Файл: национальный исследовательский томский политехнический университет оператор по исследованию скважин.pdf

36
Периоды нарастающей, постоянной и падающей добычи газа ха- рактерны для крупных месторождений, запасы которых исчисляются сотнями млрд м
3
Рис. 2.3. Изменение во времени показателей разработки газового месторождения при газовом режиме и равномерном размещении скважин:
Q – добыча газа; p – средневзвешенное пластовое давление; n – число скважин; q – дебит скважин
Для всех трех периодов присуще, как правило, уменьшение во вре- мени дебитов скважин, пластовых и забойных давлений. Протекание всех трех периодов характерно для крупных месторождений, запасы ко- торых исчисляются сотнями млрд м
3
. При разработке средних по запа- сам месторождений газа период постоянной добычи газа часто отсутст- вует. При разработке незначительных по запасам газовых и газоконден- сатных месторождений могут отсутствовать как период нарастающей, так и период постоянной добычи газа.
С точки зрения технологии добычи газа выделяются период бес- компрессорной и период компрессорной эксплуатации залежи. Переход от бескомпрессорной к компрессорной эксплуатации определяется тех- нико-экономическими показателями и заданным темпом отбора газа.

37
С точки зрения подготовленности месторождений к разработке и степени его истощения различают периоды: опытно-промышленной эксплуатации, промышленной эксплуатации и период доразработки.
При опытно-промышленной эксплуатации месторождения наряду с поставкой газа потребителю производится его доразведка с целью полу- чения уточненных сведений, необходимых для составления проекта разработки. Продолжительность опытно-промышленной эксплуатации месторождений природных газов не превышает, как правило, трех- четырех лет.
В процессе разработки газоконденсатных месторождений, кроме вышеперечисленных, можно выделить периоды разработки без поддер- жания пластового давления и разработки с поддержанием пластового давления [12]. Период разработки без поддержания пластового давления продолжается до тех пор, пока средневзвешенное по объему газокон- денсатной залежи пластовое давление не сравняется с давлением начала конденсации данной залежи.
В случае применения сайклинг-процесса (закачки в пласт сухого газа, добытого из той же залежи, в целях поддержания пластового дав- ления на уровне давления начала конденсации) следует выделять пери- од консервации запасов газа, в процессе которого основным добывае- мым продуктом является конденсат.
Таким образом, в каждый период применяется своя система разра- ботки газовой залежи. В технологическом значении этого понятия – это комплекс технических мероприятий по управлению процессом движе- ния газа конденсата и воды в пласте.
Управление процессом движения газа, конденсата и воды в пласте осуществляется посредством следующих технических мероприятий:
• определенного размещения рассчитанного числа эксплуатацион- ных, нагнетательных и наблюдательных скважин на структуре и площа- ди газоносности;
• установления технологического режима эксплуатации скважин;
• рассчитанного порядка ввода скважин в эксплуатацию;
• поддержания баланса пластовой энергии.
Необходимо подчеркнуть, что все показатели, присущие данной технологии извлечения нефти и газа из недр, при данной системе разра- ботки месторождения взаимосвязаны. Нельзя, например, произвольно задавать перепады давления, пластовое давление, добычу жидкости и расход закачиваемых в пласт веществ. Изменение одних показателей может повлечь за собой изменение других. Взаимосвязь показателей разработки следует учитывать в расчетной модели разработки месторо- ждения, и если одни из показателей заданы, то другие должны быть рассчитаны.

38 3. ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА
Каждая нефтяная и газовая залежь обладает запасом естественной пластовой энергии, количество которой определяется величиной пла- стового давления и общим объемом всей системы, включая нефтяную и водяную зоны.
До вскрытия пласта скважинами жидкость и газ находятся в стати- ческом состоянии и располагаются по вертикали соответственно своим плотностям. После начала эксплуатации равновесие в пласте нарушает- ся: жидкости и газ перемещаются к зонам пониженного давления ближе к забоям скважин. Это движение происходит вследствие разности
(перепада) пластового (начального) давления и давления у забоев сква- жин (p пл
– р з
). Накопленная пластовая энергия расходуется на переме- щение жидкости и газа по пласту и подъем их в скважинах, а также на преодоление сопротивлений, возникающих при этом перемещении.
В зависимости от геологических условий и условий эксплуатации пла- стовая энергия проявляется в виде сил, способствующих движению флюидов.
Процесс подъема нефти на дневную поверхность может проходить за счет:
• естественной пластовой энергии (фонтанный способ эксплуата- ции скважин);
• энергии, вводимой в скважину с поверхности (механизирован- ные способы подъема: газлифт, глубинно-насосные способы эксплуата- ции скважин).
3.1. Фонтанная эксплуатация скважин
Фонтанирование скважин обычно происходит на вновь открытых месторождениях нефти, когда запас пластовой энергии велик, т. е. за- бойное давление достаточно большое, чтобы преодолеть гидростатиче- ское давление столба жидкости в скважине, противодавление на устье скважины и давление, расходуемое на преодоление трения, связанное с движением этой жидкости. Общее обязательное условие для работы фонтанирующей скважины [13]: пл з
з г
пл мр у
;
р р
р р
р р
р
>
>
+
>
+
(3.1)
Потери давления на гидравлическое трение p тр определяются по форму- лам трубной гидравлики. Противодавление на устье скважины p у
опре-

39 деляется ее удаленностью от групповой замерной установки, давлением в этой установке или размером штуцера (местного сопротивления), обычно устанавливаемого на выкидной линии фонтанирующей скважи- ны для регулирования режима ее работы. При широко распространен- ных в настоящее время однотрубных, герметизированных системах нефтегазосбора давление на устье p у
бывает большим, достигая не- скольких МПа.
Артезианское фонтанирование (фонтанирование жидкости, не со- держащей пузырьков газа). Этот способ встречается при добыче нефти редко. Он возможен при полном отсутствии растворенного газа в нефти или при забойном давлении, значительно превышающем гидростатиче- ское давление столба негазированной жидкости в скважине.
Фонтанирование за счет энергии газа (фонтанирование жидкости, содержащей пузырьки газа, облегчающего фонтанирование) – наиболее распространенный способ фонтанирования. При фонтанировании за счет энергии газа плотность столба газожидкостной смеси (ГЖС) в фон- танных трубах мала, поэтому гидростатическое давление столба такой смеси будет меньше. Следовательно, для фонтанирования скважины по- требуется меньшее забойное давление. Фонтанирование скважины мо- жет происходить при давлении на забое скважин, превышающем или равным давлению насыщения.
Фонтанная скважина
Это скважина, в которой нефть поднимается на поверхность за счет естественной энергии нефтяного пласта. Оборудованием для подъема нефти служат специальные фонтанные (лифтовые) трубы, обычно опускаемые до кровли продуктивного пласта и оснащенные на конце воронкой.
На устье каждой скважины устанавливается фонтанная арматура
(рис. 3.1), которая обеспечивает [14]:
• подвеску фонтанных труб;
• герметизацию устья скважины (колонная головка);
• регулирование режима эксплуатации фонтанной скважины осу- ществляется с помощью штуцеров.
Продукция фонтанной скважины по выкидной линии и линейным трубопроводам направляется на замерную установку.
Буферная задвижка служит для перекрытия и установки лубрика- тора, который применяется для спуска в скважину различных скважин- ных измерительных приборов при проведении исследований.

40
Рис. 3.1. Схема устьевой фонтанной арматуры
По мере разработки залежи количество пластовой энергии, посту- пающей на забой скважины, уменьшается вследствие обводнения про- дукции или падения пластового давления. Особенно острая необходи- мость в рациональном использовании пластовой энергии возникает в конце периода фонтанирования. Из условий в конце фонтанирования и выбирается диаметр колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) для подъема газожидкостного потока с тем, чтобы скважина работала на оп- тимальном режиме [15]:
3
к к к к к
y к
к y
1 1
400
q L
L
d
p
p
gL
p
p






 
, мм.
(3.2)
Для условий в конце фонтанирования давление у башмака НКТ p
1
берется равным давлению насыщения p
нас
Плотность жидкости в ρ
к определяется по прогнозу обводнения
(B
к
) скважин в конце фонтанирования: к
к к
в
1 1
100 100
B
B












, кг/м
3
,
(3.3) где

1
– плотность нефти;

в
– плотность воды; q
к
– дебит скважины в конце фонтанирования; p
y
– давление на устье скважины.
Центральная задвижка
Буферная задвижка
Тройник
Трубная головка
Колонная головка

41
Трубы считаются спущенными до верхних отверстий фильтра, а длина колонны НКТ определяется как расстояние
L
к от устья скважины до сечения, где давление равно давлению насыщения.
Осложнения в работе фонтанных скважин и их предупреждение
Наиболее типичными и наиболее опасными по своим последствиям осложнениями являются [13]:
1. Открытое нерегулируемое фонтанирование в результате нару- шений герметичности устьевой арматуры. Для предупреждения фонта- нирования арматура всегда опрессовывается на двукратное испытатель- ное давление. Кроме того, в последнее время были разработаны и на- шли применение различные отсекатели, спускаемые в скважину на не- которую глубину или даже под башмак колонны фонтанных труб.
2. Образование асфальто-смолистых и парафиновых отложений на внутренних стенках НКТ и в выкидных линиях. Для предотвращения отложений парафина и обеспечения нормальных условий работы сква- жины применяются механические методы; тепловые методы; покрытия труб из эмали или эпоксидных смол; растворители парафиновых отло- жений; химические добавки.
3. Пульсация при фонтанировании, которая может привести к преждевременной остановке скважины.
4. Образование песчаных пробок на забое и в самих НКТ при экс- плуатации пластов, склонных к пескопроявлению. Борьба с этим явле- нием ведется посредством спуска башмака НКТ до нижних перфораци- онных отверстий или периодической промывкой скважины, при кото- рой песчаная пробка размывается и уносится на поверхность потоком промывочной жидкости.
5. Отложения солей на забое скважины и внутри НКТ. Основными методами борьбы с образовавшимися солевыми отложениями являются химические методы, т. е. применение различных реагентов с после- дующим удалением продуктов реакции.
3.2. Газлифтная эксплуатация скважин
Газлифт – способ подъема жидкости из скважин за счет энергии га- за, находящегося под избыточным давлением и подводимого к башмаку фонтанных труб (рис. 3.2). Сущность газлифта – газирование жидкости.
В результате смешения газа с жидкостью образуется ГЖС такой плотно- сти, при которой имеющегося давления на забое скважины достаточно для подъема жидкости на поверхность. Приток продукции зависит от расхода газа. Газлифт применяется в тех случаях, когда работа насосов осложнена:

42
• высоким газосодержанием или температурой жидкости;
• наличием песка;
• отложениями парафина и солей;
• в кустовых и наклонно направленных скважинах.
Рис. 3.2. Схема газожидкостного подъемника
По схеме подачи и виду источника рабочего агента различают [13]:
• компрессорный газлифт (сжатый компрессором попутный газ или воздух – эрлифт);
• бескомпрессорный газлифт (природный газ под естественным давлением при наличии вблизи газовых месторождений или скважин с достаточными запасами и необходимым давлением);
• внутрискважинный бескомпрессорный газлифт (газ из продук- тивного пласта, вскрытого той же скважиной).
В зависимости от схемы действия во времени применяется:
• непрерывный газлифт (реализуется тогда, когда продуктивность скважины достаточно высока);
• периодический газлифт (реализуется в случае низкой продуктив- ности скважины по схеме с перепускным клапаном или по схеме с ка- мерой накопления).
Конструктивные особенности газлифтных подъемников определя- ются схемой действия и осложнениями при эксплуатации скважин [14].
Конструкции газлифтных подъемников для непрерывной эксплуа- тации определяются в зависимости (рис. 3.3):
Газ
Смесь

43
• от числа рядов НКТ, спускаемых в скважину (однорядные, двух- рядные, полуторарядные);
• направления движения сжатого газа (кольцевые и центральные).
Рис. 3.3. Конструктивные схемы газлифтных подъемников для непрерывной эксплуатации скважин
Однорядные подъемники используются при эксплуатации скважин с нормальными условиями (допустимое содержание механических при- месей, хорошее качество рабочего агента и его подготовки).
Преимущество двухрядного подъемника заключается в том, что при эксплуатации в осложненных скважинах его работа происходит плавно, с созданием лучших условий для выноса песка и предотвраще- ния образования песчаных пробок.
Для периодической эксплуатации скважин, работающих без ос- ложнений, применяется однорядный подъемник с пакером и перепуск- ным клапаном (рис. 3.4).
Цикл его работы заключается в следующем.
Когда перепускной клапан 5 закрыт, давление под обратным клапа- ном 7 со стороны скважины больше, чем давление со стороны подъем- ника, и клапан 7 открывается. Продукция поступает в подъемник, уро- вень жидкости в нем растет.
Вместе с этим растет и давление на сильфон перепускного клапана 5, который срабатывает от давления в подъемнике. При достижении за- данного перепада давлений между давлением газа в затрубном про- странстве и давлением жидкости в подъемнике клапан 5 открывается, газ поступает в подъемник, обратный клапан 7 закрывается, происходит газирование жидкости и выброс ГЖС на поверхность.
Однорядные Двухрядные