За счет чего может происходить фонтанирование скважин

МАТЕРИКОВАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ

СПОСОБЫ ДОБЫЧИ НЕФТИ

Фонтанирование за счет энергии газа

Принцип действия

Расчет процесса

Таким образом, фонтанирование скважины может происходить при давлении на забое Р_с выше или ниже давления насыщения [Р_нас].

Давление на забое фонтанной скважины в любом случае будет равно:

Гидростатическое давление столба жидкости между башмаком и забоем определится как:

С другой стороны, то же давление на забое Р_с может быть определено через уровень жидкости в межтрубном пространстве:

В развернутом виде уравнение запишется как:

В скважине, фонтанирующей с постоянным дебитом, давление на забое Р_с должно быть постоянным. Поэтому изменение высоты столба h в затрубном пространстве должно сопровождаться изменением давления на устье Р_з так, чтобы сумма слагаемых была бы постоянной. Поэтому необходимо, чтобы уменьшение h сопровождалось увеличением давления газа Р_з и наоборот.

Виды фонтанирования

Рассмотрим теперь два случая фонтанирования.

Накопление газа в затрубном пространстве приводит к увеличению давления Р_з и соответствующему понижению уровня жидкости h на такую величину, чтобы давление на забое Р_с оставалось бы постоянным. Этот процесс будет продолжаться до тех пор, пока уровень жидкости в межтрубном пространстве не опустится до башмака фонтанных труб. После этого процесс стабилизируется. Непрерывно возрастающее давление на устье межтрубного пространства после достижения максимума стабилизируется. В этом случае возможно достаточно точно определить давление у башмака фонтанных труб Р_б, а также и давление на забое Р_с по давлению на устье в межтрубном пространстве Р_з, не прибегая к трудоемкому процессу спуска манометра в скважину. Давление Р_з замеряется на устье манометром. Тогда давление у башмака будет равно:

Таким образом, в фонтанирующей скважине при условии Р_с Р_нас

Свободный газ в этом случае не накапливается в затрубном пространстве, так как нет условий для его проскальзывания у башмака фонтанных труб. В самих трубах газ начнет выделяться на некоторой высоте от башмака, где давление станет равным давлению насыщения. Поскольку при работе скважины обновление жидкости в затрубном пространстве не происходит, то не возникают и условия для пополнения газа. Из объема нефти, находящейся в затрубном пространстве, частично выделится растворенный газ, после чего вся система придет в равновесие. Уровень жидкости в этом случае будет находиться на некоторой глубине h. Различным положениям уровня будет соответствовать различное давление P_з. В этом случае вследствие неопределенности величины _hстановится невозможным определение забойного давления Р_с по величине Р_з.

Источник

Условия фонтанирования и возможные методы его продления.

Условия фонтанирования скважин.

Фонтанирование скважин происходит в том случае, если перепад давления между пластовым и забойным будет достаточным для преодоления противодавления столба жидкости и потерь давления на трение, тоесть фонтанирование происходит под действием гидростатического давления жидкости или энергии расширяющегося газа. Большинство скважин фонтанирует за счет энергии газа и гидростатического напора одновременно. Газ, находящийся в нефти, обладает подъемной силой, которая проявляется в форме давления на нефть. Чем больше газа расстворено в нефти, тем меньше будет плотность смеси и тем выше поднимается уровень жидкости. Достигнув устья, жидкость переливается, и скважина начинает фонтанировать. Общим обязательным условием для работы любой фонтанирующей скважины будет следующее основное равенство:

1.Объясите конструкцию фонтанной арматуры.

2. Что такое фонтанная эксплуатация?

3.Назовите условие фонтанирования скважин

1. Аскеров М.М., Сулейманов А.Б. Ремонт скважин: Справ, пособие. — : Недра, 1993.

2. Ангелопуло O.K., Подгорнов В.М., Аваков Б.Э. Буровые растворы для осложненных условий. — М.: Недра, 1988.

3. Броун СИ. Нефть, газ и эргономика. — М: Недра, 1988.

4. Броун СИ. Охрана труда в бурении. — М: Недра, 1981.

6.Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважи­на, Недра, 1990.

7.Варламов П.С Испытатели пластов многоциклового действия. — М: Недра, 1982.

8.Городнов В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложне­ний в бурении. 2-е изд., перераб. и доп. — М: Недра, 1984.

9. Геолого-технологические исследования скважин / Л.М. Чекалин, А.С. Моисеенко, А.Ф. Шакиров и др. — М: Недра, 1993.

10.Геолого-технологические исследования в процессе бурения. РД 39-0147716-102-87. ВНИИпромгеофизика, 1987.

Тема: Оборудования и инструменты при эксплуатации скважин.

План: 1. Газлифтная эксплуатация.

2. Погружные электроцентробежные насосные установки и их классификация.

1. Газлифтная эксплуатация.

Газлифтный способ добычи нефти

После прекращения фонтанирования из-за нехватки пластовой энергии переходят на механизированный способ эксплуатации скважин, при котором вводят дополнительную энергию извне (с поверхности). Одним из таких способов, при котором вводят энергию в виде сжатого газа, является газлифт.

Газлифт (эрлифт) — система, состоящая из эксплуатационной (обсадной) колонны труб и опущенных в нее НКТ, в которой подъем жидкости осуществляется с помощью сжатого газа (воздуха). Иногда эту систему называют газовый (воздушный) подъемник. Способ эксплуатации скважин при этом называется газлифтным.

По схеме подачи от вида источника рабочего агента — газа (воздуха) различают компрессорный и безкомпрессорный газлифт, а по схеме действия — непрерывный и периодический газлифт.

В затрубное пространство нагнетают газ высокого давления, в результате чего уровень жидкости в нем будет понижаться, а в НКТ — повышаться. Когда уровень жидкости понизится до нижнего конца НКТ, сжатый газ начнет поступать в НКТ и перемешиваться с жидкостью. В результате плотность такой газожидкостной смеси становится ниже плотности жидкости, поступающей из пласта, а уровень в НКТ будет повышаться. Чем больше будет введено газа, тем меньше будет плотность смеси и тем на большую высоту она поднимется. При непрерывной подаче газа в скважину жидкость (смесь) поднимается до устья и изливается на поверхность, а из пласта постоянно поступает в скважину новая порция жидкости.

Дебит газлифтной скважины зависит от количества и давления нагнетаемого газа, глубины погружения НКТ в жидкость, их диаметра, вязкости жидкости и т.п.

Конструкции газлифтных подъемников определяются в зависимости от числа рядов насосно-компрессорных труб, спускаемых в скважину, и направления движения сжатого газа. По числу спускаемых рядов труб подъемники бывают одно- и двухрядными, а по направлению нагнетания газа — кольцевыми и центральными (см. рис. 13.2).

При однорядном подъемнике в скважину спускают один ряд НКТ. Сжатый газ нагнетается в кольцевое пространство между обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами, а газожидкостная смесь поднимается по НКТ, или газ нагнетается по насосно-компрессорным трубам, а газожидкостная смесь поднимается по кольцевому пространству. В первом случае имеем однорядный подъемник кольцевой системы (см. рис. 13.2,а), а во втором — однорядный подъемник центральной системы (см. рис. 13.2,б).

При двухрядном подъемнике в скважину спускают два ряда концентрически расположенных труб. Если сжатый газ направляется в кольцевое пространство между двумя колоннами НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по внутренним подъемным трубам, то такой подъемник называется двухрядным кольцевой системы (см. рис. 13.2,в). Наружный ряд насосно-компрессорных труб обычно спускают до фильтра скважины.

При двухрядном ступенчатом подъемнике кольцевой системы в скважину спускают два ряда насосно-компрессорных труб, один из которых (наружный ряд) ступенчатый; в верхней части — трубы большего диаметра, а в нижней — меньшего диаметра. Сжатый газ нагнетают в кольцевое пространство между внутренним и наружным рядами НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по внутреннему ряду.

Если сжатый газ подается по внутренним НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по кольцевому пространству между двумя рядами насосно-компрессорных труб, то такой подъемник называется двухрядным центральной системы (см. рис. 13.2,г).

Недостатком кольцевой системы является возможность абразивного износа соединительных труб колонн при наличии в продукции скважины механических примесей (песок). Кроме того, возможны отложения парафина и солей в затрубном пространстве, борьба с которыми в нем затруднительна.

Преимущество двухрядного подъемника перед однорядным в том, что его работа происходит более плавно и с более интенсивным выносом песка из скважины. Недостатком двухрядного подъемника является необходимость спуска двух рядов труб, что увеличивает металлоемкость процесса добычи. Поэтому в практике нефтедобывающих предприятий более широко распространен третий вариант кольцевой системы — полуторарядный подъемник (см. рис. 13.2,д), который имеет преимущества двухрядного при меньшей его стоимости.

Использование газлифтного способа эксплуатации скважин в общем виде определяется его преимуществами.

1. Возможность отбора больших объемов жидкости практически при всех диаметрах эксплуатационных колонн и форсированного отбора сильнообводненных скважин.

2. Эксплуатация скважин с большим газовым фактором, т.е. использование энергии пластового газа.

З. Малое влияние профиля ствола скважины на эффективность работы газлифта, что особенно важно для наклонно-направленных скважин, т.е. для условий морских месторождений и районов освоения Севера и Сибири.

4. Отсутствие влияния высоких давлений и температуры продукции скважин, а также наличия в ней мехпримесей (песка) на работу скважин.

5. Гибкость и сравнительная простота регулирования режима работы скважин по дебиту.

6. Простота обслуживания и ремонта газлифтных скважин и большой межремонтный период их работы при использовании современного оборудования.

7. Возможность применения одновременной раздельной эксплуатации, эффективной борьбы с коррозией, отложениями солей и парафина, а также простота исследования скважин.

Указанным преимуществам могут быть противопоставлены недостатки

1. Большие начальные капитальные вложения в строительство компрессорных станций

2. Сравнительно низкий коэффициент полезного действия (КПД) газлифтной системы.

З. Возможность образования стойких эмульсий в процессе подъема продукции скважин.

Исходя из указанного выше, газлифтный (компрессорный) способ эксплуатации скважин, в первую очередь, выгодно использовать на крупных месторождениях при наличии скважин с большими дебитами и высокими забойными давлениями после периода фонтанирования.

Далее он может быть применен в наклонно направленных скважинах и скважинах с большим содержанием мехпримесей в продукции, т.е. в условиях, когда за основу рациональной эксплуатации принимается межремонтный период (МРП) работы скважин.

При наличии вблизи газовых месторождений (или скважин) с достаточными запасами и необходимым давлением используют безкомпрессорный газлифт для добычи нефти.

Эта система может быть временной мерой — до окончания строительства компрессорной станции. В данном случае система газлифта остается практически одинаковой с компрессорным газлифтом и отличается только иным источником газа высокого давления.

Газлифтная эксплуатация может быть непрерывной или периодической. Периодический газлифт применяется на скважинах с дебитами до 40—60 т/сут или с низкими пластовыми давлениями. Высота подъема жидкости при газлифте зависит от возможного давления ввода газа и глубины погружения колонны НКТ под уровень жидкости.

Технико-экономический анализ, проведенный при выборе способа эксплуатации, может определить приоритет использования газлифта в различных регионах страны с учетом местных условий. Так, большой МРП работы газлифтных скважин, сравнительная простота ремонта и возможность автоматизации предопределили создание больших газлифтных комплексов на Самотлорском, Федоровском, Правдинском месторождениях в Западной Сибири. Это дало возможность снизить необходимые трудовые ресурсы региона и создать необходимые инфраструктуры (жилье и т.д.) для рационального их использования.

Источник

Нефть, Газ и Энергетика

Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам

Виды фонтанирования скважин

Виды и условия фонтанирования скважин

Явление подъема жидкости с забоя на поверхность за счет пластовой энергии называют фонтанированием скважины, а способ эксплуатации – фонтанным.

1. артезианское фонтанирование — за счет гидростатического напора, когда Руст > Рн, Рзаб > Рн. Такое фонтанирование возможно, когда пластовая жидкость обладает энергией не меньшей чем требуется для ее подъема на поверхность.

Уравнение артезианского фонтанирования: Рз С учетом кривизны скважины: Н=Н / cos α; представляет собой газожидкостный подъемник, где газ выделяется из нефти в стволе скважины при снижении Рн до Руст. В подъемных трубах действует газовый фактор, который называется эффективным газовым фактором. Условие газлифтного фонтанирования: Gэф 1/AppData/Local/Temp/msohtmlclip1/01/clip_image002.gif» /> R ₀ (удельный расход газа), для оптимальной работы Gэф Источник

Фонтанирование нефтяной скважины

Эксплуатация фонтанных скважин, виды фонтанирования. Теоретическое описание процесса артезианского фонтанирования. Количество энергии, поступающей из пласта. Фонтанирование за счет энергии газа. Расчет процесса с помощью кривых распределения давления.

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

На соответствующей давлению насыщения нефти газом глубине, он начинает выделяться из нефти в виде мельчайших пузырьков. По мере продвижения вверх объем пузырьков газа увеличивается и плотность смеси жидкости и газа становится меньше. Общее давление столба газожидкостной смеси на забой скважины становится меньше пластового, что вызывает самоизлив нефти, т. е. фонтанирование скважины.

При всех способах эксплуатации подъем жидкости и газа на поверхность происходит по трубам небольшого диаметра, спускаемым в скважины перед началом их эксплуатации. Эти трубы называются насосно-компрессорными. В зависимости от способа эксплуатации их также называют фонтанными, компрессорными, насосными, подъемными (лифтовыми).

Стандартом предусмотрено изготовление насосно-компрессорных труб следующих условных O (по внешнему диаметру): 33, 42, 48, 60,73,89, 102 и 114 мм с толщиной стенок от 3,5 до 7 мм при длине одной трубы 5-8,5 м (в среднем 8 м). Трубы бесшовные, цельнотянутые из сталей высокопрочных марок с одинаковой резьбой на концах каждой трубы.

Целесообразность применения подъемных труб при фонтанной эксплуатации обосновывается следующим:

1. Облегчаются работы по освоению скважины, так как два самостоятельных каналов в ней (подъемные трубы и затрубное пространство) позволяют заменять глинистый раствор в стволе более легкой жидкостью (вода, нефть). Кроме того, подъемные трубы позволяют осваивать скважину при помощи компрессора.

2. Рациональное использование энергии расширяющегося газа, так как при подъеме смеси по каналу с незначительной площадью поперечного сечения (подъемные трубы) резко сокращаются потери нефти при отекании ее по стенкам труб и уменьшаются потери на трение в результате скольжения газа. Кроме того, из нефти выделяется меньшее количество газа, чем при фонтанировании через эксплуатационную колонну. Поэтому фонтанирование может происходить при небольшом значении пластового давления.

3. Предотвращается образование песчаных пробок на забое скважин, так как большие скорости газонефтяной струи в трубах меньшего сечения обеспечивают полный вынос на поверхность песка из скважины.

4. Облегчается борьба с отложениями парафина, образующимися при добыче нефтей, в которых содержится значительное количество парафина.

Устье фонтанных скважин оборудуют прочной стальной арматурой (трубной головки и фонтанной елки).

Фонтанные елки испытываются на давление, вдвое большее рабочего паспортного.

Фонтанные арматуры различают по конструктивным и прочностным признакам:

Фонтанная арматура с диаметрами ствола, равными 100 и 150 мм, предусмотрена для высокодебитных нефтяных и газовых скважин (рис. 81, 82). Арматуру с рабочим давлением 105 МПа используют для сверхглубоких скважин или скважин с аномально высоким пластовым давлением, для фонтанных нефтяных скважин применяют арматуру с рабочим давлением 7-35 МПа.

Освоение и пуск в эксплуатацию фонтанной скважины проводится при установленной на ее устье фонтанной арматуры и спущенных фонтанных трубах одним из следующих способов:

2. насыщение заполняющей скважину жидкости газом или воздухом, нагнетаемым с поверхности, продавка сжатым газом (воздухом);

1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Эксплуатация фонтанных скважин

Фонтанирование скважин обычно происходит на вновь открытых месторождениях нефти, когда запас пластовой энергии велик, т. е. давление на забоях скважин достаточно большое, чтобы преодолеть гидростатическое давление столба жидкости в скважине, противодавление на устье и давление, расходуемое на преодоление трения, связанное с движением этой жидкости.

Общим обязательным условием для работы любой фонтанирующей скважины будет следующее основное равенство:

Артезианский способ встречается при добыче нефти редко. Он возможен при полном отсутствии растворенного газа в нефти и при забойном давлении, превышающем гидростатическое давление столба негазированной жидкости в скважине. При наличии растворенного газа в жидкости, который не выделяется благодаря давлению на устье, превышающему давление насыщения, и при давлении на забое, превышающем сумму двух давлений: гидростатического столба негазированной жидкости и давления на устье скважины.

Поскольку присутствие пузырьков свободного газа в жидкости уменьшает плотность последней и, следовательно, гидростатическое давление такого столба жидкости, то давление на забое скважины, необходимое для фонтанирования газированной жидкости, существенно меньше, чем при артезианском фонтанировании.

1.2 Виды фонтанирования скважин

Артезианский способ встречается при добыче нефти редко. Он возможен при полном отсутствии растворенного газа в нефти и при забойном давлении, превышающем гидростатическое давление столба негазированной жидкости в скважине. При наличии растворенного газа в жидкости, который не выделяется благодаря давлению на устье, превышающему давление насыщения, и при давлении на забое, превышающем сумму двух давлений: гидростатического столба негазированной жидкости и давления на устье скважины.

Поскольку присутствие пузырьков свободного газа в жидкости уменьшает плотность последней и, следовательно, гидростатическое давление такого столба жидкости, то давление на забое скважины, необходимое для фонтанирования газированной жидкости, существенно меньше, чем при артезианском фонтанировании.

1.2.1 Артезианское фонтанирование

Теоретическое описание процесса артезианского фонтанирования практически не отличается от расчета движения однородной жидкости по трубе. Давление на забое скважины Рс при фонтанировании определяется уравнением (1.2.1), в котором гидростатическое давление столба жидкости благодаря постоянству плотности жидкости определяются простым соотношением

Для наклонных скважин

При движении жидкости по НКТ она охлаждается и ее плотность немного изменяется. Поэтому необходимо в расчетах принимать среднюю плотность

Противодавление на устье скважины Pу определяется ее удаленностью от групповой замерной установки, давлением в этой установке или размером штуцера (местного сопротивления), обычно устанавливаемого на выкидной линии фонтанирующей скважины для регулирования ее дебита. При широко распространенных в настоящее время однотрубных, герметизированных системах нефтегазосбора давления на устье Pу бывает большим, достигая иногда нескольких мегапаскалей.

Потери давления на трение Pтр определяются по обычным формулам трубной гидравлики, а именно

При подсчете потерь на трение необходимо учитывать, что диаметр НКТ d существенно влияет на величину Pтр. Это означает, что при уменьшении диаметра НКТ на 10 %, например за счет покрытия внутренней поверхности эпоксидными смолами, стеклом или в результате отложения парафина потери на трение возрастут в 1,61 раза.

Возможен другой случай, когда фонтанирование происходит при давлении на забое скважины ниже давления насыщения (Рс Рнас)

фонтанный скважина артезианский пласт

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 2320)

Число Рейнольдса (Re) рассчитывают по формуле:

Коэффициент полезного действия подъемника рассчитывается по формуле:

— затраченная мощность, Вт.

Подставив значения полезной и затраченной мощности в (2.7), получим следующее выражение КПД подъемника (в долях ед.):

Таким образом, наибольшим КПД обладает подъемник с диаметром равным диаметру эксплуатационной колонны.

2.2 Расчет процесса фонтанирования с помощью кривых распределения давления

Умение рассчитывать при любых заданных условиях кривую распределения давления вдоль НКТ при движении по ним газожидкостной смеси позволяет по-новому подойти к расчету процесса фонтанирования, выбора диаметра труб и режима в целом. Использование кривых распределения давления Р(х) при проектировании и анализе фонтанной эксплуатации (а также других способов эксплуатации скважин) позволяет решить ряд новых задач, недоступных при использовании прежних расчетных методов. Далее будем исходить из того, что при любых заданных условиях кривая распределения давления Р(х) в НКТ может быть определена и построена любыми возможными методами.

Заметим, что для проектирования или для анализа фонтанной эксплуатации не требуется распределение давления Р(х) вдоль всей длины НКТ. Достаточно знать забойное или башмачное давление, соответствующее данному забойному давлению, давление на устье при заданных параметрах работы скважины или наоборот, устьевое давление и соответствующее давление на забое при заданных параметрах работы скважины.

Однако поскольку простых и надежных формул (кроме формул А. П. Крылова), связывающих устьевое и забойное давления при прочих заданных условиях, нет, то приходится прибегать к численному интегрированию процесса движения ГЖС по трубе, т. е. расчету по шагам. При таком решении неизбежно получаются значения давлений в промежуточных точках между устьем и забоем, использование которых необязательно. Рассмотрим для начала простейший случай, когда задан дебит скважины Q и соответствующее этому дебиту забойное давление Рс.Отметим, что во всех случаях проектирования процесса эксплуатации скважины любым способом знание уравнения притока или индикаторной линии обязательно. В противном случае любой инженерный расчет становится невозможным, если не говорить о предположительных оценках возможных показателей работы скважины. Итак, если задан дебит, то по индикаторной линии или по уравнению притока определяется соответствующее этому дебиту давление на забое скважины.

В отношении фонтанных труб уже указывалось, что их диаметр выбирается из соображений технологических условий и возможности спуска в скважину глубинных приборов для различных исследований. Можно сказать, что для подавляющего числа случаев это будут либо трубы диаметром d = 60 мм, либо d = 73 мм. Лишь для редких случаев, когда ожидаемые отборы могут достигать нескольких сот м3/сут, можно говорить о целесообразности использования труб d = 89 мм. Во всяком случае для последующего расчета диаметром НКТ задаемся.

Зная дебит, газовый фактор, плотность нефти, воды и обводненность продукции, а также другие данные, такие как температура и ее распределение по стволу скважины, объемный коэффициент нефти (жидкости), необходимые для расчета, строим кривую распределения давления Р(х), начиная от точки с известным давлением Рс на забое скважины (рис. 3).

Рис. 3. Построение кривой распределения давления в фонтанных трубах по методу «снизу вверх» и определение давления на устье

При этом могут возникнуть разные условия расчета, которые необходимо учитывать.

а. Башмак НКТ находится непосредственно на забое скважины, так что Рс = Рб.

Изложенная система расчета процесса фонтанирования может быть повторена для труб меньшего или большего диаметра для определения возможных режимов фонтанирования и дебита скважины при других диаметрах фонтанных труб.

Рассмотрим другой, наиболее общий случай, когда возникает необходимость определения всего комплекса возможных и невозможных условий фонтанирования скважины. При этом будем считать, что все проектируемые отборы жидкости из пласта допустимы и не противоречат принципам рациональной разработки залежи.

а. Задаемся несколькими забойными давлениями Рсi, лежащими в пределах Рmin

Источник