Технологии эксплуатации нефтяных и газовых скважин

1.

Технологии эксплуатации
нефтяных и газовых скважин

2.

1)При изучении дисциплины «Технологии эксплуатации нефтяных и газовых
скважин» рассматриваются режимы работы оборудования, установленного в
скважине и процессы , происходящии при работе этого оборудования.
• 2)Процесс нефтедобычи предусматривает соблюдение требований
Рациональной разработки нефтяных и газовых месторождений, называемых
также триединой задачей :
1.Обеспечение потребностей страны в углеводородах.
2 Выполнение предыдущего условия при достижении максимальной величины
коэффициента извлечения нефти при современном уровне техники и технологии
нефтедобычи.
3. Выполнение двух предыдущих условий при оптимальных экономических
затратах.
• 3) Таким образом первый пункт триединой задачи непосредственно связан с
выбором режима эксплуатации конкретной добывающей скважины ,
включающем величину дебита её продукции , забойного давления и способа
эксплуатации при максимально возможной величине коэффициента
полезного действия оборудования .

3.

Фонтанный способ эксплуатации
Величина забойного давления определяется величинами пластового давления и необходимой
величиной депрессии, обеспечивающей заданное значение притока флюида из пласта на забой , а
значит и дебита этой добывающей скважины.
В начальный период разработки пласта забойное давление имеет максимальную величину ,
которое уменьшается с течением времени по мере извлечения флюидов из пласта . Под флюидами
понимаются жидкости и газы , насыщающие продуктивный пласт.
Фонтанный способ эксплуатации. Название способа сложилось исторически, когда устье скважины
не было герметично соединено с трубопроводом коллектора ее продукции. В настоящее время
название способа предполагает лифтирование продукции добывающей скважины за счет только
забойного давления, равного сумме гидростатического давления, гидравлических потерь на
трение при движении продукции скважины в насосно-компрессорных трубах, и устьевого давления.
Период фонтанирования определяется минимально допустимой величиной дебита нефти
соответствующей снизившемуся забойному давлению .
Выбор оборудования для фонтанного способа эксплуатации сводится к выбору длины колонны НКТ
и расчету диаметра , соответствующего работе лифта при максимально возможном КПД.
В зависимости от термобарических условий в скважине и величины давления насыщения нефти
попутным газом при фонтанном способе эксплуатации возможно выделение свободного газа в
потоке жидкости, поступающей на забой и колонну НКТ.
Попадание этого свободного газа в межтрубное пространство вызывает увеличение давления газа в
этом пространстве и оттеснение жидкости в сторону забоя .

4.

При достижении границы раздела газ-жидкость башмака колонны НКТ произойдет прорыв газа из
межтрубного пространства в НКТ. Снижение давления газа приведет к увеличению столба жидкости
, поднявшейся с забоя в межтрубное пространство. Повторение этого цикла получило название
пульсации фонтанирующей скважины. Попадание свободного газа с забоя или выделении его в
колонне НКТ, приведет к снижению гидростатического давления в НКТ , а значит и уменьшению
величины необходимого для фонтанирования забойного давления. К достоинствам фонтанного
способа эксплуатации следует отнести отсутствие необходимости использования дополнительных
источников энергии для обеспечения подъема продукции скважины на поверхность ; отсутствие
движущихся узлов и деталей ,наиболее эффективное использование фонтанного способа
эксплуатации следует отнести к условиям наклонных скважин с большими углами наклона к
вертикали , сильно искривленных стволов скважин и скважин с горизонтальными окончаниями.
Работа фонтанного подъемника может быть осложнена не только в результате появления
свободного газа в добываемой нефти , но и отложениями АСПО в результате снижения температуры
потока по сравнению с условиями пласта. В присутствии попутной воды в продукции
фонтанирующей скважины может привести к появлению солевых отложений , что также снижает
эффективность работы скважины из-за уменьшения проходного сечения колонны НКТ.

5.

Газлифт
Пусковым давлением называется максимальное давление закачиваемого газа при запуске
скважины, которое имеет место в момент достижения уровнем жидкости башмака
подъемника.
Величина пускового давления для двухрядного подъемника при прямой закачке может быть
оценена по формуле:
Где ρ- плотность жидкости в скважине, h – глубина погружения башмака под статический
уровень жидкости, fз – площадь сечения пространства через которое закачивается газ
(затруба – при кольцевой системе),fв площадь сечения пространства через которое
поднимается жидкость (НКТ – при кольцевой системе). Vжп – жидкость поглощенная пластом,
Vжв – объем вытесняемой жидкости.
Как правило для глубоких скважин пусковое давление может достигать больших величин, что
осложняет пуск скважины. Кроме того возможности компрессорного оборудования
ограничены. В связи с этим в большинстве случаем необходимо применение методов
снижения пуского давления. Исходя из анализа формулы, их можно разделить на следующие
группы:
· методы использующие уменьшение глубины погружения h - Последовательный допуск труб,
задавка жидкости в пласт
· уменьшение объема вытесняемой жидкости – предварительное поршневание
· снижение плотности вытесняемой жидкости – использование пусковых клапанов
· Переключение работы подъемника с кольцевой системы на центральную
· Нагнетание газированной жидкости при помощи спец.пусковых компрессоров

6.

Компрессорный способ
эксплуатации
При снижении величины пластового давления в результате извлечения из пласта части
насыщающих его флюидов наступает момент, когда фонтанный способ эксплуатации
становится мало эффективным и фактически неприменим. Однако величина забойного
давления в этом случае может позволить подъём по НКТ не однофазной жидкости , а
газожидкостной смеси. Появление в потоке газовых включений , плотность которых на три
порядка меньше плотности жидкости приводит к уменьшению гидростатического давления ,
преодолеваемого давления на забое скважины.
• Технически компрессорный способ эксплуатации осуществляется следующим образом:
Углеводородный газ с помощью компрессора , расположенного вблизи устья скважины,
нагнетается в межтрубное пространство. По длине НКТ предварительно устанавливают пусковые
клапаны для снижения пускового давления установки в целом. Нагнетаемый газ проникает в НКТ
через клапаны , а по завершении пуска и через башмак колонны и поднимаются вместе с
жидкостью от забоя до устья, где газ отделяется с помощью газосепаратора и поступает на приём
компрессора. Такой процесс многократного использования газа позволяет снизить его
потребление, но не может полностью исключить необходимости в источнике этого газа. Из
приведенного описания , способа эксплуатации следует, что физический смысл осуществления
фонтанного и газокомпрессорного подъемника близки. Следовательно, достоинства и недостатки
обоих способов фактически совпадают, за исключением необходимости использования
газокомрессора и пусковых клапанов в случае компрессорного способа. В литературе нередко в
качестве названия используется еще и термин ГАЗЛИФТ, являющийся английским синонимом
термина газовый подъемник.

7.

Список рекомендованной
литературы
1. Зейгман Ю.В.,Шамаев Г.А.
Справочник нефтяника-2-еизд., доп и перераб. Уфа: Тау, 2005.272 с
2. Зейгман Ю.В.,
Нефтегазовое дело- Том 3 2011 . 287 с