Добавлен: 08.11.2023
Просмотров: 376
Скачиваний: 7
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
СОДЕРЖАНИЕ
– Рассмотреть контроль технологического режима работы скважины;
Исследование фонтанных скважин и установление технологического режима их работы
Гидродинамические исследования скважин, скин-фактор
Расчет диаметра отверстия устьевого штуцера
Расчет насосно-компрессорных труб
Эксплуатация и обслуживание фонтанных скважин
3.3.2 Расчет основных технико – экономических показателей
4 Охрана окружающей среды и недр
4.1 Профилактика аварийных ситуаций на Трофивомском месторождении
– Исследование фонтанных скважин и установление технологического режима их работы;
– Расчет насосно-компрессорных труб;
– Расчет насосно-компрессорных труб.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
котором установлен штуцер заданного диаметра, и одновременно меняют изношенный штуцер в основном рабочем отводе. В связи с этим предложено много конструкций так называемых быстросменных штуцеров (рис. 5).
Простейший штуцер выполняется в виде диафрагмы с отверстием заданного диаметра, зажимаемой между двумя фланцами выкидной линии. Применяются регулируемые штуцеры, в которых проходное сечение плавно изменяют перемещением конусного штока в седле из твердого материала. Перемещение осуществляется вращением маховика, на штоке которого имеется указатель, показывающий эквивалентный диаметр проходного кольцевого сечения регулируемого штуцера.5
Такие штуцеры сложнее, дороже, имеют сальниковые уплотнения и применяются обычно в скважинах, не продуцирующих песок. В любом штуцере происходит поглощение энергии газожидкостной струи и снижение давления от давления на буфере до давления в отводящей линии системы нефтегазосбора. Если разность давлений велика, применяют несколько последовательно соединенных штуцеров, в каждом из которых частично снижается давление.
1 - корпус, 2 - тарельчатая пружина, 3 - боковое седло, 4 - обойма, 5 - крышка, 6 - нажимная гайка, 7 - прокладка, 8 - гайка боковая. 9 - штуцерная металлокерамическая втулка.
Рисунок 5 – Штуцер быстросменный для фонтанной арматуры высокого давления(ЩБА-50-700)
Изменение режима работы скважины
Изменения технологического режима обусловлены либо изменением самого определяющего фактора, по которому устанавливался данный режим, либо возникновением новых факторов, которые на данном этапе разработки из так называемых пассивных факторов переходят в активные.6 Необходимость изменения установленного технологического режима обусловлена изменением характеристик пласта и скважин в процессе разработки, проведением определенных мероприятий, позволяющих увеличить производительность скважин, или ремонтно-профилактических работ, нередко приводящих к снижению производительности.
В процессе эксплуатации месторождения необходимость изменения технологического режима возникает при следующих обстоятельствах:
Определяющий фактор при установлении технологического режима - подошвенная вода. В этом случае допустимая предельная депрессия на пласт для заданной величины вскрытия пласта - величина переменная. С изменением плотностей воды и газа, а также пластового давления величина допустимой депрессии линейно уменьшается с уменьшением пластового давления. Следовательно, при наличии подошвенной воды величина допустимой депрессии должна быть периодически снижена в соответствии со снижением пластового давления. Иначе установленная в начале разработки величина допустимой депрессии на пласт приводит к неизбежному подтягиванию конуса воды в скважину. Если технологический режим определяется на длительное время только по подошвенной воде, то при этом необходимо учесть подъем поверхности контакта газ-вода. Это, в свою очередь, приведет к более интенсивному снижению производительности скважины. Существует несколько часто встречающихся случаев необходимости изменения технологического режима, установленного по подошвенной воде:
а) в скважине в результате ремонтно-изоляционных работ установлены цеметные мосты, которые позволяют увеличить величину допустимой депрессии на пласт, следовательно, увеличить предельный безводный дебит скважины, или создана искусственная перегородка, позволяющая также существенно повысить производительность скважины или депрессию на пласт;
б) производительность скважины вследствие плохих коллекторских свойств пласта весьма низкая и допускается превышение допустимой величины депрессии с одновременным притоком газа и воды и последующим удалением воды из скважины;
в) по некоторым скважинам, технологические режимы которых установлены исходя из наличия подошвенной воды, требуется повышение или понижение давления на устье скважины на фоне всех эксплуатируемых скважин и системы сбора газа;
г) в скважине производятся работы по подъему и спуску насосно-компрессорных труб либо смена полностью или частично арматуры и эти работы приводят к изменению параметров пласта и скважины, следовательно, и к изменению технологического режима работы.
Все изменения технологического режима эксплуатации независимо от того, вызваны ли они изменением пластового давления, подъемом поверхности газ-вода, изменением плотности воды и газа, установкой цементных мостов или созданием искусственного непроницаемого экрана, величиной устьевого давления, подъемом насосно-компрессорных труб или другими причинами, должны быть предусмотрены проектом разработки месторождения, обоснованы расчетным путем с учетом расстояния от нижнего
интервала перфорации до контакта газ-вода, параметров пласта, возможного темпа подъема поверхности газ-вода и падения пластового давления, необходимой величины высоты цементного моста и непроницаемого экрана и других параметров, используемых при расчете величины предельного безводного дебита с привлечением фактического материала и контролируемых в процессе эксплуатации. Только при этих условиях проектные данные будут весьма близки к фактическим.7
Определяющий фактор при установлении технологического режима - близость контурных вод. В этом случае критерием выбора режима могут служить несколько параметров, среди которых на первое место выходит суммарный отбор газа из месторождения до прорыва воды в скважину. Принципиально продвижение контурных вод к скважине связано с двумя показателями: общим истощением месторождения независимо от расположения скважин, в частности рассматриваемой скважины, в результате которого происходит внедрение в газовую залежь контурной воды; созданием значительной депрессионной воронки, влияющей на темп внедрения воды в зону дренажа рассматриваемой скважины так, что он значительно опережает темп внедрения от общего истощения газоносного пласта. При сравнительно высоких темпах отбора газа из месторождения, что особенно характерно для месторождений с малыми запасами, как правило, темп внедрения контурных вод несколько отстает от темпа отбора газа. Следовательно, для сравнительно однородного пласта (или нескольких пластов) в скважинах, расположенных в зонах, не представляющих опасности прорыва контурных вод, обеспечение максимального дебита (если другие факторы не ограничивают его величину) при установлении технологического режима целесообразно. В то же время в скважинах, расположенных близко к контурной воде, ограничение депрессии с целью предотвращения преждевременного прорыва воды является необходимым условием. Величина депрессии в приконтурных скважинах в каждом конкретном месторождении и в каждой конкретной скважине выбирается расчетным путем исходя из расстояния от устья скважины до контакта газ-вода, коллекторских свойств пласта, их изменения от скважины до контура, пластового давления и других геолого-промысловых параметров. При наличии нескольких неоднородных пластов эти расчеты производятся по наиболее опасному с точки зрения быстрого прорыва контурной воды пласту
8.
Возможные изменения технологического режима эксплуатации скважин, когда определяющим фактором является возможность прорыва контурной воды, связаны с ее продвижением в процессе истощения, необходимостью ремонтно-профилактических работ на скважине, изменением устьевого давления, образованием гидратов при незначительных дебитах и др.
Перечень и описание оборудования, используемого при фонтанном способе добычи нефти
Геологические условия нефтяных и газовых месторождений, из которых добываются нефть и газ, различны. Они отличаются глубиной залегания продуктивного пласта, характеристикой и устойчивостью проходимых горных пород, пластовыми давлениями и температурой, газовым фактором, плотностью нефти, давлением насыщения и другими характеристиками. В зависимости от этих геологических характеристик и особенностей продуктивного пласта применяются различные конструкции скважин. В этих конструкциях обязательными элементами являются короткое направление (5 - 15 м), кондуктор (100 - 500 м) и обсадная - эксплуатационная колонна (до продуктивного горизонта). Однако такая простая одноколонная конструкция употребляется при глубинах порядка до 2000 м с устойчивыми породами, не вызывающими осложнений при бурении и освоении скважины. При сложных геологических условиях, трудностях спуска одной колонны до проектной глубины, осложнениях при бурении, необходимости перекрытия промежуточных горизонтов с большим пластовым давлением, а также по ряду других причин необходимо применять более сложные и дорогостоящие многоколонные конструкции скважин.
Она предназначена для обвязки устья скважины с целью герметизации межтрубных пространств, а также для подвески обсадных колонн и установки фонтанной арматуры. Существуют одно-,двух-,трех-,четырех- и пятиколонные головки; требования, предъявляемые к конструкциям колонных головок, следующие: надежная герметизация межтрубных пространств; возможность контроля за давлениями во всех межтрубных пространствах; быстрое и надежное закрепление подвески обсадных колонн; возможность крепления к одной колонной головке различных обсадных колонн, т. е. универсальность; быстрый и удобный монтаж; минимально возможная высота.
Колонная головка в период эксплуатации скважины остается на устье и, как правило, не ремонтируется. Поэтому к ее конструкции и качеству изготовления предъявляются высокие требования. Выпускаются колонные головки на 14,0; 21,0; 35,0; 50,0 и 70,0 МПа рабочего давления. В некоторых случаях (на газовых скважинах) применяются колонные головки, рассчитанные на давление до 150 МПа9. После бурения с колонной головки демонтируют превенторы и устанавливают фонтанную арматуру (рисунок 6). Корпус головки 1 навинчивается на верхний резьбовой конец кондуктора.Обсадная колонна 10 вворачивается в специальную муфту 7. Герметичность соединения корпуса головки 1 и муфты 7 достигается муфтой 2 и двумя кольцами 3 из специальной нефтестойкой резины. Плотность посадки достигается за счет прижатия муфты полукольцами 5 и фланцем 4, который болтами притягивается к фланцу корпуса. Муфта 7 заканчивается фланцем 6 для присоединения к нему фонтанной арматуры. Для опрессовки колонной головки и контроля давления в межтрубном пространстве предусмотрен боковой отвод с краном высокого давления 9 и манометром 8.
Рисунок 6 - Корпус колонной головки
Фонтанная арматура
Фонтанная арматура предназначена для подвески одной или двух колонн фонтанных труб; для герметизации и контроля пространства между фонтанными трубами и обсадной колонной; для проведения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважины; для направления продукции скважины в выкидную линию на замерную установку; для регулирования режима работы скважины и осуществления глубинных исследований.
Простейший штуцер выполняется в виде диафрагмы с отверстием заданного диаметра, зажимаемой между двумя фланцами выкидной линии. Применяются регулируемые штуцеры, в которых проходное сечение плавно изменяют перемещением конусного штока в седле из твердого материала. Перемещение осуществляется вращением маховика, на штоке которого имеется указатель, показывающий эквивалентный диаметр проходного кольцевого сечения регулируемого штуцера.5
Такие штуцеры сложнее, дороже, имеют сальниковые уплотнения и применяются обычно в скважинах, не продуцирующих песок. В любом штуцере происходит поглощение энергии газожидкостной струи и снижение давления от давления на буфере до давления в отводящей линии системы нефтегазосбора. Если разность давлений велика, применяют несколько последовательно соединенных штуцеров, в каждом из которых частично снижается давление.
1 - корпус, 2 - тарельчатая пружина, 3 - боковое седло, 4 - обойма, 5 - крышка, 6 - нажимная гайка, 7 - прокладка, 8 - гайка боковая. 9 - штуцерная металлокерамическая втулка.
Рисунок 5 – Штуцер быстросменный для фонтанной арматуры высокого давления(ЩБА-50-700)
Изменение режима работы скважины
Изменения технологического режима обусловлены либо изменением самого определяющего фактора, по которому устанавливался данный режим, либо возникновением новых факторов, которые на данном этапе разработки из так называемых пассивных факторов переходят в активные.6 Необходимость изменения установленного технологического режима обусловлена изменением характеристик пласта и скважин в процессе разработки, проведением определенных мероприятий, позволяющих увеличить производительность скважин, или ремонтно-профилактических работ, нередко приводящих к снижению производительности.
В процессе эксплуатации месторождения необходимость изменения технологического режима возникает при следующих обстоятельствах:
Определяющий фактор при установлении технологического режима - подошвенная вода. В этом случае допустимая предельная депрессия на пласт для заданной величины вскрытия пласта - величина переменная. С изменением плотностей воды и газа, а также пластового давления величина допустимой депрессии линейно уменьшается с уменьшением пластового давления. Следовательно, при наличии подошвенной воды величина допустимой депрессии должна быть периодически снижена в соответствии со снижением пластового давления. Иначе установленная в начале разработки величина допустимой депрессии на пласт приводит к неизбежному подтягиванию конуса воды в скважину. Если технологический режим определяется на длительное время только по подошвенной воде, то при этом необходимо учесть подъем поверхности контакта газ-вода. Это, в свою очередь, приведет к более интенсивному снижению производительности скважины. Существует несколько часто встречающихся случаев необходимости изменения технологического режима, установленного по подошвенной воде:
а) в скважине в результате ремонтно-изоляционных работ установлены цеметные мосты, которые позволяют увеличить величину допустимой депрессии на пласт, следовательно, увеличить предельный безводный дебит скважины, или создана искусственная перегородка, позволяющая также существенно повысить производительность скважины или депрессию на пласт;
б) производительность скважины вследствие плохих коллекторских свойств пласта весьма низкая и допускается превышение допустимой величины депрессии с одновременным притоком газа и воды и последующим удалением воды из скважины;
в) по некоторым скважинам, технологические режимы которых установлены исходя из наличия подошвенной воды, требуется повышение или понижение давления на устье скважины на фоне всех эксплуатируемых скважин и системы сбора газа;
г) в скважине производятся работы по подъему и спуску насосно-компрессорных труб либо смена полностью или частично арматуры и эти работы приводят к изменению параметров пласта и скважины, следовательно, и к изменению технологического режима работы.
Все изменения технологического режима эксплуатации независимо от того, вызваны ли они изменением пластового давления, подъемом поверхности газ-вода, изменением плотности воды и газа, установкой цементных мостов или созданием искусственного непроницаемого экрана, величиной устьевого давления, подъемом насосно-компрессорных труб или другими причинами, должны быть предусмотрены проектом разработки месторождения, обоснованы расчетным путем с учетом расстояния от нижнего
интервала перфорации до контакта газ-вода, параметров пласта, возможного темпа подъема поверхности газ-вода и падения пластового давления, необходимой величины высоты цементного моста и непроницаемого экрана и других параметров, используемых при расчете величины предельного безводного дебита с привлечением фактического материала и контролируемых в процессе эксплуатации. Только при этих условиях проектные данные будут весьма близки к фактическим.7
Определяющий фактор при установлении технологического режима - близость контурных вод. В этом случае критерием выбора режима могут служить несколько параметров, среди которых на первое место выходит суммарный отбор газа из месторождения до прорыва воды в скважину. Принципиально продвижение контурных вод к скважине связано с двумя показателями: общим истощением месторождения независимо от расположения скважин, в частности рассматриваемой скважины, в результате которого происходит внедрение в газовую залежь контурной воды; созданием значительной депрессионной воронки, влияющей на темп внедрения воды в зону дренажа рассматриваемой скважины так, что он значительно опережает темп внедрения от общего истощения газоносного пласта. При сравнительно высоких темпах отбора газа из месторождения, что особенно характерно для месторождений с малыми запасами, как правило, темп внедрения контурных вод несколько отстает от темпа отбора газа. Следовательно, для сравнительно однородного пласта (или нескольких пластов) в скважинах, расположенных в зонах, не представляющих опасности прорыва контурных вод, обеспечение максимального дебита (если другие факторы не ограничивают его величину) при установлении технологического режима целесообразно. В то же время в скважинах, расположенных близко к контурной воде, ограничение депрессии с целью предотвращения преждевременного прорыва воды является необходимым условием. Величина депрессии в приконтурных скважинах в каждом конкретном месторождении и в каждой конкретной скважине выбирается расчетным путем исходя из расстояния от устья скважины до контакта газ-вода, коллекторских свойств пласта, их изменения от скважины до контура, пластового давления и других геолого-промысловых параметров. При наличии нескольких неоднородных пластов эти расчеты производятся по наиболее опасному с точки зрения быстрого прорыва контурной воды пласту
8.
Возможные изменения технологического режима эксплуатации скважин, когда определяющим фактором является возможность прорыва контурной воды, связаны с ее продвижением в процессе истощения, необходимостью ремонтно-профилактических работ на скважине, изменением устьевого давления, образованием гидратов при незначительных дебитах и др.
Перечень и описание оборудования, используемого при фонтанном способе добычи нефти
Геологические условия нефтяных и газовых месторождений, из которых добываются нефть и газ, различны. Они отличаются глубиной залегания продуктивного пласта, характеристикой и устойчивостью проходимых горных пород, пластовыми давлениями и температурой, газовым фактором, плотностью нефти, давлением насыщения и другими характеристиками. В зависимости от этих геологических характеристик и особенностей продуктивного пласта применяются различные конструкции скважин. В этих конструкциях обязательными элементами являются короткое направление (5 - 15 м), кондуктор (100 - 500 м) и обсадная - эксплуатационная колонна (до продуктивного горизонта). Однако такая простая одноколонная конструкция употребляется при глубинах порядка до 2000 м с устойчивыми породами, не вызывающими осложнений при бурении и освоении скважины. При сложных геологических условиях, трудностях спуска одной колонны до проектной глубины, осложнениях при бурении, необходимости перекрытия промежуточных горизонтов с большим пластовым давлением, а также по ряду других причин необходимо применять более сложные и дорогостоящие многоколонные конструкции скважин.
Колонная головка
Она предназначена для обвязки устья скважины с целью герметизации межтрубных пространств, а также для подвески обсадных колонн и установки фонтанной арматуры. Существуют одно-,двух-,трех-,четырех- и пятиколонные головки; требования, предъявляемые к конструкциям колонных головок, следующие: надежная герметизация межтрубных пространств; возможность контроля за давлениями во всех межтрубных пространствах; быстрое и надежное закрепление подвески обсадных колонн; возможность крепления к одной колонной головке различных обсадных колонн, т. е. универсальность; быстрый и удобный монтаж; минимально возможная высота.
Колонная головка в период эксплуатации скважины остается на устье и, как правило, не ремонтируется. Поэтому к ее конструкции и качеству изготовления предъявляются высокие требования. Выпускаются колонные головки на 14,0; 21,0; 35,0; 50,0 и 70,0 МПа рабочего давления. В некоторых случаях (на газовых скважинах) применяются колонные головки, рассчитанные на давление до 150 МПа9. После бурения с колонной головки демонтируют превенторы и устанавливают фонтанную арматуру (рисунок 6). Корпус головки 1 навинчивается на верхний резьбовой конец кондуктора.Обсадная колонна 10 вворачивается в специальную муфту 7. Герметичность соединения корпуса головки 1 и муфты 7 достигается муфтой 2 и двумя кольцами 3 из специальной нефтестойкой резины. Плотность посадки достигается за счет прижатия муфты полукольцами 5 и фланцем 4, который болтами притягивается к фланцу корпуса. Муфта 7 заканчивается фланцем 6 для присоединения к нему фонтанной арматуры. Для опрессовки колонной головки и контроля давления в межтрубном пространстве предусмотрен боковой отвод с краном высокого давления 9 и манометром 8.
Рисунок 6 - Корпус колонной головки
Фонтанная арматура
Фонтанная арматура предназначена для подвески одной или двух колонн фонтанных труб; для герметизации и контроля пространства между фонтанными трубами и обсадной колонной; для проведения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважины; для направления продукции скважины в выкидную линию на замерную установку; для регулирования режима работы скважины и осуществления глубинных исследований.