Добавил:
Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:
ТАРАНОВА.doc
Скачиваний:
25
Добавлен:
12.09.2019
Размер:
622.59 Кб
Скачать

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ……………………………………………………………...………4

1 ПОДХОДЫ К СНИЖЕНИЮ ИЗДЕРЖЕК……………………..……..5

2 ПРИНЦИПЫ РАБОТЫ ГАЗЛИФТА…………………………………...…7

2.1 Подбор газлифтного оборудования…………………………………..……8

3 ФОНТАННЫЕ СПОСОБЫ ДОБЫЧИ НЕФТИ……………………………...14

3.1Условия фонтанирования скважин…………………………. …................14

3.2 Структурные элементы……………………………….………………...…17

4 БАЛАНС ПЛАСТОВОЙ ЭНЕРГИИ…………………..……………18

4.1 Насосно – компрессорные трубы……………………………………...…19

5 РАСЧЕТЫ ПРИ ФОНТАННОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ………………….21

5.1 Условия фонтанирования…………………………………………………21

5.2 Выбор колонны труб из условий в начале и конце

Фонтанирования……………………………………………………………24

5.3 Графический способ выбора оборудования и установление

режима работы фонтанной скважины…………………………………26

5.4 Установление режима работы фонтанной скважины……………………29

5.5 Расчет фонтанного подъемника………………………………………..…30

ЗАКЛЮЧЕНИЕ……………………………………………………………34

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ…………………...…35

ВВЕДЕНИЕ

Техника и технология буровых работ постоянно совершенствовалась с самого рождения отрасли в начале 1800-х годов. Сегодня все чаще строятся скважины с большим отходом от вертикали, и один рекорд сменяется другим. Для достижения таких результатов необходимо проделывать большую инженерную работу, создавая все то, что делает эти скважины необычными. Быстрыми темпами развивается разработка глубоководных месторождений. Оборудование постоянно усложняется, и его стоимость соответственно растет. Используются интеллектуальные скважины, для того чтобы поддерживать добычу в течение всего срока эксплуатации без каких бы то ни было вмешательств. Другой важной темой стало строительство скважин в условиях высокого давления и температур, когда требуется очень тщательная работа с плотностью и химическим составом бурового раствора для безаварийного бурения. И хотя цены на нефть сейчас как никогда высоки, снижение издержек выходит на первый план. Подходов очень много, все зависит от индивидуальных параметров каждого объекта разработки. При этом мы никогда не должны забывать, что во главе технологий стоят люди, с разным опытом, культурой и багажом знаний и успешность их работы все больше зависит от адекватности программного обеспечения для проектирования и сопровождения буровых работ.

1 Подходы к снижению издержек

В целом подход состоит в том, чтобы увеличивать объемы добычи, одновременно снижая издержки. Но, естественно, все зависит от характеристик каждого отдельного месторождения. Например, можно рассмотреть разработку месторождения Синкор в Венесуэле. Тяжелая нефть, крупное месторождение. Здесь на первом этапе пробурили 350 скважин. Средняя продолжительность бурения и заканчивания одной скважины к окончанию буровой кампании отличалась от начальных цифр практически в четыре раза. Индонезия. Здесь использовали специальную "разделительную" конструкцию устьев скважин, которая позволила нам сократить размеры платформы и количество платформ. И в результате это позволило нам уменьшить продолжительность буровых работ практически на 20%, а также на 20% сократить общие затраты на освоение месторождения. Кроме того, мы внедрили достаточно простую технологию заканчивания - в основном, необсаженные стволы. Еще один пример - это Персидский залив. Здесь мы осуществляем буровые работы уже более 20 лет. Значительно улучшились показатели скважин по добыче, прежде всего, благодаря изменениям в архитектуре скважин. В начале у нас диаметр труб был 140 мм, затем мы перешли на более крупные диаметры НКТ. И в процессе такого перехода нам удалось в 4 раза фактически повысить наши показатели добычи. Поэтому в будущем возможен переход на более крупные диаметры НКТ, может быть, это достаточно неплохой потенциал. Если говорить о заканчивании стволов с широким диаметром - несколько таких скважин есть в Аргентине: диаметр более 225мм. Размеры фонтанной арматуры тоже достаточно впечатляющие. А сама конструкция скважины довольно стандартная и простая. Две обсадных колонны и одна верхняя часть пласта, в пласте пакер. Отход по горизонтали порядка 3000 метров. И 1000 метров вертикальная глубина. Потенциал нефтедобычи таких скважин - порядка 6 млн кубометров газа в день. Если мы сравним эти показатели со стандартной архитектурой скважины – 150м, одноствольная скважина, то для того, чтобы добыть 10 млн кубометров, нам потребуется пять таких скважин. Стоить каждая из таких скважин будет, соответственно, $70 млн. Если же мы выбираем конструкцию скважины диаметром 75/8 х 95/8, то такой объем добычи мы можем обеспечить при трех скважинах. Если это 95/8 - заканчивание, то всего две скважины потребуется для того, чтобы обеспечить такой объем газодобычи.

2 Принцип работы газлифта

По мере разработки месторождения условия эксплуатации скважин ухудшаются: обводняется продукция — увеличивается гидростатическое давление столба флюидов, образуется высоко­вязкая эмульсия, возрастают потери давления на трение в стволе и выкидной линии, что приводит к росту забойного р3 и устьевого р2 давлений уменьшается эффективный газовый фак­тор Gэф и увеличивается потребный удельный расход газа R0; при отсутствии применения или недостаточной эффективности ППД возможно уменьшение пластового давления рпл, а также соответственно забойного р3 и башмачного p1 давлений, что вызывает увеличение удельного расхода Ro. Это приводит к на­рушению условия фонтанирования, то есть

Gэф< R0 (2.1)

Так как условию GЭф=Rо соответствует минимальное забой­ное давление р3 minфонтанирования, а р3min<pпл, то скважина прекращает фонтанирование при определенном дебите Q>0. С увеличением р3 уменьшается R0 поэтому осуществлением ППД продлевается период фонтанирования до наступления оп­ределенной обводненности nв, а при большой гидропроводности пласта иногда даже до 100%-ной обводненности продукции.

Логическим продолжением фонтанной эксплуатации являет­ся газлифтная эксплуатация, при которой недостающее количе­ство газа для подъема жидкости закачивают в скважину с по­верхности. Если притекающую пластовую энергию, характери­зуемую газовым фактором GЭф, дополняют энергией газа, за­качиваемого в скважину с поверхности, происходит искусствен­ное фонтанирование, которое называют газлифтным подъемом, а способ эксплуатации — газлифтным. Тогда условие работы газлифтного подъемника (газлифта) аналогично условию газ­лифтного фонтанирования можно записать

Gэф + R0закR0 (2.2)

где Ro зак — удельный расход закачиваемого газа (отнесенный к расходу поднимаемой жидкости).

2.1 Подбор подземного газлифтного оборудования

Способ предназначен для повышения эффективности эксплуатации газлифтных скважин за счет оптимального подбора скважинного оборудования и выбора характеристик и параметров газлифтной компоновки. От качества проектирования газлифтных установок (подбора диаметра НКТ, определение глубины расположения мандрелей и выбора типа, давления зарядки и диаметра седла газлифтных клапанов) зависят добычные, энергетические (удельный расход газа), надежностные (межремонтный период скважины, наработка на отказ газлифтного оборудования), сервисные (удобство в эксплуатации, автоматический запуск и перезапуск скважин), регулировочные (широкий диапазон отборов жидкости) и в конечном счете экономические (себестоимость добычи нефти и прибыль от ее реализации) показатели эксплуатации газлифтных скважин. Разработанная методика является наиболее универсальной по диапазонам дебитов, газосодержаний и вязкостей добываемой продукции; проверенной по многочисленным промысловым и экспериментальным данным. Она адаптивно настраивается в зависимости от условий эксплуатации на конкретную корреляцию (физико-математическую модель) отдельного элемента газлифтной скважины (призабойная зона, штуцер, газлифтный клапан, лифт). Методика отличается принципами выбора переходного давления и величины сброса давления газа для закрытия вышележащих клапанов, учетом изменения параметров скважины в процессе её запуска и эксплуатации.

Методика предназначена для определения оптимальных технико-технологических характеристик газлифтной скважины, таких как: диаметр насосно-компрессорных труб (НКТ), глубины установки мандрелей, типоразмеры газлифтных клапанов (тип клапана, диаметр седла), установочные давления клапанов на стенде, технологических режимов работы скважины. В качестве критерия оптимальности используется комплексный технологический критерий, учитывающий с заданным весом основные требования, предъявляемые к газлифтной установке: максимизировать дебит скважины, обеспечение заданного значения забойного давления при наиболее полном использовании энергии газа, увеличить вероятность запуска и автоматического перезапуска скважин при рабочих расходах газа, повысить гибкость регулирования режима работы скважины, повысить надежность работы газлифтных клапанов, регулировать пульсации технологического режима, в частности минимизировать зоны неустойчивой работы газлифтной скважины. Еще одним преимуществом методики является диапазонный ввод исходных данных (минимум, максимум), позволяющий даже в условиях неполной информации и при изменении параметров эксплуатации обеспечить с заданной надежностью достижение различных критериев оптимизации. С целью повышения эффективности процесса запуска скважин, увеличения точки ввода газа, снижения пульсаций, предупреждения прорыва газа через башмак, а также для более точного выбора оптимального технологического режима разработаны способ проектирования и установка для эксплуатации скважин. Их отличительной особенностью является то, что регулируется не только расход инжектируемого в подъемник газа, но и расход добываемой продукции, поступающей в подъемник через специальное устройство. Этот способ особенно эффективно использовать при разработке месторождений с газовой шапкой или подгазовой зоной пласта около добывающих скважин, например при эксплуатации залежи в режиме растворенного газа, а также на скважинах с возможным образованием водяных конусов. Таким образом, ориентация при проведении инженерных расчетов на диапазоны значений вместо конкретных величин исходных для расчета данных позволяет минимизировать риск принятия ошибочных решений. Возможность задавать несколько критериев оптимальности с различными весами позволяет повысить эффективность работы газлифтной скважины. Данный способ позволяет повысить эффективность запуска, обеспечить надежный вывод на оптимальный режим и последующее его поддерживание при изменяющихся условиях эксплуатации, значительно снизить пульсации технологического режима, увеличить точку ввода газа при ограниченном числе мандрелей. Широкое распространение данный способ нашел прежде всего на малодебитных газлифтных скважинах Самотлорского и Ван-Ёганского месторождениях. Эффект заключается в увеличении добычи нефти и в снижении ее себестоимости. Промысловые испытания показывают, что использование методики проектирования скважин и подбора газлифтного оборудования приводит к уменьшению удельного расхода газа более чем на 4 % или увеличению добычи нефти не менее чем на 2 %. Способ эксплуатации системы газлифтных скважин, осуществляется путем  регистрации фактических значений пластовых давлений  в зонах отбора добывающих скважин и в случае их отличия от предварительно заданных оптимальных величин  перераспределяют расход газа от скважин с меньшими значениями отношений фактического пластового давления в зоне отбора к оптимальному давлению на скважины с большими значениями этих отношений, при этом изменения расходов газа также корректируют по динамике изменения пластовых давлений, значениям и темпу изменения содержания углеводорода в добываемой продукции, до тех пор, пока пластовые давления не стабилизируются на уровнях наиболее близких к оптимальным.

При отсутствии достоверной информации для определения оптимального распределения поля пластовых давлений путем имитационного моделирования предлагается адаптивная процедура поиска оптимального режима системы  "продуктивный пласт - добывающие скважины".

При этом  изменения расхода газа на газлифтных скважинах определяются по формуле:

Vi × (k+1) = L × (DQik/DVik × Mpik × Mwik × Muik - 1/n × еDQiк/D Vik × × Mpik ×Mwik × Muik) + Gi× Sk × (DРiфk/Dt) (2.3)

где  i - номер газлифтной скважины (i=1,n);

k - номер этапа оптимизации;

Viк, Qiк - соответственно изменение расхода газа на i-той скважине и полученное при этом изменение дебита углеводородов;

L - коэффициент, задающий "осторожность"  процесса;

Mpik - коэффициент, оптимизирующий работу пласта

Mpik = (Piфk/Pio) lp (2.4)

где Рiфk, Pio - пластовые давления в зоне отбора соответственно фактическое и оптимальное;

lp - показатель, определяющий необходимость управляющего воздействия на пласт;

Mwik - коэффициент, предупреждающий быстрый темп увеличения

обводненности добываемой продукции при изменении режима       

Mwik =[Wi(k-1) / Wik] lwi (2.5)

где Wik, Wi(k-1) - обводненность продукции соответственно на k-том и предыдущем (k-1)-ом режиме;

lwi- показатель, учитывающий изменение обводненности DWi/Dt;

Muik - коэффициент, учитывающий относительное отклонение добываемых углеводородов i-той скважины от их среднего значения по системе скважин       

Мuik = (Uik / Uck) lu (2.6)

где Uik, Uck - содержание углеводородов соответственно для i-той скважины и среднее для системы скважин;

lu - показатель, учитывающий затраты на совершение лишней работы с вредными составляющими добываемой продукции;

Gi - коэффициент, зависящий от характеристик пласта;

Sк - коэффициент, учитывающий реакцию системы  на дисбаланс между добываемыми пластовыми флюидами и подаваемым в пласт рабочим агентом при переходе с (k-1)-го на k-тый этап;

DРiфk/Dt - динамика изменения пластового давления в зоне отбора i - той скважины во времени.

Для повышения точности поиска оптимального режима системы с целью минимизации погрешности дебитов на газлифтных скважинах, оптимизирующих работу системы делается замер забойного давления (или динамического уровня)  и вместо изменения дебитов DQ в формулу подставляются значения изменения забойных давлений умноженных на коэффициент продуктивности для углеводородов (DPз * Kпр).

При проведении процедуры оптимизации по каждой скважине определяется прибавка в добыче углеводородов при изменении пластового давления от фактического к оптимальному значению при этом по многим скважинам прирост добычи нефти, происходит не только от интенсификации добычи жидкости, но что очень важно данный способ позволяет выявить такие скважины, по которым в результате форсирования отборов  изменяется  обводненности добываемой продукции.

Рисунок 2.1 - Прибавка нефти от уменьшения обводненности