Расчет условий фонтанирования скважины

Обновлено: 04.07.2024

Расчет эксплуатации газовой скважины фонтанным способом

Сущность и содержание фонтанного способа эксплуатации газовых скважин, классификация и основные функции используемой в данном процессе арматуры. Расчеты эксплуатации газовой скважины фонтанным способом. Правила безопасности при проведении работ.

Рубрика	Геология, гидрология и геодезия
Вид	курсовая работа
Язык	русский
Дата добавления	21.08.2012
Размер файла	161,1 K

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

Актуальность выбранной темы заключается в том, что на практике довольно часто применяется расчет эксплуатации газовой скважины фонтанным способом.

Сущностью фонтанного способа эксплуатации является подъем пластового флюида с забоя скважины на дневную поверхность за счет пластовой энергии.

Объектом исследования является характеристика и расчет эксплуатации газовой скважины фонтанным способом.

Предметом исследования является непосредственно расчет эксплуатации газовой скважины фонтанным способом.

Целью настоящей работы является изучение фонтанного способа и расчет эксплуатации газовой скважины данным способом.

Для достижения поставленной цели необходимо решение следующих задач:

1) Выявить сущность фонтанного способа эксплуатации;

2) Определить классификацию и основные функции фонтанной арматуры;

3) Провести расчет эксплуатации газовой скважины фонтанным способом;

4) Проанализировать требования к безопасности при фонтанного способе эксплуатации.

Для написания данного курсовой работы были использованы как общенаучные, так и специфические методы исследования синтез, анализ, индукция, дедукция и другие.

Курсовая работа состоит из введения, основной части, поделенной на пункты и подпункты, заключения, библиографического списка.

1. Фонтанный способ эксплуатации газовых скважин

1.1 Сущность фонтанного способа эксплуатации газовых скважин

скважина газовый арматура фонтанный

Явление подъема пластового флюида с забоя скважины на дневную поверхность за счет пластовой энергии называется фонтанированием скважины, а способ эксплуатации скважин - фонтанным.

Фонтанирование скважин осуществляется либо за счет гидростатического напора пласта, либо за счет газа, выделяющегося из нефти, либо за счет пластового давления на забое при осуществлении поддержания пластового давления закачкой воды или газа. Совершенно очевидно, что материальные затраты в этих случаях различны, причем небольшие затраты будут в случае применения поддержания пластового давления.

Скважина - это сложное и очень дорогостоящее горнотехническое сооружение, предназначенное для работы в сложных условиях в течение десятков лет. Весь срок жизни эксплуатационной скважины, с известной долей условности, можно поделить на следующие периоды:

- основное строительство (бурение, спуск обсадных колонн, крепление обсадных колонн)

- подготовка к эксплуатации (перфорация, конструирование забоя)

В течение каждого периода на скважине проводиться определённый комплекс работ.

Освоение скважины - это комплекс технологических работ по:

1) вызову притока из пласта;

2) восстановлению (при необходимости) проницаемости породы прискважинной зоны пласта (ПЗП);

3) установлению технологического режима эксплуатации скважины.

Освоение скважины - важный этап при подготовки её к эксплуатации. От вида и качества проведённых работ при освоении в значительной степени будет зависеть степень гидродинамической связи скважины с пластом, качественная и количественная характеристики профиля притока в эксплуатационную скважину, длительность работы скважины без осложнений, надёжность функционирования конструкции забоя скважины, надёжность и долговечность самой скважины. Выбор технологии освоения скважины должен тесно указываться с геолого-физической характеристикой пласта, с фильтрационным и напряженным состоянием прискважинной зоны. Фильтрационное состояние прискважинной зоны, как известно, формируется в процессе первичного и вторичного вскрытия продуктивного пласта, существенно изменяется при проведении подземных ремонтов скважин, постепенно изменяются в процессе обычной эксплуатации скважин. Первичным называется вскрытие продуктивного пласта бурением (разбуривание пласта). Вторичным называется вскрытие продуктивного пласта перфорацией. Применением перфораторов создаются отверстия в стенке обсадной колон, каналы в цементном кольце и в породе пласта для вторичного обеспечения гидродинамической связи скважины с продуктивной толщей пласта.

В перечень основных работ по подготовки скважины к эксплуатации, вводимой из бурения, могут быть включены следующие виды работ:

- перфорация скважины и конструирование забоя скважины;

- спуск в скважину одной или двух колонн насосно-компрессорных труб (НКТ);

- установка устьевой (фонтанной или иной) арматуры и ее обвязка;

- вызов притока из пласта с применением, при необходимости, методов воздействия на прискважинную зону;

- проведение гидродинамических исследований скважины и установление нормы отбора;

- кратковременная пробная эксплуатация скважины;

Задачей гидродинамических методов исследования скважин является изучение коллекторских, фильтрационных, геометрических и других свойств проницаемых пластов. По результатам гидродинамических исследований скважин оценивается их продуктивность и гидродинамическое совершенство, а так же устанавливается норма отбора из пласта.

Технологический режим эксплуатации скважины - это дебит, состав продукции, давление температура на устье скважины. В технологический режим так же включаются параметры работы оборудования, которое обеспечивает тот или иной способ эксплуатации скважины.

1.2 Классификация и основные функции фонтанной арматуры

Фонтанная арматура устанавливается на верхний фланец колонной обвязки.

На скважинах нефтяных и газовых промыслов страны применяются, в основном, арматуры ГОСТ 13846-89 и ГОСТ 13846-84.

Основные функции фонтанной арматуры:

герметизация устья скважины;

управление, контроль и регулирование технологического режима эксплуатации (работы) скважины;

направление продукции скважины через манифольд в систему сбора и подготовки нефти и газа:

полное закрытие или глушение скважины;

обеспечение подвески одного или двух рядов насосно-компрессорных труб (НКТ);

обеспечение спуска в скважину приборов, устройств, оборудования;

обеспечение закачки в скважину рабочих агентов для воздействия на пласт или призабойную зону пласта и других специальных веществ.

Фонтанная арматура (ГОСТ 13846-89) классифицируется:

o по рабочему давлению от 14 до 140 МПа;

o по размерам проходного сечения ствола от 50 до 150 мм;

o по числу спускаемых в скважину рядов насосно-компрессорных труб на однорядные и двухрядные;

o по типу запорных устройств с задвижками или с кранами:

o по конструкции фонтанной елки на крестовые и тройниковые.

Фонтанная арматура состоит из трубной обвязки (трубной головки) и фонтанной елки (Приложнние 1).

1) Трубная обвязка предназначена:

для подвески колонн насосно-компрессорных труб;

для герметизации пространства между обсадной эксплуатационной колонной и НКТ (затрубное пространство);

для промывки и закачки в скважину рабочих агентов и других веществ;

для контроля давления в затрубном пространстве;

Трубную обвязку изготавливают для подвески одного или двух рядов НКТ. Она состоит из крестовины с двумя боковыми отводами и трубной подвески. Насосно-компрессорные трубы подвешиваются либо на муфте, либо на резьбе

На одном из боковых отводов крестовины трубной обвязки устанавливается манометр для контроля давления в затрубном пространстве.

Если в скважину спускается два ряда НКТ, то на крестовину трубной обвязки устанавливается тройник.

В этом случае внутренний ряд труб крепится к стволовой катушке через переводник, а наружный ряд - к тройнику на патрубке. Возможна установка НКТ и на муфте (внутренний ряд труб на муфтовой подвеске, устанавливаемой в тройнике трубной обвязки, а наружный ряд - в крестовине).

2) Фонтанная елка предназначена:

для направления потока продукции скважины в выкидную линию на замерную установку;

для регулирования технологического режима эксплуатации скважины;

для обеспечения спуска в скважину приборов;

для закрытия скважины;

для контроля давления на устье (на буфере) скважины.

По ГОСТ 13846-89 предусмотрено выполнение шести схем фонтанных елок.

Устанавливается фонтанная елка на верхний фланец трубной обвязки.

Сверху елка заканчивается колпаком (буфером).

В тройниковой конструкции предусматриваются две выкидные линии: верхняя (рабочая) и нижняя (запасная).

В крестовой конструкции имеется два боковых отвода: запасной и рабочий.

Запасные линии открывают только в случае необходимости устранения каких-либо неполадок в работе рабочей линии (смена дросселя, коррозионное разрушение и т.п.).

Схему и число выкидных линий фонтанной елки выбирают в зависимости от характеристики скважины. Чаще всего для фонтанных скважин применяют елки тройникового типа с двумя выкидными линиями. Фонтанные елки с одной выкидной линией обычно применяют для скважин с небольшим устьевым давлением (до 14 МПа) без абразивных частиц в продукции.

2. Расчеты эксплуатации газовой скважины фонтанным способом

Процесс эксплуатации газовых скважин характеризуется некоторыми особенностями, связанными со свойствами продукции. Так как процесс эксплуатации таких скважин осуществляется при повышенных давлениях на устье, к герметичности газовых скважин предъявляются повышенные требования.

Обычно в добывающую скважину спускаются фонтанные трубы и комплекс скважинного оборудования, включающий пакеры, клапаны-отсекатели, циркуляционные и ингибиторные клапаны, замки, посадочные ниппели, телескопические соединения, скважинные камеры, уравнительные клапаны и др.

Один из основных вопросов при эксплуатации газовых скважин - определение диаметра подъемных труб.

2.1 Расчет подъемника газовой скважины

Одним из критериев при расчете диаметра подъемника газовой скважины является обеспечение выноса с забоя твердых или жидких частиц, содержащихся в продукции.

Вынос этих частиц зависит от скорости газового потока у башмака труб v'_r. Основное условие выноса следующее:

где v _к_p - критическая скорость, при которой твердые или жидкие частицы находятся в потоке газа во взвешенном состоянии, м/с.

Расчет выноса твердых частиц

В этом случае критическая скорость зависит от режима течения газа и диаметра выносимых частиц.

Режим течения определяется параметром Рейнольдса

или параметром Архимеда

где d_T - диаметр твердой частицы, м; с_т - плотность твердых частиц, кг/м 3 (при расчетах принимают с_т = 2400 кг/м 3 ). Выделяют три режима течения:

турбулентный Re > 500 или Ar > 83000. (2.6)

Для каждого из режимов течения критическая скорость рассчитывается по формулам:

где р_г - плотность газа при давлении и температуре у башмака труб, кг/м 3 ; м _г - динамическая вязкость газа при давлении и температуре у башмака труб, Па• с.

Из уравнения притока газа по заданному дебиту рассчитывают забойное давление

или по заданному забойному давлению вычисляют дебит. Внутренний диаметр (в м) подъемника

где V_г - дебит газа, тыс. м 3 /сут.

Длина подъемника принимается равной глубине скважины, поэтому давление и температура у башмака подъемника равны соответственно забойным.

Полученное значение d_вн округляют до ближайшего меньшего стандартного значения.

Расчет выноса жидких капель

Критическая скорость выноса жидких капель с забоя газовой скважины

v _крж =16,47 (45-0,455р_заб) 0,25 /, (2.12)

где р_заб - забойное давление, МПа.

Если в продукции скважины имеются твердые и жидкие частицы, то при расчете диаметра подъемника из полученных двух значений диаметра выбирают наименьшее.

Иногда при расчете диаметра подъемника принимают v'_r = 5-10 м/с.

Расчет диаметра подъемника из условия минимальных (заданных) потерь давления в трубах

Диаметр подъемника можно определить из условия минимальных (заданных) потерь давления в подъемнике. При глубине спуска подъемника до забоя внутренний диаметр

где л - коэффициент гидравлических сопротивлений; z_ср - средний коэффициент сжимаемости газа (при р_ср и Т_ср); Т_ср-средняя температура в скважине, К; V_r - дебит газа, тыс. м 3 /сут; р_у - давление на устье скважины, Па; s - показатель степени:

Вычисление (2.13) проводят методом итераций, так как коэффициент гидравлических сопротивлений неизвестен.

Задача 2.1 Рассчитать диаметр подъемника, если в продукции скважины имеются твердые частицы диаметром d_т = 0,002 м, а м_г = 1,4 • 10 -5 Па• с.

Аr = (0,002) 3 •1,06•9,81 (2400-1,06)/(1,4 - 10 - 5 ) 2 = 1018183.

Так как Аr = 1018183 > 83000, то режим течения, в соответствии с (2.6), турбулентный, а критическая скорость рассчитывается по (2.9):

v _крт = 5,46 м/с.

По формуле (2.1) рассчитываем: v'_г = 1,2• 11,62 = 14 м/с.

Вычисляем по (2.11) внутренний диаметр подъемника

Выбираем трубы с условным диаметром 60 мм; внутренний диаметр d_вн = 0,0503 м.

Задача 2.2 Для условий предыдущей задачи рассчитать диаметр подъемника, если в продукции содержится также жидкая фаза.

Решение. Вычисляем по (2.12) критическую скорость выноса жидких капель

v _крж= 16,47 (45 -0,0455 • 39,03) 0, 25 = 6,76 м/с.

По формуле (2.1) рассчитываем: v'_r = 1,2. 6,76 = 8,11 м/с. По формуле (2.11)

d_вн = 0,1108= 0,0645 м.

Учитывая, что в соответствии с (2.11) внутренний диаметр подъемника 0,05 < 0,0645, оставляем выбранный ранее диаметр подъемника 60 мм, d_вн = 0,0503 м.

Задача 2.3 Рассчитать внутренний диаметр подъемника, исходя из заданных потерь давления в подъемнике. Исходные данные следующие:

V_r = 1,15 • 10 3 тыс. м 3 /сут; z _ср =0,811; L_с = 2500 м;

р_г = 1,06 кг/м 3 ; Т_у = 303 К; Т_заб = 337 К;

р_у =31,13 МПа; р_заб= 39,03 МПа.

2.2 Выбор режима работы газовой скважины

скважина газовый арматура фонтанный

Режим работы газовой скважины задается совокупностью параметров, входящих в общее уравнение притока, а также имеющимся в наличии оборудованием. При этом учитывается большое количество факторов, ограничивающих дебит газовой скважины. К основным из этих факторов относятся вынос частиц породы из пласта в скважину; образование водяного конуса; образование конденсата в пласте или в скважине; чрезмерное охлаждение газа в местах его дросселирования и возможность образования гидратов, вероятность смятия обсадной колонны и т.д.

При эксплуатации газовых скважин наиболее часто встречающееся осложнение - поступление жидкой фазы (воды или конденсата).

В этом случае необходимо определение минимального дебита газовой скважины, при котором еще не происходит накопления жидкости на забое с образованием жидкостной пробки.

Минимальный дебит газовой скважины (в м 3 /с), при котором не образуется на забое жидкостная пробка, рассчитывают по формуле (при глубине спуска подъемника до забоя)

Минимальная скорость газа (в м/с), при которой не образуется пробка воды

а минимальная скорость газа (в м/с), при которой не образуется пробка конденсата

где р_заб - забойное давление, МПа.

Задача 2.4 Рассчитать минимальный дебит обводненной газовой скважины без образования на забое водяной пробки для следующих условий: d_вн = 0,062 м; р_заб = 16 МПа; Т_за6 = 330 К; z_заб= 0,83.

Решение. Вычисляем по (2.18) минимальную скорость газа, при которой не происходит осаждения водяных капель:

По (2.17) рассчитываем минимальный дебит газа

v _r _min =(1,14•239•16•3,14•(0,062) І)/(4•0,1•0,83•330)= 0,5888 м 3 /с

v _r _min = 0,5888 •86400 = 5,087 • 10 4 м 3 /сут.

Таким образом, минимальный дебит данной газовой скважины, при котором не будет образования водяной пробки на забое, равен 50870 м 3 /сут.

Задача 2.5 При каком минимальном дебите газовой скважины не будет происходить осаждение конденсата на забое скважины? Сохраняются условия предыдущей задачи.

Решение. Минимальная скорость газа, при которой весь конденсат выносится на поверхность, вычисляется по (2.19):

Определяем по (2.17) минимальный дебит газа

V _r_к _min =(1,77• 293• 16•3,14• (0,062) 2 )/4•0,1•0,83•330= 0,9142 м 3 /с

V _r _min = 0,9142 •86400 = 78987 м 3 /сут.

Сравнивая решение задачи 2.4 с решением задачи 2.5 отмечаем, что при прочих неизменных условиях полный вынос конденсата возможен при более высоких дебитах газовой скважины, чем полный вынос воды. Данный вывод является принципиальным.

2.3 Определение условий гидратообразования газовых скважин

Одним из основных процессов, осложняющих эксплуатацию газовых скважин, является процесс образования кристаллогидратов. Кристаллогидраты образуются при определенных термобарических условиях при наличии в газе капель влаги. Отложения гидратов в виде снегообразной массы или льда в подъемнике газовой скважины снижают пропускную способность (дебит), повышают расход энергии на добычу газа и могут полностью перекрыть живое сечение потоку газа.

Условия образования гидратов могут быть определены экспериментально, графоаналитически и аналитически.

Расчет образования кристаллогидратов при положительных и отрицательных температурах

При положительных температурах взаимосвязь между равновесной температурой и равновесным давлением гидратообразования имеет вид:

а при отрицательных температурах:

где t_р - равновесная температура гидратообразования,°С; р_р - равновесное давление гидратообразования, МПа; В, В₁ - числовые коэффициенты (таблица 2.1).

Таблица 2.1 - Зависимость коэффициентов В и В₁ от относительной плотности р_г

Задача 2.6 Определить возможность образования кристаллогидратов в скважине, если давление на устье скважины р_у = 12 МПа, температура t_у = 28,5°С, а относительная плотность газа при этом давлении р_г = 0,65.

t_p = 18,47 (1 + lg 12) - 15,07 = 23,33°С.

Вычисляем равновесную температуру по (2.26):

t_p = -58,5 (1 + 12) + 47,60 = -74,03°С.

Сравнивая температуру на устье t_у = 28,5°С с рассчитанной по (2.25) t_p = 23,33°С, устанавливаем, что образование кристаллогидратов в скважине невозможно, так как t_у > t_p_.

3. Правила безопасности при фонтанной эксплуатации газовых скважин

Конструкция колонной головки, фонтанной арматуры, схемы их обвязки должна обеспечивать оптимальные режимы работы скважины, герметизацию трубного, затрубного и межтрубного пространства, возможность технологических операций на скважине, глубинных исследований, отбора проб и контроля устьевого давления и температуры.

Рабочее давление фонтанной арматуры должно быть не менее давления опрессовки эксплуатационной колонны.

Опрессовку фонтанной арматуры в собранном виде до установки на устье следует производить на пробное давление, предусмотренное паспортом, а после установки на устье скважины - на давление опрессовки эксплуатационной колонны.

В случае производства работ (гидроразрыв пласта, кислотные обработки, различные заливки и т.д.), требующих давлений, превышающих допустимые, необходимо устанавливать на устье специальную арматуру, а эксплуатационную колонну защищать установкой пакера.

Фонтанная арматура должна оснащаться заводом-изготовителем дросселями с ручным, а по требованию заказчика - с дистанционным управлением, запорной арматурой с дистанционным и (или) ручным управлением и обеспечивать возможность замены манометров с использованием трехходового крана без снижения давления до атмосферного.

При эксплуатации скважины с температурой на устье свыше 200°C должна применяться соответствующая фонтанная арматура, конструкция и термостойкость которой обеспечивают безопасность технологического процесса и обслуживающего персонала.

Фонтанные скважины с большим дебитом, расположенные на расстоянии менее 500 м от населенного пункта, оснащаются внутрискважинным оборудованием (пакер и клапан-отсекатель, циркуляционный клапан, станция управления и др.).

В процессе эксплуатации скважины клапан-отсекатель должен периодически проверяться на срабатывание в соответствии с инструкцией завода-изготовителя. Установка клапана-отсекателя и проверка его на срабатывание должны оформляться актом.

На выкидных линиях и манифольдах скважин, работающих с температурой рабочего тела 80 ° C и более, необходимо устанавливать температурные компенсаторы.

Устранение неисправностей, замена быстроизнашивающихся и сменных деталей фонтанной арматуры под давлением запрещаются. В отдельных случаях (аварийные ситуации и т.п.) эти работы могут производиться специально обученным персоналом с использованием специальных технических средств.

После монтажа манифольда и соединения его с отводами фонтанной арматуры и трубной головки производится гидроиспытание системы на рабочее давление.

Воздухопроводы и кабели, соединяющие станцию управления с фонтанной арматурой, должны быть проложены на эстакадах.

Для обвязки скважины и аппаратуры, а также для газопроводов при фонтанной эксплуатации должны использоваться бесшовные стальные трубы, соединенные сваркой. Фланцевые соединения допускаются только в местах установки задвижек и другой арматуры.

В первом разделе рассматривается фонтанная эксплуатация газовых скважин: сущность фонтанного способа эксплуатации, классификация и основные функции фонтанной арматуры. Фонтанирование нефтяных скважин обычно происходит в начале разработки месторождений, когда запас пластовой энергии велик и давление на забое скважины достаточно большое, чтобы поднять жидкость до устья скважины. Скважины газовых и газоконденсатных месторождений могут работать фонтанным способом даже до давления забрасывания месторождения, устьевые давления на них сравнительно высокие в течение длительного периода разработки месторождений.

Во втором разделе приведены расчеты эксплуатации газовых скважин фонтанным способом. Произведен расчет подъемника газовой скважины (расчет выноса твердых частиц, расчет выноса жидких капель, расчет диаметра подъемника из условия минимальных (заданных) потерь давления в трубах); выбран режим работы газовой скважины и определены условия гидратообразования газовых скважин (рассчитано образование кристаллогидратов при положительных и отрицательных температурах образования).

В третьем разделе представлены вопросы безопасности технологических процессов и производств при эксплуатации газовых скважин. Даны правила безопасности при фонтанной эксплуатации газовых скважин.

Библиографический список

1. Мищенко, И.Т. Расчеты в добыче нефти [Текст]: учеб. пособие для техникумов/ И.Т. Мищенко. - М.: Недра, 1989. -245 с.: ил.

2. Мордвинов, А.А. Устьевое оборудование фонтанных и нагнетательных скважин [Текст]: метод. указания/ А.А. Мордвинов, А.А. Захаров, Е.Л. Полубоярцев, О.А. Миклина. - Ухта: УГТУ, 2004. - 31 с. ил.

3. Мордвинов, А.А. Освоение эксплуатационных скважин [Текст]: учебно-метод. пособие / А.А. Мордвинов. - Ухта: УГТУ, 2004 -104 с.

4. Ширковский, А.И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений [Текст]: учебник для вузов/ А.И. Ширковский. - М.: Недра, 1979. -303 с.

Подобные документы

Гидродинамически совершенная скважина. Способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин

Схема эксплуатационной скважины. Работы, проводимые при её освоении. Источники пластовой энергии и режимы дренирования газового пласта. Средние дебиты по способам эксплуатации скважин. Погружное и поверхностное оборудование. Товарные кондиции нефти.

контрольная работа [3,2 M], добавлен 05.06.2013

Исследование движения жидкости и газа в пористой среде

Анализ работы газовой скважины в пористой среде при установившемся режиме фильтрации газа. Исследование зависимости дебита газовой скважины от ее координат внутри сектора. Диагностика газовой скважины по результатам гидродинамических исследований.

курсовая работа [741,1 K], добавлен 15.04.2015

Бурение скважин на нефть и газ

Определение конструкции скважины, числа обсадных колон, их длины и диаметра. Подбор долот; расчет колонны на прочность; расчет расхода цемента и время цементирования, количества агрегатов. Техника безопасности при бурении и эксплуатации скважины.

курсовая работа [112,8 K], добавлен 28.05.2015

Расчет технологического режима эксплуатации - предельный безводный дебит на примере скважины Комсомольского газового месторождения

Геолого-промысловая характеристика Комсомольского газового месторождения. Технологические режимы эксплуатации скважин, причины ограничения дебитов. Расчет безводного дебита скважины, зависимости дебита от степени вскрытия пласта, параметра анизотропии.

контрольная работа [293,6 K], добавлен 14.02.2015

Эксплуатация бурильных машин

Сущность процесса бурения, назначение и виды буровых скважин. Правила проектирования, монтажа и эксплуатации буровых установок для бурения нефтяных и газовых скважин. Важность соблюдения инструкции по технике безопасности при проведении буровых работ.

контрольная работа [40,7 K], добавлен 08.02.2013

Определение необходимого количества скважин для месторождения газа. Метод источников и стоков. Анализ зависимости дебита газовой скважины от ее координат внутри сектора. Распределения давления вдоль луча, проходящего через вершину сектора, центр скважины.

курсовая работа [826,9 K], добавлен 12.03.2015

Обоснование технологических режимов эксплуатации скважин Южно-Луговского месторождения с учетом фактического состояния разработки

Описание геологического строения месторождения. Физико-химические свойства и состав свободного газа. Расчет количества ингибитора гидратообразования для процесса его добычи. Технологический режим работы скважины. Подсчет запасов газовой залежи пласта.

Расчет и подбор подземного оборудования фонтанной скважины

Контрольная работа состоит из одного теоретического вопроса и трех практических задач. Выполняется по варианту, который выбирается по списку обучающихся в «Журнале учета посещаемости обучающимися учебных занятий».

порядковый номер вопроса соответствует порядковому номеру варианта

Условие и уравнение притока жидкости из пласта в скважину
Пуск газлифтной скважины в эксплуатацию
Подбор оборудования ШСНУ
Эксплуатация наклонных и искривленных скважин ШСНУ
Газлифтные клапаны
Наземное и подземное оборудование фонтанных скважин
Борьба с отложением парафина при эксплуатации ШСНУ
Виды фонтанирования скважин
Эксплуатация пескопроявляющих скважин, оборудованных ШСНУ
Причины отложения солей в скважинном оборудовании и методы борьбы
Методы снижения пускового давления при газлифтном способе эксплуатации скважин
Исследование фонтанных скважин
Динамометрирование ШСНУ
Регулирование работы фонтанной скважины
Обслуживание ШСНУ
Разновидности газлифта, их технологические схемы
Обслуживание фонтанных скважин
Методы вызова притока жидкости из пласта
Станки-качалки, их условное обозначение. Оборудование устья ШСНУ
Скважинные штанговые насосы. Способ крепления. Условное обозначение
Техника безопасности и противопожарные мероприятия при эксплуатации газлифтных скважин
Оборудование забоев скважин
Борьба с вредным влиянием газа на работу штангового насоса
Отложения парафина в НКТ и методы борьбы с ними
Методы вызова притока жидкости из пласта
Подача ШСНУ. Факторы, влияющие на подачу
Первичное вскрытие продуктивного пласта. Требования к вскрытию
Системы и конструкции газлифтных подъемников
Оборудование устья газлифтных скважин
Подземное оборудование ШСНУ. Назначение

Задача № 1

Расчет основных параметров процесса освоения скважины

Рассчитать основные параметры процесса освоения скважины, методом замены жидкости, выбрать промывочную жидкость и необходимое оборудование. Дать схему размещения оборудования при освоении скважины. Скважина заполнена буровым раствором плотностью 1150 кг/м³.

Таблица 1 – Исходные данные

Решение:

1. Определяем плотность промывочной жидкости из условия вызова
притока:

(1)

где L — глубина спуска промывочных труб, м, принимаем L = Н_ф.

2. Выбираем промывочную жидкость;

- если полученная плотность меньше плотности пресной воды р_п < р_в выбираем нефть.

3. Определяем количество промывочной жидкости:

, м (2)

D_в — внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м.

4.Определяем количество автоцистерн для доставки промывочной жидкости:

где V_ц – вместимость выбранного типа автоцистерн, м 3

5.Определяеммаксимальное давление в процессе промывки, в момент оттеснения бурового раствора к башмаку промывочных труб:

где Р_тр – потери давления на преодоление сил трения, МПа. Принимаем условно Р_тр = 0,5…1 МПа

Р_у – противодавление на устье, МПа; при промывке в амбар Р_у = 0.

6. Выбираем тип промывочного агрегата и передачу работ агрегата по характеристике его насоса. Для промывки обычно достаточно одного агрегата.

7. Составляем схему оборудования скважины и расположения наземного оборудования. Например:

Ответ (по условию задачи).

Задача № 2

Расчет и подбор подземного оборудования фонтанной скважины

Произвести расчет фонтанного подъемника. Расчет фонтанного подъемника сводится к определению длины, диаметра и группы прочности стали колонны фонтанных труб.

Таблица 2 – Исходные данные

Наименование исходных данных

Расстояние от устья до верхних отверстий фильтра Нф, м

Решение:

1. Определяем глубину спуска труб в зависимости от типа скважины.
При Рзаб > Рнас начинает выделяться газ из нефти в стволе скважины, выше забоя. В этом случае трубы достаточно опустить на глубину:

(1)

При р_заб < Р_нас движение газожидкостной смеси происходит по всему стволу скважины и трубы спускают до верхних отверстий фильтра: L = Н_ф.

На практике, исходя из технологических соображений (промывка, освоение скважин) трубы обычно опускают до верхних отверстий фильтра.

2. Диаметр фонтанных труб можно определить по формуле А. П. Крылова из условия минимальных потерь давления в колонне, при оптимальном режиме для конца фонтанирования.

, мм (2)

Q — определяют по формуле притока: Q = К (Р_пл – Р _заб) n , м 3 /сут,

где n – показатель степени, зависящий от условий фильтрации и составляющий 1..0,5,

К – коэффициент продуктивности, м 3 /сут МПа

3. По найденному расчетному значению, по внутреннему диаметру выбираем ближайший меньший стандартный диаметр по таблице характеристик труб 4.

Фонтанный способ добычи нефти. Условие фонтанирования. Освоение фонтанных скважин. Исследование фонтанных скважин и установление оптимального технологического режима их работы.

Для подъема смеси жидкости и газа по вертикальной трубе необходим некоторый перепад давлений между нижним Р₁ и верхним Р₂ концами подъемной колонны.

Условие фонтанирования: Забойное давление больше или равно гидростатическое давление+ трение + давление на устье.

Освоение фонтанных скважин

Выбор метода освоения скважины зависит от следующих факторов:

-глубины скважины и пластового давления

-содержимого залежи (нефть, газ)

-физической характеристики пород пласта, степени их устойчивости

-наличия технических средств для освоения.

Освоение скважин, вскрывающих пласты с высоким давлением, обычно не представляет труда, так как в данном случае можно создать большой перепад давления между пластом и скважиной. В то же время следует иметь в виду, что темп освоения скважины зависит в основном от степени устойчивости пород пласта. При освоении свкажин, вскрывших неустойчивые пласты, перепад давления между пластом и скважиной должен быть небольшим.

Наиболее распространенные методы вызова притока жидкости и газа из пласта в скважину следующие:

1. Промывка скважин- замена жидкости, заполняющей ствол скважины после бурения, более легкой.

2. Аэрация – насыщение жидкости газом или воздухом.

3. Свабирование–снижние уровня жидкости в скважине.

При промывке скважины для возбуждения фонтана плавное снижение противодавления на забой достигается замещением жидкости, заполняющей скважину, более легкой.

Перед освоением фонтанной скважины промывкой на устье собирают арматуру и спускают фонтанные трубы, которые остаются в скважине при ее эксплуатации. Воду нагнетают насосом в межтрубное пространство, а глинистый раствор, заполняющий скважину, вытесняется на поверхность по фонтанным трубам. При большом пластовом давлении скважина часто начинает фонтанировать даже при неполной замене глинистого раствора водой.

Если после промывки водой пласт не проявляет себя, воду в скважине заменяют нефтью.

Продавка сжатым газом.

Сущность метода заключается в нагнетании сжатого газа или воздуха в кольцевое пространство между подъемными трубами и обсадной колонны скважины.

Значительное понижение плотности жидкости в скважине может быть достигнуто при одновременном нагнетании в нее воды и газа. Жидкость и газ смешиваются в специальном смесителе (эжекторе), после чего смесь нагнетается в затрубное пространство.

Поршневание (свабирование).

В НКТ спускают на стальном канате с помощью лебедки сваб, имеющий клапан, открывающийся вверх.

При спуске поршня шариковый клапан открыт, что позволяет поршню спокойно погружаться в жидкость. При подъеме он закрыт.происходит вытеснение жидкости находящейся над поршнем.

Большой недостаток поршневания – необходимость проводить работы на открытом устье, что связано с опасностью выброса.

ИССЛЕДОВАНИЕ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН.

Непосредственная задача исследований скважин и пластов, вообще, и ГДИ, в частности, заключается в получении данных, характеризующих геолого-физические и гидродинамические свойства продуктивных пластов и отдельных скважин.

При исследовании фонтанных скважин непосредственно измеряют дебит, давление, расстояние между скважинами, температуру. Вязкость жидкости и газа, пористость пород, сжимаемость пород и пластовой жидкости..

Непосредственно гидродинамическими методами исследования можно определить следующие параметры:

1. Коэффициент проницаемости;

3. коэффициент пьезопроводности пласта

4.Коэффициент продуктивности скважины:

Коэффициент гидропроводности пласта отражает качественную характеристику гидравлической проводимости пласта в зависимости от проницаемости породы, вязкости протекающей в ней жидкости и мощности пласта.

Коэффициент пьезопроводности характеризует упругие свойства пласта и насыщающих его жидкостей.

При исследовании определяют зависимость дебита жидкости от забойного давления (или перепада давлений (Рпл-Рзаб).

Методы исследования скважин подразделяют на две группы:

1. Метод исследования при установившемся режиме работы скважины (метод пробных откачек);

2. Метод исследования при неустановившемся режиме работы скважины (метод восстановления-падения давления).

Метод пробных откачек применяют главным образом при исследованиях для определения продуктивной характеристики скважины и установления технологического режима ее работы, а метод восстановления (падения) давления – для определения параметров пласта.

Исследование скважин при установившемся притоке.

При каком-то установившемся режиме работы исследуемой скважины замеряют забойное давление и дебит скважины. После этого меняют диаметр на штуцере на больший или меньший, создавая новый режим работы скважины так, чтобы дебит скважины изменился на 20 %. Оставляют в работе на 12 часов. Также измеряют давление и дебит. Новый режим считается установившимся, когда при повторяющихся подряд замерах дебиты жидкости и газа изменяются не более чем на 10 %.

По данным исследования строят индикаторные кривые –зависимость дебита от депрессии на пласт.

Исследование скважин при неустановившемся режиме.

Сущность метода состоит в прослеживании скорости восстановления забойного давления во времени после остановки скважины или скорости снижения забойного давления после пуска скважины.

В первое время после остановки скважины нефть еще будет притекать к забою и поступать в скважину, в результате чего столб жидкости в ней будет подниматься, а забойное давление возрастать. В дальнейшем приток нефти уменьшается и темп повышения давления на забое также снижается. Наконец, забойное давление начнет приближаться к пластовому.

Условия фонтанирования скважин. Минимальное забойное давление фонтанирования

Условия фонтанирования определяются соотношением между эффективным газовым фактором смеси, поступающей из пласта, и удельным расходом газа, необходимым для работы газожидкостного подъемника.

За эффективный газовый фактор Г_эф принимают средний объем свободного газа на участке НКТ, где движется газожидкостная смесь, приходящийся на единицу массы жидкости.

Удельный расход газа R_опт определяют при оптимальном режиме работы подъемника.

Для фонтанирования скважины необходимо, чтобы эффективный газовый фактор был больше или, по крайней мере, равен удельному расходу газа при работе подъемника на оптимальном режиме

Неравенство (2.9) позволяет определить наиболее благоприятные, необходимые условия фонтанирования скважины, которые на практике могут оказаться недостаточными.

Исходя из определения, эффективный газовый фактор рассчитывают по формуле

где V_гв (P_б) и V_гв (P_у) - объемы свободного газа, приходящиеся на единицу массы жидкости соответственно при давлении у башмака и на устье подъемника, а n_в - массовая обводненность.

При содержании азота в попутном газе менее 5 % для определения эффективного газового фактора можно использовать средний коэффициент растворимости газа в нефти. При молярной доле азота в газе более 5 % для определения объема выделившегося газа при том или ином давлении пользуются более сложными эмпирическими зависимостями. Тогда, если забойное давление Р_заб меньше давления насыщения Р_нас, условие фонтанирования будет следующее:

Если Р_заб > Р_нас, то условие фонтанирования следующее:

где Н - длина подъемника, т. е. расстояние от устья до сечения, у которого давление равно давлению насыщения. Пренебрегая трением в области однофазного потока, получим:

где L - глубина скважины.

При условии Р_заб > Р_нас по мере уменьшения забойного давления длина подъемника Н будет увеличиваться, как следует из соотношения (2.13). Минимальному забойному давлению фонтанирования отвечает максимальная длина подъемника H, определяемая из (2.12) при решении его как равенства для условий конца фонтанирования. Эффективный газовый фактор тогда не зависит от величины забойного давления. Решая (2.12) при граничном условии относительно Н, получим:

Так как продукция скважины в большинстве случаев обводнена, то для приближенного учета относительного движения воды и нефти при определении плотности жидкости используем массовую обводненность продукции, поэтому:

где, в свою очередь, средняя плотность нефти определяется как:

Минимальное забойное давление фонтанирования после расчета величины Н_max по формуле (2.14) определяется из (2.13) в виде:

Необходимая для расчетов величина коэффициента растворимости газа в нефти оценивается, исходя из заданных технологических параметров, по соотношению

Задача 11

Условие задачи:определить минимальное забойное давление фонтанирования для условий, указанных в таблице 2.4; азот в попутном газе отсутствует. При решении задачи использовать условие фонтанирования (2.12).

Варианты задачи: решение задачи осуществляется в соответствии с индивидуальным вариантом задания, установленным преподавателем. Варианты заданий приведены в таблице 2.4.

Варианты заданий по расчету минимального забойного давления фонтанирования

Читайте также: