технология добычи нефти 26

Когда скважина перестаёт фонтанировать, её переводят на другой метод эксплуатации – газлифтный,

насосный.

При механизированых способах и при газлифте нефть поднимается только на определённую высоту,

которая меньше глубины скважины.

Для подъёма жидкости до устья при данных способах в скважину вводят дополнительную энергию:

при газлифте – энергия сжатого газа;

при насосном – энергия придаваемая насосом.

По мере подъёма жидкости по стволу скважины снижается давление, выделяется растворимый газ и образуется газожидкостная смесь (ГЖС). Газ выполняет работу по подъёму жидкости в трубах.

Выразим уравнение баланса энергии в скважине через силы гидродинамического давления.

Vсм(Р1-Р2) = Vсм∆Рст + Vсм∆Ртр + Vсм∆Pин

Разделив уравнение на Vсм, получим баланс давлений в скважине: Р1-Р2 = ∆Рст + ∆Ртр + ∆Рин где Р1 –

забойное, а Р2 – устьевое давления.

Консорциум « Н е д р а »

С конструктивной точки зрения системой сбора нефти, газа и воды на нефтяных месторождениях называется совокупность трубопроводов и оборудования, предназначенных для сбора продукции отдельных скважин и доставки её до пунктов подготовки нефти, газа и воды.

Продукция нефтяных скважин, представляющая собой смесь нефти, газа, воды и различных примесей,

является сырьем. Для получения товарных продуктов (нефти и нефтяного газа) необходимо собрать продукцию всех скважин, рассредоточенных по площади нефтяного месторождения, разделить нефть и газ, удалить воду и побочные примеси.

Универсальной системы сбора нефти, газа и воды, приемлемой для использования на любом нефтяном месторождении, не существует, поскольку каждое месторождение имеет свои особенности, связанные с природно-климатическими условиями, размещением скважин, способами, объемами добычи и физико -

химическими свойствами нефти, газа и воды. Однако оборудование и сооружения любой системы сбора нефти,

газа и воды должны обеспечить возможность:

•измерять продукцию (дебит) каждой скважины (в отдельных случаях группы скважин участка месторождения);

•транспортировать продукцию скважин за счет энергии пласта или давления, создаваемого скважинными насосами, до пунктов подготовки нефти, газа и воды (при недостаточном давлении на

Консорциум « Н е д р а »

устье скважин продукцию скважин доставляют на пункты подготовки с использованием насосов и

компрессоров на промежуточных сборных пунктах);

•отделить газ от нефти и транспортировать газ до пункта его подготовки или до потребителей;

•отделять от продукции скважин свободную воду (при добыче высокообводненной нефти);

•раздельно собирать и транспортировать продукцию скважин, существенно отличающуюся по обводнённости, физико-химическим свойствам (например, по содержанию сероводорода и других агрессивных компонентов), давлению, если смешение разносортной продукции нецелесообразно по технико-экономическим соображениям;

•подогревать продукцию скважин в случае невозможности её сбора и транспортирования при обычных температурах.

Для исследования скважин используются глубинные приборы, а также эхолоты для отбивки уровня жидкости в затрубном пространстве и динамографы для снятия параметров работы, как отечественных, так и импортных производителей.

Используются глубинные приборы отечественного производства типа МГН2 и МСУ1 с максимальным рабочим измеряемым давлением 400 атм. Главный недостаток этих приборов – малое время действия заводки часов, приводящих в движение каретку с бланком, и как следствие повторные спускоподъемные операции и в дальнейшем возможная погрешность в расчетах. В отличие от российских приборов, немецкие приборы типа

Консорциум « Н е д р а »

«LEUTERT» имеют наиболее лучшие рабочие качества. Эти приборы, программируемые с персонального компьютера на достаточно длительное время, необходимое для снятия кривых давлений без лишних спускоподъемных операций. Вместо часов используется автономный аккумулятор, устанавливаемый в корпусе прибора. Результаты исследований легко поддаются обработке.

9.Оборудование и технология фонтанной эксплуатации скважин. Типовые схемы фонтанной арматуры.

Способы исследования скважин и пластов (КВД, КВУ и др.)

Впробуренных эксплуатационных скважинах оборудуют как забойную (в зоне продуктивного пласта), так

иустьевую часть, выходящую на поверхность. Если продуктивный пласт сложен достаточно прочными породами, то применяют "открытый" забой. В этом случае эксплуатационная обсадная колонна доводится до верхней границы продуктивного пласта, а сам пласт вскрывается на всю мощность. Если породы продуктивного пласта неустойчивые, рыхлые, то забой укрепляют обсадными трубами с креплением (цементированием)

затрубного пространства. Приток нефти в скважину обеспечивают пробивкой отверстий (перфорацией) обсадной трубы и цементного кольца в зоне продуктивного пласта (обычно десять отверстий на один метр).

Оборудование любой скважины, в том числе фонтанной, должно обеспечивать отбор продукции в заданном режиме и возможность проведения необходимых технологических операций с учетом охраны недр, окружающей среды и предотвращения аварийных ситуаций. Оно подразделяется на наземное (устьевое) и скважинное

(подземное).

Консорциум « Н е д р а »

Макет космического корабля «Восток-1» в павильоне «Космос» на ВДНХ. За ним — цитата К. Э. Циолковского:

«Сначала неизбежно идут: мысль, фантазия, сказка. За ними шествует научный расчёт. И уже в конце концов исполнение венчает мысль»

Консорциум « Н е д р а »

К наземному оборудованию относят фонтанную арматуру и манифольд. Фонтанной арматурой оборудуют фонтанные нефтяные и газовые скважины. Фонтанная арматура изготавливается по ГОСТ 13846-89.

Фонтанная арматура служит для герметизации устья скважины, направления движения газожидкостной смеси в выкидную линию, регулирования и контроля режима работы скважины созданием противодавления на забое.

Фонтанную арматуру собирают из различных фланцевых тройников, крестовиков и запорных устройств

(задвижек или кранов), которые соединяют между собой с помощью шпилек. Герметизируют соединения металлическим кольцом с овальным поперечным сечением, которое вставляют в канавки на фланцах и затем стягивают шпильками.

Фонтанную арматуру различают между собой по прочностным и конструктивным признакам: по рабочему или пробному давлению, размерам проходного сечения ствола, конструкции фонтанной елки и числу спу скаемых в скважину рядов фонтанных труб, виду запорных устройств.

Фонтанная арматура выпускается на рабочее давление – 14, 21, 35, 70, 105 и 140 МПа, сечением ствола от

50 до 150 мм, по конструкции фонтанной елки – крестовая и тройниковая, по числу спускаемых в скважину рядов труб – однорядная и двухрядная и оборудована задвижками или кранами.

Консорциум « Н е д р а »

(КВД) применяется упрощенное решение основного дифференциального уравнения упругого режима для точечного источника-стока в бесконечном пласте при мгновенном закрытии скважины, работавшей продолжительное время с постоянным дебитом. Решение этого уравнения представляет собой прямолинейну ю зависимость между изменением давления и логарифмом времени. При этом неоднородность призабойной зоны учитывается при помощи показателя скин-эффекта или приведенного радиуса скважины.

Метод кривой восстановления уровней (КВУ) применяется для скважин с низкими пластовыми давлениями

(с низкими статическими уровнями), то есть нефонтанирующих (без перелива на устье скважины) или неустойчиво фонтанирующих.

Вызов притока в таких скважинах осуществляется путём снижения уровня жидкости в стволе скважины методом компрессирования или свабирования.

КВУ проводится в остановленной скважине (отбор жидкости прекращён) которая была закрыта путём герметизации устья. Из пласта продолжается затухающий со временем приток, сопровождающийся подъёмом уровня жидкости в стволе скважины. Производится регистрация глубины динамического уровня жидкости (ГЖР

— газожидкостного раздела) и ВНР (водонефтяного раздела) с течением времени. Подъём уровня и рост столба жидкости сопровождается увеличением давления. Кривую изменения давления в этом случае называют кривой притока (КП). После полного прекращения притока и восстановления давления выполняют замер статического уровня и пластового давления.

Консорциум « Н е д р а »

Длительность регистрации КВУ или КП зависит от продуктивности скважины, плотности флюида, площади сечения поднимающегося в стволе скважины потока жидкости и угла наклона ствола скважины.

Обработка КВУ позволяет рассчитать пластовое давление, дебит жидкости и коэффициент продуктивности,

а в случае регистрации глубины ВНР — обводнённость продукции. При совместной регистрации глубины уровня жидкости и давления глубинным манометром можно получить оценку средней плотности жидкости.

Попытки обработать КВУ по нестационарным моделям «с учётом притока» с целью получения гидропроводности удалённой зоны пласта и скин-фактора, как правило, малоинформативны из-за очень большой упругоёмности ствола скважины с открытым устьем или газовой шапкой. В такой ситуации влияние

«послепритока» существенно на всём протяжении КВУ, а методики «учёта притока» часто не дают однозна чной интерпретации КП.

Метод снятия индикаторной диаграммы (ИД) применяется с целью определения оптимального способа эксплуатации скважины, изучения влияния режима работы скважины на величину дебита. Индикаторные диаграммы строятся по данным установившихся отборов и представляют собой зависимость дебита от депрессии или забойного давления.

Консорциум « Н е д р а »