных задач:

? подготовка скважины к креплению в интервале размещения цементного раствора;

? временная или долговременная изоляция комплекса флюидонасыщенных пластов продуктивной толщи;

? применение тампонажных материалов, структурно-механические свойства которых соответствуют конкретным геолого-промысловым условиям крепления и долговременной эксплуатации скважин.

Успешное решение этих задач обеспечивает формирование надежного канала связи в системе "продуктивный пласт - устье скважины" и долговременное разобщение газо-нефте и водонасыщенных пластов, а также выполнение основных требований по охране недр и окружающей среды.

Классификация способов крепления скважин приведена на рис. 1.

Основными способами крепления нефтегазовых скважин являются:

? спуск и цементирование обсадных колонн (основной способ);

? установка цементных мостов;

? химическое закрепление стенок скважины;

? использование технических средств для закрепления стенок скважин в зонах осложнений (профильные перекрыватели, пакеры, тампонажные снаряды).

Под конструкцией скважины понимают совокупность данных о количестве и размерах (диаметр, длина) обсадных колонн, диаметрах долот при бурении под каждую колонну, интервалах цементирования, а также интервалах вторичного вскрытия продуктивных пластов (перфорации). Конструкция скважины должна обеспечивать:

? прочность и долговечность скважины как технического сооружения;

? проходку скважины до проектной глубины;

? возможность проведения геофизических исследований;

? достижение проектных режимов эксплуатации;

? максимально полное использование природной энергии для транспортирования нефти и газа на поверхность;

? надежную изоляцию газо-нефте-водоносных горизонтов;

? минимальный расход средств на разведку и разработку месторождения;

? возможность проведения ремонтных работ в скважине [1].

На выбор конструкции скважины влияют различные факторы: назначение скважины, проектная глубина, геологические условия бурения, профиль скважины и др.

Для проектирования конструкции скважины необходимы данные о геологической характеристике вскрываемого пласта (тип флюида, физико- механическая характеристика пород - коллекторов, пластовые давления и давления гидроразрыва горных пород, виды и интервалы возможных осложнений при бурении скважин), технологические параметры (диаметр эксплуатационной колонны и схема заканчивания скважины), профиль скважины.

На практике в глубокие скважины обычно спускают несколько обсадных колонн, которые различаются по назначению и глубине спуска (рис. 2):

Рис. 2 Графическое изображение конструкции скважины: а) - со сплошными колоннами; б) - с хвостовиком; в) - с комбинированной колонной и хвостовиком

? направление - служит для закрепления устья скважины и отвода выходящего из скважины бурового раствора в циркуляционную систему, обычно спускается на глубину, перекрывающую четвертичные отложения на 3-5 м;

? кондуктор - устанавливается для закрепления стенок скважины в интервалах, представленных неустойчивыми породами, и предохранения водоносных горизонтов - источников водоснабжения и от загрязнения; глубина спуска до нескольких сот метров;

? промежуточная (техническая) колонна - служит для изоляции интервалов слабосвязанных неустойчивых пород и зон поглощения промывочной жидкости; глубина спуска колонны зависит от местоположения осложненных интервалов;

? эксплуатационная колонна - образует надежный канал в скважине для извлечения пластовых флюидов или закачки агентов в пласт; Глубина ее спуска определяется положением продуктивного объекта. В интервале продуктивного пласта эксплуатационную колонну перфорируют или оснащают фильтром.

Обсадные колонны могут сплошными, перекрывающими ствол скважины от достигнутого забоя до устья скважины и потайными - для перекрытия некоторого интервала в стволе скважины. Верхний конец потайной колонны может размещаться внутри предыдущей обсадной колонны (в этом случае такая колонна называется хвостовиком) или перекрывать только какую-либо зону осложнения и не иметь связи с предыдущей колонной (такая колонна называется "летучкой").

Освоение скважины - это комплекс работ по очистке призабойной зоны продуктивного пласта (ПЗП) и получению притока пластового флюида.

Вызов притока - основная операция освоения эксплуатационных скважин. После перфорации продуктивная толща пласта находится под репрессией столба жидкости или раствора. Это может быть чистая вода или специально приготовленный раствор поверхностно-активных веществ (ПАВ), или буровой раствор. Заполняющие скважину растворы (жидкости) должны быть инертны к металлу обсадной колонны и скважинного оборудования и не должны снижать проницаемость породы продуктивного пласта в околоскважинной зоне, поскольку период времени между перфорацией и освоением может исчисляться сутками, неделями или даже месяцами.

Основные методы освоения скважин представлены на рис. 3.



При решении вопроса о выборе способа и технологии вызова притока следует учитывать величина пластового давления, характер и степень снижения проницаемости породы ПЗП при первичном вскрытии, состав и свойства пород продуктивного пласта (степень сцементированности, степень неоднородности коллекторских свойств), состав и свойства флюидов, наличие или отсутствие газовой шапки, подошвенных и посторонних высоконапорных вод, техническое состояние эксплуатационной колонны и цементного камня и др. факторы.

Исключительно важное значение следует придавать также решению вопроса о величине и скорости изменения (динамике) депрессий при вызове притока. Величина депрессии и ее динамика должны определяться типом порового пространства (гранулярный, трещинный) коллектора, составом и свойствами породы пласта, характером и степенью снижения проницаемости породы призабойной зоны, а также некоторыми другими факторами. При прочих одинаковых условиях в устойчивых коллекторах величина депрессии может быть большей и достигаться более быстро, в слабосцементированных или трещинных - небольшой и медленно нарастающей. Для газовых пластов величина депрессии должна быть существенно меньше, чем в случае нефтяных. Большие депрессии часто являются причиной существенного ухудшения сцепления цементного камня с эксплуатационной колонной и с породой пласта, особенно в интервалах глин и песчаников, размытых при бурении.

Движение пластового флюида в скважину возможно лишь при условии:

pпл > рзаб + рдоп

где: Рзаб - забойное давление (рзаб = Нж pж g);

рдоп - дополнительное давление для преодоления гидравлических

сопротивлений в приствольной зоне пласта.

Величина рдоп существенно коллекторских свойств горной породы,

степени загрязнения ПЗП, метода и плотности перфорации и прочих факторов.

Наибольшие затруднения встречаются при освоении, если:

? в пласте низкое пластовое давление;

? в коллекторе имеется большое количество глины;

? пласт находился продолжительное время под воздействием бурового раствора;

? буровой раствор имел большое количество тонкодисперсной твердой фазы [1].

2. Оборудование устья

Устье скважины - соединение обсадной трубы с противовыбросовым устройством или с фонтанной арматурой, закрепленными болтами или приваренными к направляющей трубе или кондуктору

Устье скважины находится на поверхности земли и представляет собой начало углубления, а дно называется забоем.

? защитное - предотвращает обвал рыхлых почв;

? собирательное - является точкой выхода компонентов скважины;

? регулирующее - контроль давление внутри скважинной системы [2].

Устьевое оборудование - это комплекс оборудования, предназначенного для обвязки обсадных колонн, герметизации устья скважины (затрубного пространства, внутренней полости НКТ, отвода продукции скважины) в процессе бурения, капитального ремонта скважин и регулирования режима работы скважины в процессе её эксплуатации.

В состав устьевого оборудования, используемого в обвязке устья в процессе бурения скважины, входят:

? Колонная головка,

? Противовыбросовое оборудование.

Колонная головка, с помощью которой обвязываются обсадные колонны в процессе бурения, служит также основанием для установки фонтанной арматуры.

Она остается на скважине на весь период эксплуатации.

Функции головки обсадной колонны:

? соединение обсадных конструкций и другого устьевого оборудования,

? герметизацию пространства;

? удержание массы технической колонны;

? удержание эксплуатационной колонны [2].

Присоединение очередного звена обсадной колонны обеспечивают фитинги, которые крепятся на колонную головку.

Монтаж обсадных труб производится с использованием адаптеров и регуляторов. В состав эксплуатационного устьевого оборудования также входят:

? фонтанная арматура,

? манифольд фонтанной арматуры,

? приспособление для замены задвижек под давлением,

? лубрикатор, применяемый при исследованиях скважин,

? комплект задвижек, переводников и других деталей, необходимых для монтажа и обвязки устьевого оборудования [2].

Фонтанная арматура.

Фонтанная арматура - это система механизмов и приспособлений, выполняющих регулирующие и контролирующие функции.

Фонтанная арматура обеспечивает:

? герметизацию устья фонтанирующей скважины,

? подвеску колонн лифтового назначения,

? контроль и управления потоками.

Состав фонтанной арматуры:

? колонная головка - связана с обсадной колонной;

? трубная головка - связана с лифтовыми колоннами;

? фонтанная елка - распределение и регулировка продукции [2].

Схема фонтанной арматуры:

Рис. 4. Фонтанная арматура: а - тройниковая; б - крестовая.

Требования к оборудованию:

? способность выдерживать высокое давление;

? возможность проведения замеров давления;

? обеспечивать выпуск или закачку газа;

? возможность подвешивания обсадных колонн,

? возможность герметизации.

Для соединений компонентов арматуры используют фланцы и хомуты. Присоединение трубопроводу осуществляется через манифольд [2].

3. Сепарация нефти у скважин

В процессе подъема жидкости из скважин и транспорта ее до центрального пункта сбора и подготовки нефти, газа и воды постепенно снижается давление и из нефти выделяется газ. Объем выделившегося газа по мере снижения давления в системе увеличивается и обычно в несколько десятков раз превышает объем жидкости. Поэтому при низких давлениях их совместное хранение, а иногда и сбор становятся нецелесообразными. Приходиться осуществлять их раздельный сбор и хранение.

Процесс отделения газа от нефти называется сепарацией. Аппарат, в котором происходит отделение газа от продукции нефтяных скважин, называют газосепаратором.

В современных системах сбора нефти и газа газосепараторами оснащаются все блочные автоматизированные групповые замерные установки (за исключением установок, оснащенных массовыми расходомерами), дожимные насосные станции и центральные пункты сбора и подготовки нефти, газа и воды.

На блочных автоматизированных замерных установках отделение газа от нефти осуществляется только с целью раздельного измерения дебита скважин по жидкости и газу. После измерения нефть и газ снова смешиваются и подаются в общий нефтегазовый коллектор. Часто отвод свободного газа от нефти осуществляется в нескольких местах. Каждый пункт вывода отсепарированного газа называется ступенью сепарации газа [3].

От проведения процессов сепарации зависят потери легких фракций нефти, при последующем транспорте и хранении ее. Установлено, что при моментальной сепарации нефти (с резким снижением давления) существенно увеличивается уносимое количество тяжелых углеводородов быстро движущейся струёй свободного газа.

При ступенчатой сепарации подбором давлений на ступенях можно достигнуть выделения в основном только свободного газа. Поэтому, если на промыслах нет стабилизационных установок, необходимо проводить сепарацию по возможности методами с минимальными потерями бензиновых фракций. Один из них - ступенчатая сепарация. Однако многоступенчатая сепарация нефти должна не только сократить унос тяжелых фракций с газами, а также резко снизить и унос нефтью легких свободных газов, с выделением которых в резервуарах немало теряется нефти на последующих этапах ее движения.

При сборе нефтей до любой из описанных схем давление на пути от скважины до товарных парков или нефтеперерабатывающих заводов снижается до атмосферного и нефть стремится принять температуру окружающей среды, что существенно сказывается на распределении углеводородов между фазами на сепарационных узлах, т. е. создаются условия для регулирования этого процесса подбором соответствующих условий (числом ступеней, перепадом давления между ними и изменением температуры). Это особенно важно при сборе легких нефтей. Практика показала, что число ступеней сепарации легких нефтей (Саудовская Аравия. Кувейт) может достигнуть 6-7, причем энергия газов первой ступени обычно используется на турбинах, приводящих в движение центробежные насосы, откачивающие нефти.

Многоступенчатая сепарация применяется для постепенного отвода свободного газа по мере снижения давления. Она применяется при высоких давлениях на устье скважин [3].

Нефтегазовую смесь из скважины направляют сначала в газосепаратор высокого давления, в котором из нефти выделяется основная масса газа. Этот газ может транспортироваться на большие расстояния под собственным давлением.

Из сепаратора высокого давления нефть поступает в сепаратор среднего и низкого давления для окончательного отделения от газа.

Сепарация газа от нефти может происходить под влиянием:

? гравитационных сил;

? инерционных сил;

? за счет селективной смачиваемости нефти.

В зависимости от этого и различают:

? гравитационную;

? инерционную;

? пленочную сепарации;

а газосепараторы:

? гравитационные;

? гидроциклонные;

? жалюзийные.

4. Предупреждение образования асфальтосмолопарафиновых отложений

В основе механических методов лежит применение материалов, свойства которых предотвращают образование АСПО на их поверхности за счёт снижения шероховатости. Покрытия внутренней поверхности труб могут изготавливаться из эмали, стекла, стеклоэмали. Помимо покрытий возможно применение стеклопластиковых труб. Методы, основанные на воздействии электромагнитных и магнитных волн, широкого распространения не имеют, несмотря на продолжающиеся промысловые испытания. Метод воздействия на процесс отложения АСПО акустическими волнами широкого распространения не получил из-за низкой эффективности.

Принцип предупреждения АСПО тепловыми методами заключается в нагревании нефтяного потока выше температуры начала кристаллизации парафина. С этой целью применяются трубы с низким коэффициентом теплопередачи и скважинные нагреватели различной конструкции.

Сопло "Лаваля" представляет собой штуцер, устанавливаемый выше насоса, проходя через который, газонефтяная смесь резко теряет температуру и давление. Это приводит к структурированию АСПО в потоке нефти, предотвращая отложение на стенках лифтовых труб [3].

Применение покрытий НКТ.

Первые эксперименты по применению лакокрасочных покрытий для предупреждения отложений парафина начались после освоения отечественной промышленностью производства быстросохнущих, устойчивых к воздействию углеводородов материалов. Испытания, проведённые УфНИИ в 50-х годах, дали положительные результаты. Основные материалы, используемые в качестве покрытий - это бакелитовый и этинолевый лаки, эпоксидные смолы, стеклоэмали, пластмассы и полимерные материалы.

Известно, что в скважинах, в особенности при спускоподъемных операциях на насосно-компрессорные трубы действуют значительные нагрузки. Наиболее устойчивые в таких условиях эпоксидные и эмалевые покрытия, но обладают низкой термостойкостью, что повлияло на слабое распространение в нефтяной промышленности. Наибольшей термостойкостью обладает стеклоэмаль. Высокий показатель адгезии обеспечивает отсутствие сколов в процессе операций и транспортировки. Опыт эксплуатации труб с покрытиями показал неэффективность их применения в скважинах с ШСНУ. Покрытия быстро истирались и разрушались вследствие механического контакта колонны штанг с трубами.

Стальные НКТ с силикатно-эмалевым покрытием внутренней поверхности предназначены для эксплуатации на нефтяных скважинах при температурах от - 60 °С до +350 °С.

Применение ингибиторов АСПО

Для предупреждения отложения АСПО на поверхности внутрискважинного оборудования применяется технология ингибирования.

Ингибиторы АСПО должны соответствовать следующим критериям:

? не ухудшать подготовку нефти и воды;

? иметь температуру застывания достаточную для работы в зимний период (для Западносибирского региона -50 °С);

? эффективность предотвращения образования АСПО при расходе реагентов 100 - 300 г/т нефти.

На нефтепромыслах применяют различные способы подачи ингибиторов в скважины. Основные - периодическая обработка НКТ и непрерывная дозированная подача реагентов.

Периодическая "задавка" ингибитора одинакова для фонтанных скважин и скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами. Данный способ предполагает разовую подачу определённого объёма раствора насосным агрегатом через затруб скважины без подъёма ВСО. Минус данного способа в непродолжительности и неравномерности выноса реагента. Вместе с добываемой жидкостью достаточно быстро выносится основное количество ингибитора [3].

Непрерывное дозирование осуществляется с помощью специальных дозировочных устройств. Наземными дозировочными устройствами типа УДХ, БДР, УДР ингибиторы подаются в затрубное пространство скважин. Наибольшей эффективностью обладает технология дозирования реагента через капиллярную трубку, непосредственно на приём насоса.

Главным недостатком применения дозирующих установок является необходимость регулярного их обслуживания в связи с несовершенством механизмов.

Однако в последнее время, особенно с появлением средств телемеханики и возможностью вывода параметров работы дозаторов и возможности корректировки уставок непосредственно на пульте у технолога, частота обслуживания дозаторов уменьшается. Данные о применении ингибиторов, изложенные выше, показывают, что для предотвращения образования АСПО используют в основном жидкие ингибиторы. В зарубежной и отечественной практике также нашли место твёрдые ингибиторы.

Основу таких реагентов составляют полициклические ароматические углеводороды и их производные. По своему действию эти соединения относятся к депрессорным присадкам. Запатентованы составы ингибиторов, содержащие смеси нафталина и в-нафтола. Смесь готовят сплавлением указанных ингредиентов (обычно в равных количествах), затем охлаждают до затвердения, а затем размалывают до величины зёрен 0,6 - 2,0 мм. Гранулы твёрдого ингибитора помещают в обводной фидер или корзину. В практике наибольшее распространение получил метод обработки скважин с использованием обводного фидера. В этом случае часть добываемой нефти по ответвлению проходит через слой гранулированных частиц ингибитора и направляется обратно в затрубное пространство. Определённый интерес для нефтяников представляет опыт внедрения в промысловую практику твёрдых ингибиторов серий ИКД и ТРИЛ на скважинах Злодарёвского месторождения.

Использование указанных реагентов контейнерным способом позволило осуществлять их дозировку в минимальных эффективных концентрациях при добыче нефти самодозировка реагента проходила за счёт омывания его добываемыми флюидами и ограниченного растворения в них. Коэффициент успешности использования контейнеров с твёрдым ингибитором составил 85 %. МОП по разным скважинам увеличился от 31 - 73 до 378 - 1126 сут. По расчётам авторов экономическая эффективность применения твёрдых ингибиторов серий ИКД и 35 ТРИЛ, обусловленная снижением числа текущих ремонтов скважин, промывок растворителями и тепловых обработок, а также сокращением потерь нефти, связанных с остановкой скважин для ремонта, составляет около 1300 у.е./год на каждую скважину [3].

5. Разрушительные последствия чрезмерного дебита газа

Добыча газа из скважин с чрезмерным процентом отбора может иметь разрушительные последствия.

Если скважина дала очень большой дебит, выходящий из нее с громадной скоростью газ может выбросить обсадные трубы, разрушить вышку, раскрыть воду, размыть стенки скважины и превратить скважину в кратер. Это влечет за собой обводнение и гибель части месторождения, окружающей скважину. В истории газового и нефтяного дела было много таких случаев образования кратеров вследствие выхода из скважины громадных количеств газа с большой скоростью. В 1927 г. в газоносном районе Монро в штате Луизиана мы видели такой кратер, возникший из газовой скважины. Он представлял озеро грязной воды, длиной около 60 м, шириной - около 40 м. По нему в тихую погоду вздымались волны вышиной до 3 м. Это - газ подымал воду. В озере плавали обломки вышки. Все остальное провалилось в озеро или кратер. Ушло в атмосферу громадное количество газа.

Случаи превращения газовых фонтанов в кратеры были и в СССР.

Газ может сильнее разрушать стенки скважины, чем нефть, так как его скорость вытекания из пласта и протекания по скважине в десятки раз превышает скорость нефти, а скорость создает "скоростной напор", могущий превращаться в механическую работу.

При большой скорости газ выбрасывает породу пласта, выбрасывает камни, обсадные трубы и пр., разрушает стенки скважины и вышку, выбрасывает раскрывшуюся верхнюю воду и т. д. Вместе с тем в атмосферу уходит из пласта громадное количество газа.

Когда мы высказывали мнение, что при большом дебите скважины газ может идти по пласту к скважине с большой скоростью, некоторые исследователи нам возражали, говоря: газ по пласту даже при большом дебите идет медленно. При этом они основывались на формулах Дарси, Слихтера, Шривера и др. Действительно, в этих формулах есть поперечное сечение пористого пласта или его мощность. Но одинакового равномерного течения газа по всей мощности пористого пласта никогда не бывает. Пласты имеют неоднородную структуру. Они содержат поры и каналы различных размеров и разного характера. Пласт обычно состоит из отдельных слоев различной пористости и разной проницаемости. В пласте есть самые разнообразные пути для газа:

? широкие и узкие;

? более или менее прямолинейные и извилистые;

? пути с пережимами; пути, кончающиеся тупиками;

? пути, поворачивающие обратно;

? хорошие, прямые широкие трещины с гладкими стенками;

? неровные, узкие, извилистые трещины;

? открытые трещины;

? засоренные или полу-заполненные трещины [3].

Особенно неоднородны пути в известняках и доломитах.

Газ к скважине идет, главным образом, по наиболее широким каналам, трещинам и порам. Он идет по избранным путям, и в них при большом дебите скважины он имеет большую скорость. По узким извилистым каналам он идет медленно. Одновременно с этим в мелкопористых частях пласта газ может стоять неподвижно. В пласте наблюдается явление движения газа обходными путями, причем значительная часть мощности пласта может остаться в стороне от движения газа.

Нельзя брать "среднюю скорость" для всей "эффективной пористости" или для всей мощности пласта. Средней скорости фактически не существует. Есть лишь фактические скорости и при том самые разнообразные. Главная масса газа, снабжающая скважину большого дебита, движется по избранным путям с очень большой скоростью. Лишь малая часть газа движется по пласту медленно. Вместо того, чтобы выводить какую-то среднюю скорость, деля Q мг/сек на площадь сечения пористого пласта, нужно дифференцировать эффективную пористость по категориям и для каждой категории определить скорость.

Многие исследователи к движению газа в пористом пласте прилагают "законы фильтрации". Природный пласт не есть фильтр, аналогичный искусственному однородному фильтру.

С указанными явлениями столкнулись на нефтяных промыслах при вторичных способах добычи нефти, а именно - при нагнетании газа в пласт. Газ нагнетался через определенные скважины и должен был вытеснить нефть к эксплуатационным скважинам. Во многих случаях оказалось, что газ не шел равномерно по всему пласту и не вытеснял всю нефть, а прорывался по отдельным путям, обходя главную массу нефти. Это явление причинило много затруднений и до сих пор удовлетворительно не разрешено.

Искусство эксплуатации газовых скважин заключается в том, чтобы не допустить большой скорости вытекания газа из пласта.

Пробки.

Если пласт состоит из рыхлого песка, то при большой скорости газ уносит с собой песок и, как говорят, "ставит пробку". Это явление выражается в том, что нижняя часть скважины до какой-то высоты заполняется песком. Высота пробки бывает разная. Промежутки между зернами песка заполняются мелкими частицами породы.

Скважина сначала уменьшает дебит, а затем совсем перестает давать газ, так как забита песком и мелкими частицами породы. Ее нужно чистить. Это--трудная и долговременная операция. За время чистки накапливается давление в пласте вокруг скважины. После того как пробка вычищена, а иногда даже и тогда, когда еще не вся пробка вычищена, скопившийся газ выбрасывает остаток пробки и ставит новую пробку, и так далее в том же порядке, если на пласт при чистке пробки не оказывается нужное противодавление. Такая периодическая чистка, чередующаяся с новыми выбросами и новыми пробками, может длиться неделями и даже месяцами. В пласте вокруг скважины может образоваться каверна от выброшенного песка. Может обрушиться кровля пласта и раскрыться вода, которую при таких обстоятельствах вновь закрыть очень трудно, а иногда и невозможно [4].

6. Установление технологического режима работы

Под технологическим режимом эксплуатации понимается режим, при котором поддерживается определённое соотношение между дебитом скважины и забойным давлением или его градиентом.

С математической точки зрения технологический режим эксплуатации скважин определяют граничные условия на забое, знать которые необходимо для интегрирования дифференциального уравнения фильтрации газа к скважине.

Принципы выбора оптимального режима.

При установлении технологического режима эксплуатации используют исходные данные, накопленные в процессе поиска залежи, разведки и опытной эксплуатации месторождения. Эти данные являются результатами геологических, геофизических, газогидродинамических, газоконденсатных исследований и лабораторного изучения образцов коллекторов насыщающих их жидкостей и газов. Количество и качество этих исследований не всегда соответствуют нормам и положениям, соблюдение которых по правилам разработки является обязательным. Указанные несоответствия в большинстве случаев закономерны и связаны со спецификой газовых месторождений. В частности, как правило, газовые залежи неоднородны по площади и по разрезу, их емкостные и фильтрационные параметры, запасы определяются неточно, в начальный период разработки отсутствует достаточное число скважин для получения достоверной информации.

На технологический режим эксплуатации влияет множество факторов, причем влияние различных факторов может быть, как однонаправленным, так и разнонаправленным. Поэтому при недостаточно глубоком изучении этих вопросов установленный режим может оказаться неправильным.

Для установления наиболее обоснованного технологического режима работы скважин необходимо учесть:

? географические и метеорологические условия района расположения месторождения, наличие слоя многолетней мерзлоты, форму, тип, размер и режим залежи;

? емкостные и фильтрационные параметры пластов, глубину и последовательность их залегания, наличие гидродинамической связи между пропластками;

? запасы газа, конденсата и нефти (при наличии нефтяной оторочки), наличие и активность подошвенной и красных вод;

? условия вскрытия пласта в процессе бурения, свойства промывочной жидкости, степень загрязнения призабойной зоны промывочной жидкостью;

? устойчивость пласта к разрушению, влияние изменения давления на параметры пласта, водогазонефтенасыщенность пластов, их давления и температуры; совершенство скважин по степени и характеру вскрытия пласта;

? состав газа, конденсата, нефти (при наличии оторочки) и воды, наличие в составе газа коррозионно-активных компонентов H2S, СО 2, ртути и др.;

? наличие отдельных пропластков и характер их изменения по толщине и по площади, наличие органических кислот в пластовой воде;

? влагосодержание газа, физико-химические свойства газа, конденсата, воды и нефти и их изменение по площади и по разрезу;

? конструкцию скважин, оборудование забоя и устья скважины;

? схему сбора, очистки и осушки газа на промысле и условия очистки, осушки и транспортировки газа;

? характеристики применяемого скважинного и промыслового оборудования;

? условия потребления газа по темпу отбора, неравномерность потребления, теплотворную способность газа [4].

Нередко влияние одного фактора противоречит другому, что не позволяет учесть всю совокупность факторов. Поэтому для установления технологического режима эксплуатации газовых скважин с учетом всех факторов должны быть обоснованы и рекомендованы соответствующие принципы и математические критерии. Такие принципы и критерии могут быть реализованы путем обобщения по группам различных факторов. Причем, используя накопленный опыт установления технологического режима эксплуатации газовых скважин, заблаговременно можно исключить часть факторов, связанных с условиями вскрытия, свойствами промывочной жидкости, совершенством скважины, образованием пробок, техникой и технологией сбора, осушки и очистки газа и др. Тогда к основным факторам, влияющим на технологический режим эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин, можно отнести следующие:

? деформацию и устойчивость к разрушению продуктивного разреза;

? наличие активной подошвенной или контурной воды, способной по сверхпроницаемым пропласткам сравнительно быстро обводнить скважины, вскрывшие газоносную толщину, включая сверхпроницаемый пропласток;

? условия вскрытия пласта, степень и характер вскрытия с учетом близости контактов газнефть или газ-вода;

? возможность образования жидкостных или песчано-жидкостных пробок в процессе эксплуатации;

? наличие коррозионно-активных компонентов в составе добываемого газа и пластовой воды, концентрацию этих компонентов, давление, температуру и скорость потока по стволу скважины;

? многопластовость, различие составов газов, давлений и температур отдельных пропластков, наличие или отсутствие гидродинамической связи между ними и последовательность их залегания, одинаковость уровня газоводяных контактов, неоднородность разреза по прочностным и фильтрационным признакам [4].

По мере истощения залежи, продвижения подошвенной и контурной воды, снижения дебита газа во времени, уменьшения пластового и забойного давлений наступает время, когда установленный режим не обеспечивается, и тогда необходимо изменить выбранный технологический режим эксплуатации. Вновь устанавливаемый технологический режим эксплуатации также обосновывается, как и в начале разработки месторождения.

Независимо от разработки при установлении оптимальных технологических режимов эксплуатации необходимо придерживаться следующих принципов:

? полностью учитывать геолого-промысловую характеристику залежи;

? полностью учитывать технологическую и техническую характеристики скважинного и наземного оборудования;

? рационально использовать естественную энергию газоносного, нефтеносного (при наличии нефтяной оторочки) пластов и водонапорной системы;

? полностью удовлетворять требования закона об охране окружающей среды и рациональном использовании природных ресурсов;

? максимально гарантировать надежность работы в установленные сроки всего комплекса систем пласт-начало газопровода;

? обеспечивать наибольшую производительность газовых скважин в предусмотренный планом период разработки залежи;

? максимально учитывать возможность снятия ограничений, снижающих дебиты скважин, и предусматривать меры по интенсификации добычи газа:

? своевременно изменять ранее установленные, но непригодные на данном этапе разработки технологические режимы эксплуатации скважин на новые режимы;

? обеспечивать предусмотренную планом добычу газа при минимальных капитальных вложениях и эксплуатационных затратах [4].

При полном и безусловном соблюдении перечисленных выше принципов установления технологического режима эксплуатации будет достигнута рациональная разработка газовых и газоконденсатных месторождений.

7. Расчет коэффициента сепарации

Рассчитать и построить зависимости коэффициента сепарации у от дебита скважины для башмака фонтанного лифта, приема ШСН и ЭЦН для технологических условий, представленных в табл. 1. Дебиты скважины в поверхностных условиях Qжд принять равными 10, 50, 100, 150 и 200 м 3/сут. Скважина вертикальная.

Таблица 1

Технологические условия приема ШСН и ЭЦН

	Dэк	dф	dц	pн	pг	мн	унг	dнн	Г 0	Pпр	Tпр	Z
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
1	0,130	0,073	0,06	800	1,2	2,0	0,02	0,092	35	5	295	0,91
2	0,130	0,060	0,05	750	5,4	1,0	0,02	0,103	35	5	335	0,85
3	0,130	0,073	0,06	790	4,8	1,5	0,02	0,114	35	5	305	0,82
4	0,130	0,060	0,05	760	8,8	1,0	0,02	0,092	35	5	343	0,90
5	0,130	0,073	0,06	780	10,2	2,0	0,02	0,092	35	5	300	0,84
6	0,130	0,060	0,05	770	20,8	1,0	0,02	0,114	35	5	325	0,86
7	0,130	0,073	0,06	800	12,4	1,5	0,02	0,103	35	5	315	0,88
8	0,130	0,060	0,05	760	2,6	2,0	0,02	0,092	35	5	320	0,80
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
9	0,130	0,073	0,06	780	4,8	1,5	0,02	0,092	35	5	300	0,84
10	0,130	0,060	0,05	770	30,0		0,02	0,114	35	5	330	0,86
11	0,130	0,073	0,06	750	28,8	2,0	0,02	0,103	35	5	325	0,83
12	0,130	0,060	0,05	790	18,2	1,0	0,02	0,114	35	5	335	0,82
13	0,130	0,073	0,06	800	8,4	1,5	0,02	0,092	35	5	310	0,84
14	0,130	0,060	0,05	760	6,8	2,0	0,02	0,103	35	5	305	0,89
15	0,130	0,073	0,06	750	8,6	1,0	0,02	0,114	35	5	318	0,88

Исходные данные:

? внутренний диаметр скважины Dэк = 0,130 м;

? диаметр фонтанного лифта dф = 0,073 м;

? условный диаметр НКТ для ШСН dш = 0,048 м;

? условный диаметр НКТ для УЭЦН dц = 0,06 м;

? объемный коэффициент нефти в условиях приема bн = 1,1;

? объемный коэффициент воды в условиях приема bв = 1,0;

? плотность нефти в условиях приема сн = 800 кг/м 3;

? плотность газа в условиях приема сг = 1,2 кг/м 3;

? динамическая вязкость нефти на приеме насоса мн = 2,0 мПа • с;

? коэффициент поверхностного натяжения нефти на границе с газом унг = 0,02 Н/м;

? наружный диаметр насоса ЭЦН = 0,092 м;

? газовый фактор в условиях приема, привед. к станд. условиям Г 0 = 35 м 3/м 3;

? давление у приема скважинного оборудования Рпр = 5 МПа;

? температура потока у приема скважинного оборудования Тпр = 295 К;

? коэффициент сверхсжимаемости газа в условиях приема z = 0,91.

Расчеты провести для безводной продукции, а также обводненной на 0,2 и 0,65 (обводненность объемная).

Решение. Прежде чем рассчитать коэффициент сепарации при эксплуатации безводной скважины, необходимо определить относительную скорость газовых пузырьков w0.

Для расчета приведенной скорости газа wr рассчитываем объемный расход газа в условиях приема насоса по формуле (1):

(1)

где z - коэффициент сверхсжимаемости газа: для условий данной задачи можно принять z = 0,91; Рст, Тст - соответственно стандартные давление (0,1 МПа) и температура (293 К); n0 - объемная обводненность при давлении приема вычисляется по формуле (2)

(2)

Qвд - объемный расход дегазированной воды, м 3/сут; bв(Рпр) - объемный коэффициент воды при давлении приема. В расчетах bв принимать постоянным и равным 1.

При эксплуатации скважины фонтанным способом и ШСНУ площадь сечения трубопровода определяем по формуле (3):

(3)

При эксплуатации скважин УЦЭН определяем по формуле (4):

(4)

Затем рассчитываем приведенную скорость нефти wн: для фонтанной скважины и скважины с ШСНУ по формуле (5)

(5)

Находим число Рейнольдса для нефти Reн и относительную скорость газовых пузырьков. После этого по соответствующим формулам для каждого дебита рассчитываем коэффициенты сепарации и строим зависимости

(рис. 4) или [4].

Рис. 5 Зависимость коэффициента сепарации от дебита жидкости: 1 - у приема ЭЦН, 2 - у приема ШСН (башмака лифта)

Заключение

В освоении, конструкции, оборудовании и регулировании работы газовых скважин очень много общего с фонтанными нефтяными скважинами. В отличие от нефтяных скважин, которые эксплуатируются несколькими способами, газовые скважины эксплуатируются только фонтанным способом и, как правило, при спущенных фонтанных трубах, через которые газ поступает на поверхность.

При выборе фонтанной арматуры для эксплуатации скважины, предстает выбор перед крестовой или тройниковой арматуре. Тройниковую арматуру рекомендуется использовать при низких и средних давлениях. Также для скважин, в продукции которых содержаться механические примеси, если она оборудована двухструнной елкой. Если в скважиной продукции нет механических примесей, то рекомендуется использовать однострунную арматуру, как тройниковую, так и крестовую. Для средних и высоких давлений рекомендуют применять крестовую арматуру. Из ее плюсов, она значительно ниже тройниковой, что облегчает ее обслуживание, но говоря о ее недостатках, следует упомянуть то, что при выходе из строя одного из отводов необходимо закрывать нижнее стволовое запорное устройство, следовательно, останавливать скважину, что в свою очередь приводит к финансовым потерям. У тройниковой арматуры же, при выходе из строя верхнего рабочего отвода можно закрыть среднюю стволовую задвижку и включить в работу нижний отвод.

Несмотря на все плюсы тройниковой, чаще всего применяют крестовые арматуры, так как они удобны для монтажа и обслуживания и устойчивы, так как имеют небольшую высоту. При очень больших давлениях в скважине арматуру рекомендуется укреплять стяжными болтами, заякоренными в бетонный фундамент.

Список литературы

1. Бабаян Э.В. Конструкция нефтяных и газовых скважин. Осложнения и их преодоление: учебное пособие. -М.: Инфра-Инженерия, 2018. -252 c. - ISBN 978-5-9729-0237-8. - Текст: электронный // Электронно-библиотечная система IPR BOOKS: [сайт]. - URL: http://www.iprbookshop.ru/78268.html.

2. Сенюшкин С.В., Попов А.Н., Оганов С.А. и др. Технология бурения нефтяных и газовых скважин. В 5 томах. Т.1: учебник для студентов вузов/ В.П. Овчинникова. - 2-е изд. -Тюмень: Тюменский индустриальный университет, 2017. -576 c. - ISBN 978-5-9961-1328-6, 978-5-9961-1329-3. - Текст: электронный // Электронно-библиотечная система IPR BOOKS: [сайт]. - URL: http://www.iprbookshop.ru/83735.html.

3. Долгих Л.Н. Крепление, испытание и освоение нефтяных и газовых скважин: электронное учебное пособие. -Пермь: Пермский государственный технический университет, 2009. -296 c. - ISBN 978-5-398-00096-2. - Текст: электронный // Электронно-библиотечная система IPR BOOKS: [сайт]. - URL: http://www.iprbookshop.ru/105476.html.

4. Конесев Г.В., Аксенова Н.А., Овчинников В.П. и др. Технология бурения нефтяных и газовых скважин. В 5 томах. Т.2: учебник для студентов вузов; под редакцией В.П. Овчинникова. -Тюмень: Тюменский индустриальный университет, 2017. -560 c. - ISBN 978-5-9961-1330-9 (т. 2), 978-5-9961-1328-6. - Текст: электронный // Электронно-библиотечная система IPR BOOKS: [сайт]. - URL: http://www.iprbookshop.ru/83736.html.

Размещено на Allbest.ru

...