Файл: Курсовой проект по мдк 01. 02 Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 03.02.2024
Просмотров: 62
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
проявление движущихся сил в пласте, которые обуславливают приток природного газа к забою скважины.
При прогнозировании разработки месторождений природных газов различают два вида режима – газовый и водонапорный (упруговодонапорный).
В первом случае, приток газа к забою скважины обусловлен упругой энергией сжатого газа. Этот режим характеризуется тем, что в процессе разработки контурная или подошвенная пластовая вода практически не поступает в газовую залежь или отсутствует.
Во втором случае, в процессе разработки газовой залежи наблюдается поступление контурной или подошвенной воды, и как следствие, уменьшение газонасыщенного объёма порового пространства залежи. В этом случае приток газа к забою скважины обусловлен как упругой энергией сжатого газа, так и напором продвигающейся в залежь контурной или подошвенной воды. Вторжение в газовую залежь воды приводит к замедлению темпа падения пластового давления.
При водонапорном режиме зависимость вида отклоняется от соответствующей зависимости справедливой для газового режима. Если с самого начала разработки идет активное вторжение в залежь воды, то водонапорный режим проявляется на ранней стадии разработки. Следовательно, для водонапорного режима процесс обводнения газовых скважин и месторождений – естественный процесс.
Рисунок 3 - Примеры зависимости для газовой залежи:
1 – жесткий водонапорный режим; 2, 2а, 3 и 5 – разновидности водонапорного режима;4 – газовый режим.
Существуют несколько видов эксплуатации скважин:
- фонтанный
- газлифтный
-глубинный и другие.
Под эксплуатацией добывающих скважин понимается их использование в технологических процессах подъема из пласта на поверхность продукции пласта (нефти, конденсата, газа, воды).
Способы эксплуатации скважин и периоды их применения обосновываются в проектных документах на разработку месторождения и реализуются нефтегазодобывающими организациями по планам геолого-технических мероприятий.
Исходным материалом для составления проекта является информация о структуре месторождения, числе пластов и пропластков, размерах и конфигурации залежей, свойствах коллекторов и насыщающих их нефти, газа и воды.
После утверждения запасов производится комплексное проектирование разработки месторождения. При этом используются результаты пробной эксплуатации разведочных скважин, в ходе которой определяют их производительность, пластовое давление, изучают режимы работы залежей, положение водонефтяных (газоводяных) и газонефтяных контактов и др.
В ходе проектирования выбирается система разработки месторождения, под которой понимают определение необходимого числа и размещения скважин, последовательность их ввода, сведения о способах и технологических режимах эксплуатации скважин, рекомендации по регулированию баланса пластовой энергии в залежах.
Число скважин должно обеспечивать запланированную на рассматриваемый период добычу нефти, газа и конденсата.
Размещаются скважины на площади залежи равномерно и неравномерно. При этом различают равномерности и неравномерности двух видов: геометрическую и гидрогазодинамическую. Геометрически равномерно размещают скважины в узлах правильных условных сеток (трех-, четырех-, пяти- и шестиугольных), нанесенных на площадь залежи. Гидрогазодинамически равномерным является такое размещение скважин, когда на каждую приходятся одинаковые запасы нефти (газа, конденсата) в области их дренирования.
Схему размещения скважин выбирают с учетом формы и размеров залежи, ее геологического строения, фильтрационных характеристик и т.д.
Последовательность ввода скважин в эксплуатацию зависит от многих факторов: плана добычи, темпов строительства промысловых сооружений, наличия буровых установок и т.д.
2.4. Фонтанный способ эксплуатации скважин
При добыче газа фонтанный способ является основным. Фонтанная эксплуатация, способ эксплуатации нефтяных, артезианских и газоконденсатных скважин, при котором полезное ископаемое под действием пластовой энергии изливается на поверхность. При подъёме нефти и конденсата пластовая энергия складывается из энергии, зависящей от величины гидростатического напора, определяемого забойным давлением, и энергии газа, выделяемого из нефти и конденсата по мере падения давления при движении вверх по скважине потока продукции. Скважины, в которых ожидается фонтанирование, перед освоением оборудуют колонной фонтанных труб (для рационального использования энергии расширяющегося газа). Диаметр труб выбирается в зависимости от ожидаемого дебита, давления, глубины скважины, условий эксплуатации и диаметра обсадных колонн. После спуска в скважину колонны фонтанных труб на устье устанавливается фонтанная арматура и производится обвязка устьевого оборудования. Длительное и бесперебойное фонтанирование скважин в процессе освоения и эксплуатации обеспечивается правильно выбранным режимом её работы. Режим фонтанной эксплуатации изменяют созданием противодавления в фонтанной ёлке.
После того как скважина пробурена и освоена, необходимо начать добывать из нее нефть. Хотя нужно отметить, что не из всех даже эксплуатационных скважин добывается нефть. Существуют так называемые нагнетательные скважины. В них наоборот закачивается, только не нефть, а вода. Это необходимо для эксплуатации месторождения в целом. Нефть находится под землей под таким давлением, что при прокладке к ней пути в виде скважины она устремляется на поверхность. Как правило, фонтанируют скважины только в начале своего жизненного цикла, т.е. сразу после бурения. Через некоторое время давление в пласте снижается и фонтан иссякает. Конечно, если бы на этом прекращалась эксплуатация скважины, то под землей оставалось бы более 80% нефти.
В процессе освоения скважины в нее опускается колонна насосно-компрессорных труб (НКТ). Если скважина эксплуатируется фонтанным способом, то на поверхности устанавливают специальное оборудование – фонтанную арматуру. Это оборудование необходимо для управления скважиной. С помощью фонтанной арматуры можно регулировать добычу нефти – уменьшать или совсем остановить. После того, когда давление в скважине уменьшится, и скважина начнет давать совсем мало нефти, как посчитают специалисты, ее переведут на другой способ эксплуатации.
2.5 Оборудование устья скважин при фонтанном способе эксплуатации
Ф
онтанная арматура - комплект устройств, монтируемый на устье фонтанирующей скважины для его герметизации, подвески лифтовых колонн и управления потоками продукции скважины. ФА должна выдерживать большое давление (при полном закрытии фонтанирующей скважины), давать возможность производить замеры давления, как в лифтовых трубах, так и на выходе продукции из скважины, позволять выпускать или закачивать газ при освоении скважины. ФА включает колонную и трубную головки, фонтанную ёлку и манифольд (рисунок 4).
Рисунок 4 - Арматура фонтанная крестовая для однорядного подъемника: 1 - манометры; 2 - трехходовой кран; 3 - буфер; 4, 9 - задвижки; 5 - крестовик елки; 6 - переводная катушка; 7 - переводная втулка; 8 - крестовик трубной головки:10 - штуцеры; 11 - фланец колонны; 12 – буфер
Kолонная головка, расположенная в нижней части, служит для подвески обсадных колонн, герметизации межтрубных пространств и контроля давления в них. При простейшей конструкции скважины (без промежуточных технических колонн) вместо колонной головки используют колонный фланец, устанавливаемый на верхней трубе эксплуатационной колонны. Tрубная головка монтируется на колонной головке и служит для подвески и герметизации лифтовых колонн при концентричном или параллельном спуске их в скважину.
Фонтанная ёлка устанавливается на трубной головке и служит для распределения и регулирования потоков продукции из скважины. Cостоит из запорных (задвижки, шаровые или конические краны), регулирующих устройств (штуцеры постоянного или переменного сечения) и фитингов (катушки, тройники, крестовины, крышки). Манифольд связывает ФА c трубопроводами. Элементы ФА соединяются фланцами или хомутами. Для уплотнения внутренних полостей используют эластичные манжеты, наружных соединений - жёсткие кольца, стальные. Привод запорных устройств ручной, при высоком давлении пневматический или гидравлический c местным, дистанционным или автоматическим управлением. При отклонении давления продукции скважины от заданных пределов или в случае пожара на скважине автоматически закрываются запорные устройства. Давление во всех полостях контролируется манометрами. Запорные и регулирующие устройства могут дублироваться и заменяться под давлением при работе скважины, возможна также смена под давлением фонтанной ёлки. Для спуска в работающую скважину приборов и др. оборудования на ФА устанавливают лубрикатор - трубу c сальниковым устройством для каната или кабеля, в которой размещается спускаемое в скважину оборудование. Рабочее давление ФА 7-105 МПa, проходное сечение центрального запорного устройства 50-150 мм. ФА скважин морских месторождений c подводным устьем имеют спец. конструкции для дистанционной сборки и управления.
2.6. Регулирование режима эксплуатации фонтанных скважин
Регулирование режима работы при фонтанном способе эксплуатации можно осуществить тремя способами:
А) созданием противодавления на выходе фонтанной ёлки установкой устьевого дросселя;
Б) созданием местного сопротивления у башмака НКТ путём применения глубинного дросселя;
В) подбором диаметра и длины колонны НКТ.
В основном для регулирования режима эксплуатации фонтанной скважины на выкидных отводах устанавливают дроссели за боковыми задвижками (кранами) фонтанной ёлки. Конструктивно дроссель часто представляет собой шайбу или втулку с проходным отверстием меньшего диаметра, чем внутренний диаметр выкидной линии. Смысл применения дросселя заключается в том, что при прохождении через его сечение потока продукции скважины в результате создания местного гидравлического сопротивления на устье создаётся противодавление, значение которого зависит от параметров проходного сечения. Противодавление на устье скважины вызывает изменение забойного давления, что непосредственно влияет на приток в скважину. Строгой математической зависимости диаметра рабочего сечения дросселя и получаемого дебита фонтанной скважины не существует, поскольку течение газожидкостного потока обладает большой сложностью. Поэтому размеры проходного сечения дросселей подбирают опытным путём.
Для обоснованного установления режима эксплуатации фонтанных скважин кроме гидродинамических исследований следует провести специальные исследования и построить, так называемые, регулировочные кривые. Регулировочные кривые – это зависимость всех параметров, характеризующих работу скважины (забойное давление, депрессия, дебит, газовый фактор, содержание воды, содержание песка), от диаметра проходного канала дросселирующего устройства (штуцера). Регулировочные кривые отражают особенность процессов, происходящих между забоем и устьем при подъёме продукции, и позволяют более точно установить технологический режим эксплуатации скважины.
2.7. Системы размещения скважин по площади газоносности месторождений природных газов
Площади газоносности газовых залежей в плане могут иметь различную форму: удлиненного овала с отношением продольной и поперечной осей более 10, овала, круга, прямоугольника или фигуры произвольной формы.
Территории промыслов различаются рельефом, грунтом, застройками различного назначения. Газоносный коллектор в общем случае характеризуется изменчивостью литологического состава и геолого-физических параметров по площади и разрезу. Эти причины в сочетании с требованиями экономики обуславливают различные способы размещения эксплуатационных, нагнетательных и наблюдательных скважин на структуре и площади газоносности. При разработке газовых и газоконденсатных месторождений широко применяют следующие системы размещения эксплуатационных скважин по площади газоносности:
Рисунок 5 - Равномерная система размещения эксплуатационных скважин по площади газоносности по квадратной (а) или треугольной (б) сетке.
Рисунок 6 – Батарейная система размещения эксплуатационных скважин по площади газоносности.
Р
исунок 7 -
При прогнозировании разработки месторождений природных газов различают два вида режима – газовый и водонапорный (упруговодонапорный).
В первом случае, приток газа к забою скважины обусловлен упругой энергией сжатого газа. Этот режим характеризуется тем, что в процессе разработки контурная или подошвенная пластовая вода практически не поступает в газовую залежь или отсутствует.
Во втором случае, в процессе разработки газовой залежи наблюдается поступление контурной или подошвенной воды, и как следствие, уменьшение газонасыщенного объёма порового пространства залежи. В этом случае приток газа к забою скважины обусловлен как упругой энергией сжатого газа, так и напором продвигающейся в залежь контурной или подошвенной воды. Вторжение в газовую залежь воды приводит к замедлению темпа падения пластового давления.
При водонапорном режиме зависимость вида отклоняется от соответствующей зависимости справедливой для газового режима. Если с самого начала разработки идет активное вторжение в залежь воды, то водонапорный режим проявляется на ранней стадии разработки. Следовательно, для водонапорного режима процесс обводнения газовых скважин и месторождений – естественный процесс.Рисунок 3 - Примеры зависимости для газовой залежи:
1 – жесткий водонапорный режим; 2, 2а, 3 и 5 – разновидности водонапорного режима;4 – газовый режим.
-
Способы эксплуатации скважин
Существуют несколько видов эксплуатации скважин:
- фонтанный
- газлифтный
-глубинный и другие.
Под эксплуатацией добывающих скважин понимается их использование в технологических процессах подъема из пласта на поверхность продукции пласта (нефти, конденсата, газа, воды).
Способы эксплуатации скважин и периоды их применения обосновываются в проектных документах на разработку месторождения и реализуются нефтегазодобывающими организациями по планам геолого-технических мероприятий.
Исходным материалом для составления проекта является информация о структуре месторождения, числе пластов и пропластков, размерах и конфигурации залежей, свойствах коллекторов и насыщающих их нефти, газа и воды.
После утверждения запасов производится комплексное проектирование разработки месторождения. При этом используются результаты пробной эксплуатации разведочных скважин, в ходе которой определяют их производительность, пластовое давление, изучают режимы работы залежей, положение водонефтяных (газоводяных) и газонефтяных контактов и др.
В ходе проектирования выбирается система разработки месторождения, под которой понимают определение необходимого числа и размещения скважин, последовательность их ввода, сведения о способах и технологических режимах эксплуатации скважин, рекомендации по регулированию баланса пластовой энергии в залежах.
Число скважин должно обеспечивать запланированную на рассматриваемый период добычу нефти, газа и конденсата.
Размещаются скважины на площади залежи равномерно и неравномерно. При этом различают равномерности и неравномерности двух видов: геометрическую и гидрогазодинамическую. Геометрически равномерно размещают скважины в узлах правильных условных сеток (трех-, четырех-, пяти- и шестиугольных), нанесенных на площадь залежи. Гидрогазодинамически равномерным является такое размещение скважин, когда на каждую приходятся одинаковые запасы нефти (газа, конденсата) в области их дренирования.
Схему размещения скважин выбирают с учетом формы и размеров залежи, ее геологического строения, фильтрационных характеристик и т.д.
Последовательность ввода скважин в эксплуатацию зависит от многих факторов: плана добычи, темпов строительства промысловых сооружений, наличия буровых установок и т.д.
2.4. Фонтанный способ эксплуатации скважин
При добыче газа фонтанный способ является основным. Фонтанная эксплуатация, способ эксплуатации нефтяных, артезианских и газоконденсатных скважин, при котором полезное ископаемое под действием пластовой энергии изливается на поверхность. При подъёме нефти и конденсата пластовая энергия складывается из энергии, зависящей от величины гидростатического напора, определяемого забойным давлением, и энергии газа, выделяемого из нефти и конденсата по мере падения давления при движении вверх по скважине потока продукции. Скважины, в которых ожидается фонтанирование, перед освоением оборудуют колонной фонтанных труб (для рационального использования энергии расширяющегося газа). Диаметр труб выбирается в зависимости от ожидаемого дебита, давления, глубины скважины, условий эксплуатации и диаметра обсадных колонн. После спуска в скважину колонны фонтанных труб на устье устанавливается фонтанная арматура и производится обвязка устьевого оборудования. Длительное и бесперебойное фонтанирование скважин в процессе освоения и эксплуатации обеспечивается правильно выбранным режимом её работы. Режим фонтанной эксплуатации изменяют созданием противодавления в фонтанной ёлке.
После того как скважина пробурена и освоена, необходимо начать добывать из нее нефть. Хотя нужно отметить, что не из всех даже эксплуатационных скважин добывается нефть. Существуют так называемые нагнетательные скважины. В них наоборот закачивается, только не нефть, а вода. Это необходимо для эксплуатации месторождения в целом. Нефть находится под землей под таким давлением, что при прокладке к ней пути в виде скважины она устремляется на поверхность. Как правило, фонтанируют скважины только в начале своего жизненного цикла, т.е. сразу после бурения. Через некоторое время давление в пласте снижается и фонтан иссякает. Конечно, если бы на этом прекращалась эксплуатация скважины, то под землей оставалось бы более 80% нефти.
В процессе освоения скважины в нее опускается колонна насосно-компрессорных труб (НКТ). Если скважина эксплуатируется фонтанным способом, то на поверхности устанавливают специальное оборудование – фонтанную арматуру. Это оборудование необходимо для управления скважиной. С помощью фонтанной арматуры можно регулировать добычу нефти – уменьшать или совсем остановить. После того, когда давление в скважине уменьшится, и скважина начнет давать совсем мало нефти, как посчитают специалисты, ее переведут на другой способ эксплуатации.
2.5 Оборудование устья скважин при фонтанном способе эксплуатации
Ф
онтанная арматура - комплект устройств, монтируемый на устье фонтанирующей скважины для его герметизации, подвески лифтовых колонн и управления потоками продукции скважины. ФА должна выдерживать большое давление (при полном закрытии фонтанирующей скважины), давать возможность производить замеры давления, как в лифтовых трубах, так и на выходе продукции из скважины, позволять выпускать или закачивать газ при освоении скважины. ФА включает колонную и трубную головки, фонтанную ёлку и манифольд (рисунок 4).Рисунок 4 - Арматура фонтанная крестовая для однорядного подъемника: 1 - манометры; 2 - трехходовой кран; 3 - буфер; 4, 9 - задвижки; 5 - крестовик елки; 6 - переводная катушка; 7 - переводная втулка; 8 - крестовик трубной головки:10 - штуцеры; 11 - фланец колонны; 12 – буфер
Kолонная головка, расположенная в нижней части, служит для подвески обсадных колонн, герметизации межтрубных пространств и контроля давления в них. При простейшей конструкции скважины (без промежуточных технических колонн) вместо колонной головки используют колонный фланец, устанавливаемый на верхней трубе эксплуатационной колонны. Tрубная головка монтируется на колонной головке и служит для подвески и герметизации лифтовых колонн при концентричном или параллельном спуске их в скважину.
Фонтанная ёлка устанавливается на трубной головке и служит для распределения и регулирования потоков продукции из скважины. Cостоит из запорных (задвижки, шаровые или конические краны), регулирующих устройств (штуцеры постоянного или переменного сечения) и фитингов (катушки, тройники, крестовины, крышки). Манифольд связывает ФА c трубопроводами. Элементы ФА соединяются фланцами или хомутами. Для уплотнения внутренних полостей используют эластичные манжеты, наружных соединений - жёсткие кольца, стальные. Привод запорных устройств ручной, при высоком давлении пневматический или гидравлический c местным, дистанционным или автоматическим управлением. При отклонении давления продукции скважины от заданных пределов или в случае пожара на скважине автоматически закрываются запорные устройства. Давление во всех полостях контролируется манометрами. Запорные и регулирующие устройства могут дублироваться и заменяться под давлением при работе скважины, возможна также смена под давлением фонтанной ёлки. Для спуска в работающую скважину приборов и др. оборудования на ФА устанавливают лубрикатор - трубу c сальниковым устройством для каната или кабеля, в которой размещается спускаемое в скважину оборудование. Рабочее давление ФА 7-105 МПa, проходное сечение центрального запорного устройства 50-150 мм. ФА скважин морских месторождений c подводным устьем имеют спец. конструкции для дистанционной сборки и управления.
2.6. Регулирование режима эксплуатации фонтанных скважин
Регулирование режима работы при фонтанном способе эксплуатации можно осуществить тремя способами:
А) созданием противодавления на выходе фонтанной ёлки установкой устьевого дросселя;
Б) созданием местного сопротивления у башмака НКТ путём применения глубинного дросселя;
В) подбором диаметра и длины колонны НКТ.
В основном для регулирования режима эксплуатации фонтанной скважины на выкидных отводах устанавливают дроссели за боковыми задвижками (кранами) фонтанной ёлки. Конструктивно дроссель часто представляет собой шайбу или втулку с проходным отверстием меньшего диаметра, чем внутренний диаметр выкидной линии. Смысл применения дросселя заключается в том, что при прохождении через его сечение потока продукции скважины в результате создания местного гидравлического сопротивления на устье создаётся противодавление, значение которого зависит от параметров проходного сечения. Противодавление на устье скважины вызывает изменение забойного давления, что непосредственно влияет на приток в скважину. Строгой математической зависимости диаметра рабочего сечения дросселя и получаемого дебита фонтанной скважины не существует, поскольку течение газожидкостного потока обладает большой сложностью. Поэтому размеры проходного сечения дросселей подбирают опытным путём.
Для обоснованного установления режима эксплуатации фонтанных скважин кроме гидродинамических исследований следует провести специальные исследования и построить, так называемые, регулировочные кривые. Регулировочные кривые – это зависимость всех параметров, характеризующих работу скважины (забойное давление, депрессия, дебит, газовый фактор, содержание воды, содержание песка), от диаметра проходного канала дросселирующего устройства (штуцера). Регулировочные кривые отражают особенность процессов, происходящих между забоем и устьем при подъёме продукции, и позволяют более точно установить технологический режим эксплуатации скважины.
2.7. Системы размещения скважин по площади газоносности месторождений природных газов
Площади газоносности газовых залежей в плане могут иметь различную форму: удлиненного овала с отношением продольной и поперечной осей более 10, овала, круга, прямоугольника или фигуры произвольной формы.
Территории промыслов различаются рельефом, грунтом, застройками различного назначения. Газоносный коллектор в общем случае характеризуется изменчивостью литологического состава и геолого-физических параметров по площади и разрезу. Эти причины в сочетании с требованиями экономики обуславливают различные способы размещения эксплуатационных, нагнетательных и наблюдательных скважин на структуре и площади газоносности. При разработке газовых и газоконденсатных месторождений широко применяют следующие системы размещения эксплуатационных скважин по площади газоносности:
-
Равномерная система по квадратной или треугольной сетке (рисунок 5) -
Батарейная система (рисунок 6) -
Линейная «по цепочке» система (рисунок 7) -
Система в сводовой части залежи (рисунок 8) -
Неравномерная система (рисунок 9)
Рисунок 5 - Равномерная система размещения эксплуатационных скважин по площади газоносности по квадратной (а) или треугольной (б) сетке.
Рисунок 6 – Батарейная система размещения эксплуатационных скважин по площади газоносности.
Р
исунок 7 -