Я. В. Вакула Нефтегазовые технологии Учебное пособие

Вид материала

Учебное пособие

Содержание 6. Технологии эксплуатации Рис. 6.3 а. Схема скважин Трубная головка Фонтанная елка Рис.6.5 Газовый подъемник

Подобный материал:

• М. Н. Машкин Информационные технологии Учебное пособие, 2701.91kb.
• Учебное пособие для модульно-рейтинговой технологии обучения Бийск, 2035.37kb.
• Учебное пособие Санкт- петербург 2010 удк 778. 5 Нестерова Е. И, Кулаков А. К., Луговой, 708kb.
• Учебное пособие Санкт-Петербург 2007 удк алексеева С. Ф., Большаков В. И. Информационные, 1372.56kb.
• Учебное пособие Томский политехнический университет 2009 удк 000000 ббк 00000, 1895.66kb.
• О. В. Шатунова информационные технологии учебное пособие, 1418.45kb.
• Учебное пособие Находка 2003 Министерство образования Российской Федерации институт, 1363.47kb.
• Учебное пособие «управление персоналом» для студентов заочного обучения специальности, 1516.37kb.
• Учебное пособие Житомир 2001 удк 33: 007. Основы экономической кибернетики. Учебное, 3745.06kb.
• Учебное пособие санкт-Петербург 2008 удк 621. 865. 8 Гатчин Ю. А., Симоненко, 1485.16kb.

6. ТЕХНОЛОГИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ

нефтяных и газовых скважин


Способы эксплуатации.Условия фонтанирования скважин. Механизированные способы эксплуатации (газлифтный, насосный). Извлечение жидкости штанговыми и бесштанговыми насосами. Раздельная эксплуатация скважин. Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин. Технологии ремонта скважин.


Процесс эксплуатации скважин заключается в подъеме нефти и газа с забоя на дневную поверхность. Эксплуатацию нефтяных скважин можно вести с различной заданной депрессией, следовательно, интенсивность движения жидкости в пласте и дебит скважины можно менять в широких пределах.

При эксплуатации нефтяной залежи одновременно протекает два взаимосвязанные процесса:

- движение жидкости и газа к забою под действием пластовой энергии,

- подъем жидкости от забоя на поверхность.

Способ извлечения нефти из скважин в процессе разработки месторождения не остается постоянным.

При вводе в разработку новых месторождений, как правило, пластовой энергии бывает достаточно не только для продвижения нефти к забою скважины, но и для подъема ее на дневную поверхность

Способ эксплуатации, при котором подъем жидкости осуществляется только за счет природной энергии называют ф о н т а н н ы м.

По мере падения пластового давления природной энергии становится недостаточно для подъема жидкости до устья скважины, а только на определенную от забоя высоту. Установившийся при этом уровень в стволе скважины называют статическим, а давление столба жидкости на забой равно пластовому давлению (2.3).

Способ эксплуатации, при котором недостающую энергию для подъема жидкости выше статического уровня следует вводить в каком либо виде с поверхности, называют м е х а н и з и р о в а н н ы м.

Механизированный подъем производится с помощью энергии вводимого в скважину сжатого газа или извлекается различными типами насосов. Подъем жидкости и газа происходит по спущенной в скважину подъемной (лифтовой) колонне при всех способах эксплуатации. Подъемная колонна составлена из насосно-компрессорных труб (НКТ) и соединена на поверхности с устьевой арматурой. В зависимости от способа эксплуатации трубы и составленные из них колонны называют фонтанными, компрессорными или насосными.

Скважина может фонтанировать под действием гидростатического напора жидкости и энергии сжатого газа.

В первом случае скважина фонтанирует, когда пластовое давление больше гидростатического давления столба жидкости.

Р_пл > ρ_жgH (6.1)

При установившемся режиме эксплуатации забойное давление определяют по уравнению притока в зависимости от дебита скважины.

Из выражения (4.5) Р_заб = Р_пл – (Q/К)

Необходимое для подъема продукции скважины забойное давление Р_заб компенсирует гидростатическое давление столба жидкости р_жgН, потери на трение Р_тр и давление на устье скважины Р_у

Р_заб = ρ_жgН + Р_тр + Р_у (6.2)

где: ρ_ж - плотность жидкости,

Н – глубина скважины.

Р_у – давление на устье скважины.

Р_тр – гидравлические потери на трение в трубах (определяется по формулам гидравлики Р_{тр =} 8 λ Q² ρ_ж /π² d⁵ где λ – коэффициент гидравлических сопротивлений, d – внутренний диаметр труб).

При этом гидравлические потери пропорциональны длине подъемных труб и являются функцией линейной (рис.6.1а)

Таким способом фонтанируют скважины водяные (артезианские) и нефтяные скважины, у которых давление на устье Р_у больше давления насыщения нефти газом Р_н (Р_у > Р_н).

Фонтанирование нефтяных скважин происходит при пластовом давлении меньшем, чем гидростатическое давление столба жидкости в скважине, что обусловлено большим количеством растворенного в нефти газа. Во время подъема продукции скважины со снижением давления до давления насыщения, в колонне подъемных труб выделяется растворенный в нефти газ и образуется газожидкостная смесь (ГЖС), плотность которой ρ_см меньше плотности жидкости ρ _ж ( ρ _см < ρ _ж)

Условия фонтанирования в этом случае Р_пл > g Н,

а забойное давление Р_заб = g Н + Р_тр + Р_у (6.3)

где _– средняя плотность смеси вдоль колонны подъемных труб, величина которой уменьшается по мере подъема к устью.

Р_тр – потери на преодоление гидравлических сопротивлений при движении по трубам газожидкостной смеси.

Проблемы расчета движения ГЖС в трубах окончательно не решены. Универсальная зависимость для коэффициента гидравлических потерь при движении ГЖС, а также относительной скорости газа в потоке смеси не найдены [ 4 ].

В нефтяной скважине от забоя до точки, где давление равно давлению насыщения Р_н движется однородная жидкость по линейному закону.

На глубине, где давление равно Р_нас из нефти начинает выделяться газ и выше в подъемной колонне движется жидкость и газ (двухфазный поток) с постоянным увеличением газовой фазы по мере приближения к устью, а давление изменяется по не линейному закону (рис.6.1б). Если забойное давление Р_заб меньше давления насыщения Р_нас, то по всей длине колонны движется ГЖС и нелинейная зависимость давления будет по всей глубине скважины.

рис 6.1 а .Зависимость давления от глубины скважины Н при дебитах Q2>Q1	рис. 6.1.б Кривые изменения давления с глубиной в фонтанной скважине при дебите Q2>Q1
Рис.6.1 в Кривые изменения давления с глубиной в газлифтной скважине	Рис 6.1 г Кривые изменения давления с глубиной в насосной скважине

Соотношение смеси жидкости и газа при движении по колонне подъемных труб изменяется в зависимости от соотношения объемных расходов обеих фаз, (жидкой и газообразной), от средней скорости движения смеси и от диаметра труб. В соответствии с этим различают три режима движения газожидкостной смеси (рис. 6.2).

Рис. 6.2 Структура газожидкостной смеси при движении ее в вертикальных трубах

пузырьковый - (рис.6.2 а) при котором газообразная фаза распределена в жидкости в виде небольших (по сравнению с диаметром трубы) пузырьков, свободно перемещающихся в жидкой фазе.

снарядный (пробковый) – (рис.б.2 б) при котором газообразная фаза представлена в виде крупных пузырьков, поперечные размеры которых соизмеримы с диаметром труб, пузырьки чередуются с жидкостными перемычками и по форме пузырьки напоминают снаряды.

дисперсионно-кольцевой – (рис.6.2 в) при котором газообразная фаза образует ядро потока, а жидкая фаза движется по поверхности трубы. В ядре потока содержатся капли жидкости.

На практике все три режима могут быть установлены в одной колонне труб: в нижней части – пузырьковый, выше снарядный и ближе к устью дисперсионно- кольцевой.

По мере снижения величины пластовой энергии дебит фонтанных скважин уменьшается, а когда ее становится недостаточно для подъема жидкости до устья скважины, процесс фонтанирования прекращается.

Фонтанирование можно продлить искусственно путем нагнетания сжатого газа в поток продукции скважины.

Система, состоящая из эксплуатационной колонны и спущенных в нее труб, в которой подъем жидкости производится с помощью сжатого газа, называют г а з л и ф т о м

При газлифтной эксплуатации для уменьшения плотности продукции в нее на глубине L вводится дополнительное количество свободного газа, в результате давление столба жидкости снижается, и величина забойного давления достаточна для подъема более легкой смеси (создаются искусственно условия фонтанирования) (рис.6.1в).

При насосном способе эксплуатации на глубину L спущен насос, давление на выкиде которого Р_в обеспечивает подъем жидкости с этой глубины на поверхность.(рис.6.1 г)

Схема устройства скважин для фонтанной и газлифтной эксплуатации приведены на рисунке 6.3

Подбором диаметра подъемных труб можно регулировать использование пластовой энергии и скорость подъема жидкости.

На устье фонтанных, газлифтных и газовых скважин устанавливается ф о н т а н н а я арматура.

В фонтанной скважине (рис.6.3.а) нефть в нее притекает из пласта 1 через фильтровую часть 2 и поступает в эксплуатационную колонну 4. Верхний конец колонны подъемных труб соединен с фонтанной арматурой 5 и 6. В систему арматуры включен штуцер 7, представляющий корпус с цилиндрическим каналом малого диаметра. Назначение штуцера заключается в ограничении величины притока нефти в скважину путем регулирования устьевого давления Р_у.

Основа большинства существующих методик расчета ГЖС при движении по внутреннему каналу фонтанной колонны – эмпирические зависимости, устанавливаемые для условий конкретного месторождения. Подбор фонтанного подъемника заключается в определении его длины и диаметра внутреннего канала. Выбирают диаметр труб из расчета величины планируемой добычи и заданной депрессии, глубины спуска подъемника и плотности добываемой жидкости. Диаметр колонны определяют по графикам, составленных на основе экспериментальных данных или вычисляют по формуле:


(6.4)

где

Q – дебит скважины, т/сут

d – внутренний диаметр фонтанных труб, мм.

L – длина подъемника, м

Р₁ и Р₂ – давление соответственно у башмака лифта и на устье, Па

ρ – плотность жидкости, кг/м³



Рис.6.3 а Рис.6.3 б


а) Устройство скважины для фонтанной добычи.

1-эксплуатационная колонна, 2 – НКТ, 3 – башмак, 4 – фланец, 5 – фонтанная арматура, 6 – штуцер.

б) Устройство скважины для газлифтной эксплуатации.

1 - обсадные трубы, 2 – подъемные трубы, 3 – газовые трубы.

Схема фонтанирования в скважинах с забойными давлениями большим и меньшим давления насыщения показана на рис.6.3 а.

Оборудование устья скважины всех типов предназначено для подвески подъемных колонн, герметизации затрубного пространства, отвода продукции скважины, проведения технологических операций, ремонтных и исследовательских работ. Оно комплектуется в зависимости от способа эксплуатации. При фонтанном и газлифтном способах добычи нефти оборудование устья составлено из одинаковых узлов и деталей по подобным схемам.

Рис. 6.3 а. Схема скважин при фонтанировании а – при давлении на забое меньше давления насыщения (рс<рнас); б – при давлении на забое больше давления насыщения (рс>рнас)

На устье скважины монтируется колонная головка (ГК рис. 4.4) и фонтанная арматура (ФА), состоящая в свою очередь из трубной головки и фонтанной елки (рис.4.4). Колонная головка кроме соединения верхних концов обсадных колон (эксплуатационной, технической, кондуктора) и герметизации их межтрубных пространств, служит основанием (опорой) для монтажа фонтанной арматуры. .

Трубная головка преду­смотрена для подвески одного или двух рядов НКТ с по­мощью переводной катушки или муф­ты и герметизации межтрубного пространства между эксплуатационной колонной и фонтанными трубами. Со спущенными подъемными колоннами в скважине действуют самостоятельные каналы - подъемные трубы – межтрубное пространство, что позволяет проводить необходимые технологические операции при освоении, эксплуатации и ремонте скважин. Обычно трубная головка представляет собой крестовину с двумя боковыми отводами и подвеской для труб НКТ. Через боковые отводы нагнетают в межтрубное пространство жидкости, отбирают газ, измеряют межтрубные давления. Трубная головка монтируется непосредственно на колонной головке.

Фонтанная елка предназначена для управления продукцией скважины, ре­гулирования режима экс­плуатации, установки приспособлений (лубри­катора) для спуска глубинного оборудования, установки регистрирующих приборов (давления, температуры). Елка состоит из вертикального ствола и боковых отводов (струн) с запорными устройствами (задвижка, кран). На стволе установлена коренная (главная, центральная) и буферная задвижки. Продукция подается на групповые замерные установки (ГЗУ), возможно направление в факельную линию или индивидуальные сепараторы.

Если скважины оборудованы двух­рядным лифтом, (рис 6.4)фонтанные трубы 2 под­вешивают с помощью тройника 3, а трубы 4 меньшего диаметра с помощью переводной катушки 5. При однорядной конструк­ции подъемника тройник 3 не устанавливают и ряд труб 4 подвешивают к переводнику 5, непосредственно соединяемому с крестовиной 1. Продукция скважины, пройдя центральную за­движку 6, поступает в выкидные линии 8, на которых установ­лены регулирующие устройства 9,. предназначенные для изменения режима эксплуатации скважины. Давление на устье и в затрубном пространстве измеряют манометрами 11. Для спуска в скважину глубинных манометров и других приборов вместо буфера ставят лубрикатор 10.

Арматура рассчитана на давление 7; 14; 21; 35; 70; 105 МПа

А Б ГК

Рис.6.4 Схема крестовой фонтанной арматуры 1. крестовина трубной головки, 2. НКТ большого диаметра, 3. тройник, 4. НКТ меньшего диаметра, 5. переводная катушка, 6. центральная задвижка, 7. крестовина елки, 8. выкидные линии, 9.регулирующее устройство, 10. лубрикатор, 11. манометр, 12. задвижка боковых отводов. Б – трубна головка А - фонтанная елка ГК – головка колонная

Схема обвязки арматуры упрощенного типа показана на рис.6.4а.

рис.6.4 а Фонтанная арматура упрощенного типа и схема ее обвязки: 1 – лубрикатор; 2 – задвижка для подключения паровой линии; 3 – пробоотборные краны; 4 – штуцеры; 5 – концевые задвижки.

Действие газового подъемника и фонтанного одинаковые – в фонтанном газ поступает из пласта, в газовом подается принудительно.

При отсутствии отбора жидкости из пласта, в трубах и обсадной колонне установится статический уровень Н_ст. Давление столба жидкости на забое будет равно пластовому давлению: Р_пл=Н_ст ρg

Для подъема жидкости сжатым газом в скважине обязательны два канала – один для нагнетания газа, второй для подъема газожидкостной смеси (ГЖС) на поверхность. Колонну по которой смесь поднимается на поверхность, называют подъемной, а по которой нагнетается газ – газовой. Подъемная колонна всегда короче газовой.

Механизм газлифтной добычи следующий. При нагнетании газа в скважину нефть сначала полностью вытесняется в подъемную колонну. После этого в подъемную колонну проникает нагнетаемый газ. Газ смешивается с нефтью, в результате чего плотность смеси в подъемной колонне становится значительно меньше плотности нефти.

Высота подъема нефтегазовой смеси в подъемных трубах зависит от количества нагнетаемого газа, глубины погружения труб под статический уровень, их диаметра и вязкости нефти. Если трубы погружены под статический уровень на небольшую величину, то газ поднимает жидкость на некоторую высоту и, прорываясь сквозь нее, выходит на поверхность, а жидкость по стенкам будет стекать вниз.

Чем меньше диа­метр подъемных труб, тем на большую высоту может быть поднята жидкость при одном и том же расходе рабочего агента.

Влияние вязкости на вы­соту подъема жидкости выра­жается в том, что при тех же условиях высота подъема нефти будет больше высоты подъема воды, так как вяз­кость нефти больше вязкости воды. Газу труднее проры­ваться по столбу более вязкой жидкости, поэтому он и под­нимет ее на большую высоту.

Рис.6.5 Газовый подъемник: а – до начала работы, б – во время работы