Отчет по практике: Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

Отличительной особенностью этого режима является то, что водоносная часть пласта значительно больше нефтеносной (границы водоносной части отстоят от контура нефтеносности на 100 км и более). Хотя расширение породы и жидкости при уменьшении давления в пласте, отнесенное к единице объема, незначительно, при огромных объемах залежи и питающей ее водонапорной системы таким образом можно извлечь до 15% нефти от промышленных запасов.

Коэффициент нефтеотдачи при упруговодонапорном режиме также может достигать 0,8.

При газонапорном режиме источником энергии для вытеснения нефти является давление газа, сжатого в газовой шапке. Чем больше ее размер, тем дольше снижается давление в ней.

В месторождениях, работающих в газонапорном режиме, процесс вытеснения нефти расширяющимся газом обычно сопровождается гравитационными эффектами. Газ, выделяющийся из нефти, мигрирует вверх, пополняя газовую шапку и оттесняя нефть в пониженную часть залежи. По мере понижения уровня газонефтяного контакта происходит прорыв газа к нефтяным скважинам, находящимся ближе к контуру газоносности, и их эксплуатация прекращается, т. к. в противном случае расходование энергии расширения газа газовой шапки будет нерациональным.

Коэффициент нефтеотдачи пласта при газонапорном режиме составляет 0,4-0,6.

При режиме растворенного газа основным источником пластовой энергии является давление газа, растворенного в нефти. По мере понижения пластового давления газ из растворенного состояния переходит в свободное. Расширяясь пузырьки газа выталкивают нефть к забоям скважин.

Коэффициент нефтеотдачи при режиме растворенного газа самый низкий и составляет 0,15-0,3. Причина этого в том, что запас энергии газа часто полностью истощается намного раньше, чем успевают отобрать значительные объемы нефти.

Гравитационный режим имеет место в тех случаях, когда давление в нефтяном пласте снизилось до атмосферного, а имеющаяся в нем нефть не содержит растворенного газа. При этом режиме нефть стекает в скважину под действием силы тяжести, а оттуда она откачивается механизированным способом.

4.3 Стадии разработки месторождений

Стадия разработки - это период процесса разработки, характеризующийся определенным закономерным изменением технологических и технико-экономических показателей. Под технологическими и технико-экономическими показателями процесса разработки залежи понимают текущую (среднегодовую) и суммарную (накопленную) добычу нефти, текущую и суммарную добычу жидкости (нефти и воды), обводненность добываемой жидкости (отношение текущей добычи воды к текущей добыче жидкости), текущий и накопленный водонефтяной фактор (отношение добычи воды к добыче нефти), текущую и накопленную закачку воды, компенсацию отбора закачкой (отношение закачанного объема к отобранному припластовых условиях), коэффициент нефтеотдачи, число скважин (добывающих, нагнетательных), пластовое и забойное давления, текущий газовый фактор, средние дебит добывающих и приемистость нагнетательных скважин, себестоимость продукции, производительность труда, капитальные вложения, эксплуатационные расходы, приведенные затраты и др.

По динамике добычи нефти выделяют четыре стадии процесса разработки залежей пластового типа в гранулярных коллекторах при водонапорном режиме [15].

Первая стадия - освоение эксплуатационного объекта - характеризуется:

)        интенсивным ростом добычи нефти до максимально заданного уровня (прирост составляет примерно 1-2% в год от балансовых запасов);

)        быстрым увеличением действующего фонда скважин до 0,6-0,8 от максимального;

)        резким снижением пластового давления;

)        небольшой обводненностью продукции (обводненность продукции достигает 3-4% при вязкости нефти не более 5 мПас и 35% при повышенной вязкости);

)        достигнутым текущим коэффициентом нефтеотдачи (около 10%).

Продолжительность стадии зависит от промышленной ценности залежи и составляет 4-5 лет, за окончание стадии принимается точка резкого перегиба кривой темпа добычи нефти (отношение среднегодового отбора нефти к балансовым ее запасам).

Вторая стадия - поддержание высокого уровня добычи нефти - характеризуется:

)        более или менее стабильным высоким уровнем добычи нефти (максимальный темп добычи нефти находится в пределах 3-17%) в течение 3-7 лет и более для месторождений с маловязкиминефтями и 1-2 года - при повышенной вязкости;

)        ростом числа скважин, как правило, до максимума за счет резервного фонда;

)        нарастанием обводненности продукции (ежегодный рост обводненности составляет 2-3% при малой вязкости нефти и 7% и более при повышенной вязкости, на конец стадии обводненность колеблется от нескольких до 65%);

)        отключением небольшой части скважин из-за обводнения и переводом многих на механизированный способ добычи нефти;

)        текущим коэффициентом нефтеотдачи, составляющим к концу стадии 30-50%, а для месторождений с "пиком" добычи - 10-15%.

Совместно первую, вторую и третью стадии называют основным периодом разработки. За основной период отбирают из залежей 80-90% извлекаемых запасов нефти.

Третья стадия - значительное снижение добычи нефти - характеризуется:

)        снижением добычи нефти (в среднем на 10-20% в год при маловязкихнефтях и на 3-10% при нефтях повышенной вязкости);

)        темпом отбора нефти на конец стадии 12,5%;

)        прогрессирующим обводнением продукции до 80-85% при среднем росте обводненности 78% в год, причем с большей интенсивностью для месторождений с нефтями повышенной вязкости;

)        повышением текущих коэффициентов нефтеотдачи на конец стадии до 50-60% для месторождений с вязкостью нефти не более 5 мПас и до 20-30% для месторождений с нефтями повышенной вязкости;

)        суммарным отбором жидкости 0,5-1 объема от балансовых запасов нефти.

Эта стадия наиболее трудная и сложная для всего процесса разработки, ее главная задача - замедление темпа снижения добычи нефти. Продолжительность стадии зависит от продолжительности предыдущих стадий и составляет 5-10 и более лет. Определить границу между третьей и четвертой стадиями по изменению среднегодового темпа добычи нефти обычно трудно. Наиболее четко ее можно определить по точке перегиба кривой обводненности.

Четвертая стадия - завершающая - характеризуется:

)        малыми, медленно снижающимися темпами отбора нефти (в среднем около 1%);

)        большими темпами отбора жидкости (водонефтяные факторы достигают 0,7-7 м³/м³);

)        высокой медленно возрастающей обводненностью продукции (ежегодный рост составляет около 1%);

)        более резким, чем на третьей стадии, уменьшением действующего фонда скважин из-за обводнения (фонд скважин составляет примерно 0,4-0,7 от максимального, снижаясь иногда до 0,1);

)        отбором за период стадии 10-20% балансовых запасов нефти.

Продолжительность четвертой стадии сопоставима с длительностью всего предшествующего периода разработки залежи, составляет 15-20 лет и более, определяется пределом экономической рентабельности, т. е. минимальным дебитом, при котором еще рентабельна эксплуатация скважин. Предел рентабельности обычно наступает при обводненности продукции примерно на 98%.

5. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

Способ эксплуатации скважин - это способ подъёма жидкости в стволе скважины.

В нефтяных скважинах существуют следующие способы:

)        Фонтанный;

)        Газлифтный;

)        Глубиннонасосный.

.1 Фонтанный способ эксплуатации

Способ эксплуатации скважин, при котором подъём нефти или смеси нефти с газом от забоя на поверхность осуществляется за счёт природной энергии, называется фонтанным.

Рисунок 5 - Пример фонтанной скважины

Рисунок 6 - Устьевая арматура фонтанной скважины

Если давление столба жидкости, заполняющей скважину, меньше пластового давления и призабойная зона незагрязнена (ствол скважины сообщается с пластом), то жидкость будет переливаться через устье скважины, т. е. скважина будет фонтанировать. Фонтанирование может происходить под влиянием:

)        гидростатического напора;

)        энергии расширяющегося газа;

)        или того и другого вместе.

Фонтанирование только за счёт гидростатического давления пласта - явление довольно редкое в практике эксплуатации нефтяных скважин. Это происходит тогда, когда в пластовой нефти содержится небольшое количество газа. При этом пластовое давление выше давления столба нефти, заполняющей скважину. Такой вид фонтанирования называется артезианским.

В большинстве случаев главную роль в фонтанировании скважин играет газ, содержащийся вместе с нефтью в пласте. При эксплуатации скважины, пробуренной на пласт, свободный газ из нефти начинает выделяться в подъемных трубах на такой глубине, где давление ниже давления насыщения нефти газом. В этом случае подъем нефти в скважине будет происходить за счет гидростатического напора и энергии сжатого газа, проявляющейся в верхней части скважины. Такой вид фонтанирования будет газлифтным.

На глубине, соответствующей давлению насыщения нефти газом, он начинает выделяться из нефти в виде мельчайших пузырьков. По мере продвижения вверх пузырьки газа испытывают все меньшее давление, в результате чего объем пузырьков газа увеличивается, и плотность смеси жидкости и газа уменьшается. Общее давление столба газожидкостной смеси на забой скважины становится меньше пластового, что вызывает самоизлив нефти, т. е. фонтанирование скважины [1].

В добывающих скважинах на поток газожидкостной смеси влияют размеры насосно-компрессорных труб (HKТ). При малой газонасыщенности пузырьки газа находятся на некотором расстоянии друг от друга (пузырьковая структура, рис. 7а). Их формы и размеры определяются соотношениями между силами сопротивления и поверхностного натяжения. Относительная скорость при этой структуре не превышает 10-20 см/с.

С ростом газонасыщенности при определенных свойствах газа и жидкости происходит слияние пузырьков. В этом случае диаметр их практически равен диаметру труб и развивается четочная (пробковая) структура (рис. 7б). Относительная скорость газа достигает 50-100 см/с.

При дальнейшем увеличении газонасыщенности пузырьки сливаются и образуется кольцевая структура или структура тумана (рис. 7 в). Часть жидкости переносится потоком газа в виде капель, часть движется вдоль стенки трубы, увлекаемая газом за счет сил трения.

Различают два вида газонасыщенности: расходную β -отношение объемного расхода газа к расходу смеси при данных термодинамических условиях и истинную φ - это отношение средней площади трубы, занятой газом, к площади сечения трубы. Если бы газ и жидкость двигались с одинаковой скоростью, то φ была бы равна β.

В восходящем потоке смеси газ движется с большей скоростью, поэтому φ < β и тем меньше, чем больше относительная скорость. Действительно, газ при одинаковом расходе, двигаясь с большей скоростью, занимает меньшую площадь сечения трубы. С ростом относительной скорости уменьшается содержание газа в смеси, а это ведет к увеличению ее плотности.

Рисунок 7 - Структура газожидкостной смеси при движении в НКТ

.2 Газлифтный способ эксплуатации

Логическим продолжением фонтанной эксплуатации является газлифтная эксплуатация, при которой недостающее количество газа для подъема жидкости закачивают в скважину с поверхности.

Способ эксплуатации нефтяных скважин, при котором подъем жидкости из пласта на поверхность осуществляется сжатым газом, нагнетаемым в колонну подъемных труб через башмак или через клапаны, называется газлифтным.

Для подъема жидкости сжатым газом в скважине необходимы два канала:

) для подачи газа;

) для подъема на поверхность жидкости.

Если под уровень жидкости, находящейся в каком-либо сосуде, опустить систему соединенных между собой трубок (рис. 8) и в трубку 1 нагнетать газ (воздух), то жидкость в ней под действием давления газа будет оттесняться вниз, перетекая в сосуд и в трубку 2.

При достижении места соединения трубок газ в виде мельчайших пузырьков будет поступать в трубку 2 и устремляться вверх. Во время движения вверх пузырьки воздуха увеличиваются в объеме и увлекают за собой жидкость, находящуюся в трубке 2.

Рисунок 8 - Модель газлифтного подъемника

Газлифт характеризуется высокой технико-экономической эффективностью, отсутствием в скважинах механизмов и трущихся деталей, простотой обслуживания скважин и регулирования работы [5].

Достоинства газлифтного метода:

)        отсутствие подвижных и быстроизнашивающихся деталей (что позволяет эксплуатировать скважины с высоким содержанием песка);

)        расположение технологического оборудования на поверхности (облегчает его наблюдение, ремонт);

)        обеспечение возможности отбора из скважин больших объемов жидкости (до 1800 ч 1900 м3/сут);

)        возможность эксплуатации нефтяных скважин при сильном обводнении и простота регулирования дебита скважин.

Недостатки газлифтного метода:

)        большие капитальные затраты;

)        низкий КПД;

)        повышенный расход НКТ, особенно при применении двухрядных подъемников;

)        быстрое увеличение расхода энергии на подъем 1 т нефти по мере снижения дебита скважин с течением времени эксплуатации.

.3 Глубиннонасосный способ эксплуатации

.3.1 Эксплуатация скважин штанговыми насосами

В скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг. Штанговая глубинная насосная установка (рис. 9) состоит из скважинного насоса (вставного или невставного типов), насосных штанг насосно-компрессорных труб, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске, сальникового уплотнения, сальникового (полированного) штока, станка-качалки, фундамента и тройника (устьевой арматуры). На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра.

Недостатками штанговых насосов является ограниченность глубины их подвески и малая подача нефти из скважин. Колонна насосно-компрессорных труб, по которой жидкость от насоса поднимается на поверхность, заканчивается на устье тройником 3. Сальниковое устройство в верхней части тройника предназначено для предотвращения утечек жидкости вдоль движущегося сальникового (полированного) штока. По боковому отводу в средней части тройника жидкость из скважины направляется в выкидную линию. Возвратно-поступательное движение колонне насосных штанг передается от электродвигателя 8 через редуктор 7 и кривошипно-шатунный механизм станка-качалки.

При движении плунжера вверх всасывающий клапан 13 под давлением жидкости открывается, в результате чего жидкость поступает в цилиндр насоса. Нагнетательный клапан 10 в это время закрыт, т. к. на него действует давление столба жидкости, заполнившей насосные трубы.