Дубовик ВКР 5. Подбор фонтанного оборудования для оптимизации работы добывающей скважины

• Название: Подбор фонтанного оборудования для оптимизации работы добывающей скважины
• Дата: 27.05.2022
• Размер: 1.51 Mb.
• Имя файла: Дубовик ВКР 5.docx
• Тип: Пояснительная записка; #553259
• страница: 4 из 9

3 ФОНТАННАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

Согласно источнику [2], современным методам добычи нефти предшествовали примитивные способы: - сбор нефти с поверхности водоемов; - обработка песчаника или известняка, пропитанного нефтью; - извлечение нефти из ям и колодцев Сбор нефти с поверхности открытых водоемов — по-видимому, один из старейших способов ее добычи. Он применялся в Мидии, Ассиро-Вавилонии и Сирии до н. э., в Сицилии в I веке н. э. Этим методом нефть добывали в Колумбии и Венесуэле. В России добычу нефти методом ее сбора с поверхности реки Ухты в 1745 г. организовал Ф. С. Прядунов. В 1858 г. на о. Челекен и в 1868 г. в Кокандском ханстве нефть собирали в канавах, устраивая запруду из досок. Американские индейцы, когда обнаруживали нефть на поверхности озер и ручьев, клали на воду одеяло, впитывающее нефть, а затем отжимали его в сосуд. Обработка песчаника или известняка, пропитанного нефтью — с целью ее извлечения впервые описаны итальянским ученым Ф. Ариосто в XV в.: недалеко от Модены в Италии нефтесодержащие грунты измельчались и подогревались в котлах; затем их помещали в мешки и отжимали с помощью пресса.

В 1819 г. во Франции нефтесодержащие пласты известняка и песчаника разрабатывались шахтным способом. Добытую породу помещали в чан, заполненный горячей водой. При перемешивании на поверхность воды всплывала нефть, которую собирали черпаком. В 1833 - 1845 гг. на берегу Азовского моря добывали песок, пропитанный нефтью. Затем его помещали в ямы с покатым дном и поливали водой. Вымытую из песка нефть собирали с поверхности воды пучками травы. Добыча нефти из ям и колодцев также известна с давних времен. В Киссии древней области между Ассирией и Мидией — в V в. до н. э. нефть добывали с помощью кожаных ведер — бурдюков. На Украине первые упоминания о добыче нефти относятся к началу XVII в. Для этого рыли ямы-копанки глубиной 1,5…2 м, куда просачивалась нефть вместе с водой. Затем смесь собирали в бочки, закрытые снизу пробками. Когда более легкая нефть всплывала, пробки вынимали и отстоявшуюся воду сливали. К 1840 г. глубина 33 ям-копанок достигла 6 м, а позднее нефть стали извлекать из колодцев глубиной около 30 м.

На Апшеронском полуострове добыча нефти из колодцев известна с VIII в.н.э. При их строительстве сначала отрывалась яма наподобие обращенного (перевернутого) конуса до самого нефтяного пласта. Затем по бокам ямы делались уступы: при средней глубине погружения конуса 9,5 м — не менее семи. Среднее количество земли, вынутой при рытье такого колодца, составляло около 3100 м3. Далее стенки колодцев от самого дна до поверхности крепили деревянным срубом или досками. В нижних венцах делали отверстия для притока нефти. Ее черпали из колодцев бурдюками, которые поднимались ручным воротом или с помощью лошади. К моменту подписания Гюлистанского мирного договора между Россией и Персией (декабрь 1813 г.), когда Бакинское и Дербентское ханства влились в состав нашей страны, на Апшеронском полуострове насчитывалось 116 колодцев с черной нефтью и один с «белой», ежегодно дававших около 2400 т этого ценного продукта. В 1825 г. в районе Баку из колодцев было добыто уже 4126 т нефти.

При колодезном способе техника добычи нефти не менялась на протяжении столетий. Но уже в 1835 г. чиновник горного ведомства Фаллендорф на Тамани впервые применил насос для откачки нефти через опущенную деревянную трубу. Ряд технических усовершенствований связан с именем горного инженера Н. И. Воскобойникова. Чтобы уменьшить объем земляных работ, он предложил сооружать нефтяные колодцы в виде шахтного ствола, а в 1836…1837 гг. осуществил в Баку и Балаханах переустройство всей системы хранения и отпуска нефти. Но одним из главных дел его жизни стало бурение первой в мире нефтяной скважины в 1848 г. Длительное время к добыче нефти посредством бурения скважин в нашей стране относились с предубеждением. Считалось, что раз сечение скважины меньше, чем у нефтяного колодца, то и приток нефти к скважинам существенно меньше. При этом не учитывалось, что глубина скважин значительно больше, а трудоемкость их сооружения меньше. Тем не менее, практические результаты бурения скважин постепенно изменили это мнение. Кроме того, и статистические данные о влиянии глубины колодцев на добычу нефти свидетельствовали о необходимости развития бурения: в 34 1872 г. среднесуточная добыча нефти из одного колодца глубиной 10…11 м составляла 816 кг, 14…16 м — 3081 кг, а свыше 20 м — уже 11200 кг.

При эксплуатации скважин нефтепромышленники стремились перевести их в режим фонтанирования, т. к. это был наиболее легкий путь добычи. Первый мощный нефтяной фонтан в Балаханах ударил в 1873 г. на участке Халафи. В 1878 г. большой нефтяной фонтан дала скважина, пробуренная на участке З. А. Тагиева в БибиЭйбате. В 1887 г. 42 % нефти в Баку было добыто фонтанным способом. Форсированный отбор нефти из скважин приводил к быстрому истощению прилегающих к их стволу нефтеносных слоев, а остальная (большая) ее часть оставалась в недрах. Кроме того, из-за отсутствия достаточного количества хранилищ значительные потери нефти имели место уже на поверхности земли. Так, в 1887 г. фонтанами было выброшено 1088 тыс. т нефти, а собрано — всего 608 тыс.т. На площадях вокруг фонтанов образовывались обширные нефтяные озера, где в результате испарения терялись наиболее ценные фракции. Сама выветрившаяся нефть становилась малопригодной для переработки, и ее выжигали. Застойные нефтяные озера горели по много дней подряд.

Добыча нефти из скважин, давление в которых было недостаточным для фонтанирования, производилась с помощью цилиндрических ведер длиной до 6 м. В их дне был устроен клапан, открывающийся при движении ведра вниз и закрывающийся под весом извлекаемой жидкости при движении ведра вверх. Способ добычи нефти посредством желонок назывался тартанием.

Первые опыты по применению глубинных насосов для добычи нефти были выполнены в США в 1865 г. В России этот способ начали применять с 1876 г. Однако насосы быстро засорялись песком, и нефтепромышленники продолжали отдавать предпочтение желонке. Из всех известных способов добычи нефти главным оставался тартальный: в 1913 г. с его помощью добывали 95 % всей нефти. Тем не менее, инженерная мысль не стояла на месте. В 70-х годах XIX в. В. Г. Шухов предложил компрессорный способ добычи нефти посредством подачи в скважину сжатого воздуха (эрлифт). Испытана эта технология была в Баку только в 1897 г. Другой способ добычи нефти — газлифт — предложил М. М. Тихвинский в 1914 г. Выходы природного газа из естественных источников использовались человеком с незапамятных времен. Позже нашел применение природный газ, 35 получаемый из колодцев и скважин. В 1902 г. в Сураханах близ Баку была пробурена первая скважина, давшая промышленный газ с глубины 207 м [2]. 3.2 Фонтанная эксплуатация нефтяных и газовых скважин Процесс подъема продукции скважины от забоя до устья только за счет энергии, имеющейся на забое, называется фонтанированием, а способ эксплуатации – фонтанным [3]. Фонтанный способ применяется если пластовое давление велико. В этом случае нефть фонтанирует, поднимаясь на поверхность по насосно-компрессорным трубам за счет пластовой энергии. Условием фонтанирования является превышение пластового давления над гидростатическим давлением столба жидкости, заполняющей скважину [2]. Устройство скважины для фонтанной добычи нефти наглядно приведен в источнике [2] на рис. 3.1. Нефть поступает в нее из пласта через отверстия в колонне эксплуатационных труб 1. Внутри эксплуатационной колонны находятся насоснокомпрессорные трубы 2. Нефть поступает в них через башмак 3. Верхний конец насосно-компрессорных труб через фланец 4 соединяется с фонтанной арматурой 5. Фонтанная арматура представляет собой систему труб с задвижками. К этой системе присоединен штуцер 6, представляющий собой стальную болванку с цилиндрическим каналом малого сечения.

Назначение штуцера заключается в ограничении притока нефти в скважину путем дросселирования давления на выходе из нее. Установка штуцера позволяет обеспечить длительную и бесперебойную работу скважины в фонтанном режиме. Кроме того, благодаря низким скоростям притока нефти, уменьшается загрязнение скважины частицами породы. Из штуцера пластовая нефть попадает в сепаратор (или трап), где происходит ее разделение на нефть и нефтяной газ. Фонтанный способ эксплуатации нефтяных скважин применяется на начальном этапе разработки месторождений. Все газовые скважины эксплуатируются фонтанным способом. Газ поступает на поверхность за счет пластового давления [2].



1 - эксплуатационная колонна; 2 - насосно-компрессорные трубы; 3 - башмак; 4 - фланец; 5 - фонтанная арматура; 6 - штуцер.

Рисунок 3.1 - Устройство скважины для фонтанной добычи нефти

3.1 Виды фонтанирования и типы фонтанных скважин

Обращаясь к источнику [3], в зависимости от места выделения газа из нефти возникают два вида фонтанирования и три типа скважин (рис. 3.2): - артезианское фонтанирование, происходящее за счет только гидростатического напора. Условие артезианского фонтанирования Ру ≥Рнас; - газлифтное фонтанирование, происходящее за счет гидростатического напора и энергии газа. Условие газлифтного фонтанирования Ру < Рнас.

Артезианское фонтанирование происходит без участия газа. Случаи такого фонтанирования для нефтяных скважин крайне редки, поскольку в этом случае давления на устье скважин должны иметь большие значения [3].

Первый тип скважин — артезианское фонтанирование: Рз>Рнас, Р2≥Рнас, т. е. фонтанирование происходит за счет гидростатического напора (рис. 3.2, а). В скважине наблюдается обычный перелив жидкости, движется негазированная (без свободного газа) жидкость (аналогично артезианским водяным скважинам). В затрубном пространстве между насосно-компрессорными трубами 1 и обсадной эксплуатационной колонной 2 находится жидкость, в чем можно убедиться, открыв, например, трехходовый кран под манометром, показывающим затрубное давление Рзатр. Газ выделяется из нефти за пределами скважины в выкидной трубе [4].

При газлифтном фонтанировании в скважине движется газожидкостная смесь (ГЖС). Причем ГЖС движется по части скважины (рис. 3.2 б) или по всей скважине (рис. 3.2 в). При появлении газа в жидкости проявляется газлифтный эффект, под которым понимается подъем жидкости на определенную высоту за счет энергии газа. Механизм газлифтного эффекта заключается в том, что газожидкостная смесь имеет плотность всегда меньшую, чем плотность жидкости. В результате столб ГЖС становится больше и достигает, например, устья скважины [3].

Второй тип скважин — газлифтное фонтанирование с началом выделения газа в стволе скважины: Рз ≥Рнас, Р2 Р2, то по мере подъема нефти давление снижается, увеличивается количество свободного газа, происходит расширение газа, растет газосодержание потока, т. е. фонтанирование осуществляется по принципу работы газожидкостного подъема [4].

Третий тип скважин — газлифтное фонтанирование с началом выделения газа в пласте: Рз<Рнас, Р2<Рнас (рис. 3.2, в). В пласте движется газированная жидкость, на забой и к башмаку НКТ поступает газожидкостная смесь. После начала притока основная масса газа увлекается потоком жидкости и поступает в НКТ. Часть газа отделяется (сепарируется) и поступает в затрубное пространство, где газ барботирует в относительно неподвижной жидкости. В затрубном пространстве накапливается газ, уровень жидкости снижается и достигает башмака НКТ. Со временем наступает стабилизация и при Рз<Рнас уровень всегда устанавливается у башмака НКТ. Затрубное давление газа, как правило, высокое, почти достигает значений Р1 и Рз. При утечках газа из затрубного пространства (через негерметичности в резьбовых соединениях НКТ, обсадной колонне, устьевом оборудовании) уровень будет находиться выше башмака НКТ. Чем меньше расход и вязкость жидкости, больше расход газа у башмака, зазор между НКТ и эксплуатационной колонной, тем больше газа сепарируется в затрубное пространство [4].



1 – НКТ; 2 – эксплуатационная колонна; H – высота скважины; L – длина НКТ;
Рз – забойное давление; Рнас – давление насыщения; Рзатр – затрубное давление;
Р1 – давление у башмака; Р2 – давление на устье скважины
а – артезианское; б – газлифтное с началом выделения газа в скважине;
в – газлифтное с началом выделения газа в пласте

Рисунок 3.2 – Типы фонтанных скважин и виды фонтанирования

3.2 Условия фонтанирования

Приток жидкости и газа к скважинам обусловлен разностью значений пластового и забойного давления. Подъем жидкости и газа от забоя скважины на дневную поверхность — основной процесс при эксплуатации скважины, который может происходить как за счет природной энергии Wп, поступающей из пласта, так и вводимой в скважину с дневной поверхности энергии WH. Сумма пластовой энергии и энергии, подаваемой с поверхности, затрачивается на подъем жидкости и газа от забоя к устью скважины, на преодоление сопротивления штуцера, а часть энергии уносится с продукцией скважины. Последнее обусловлено необходимостью поддержания определенного давления на устье скважины, необходимого для транспорта продукции через промысловые сооружения. Пластовая энергия представлена 39 потенциальной энергией жидкости, находящейся под давлением, равным забойному давлению, и энергией расширяющегося газа [5].

Подъем флюидов в стволе добывающей скважины может происходить либо за счет пластовой энергии (Wпл), либо за счет пластовой (Wпл) и искусственно вводимой с поверхности в скважину (Wи) энергий. На забой скважины поступают из пласта флюиды, которые обладают потенциальной энергией, обусловленной действием сил гидродинамического давления. В стволе скважины энергия расходуется на преодоление силы тяжести гидростатического столба смеси (Wсм), сил путевого (Wтр), местного (Wм) и инерционного (Wин) сопротивлений, которые связаны с движением, а также на транспорт продукции скважины от устья до пунктов сбора и подготовки (Wтрансп) [4].

Таким образом, условие фонтанирования скважины является справедливость уравнения 3.1:

Wпл = Wсм+Wтр+Wм+ Wин+ Wтрансп,

(3.1)

где Wпл – пластовая энергия;

Wсм – энергия для преодоления силы тяжести гидростатического столба смеси;

Wтр – энергия силы сопротивления (трения);

Wм – силы местного сопротивления;

Wин – силы инерционного сопротивления; Wтрансп – энергия на транспортировку продукции от устья до пункта сбора.
Или уравнение баланса давлений:

Pз = ∆Pп+∆Pу+P2,

(3.2)

где Pз – забойное давление фонтанирующей скважины;

∆Pп – общие потери давления в подъемнике на преодоление различных сопротивлений движению;

∆Pу – перепад давления в регулирующем приспособлении на устье;

P2 – давление в начале выкидной линии.
При выборе режима работы фонтанных скважин пользуются не просто понятием о возможности фонтанирования, а условием фонтанирования на оптимальном режиме [5].

Потенциальная энергия 1т жидкости, находящейся под давлением, равным забойному давлению, определяется по формуле:

Wж = ρ·g·h,

(3.3)

Если выразить высоту подъема жидкости h через забойное давление Pз, то:

(3.3)

где 𝑃0 – атмосферное давление.

3.3 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 Гэф принимают средний объем свободного газа на участке НКТ, где движется газожидкостная смесь, приходящийся на единицу массы жидкости. Удельный расход газа Rопт 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. Gэф ≥ Rопт – неравенство позволяет определить наиболее благоприятные, необходимые условия фонтанирования скважины, которые на практике могут оказаться недостаточными [6]. В реальных условиях нефтяных промыслов процесс фонтанирования можно осуществить при следующих условиях: Pз ˂ Pнас; Pз ≥ Pнас [7].