«Анализ фонда скважин и подбор оборудования в скважине, эксплуатирующейся фонтанным способом»
Написание курсового проекта студентом - это творческий процесс, в котором он показывает свои знания и способности в представлении материала.
Примерное содержание проекта:
1.Геологическая часть- кратко рассматривается геологическая характеристика объекта (пласта) разработки и насыщающих его флюидов.
2.Технологическая часть- предусматривает проведения анализа фонда действующих скважин с выявлением причин, осложняющих работу.
3.Расчетная часть- предполагает рассмотрение теоретических положений по подбору оборудования и проведение расчета фонтанного оборудования и режима работы выбранной скважины по методике.
4.Техническая часть - предполагает рассмотрение вопросов освоения и пуска в работу фонтанных скважин; методы исследования фонтанных скважин; оборудование фонтанных скважин, оборудование для предупреждения открытых фонтанов; борьба с отложениями при эксплуатации скважин.
5. Графическая часть
5.1. Карта разработки
5.2. Технический чертеж (со спецификацией)
ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Подъем жидкости и газа от забоя скважины на поверхность составляет основное содержание процесса фонтанной эксплуатации скважин. Этот процесс может происходить как за счет природной энергии (Wп), поступающих к забою жидкости и газа, так и за счет вводимой в скважину энергии с поверхности (Wи). Газожидкостная смесь (ГЖС), выходя из ствола скважин через специальное устьевое оборудование, направляется в сепараторы (отделители жидкости от газа) и замерные приспособления, затем поступает в промысловые трубопроводы. Для обеспечения движения смеси в промысловых трубопроводах на устье скважин поддерживается то или иное давление.
Для любого способа эксплуатации энергетический баланс можно выразить следующей формулой:
Wп+Wи =W1+W2+W3, (1)
где:
Wп- энергия, приносимая жидкостью и газом на забой из пласта;
Wи-энергия, вводимая (при необходимости) в скважину с поверхности ;
W1-энергия на подъем жидкости и газа с забоя до устья скважины;
W2-энергия, расходуемая ГЖС при движении через устьевое оборудование;
W3- энергия, уносимая струей жидкости и газа за пределы устья скважины.
Если Wи равна нулю, то эксплуатация называется фонтанной; если Wи не равна нулю, эксплуатация называется механизированной добычей нефти.
В большинстве случаев вместе с нефтью в пласте находится газ. Газ играет главную роль в фонтанировании скважин. Это справедливо даже для месторождений с явно выраженным водонапорным режимом, для которого характерно содержание в нефти газа, находящегося в растворенном состоянии и не выделяющегося из нефти в пределах пласта. Пластовый газ делает двойную работу: в пласте выталкивает нефть, а в трубах поднимает. При одном и том же количестве газа в скважине можно и не получить фонтанирования. Если количества газа достаточно для фонтанирования в 150-миллиметровой скважине, то его может не хватить для 200- миллиметровой скважины.
Смесь нефти и газа, движущаяся в скважине, представляет собой чередование прослоев нефти с прослоями газа: чем больше диаметр подъемных труб, тем больше надо газа для подъема нефти. В практике известны случаи, когда скважины больших диаметров (150-300 мм), пробуренные на высокопродуктивные пласты с большим давлением, отличались высокой производительностью, но фонтанирование их было весьма непродолжительным.
Иногда встречаются скважины, которые при обычных условиях не фонтанируют, хотя давление в пласте высокое. После спуска в такие скважины лифтовых труб малого диаметра удается достичь фонтанирования.
На практике, с целью рационального использования энергии расширяющегося газа, все скважины, где ожидается фонтанирование, оборудуют лифтовыми трубами, по которым происходит движение жидкости и газа в скважине, условным диаметром от 60 до 114 мм. Диаметр подбирают в зависимости от ожидаемого дебита, пластового давления, глубины скважины и условий эксплуатации. При фонтанировании скважины через колонну труб малого диаметра газовый фактор уменьшается, в результате чего увеличивается продолжительность фонтанирования.
Оборудование любой скважины, в том числе и фонтанной, должно обеспечивать отбор продукции в заданном режиме и возможность проведения необходимых технологических операций с учетом охраны недр, окружающей среды и предотвращения аварийных ситуаций.
Условия эксплуатации фонтанных скважин требуют герметизации их устья, разобщения межтрубного пространства, направления продукции скважин в пункты сбора, а также при необходимости полного закрытия скважины под давлением. Эти требования выполняются при установке на устье фонтанирующей скважины колонной головки и фонтанной арматуры с манифольдом.
Напорная характеристика скважины определяется по формуле:
, (2)
где 
- динамический уровень; hтр - напор с учетом трения; 
НГ – напор
газа в затрубном пространстве.
 |  |
Учитывая, что закономерности движения жидкости по пласту и по стволу скважины различны и подчиняются разным законам, необходимо найти такие общие параметры, которые позволят совместить работу пласта и фонтанного подъемника.
Совершенно очевидно, что для получения большого притока жидкости к забою скважины необходимо стремиться, как можно уменьшить величину забойного давления. Однако, чрезмерное уменьшение забойного давления приведет к тому, что его может не хватить для создания депрессии по подъему жидкости по лифту скважины на поверхность. Увеличение забойного давления (для создания перепада давления по лифту) приведет к уменьшению депрессии на пласт и к уменьшению притока жидкости. Поэтому на забое необходимо установить такую величину забойного давления, при котором будет достигнута совместная работа пласта по вытеснению нефти к забою скважины и работа скважины по выносу продукции на поверхность.
При совместной работе пласта и фонтанного подъемника на забое скважины устанавливается общее забойное давление, определяющее такой приток жидкости, который НКТ в состоянии пропустить при данной глубине скважины, диаметре подъемника, противодавлении на устье.
Уравнение совместной работы пласта и фонтанного подъемника имеет вид:
 |
(3)
Левая часть равенства (3) (второе и третье слагаемое) зависит от расхода (т.к. трение и противодавление на устье определяют расход). С увеличением расхода трение и противодавление возрастают, тогда, как РГ не зависит от расхода.
Задаваясь различными значениями Q, вычисляется левая и правая части уравнения (3). Далее строится график совместной работы подъемника (кривая 1) и притока жидкости из пласта (кривая 2).
Точка пересечения линий 1 и 2 дает дебит скважины (Qc) и забойное давление (Рс).
Рис.2
Аналитический метод выбора фонтанного подъемника
Цель расчета промысловых ГЖ подъемников – выбор оборудования и установление режима эксплуатации скважин при различных способах эксплуатации. Для выбора оборудования и режима эксплуатации фонтанных и газлифтных скважин, применяют аналитический метод Крылова А.П.
Расчет фонтанного подъемника сводится к определению для проектируемой скважины максимальной qmax и оптимальной подачи qопт. Планируемый дебит скважины должен лежать в пределах между qmax и qопт. Это гарантирует высокий КПД и устойчивую работу подъемника.
(4)
где d – диаметр подъемника.
Поскольку qопт = qmax (1-e), а 
, то
(5)
где L – длина НКТ.
Если Рбаш > Рнас, то в формулах (4) и (5) необходимо вместо Рбаш подставлять Рнас, а вместо L – Lнас (Lнас – расстояние от устья до точки, где давление равно Рнас).
Эти формулы можно выразить относительно диаметра НКТ.
Для диаметра, необходимого для обеспечения max подачи:
(6)
Для диаметра, необходимого для обеспечения оптимальной подачи:
(7)
Примечание:
1) если НКТ спущены до забоя, то Рбаш = Рзаб
2) если НКТ подняты так, что L < H, то 
.
Фонтанирование возможно, если из пласта поступает газа больше или столько, сколько нужно для подъема 1 м3 жидкости на режиме наивысшего КПД. Академиком Крыловым А.П. были получены формулы для определения удельного расхода газа при работе ГЖП (газожидкостного подъемника) на режимах максимальной (8) и оптимальной подачи (9).
(8)
(9)
Условие фонтанирования с учетом растворимости газа, запишется формулой (10): 
или 
, (10)
где:
Г0-полный газовый фактор;
a -коэффициент растворимости газа в нефти, м3/м3*МПа;
Pзаб ,Pу –давление на забое, устье скважины;
n-обводненность продукции, д.ед.;
r - плотность нефти (в поверхностных условиях), кг/м3;
L- длина фонтанного подъемника, м;
d- диаметр фонтанного подъемника.
Из неравенства (10) можно определить минимально необходимое давление на забое 
, обеспечивающее фонтанирование при заданных величинах Г0, d, L, Ру, Р0, r.
Решение неравенства (10) получается либо подбором величины Рзаб, которое обращает его в тождество, либо графоаналитическим путем (рис. 3).
 |
Рис. 3
Точка пересечения А линий Rопт и Гэф соответствует левой и правой частям неравенства (10) и дает значение Rзаб, при котором они равны. Это будет искомое минимальное давление на забое скважины, обеспечивающее процесс фонтанирования. Область значений, где 
- это область, в которой выделяющееся в скважине количество газа Гэф больше минимально необходимого Rопт (заштрихованная область). Влево от точки А лежит область значений Rзаб, где фонтанирование невозможно, т.к. 
.
При увеличении обводненности продукции эффективный газовый фактор Гэф пропорционально уменьшается, а оптимальный удельный расход газа Rопт несколько увеличивается за счет увеличения плотности водонефтяной смеси. Поэтому точка пересечения кривых Гэф и Rопт для увеличенного значения обводненности переместится вправо. Так можно рассчитать минимальные давления фонтанирования для разных значений обводненности и получить новую зависимость 
для прогнозирования возможностей фонтанного способа добычи.
Глубина начала выделения газа в НКТ определяется формулой:
(11)
Определив глубину Lнас, на которой должно находиться Рнас, можно определить минимальное давление фонтанирования на забое скважины:
(12)
где r - плотность нефти, насыщенной газом.
Примечания:
1. Во всех формулах давление (Па) надо брать в абсолютных единицах, т.е. с учетом атмосферного давления Р0, в соответствии с этим коэффициентом растворимости a имеет размерность 
.
2. При выводе формул Крыловым А.П. предполагалось, что НКТ спущены до забоя и давление у башмака Рб, равно забойному Рзаб.
3. Если башмак труб находится выше забоя и 
, то во все формулы вместо Рб подставлять Рзаб.
4. Если выделение газа начинается не на забое, а в НКТ на глубине Lнас, то во все формулы вместо Рб и Рзаб необходимо подставлять Рнас и вместо L ® Lнас.
Задача:
Рассчитать фонтанный подъемник по конечным и начальным условиям фонтанирования и определить, при какой обводненности продукции скважина прекратит фонтанирование.
Исходные данные:
глубина скважины Нскв= 2020 м;
мощность пласта h = 20 м;
длина подъемника (фонтанные трубы спущены до верхних перфорационных отверстий) L = 2000 м;
начальный дебит фонтанной скважины Qнач = 350 т/сут;
конечный дебит фонтанной скважины Qкон = 87,5 т/сут;
забойное давление в скважине в начале фонтанирования Рзаб. нач. = 15 МПа;
забойное давление в скважине в конце фонтанирования Рзаб. кон. = 15 МПа;
давление на устье скважины в конце фонтанирования Руст. кон.. = 1 МПа;
газовый фактор скважины (постоянный в течение всего периода фонтанирования) Gг = 130 м3/т ;
плотность дегазированной нефти (в поверхностных условиях) rн = 850 кг/м3;
коэффициент растворимости газа в нефти a = 7,4 м3/м3*МПа;
диаметр обсадной эксплуатационной колонны Dэкс = 0,168 м.
Решение:
При расчете диаметра фонтанных труб надо стремиться к тому, чтобы пропускная способность подъемника обеспечила получение оптимальных дебитов в течение всего периода фонтанирования.
Находим оптимальный диаметр подъемника, удовлетворяющий конечным условиям фонтанирования скважины по формуле А.П. Крылова:
мм (1)
мм
Принимаем ближайший стандартный диаметр, равный d = 62,5 мм.
Проверяем найденный диаметр подъемника на максимальную пропускную способность по формуле:
(2)
В этой формуле имеется неизвестная величина Руст. нач. – давление на устье скважины в начале фонтанирования, которое определяется с помощью графика, для этого находим значение абсциссы:
По графику находим абсолютное давление на устье Руст. нач. = 3 МПа, при Рзаб. нач. =15 МПа.
Максимальная пропускная способность равна:
т/сут.
Т.к. начальный дебит скважины меньше рассчитанной максимальной пропускной способности подъемника, то подъемник диаметром 62,5 мм обеспечит нормальную работу скважины в течение всего периода фонтанирования и окончательно принимается для скважины.
В случае, если начальный дебит скважины будет больше рассчитанной максимальной пропускной способности подъемника, это значит, что фонтанный подъемник не в состоянии обеспечить работу скважины в начальный период ее эксплуатации.
Подъемник принятого диаметра (dнар = 73 мм) можно спустить в эксплуатационную колонну D = 0,168 м, так как удовлетворяется условие
dнар. < 0,5 D , т.е. 73 < 0,5×168; или 73 мм < 84 мм.
Проверим условие фонтанирования: фонтанирование возможно только при условии, если газовый фактор Gг больше (или равен) удельного расхода газа R
Вычислим удельный расход газа по формуле:
м3/т
Так как условие выполняется (Gг =130 м3/т) > (R= 46,481 м3/т), то фонтанирование возможно.
Рассчитаем максимальную величину обводненности, при которой фонтанирование прекратится:
левая часть уравнения равна 
(1-n)
правая часть уравнения 
т.е. 181,06*(1- n)=13,558 или (1- n)= 
;
доля нефти (n )= 1 – 0,075 = 0,925. Таким образом, фонтанирование прекратится при обводненности продукции скважины, равной 92,5 %.
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
Государственное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
САМАРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ
УНИВЕРСИТЕТ
Факультет_________________ Нефтетехнологический____________________
Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
на тему:
«Анализ разработки Кудиновского месторождения»
Выполнил: Проверил:
Студент 4-НТ-6_________________________ Доцент кафедры РиЭНиГМ
Баландин Л.Н.
Назарук Н.В.______________________________ Оценка___________________________________
(ФИО)
«_____________________ »___________ 2011 г._____________________ «___________ » 2011 г.
Самара 2011 г.
Приложение 2.
ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ОФОРМЛЕНИЮ
ПОЯСНИТЕЛЬНОЙ ЗАПИСКИ
Поля: слева- 30мм; справа- 10 мм; сверху и снизу- по 20 мм. Текст может
быть рукописным или машинописным.
При наборе текста на компьютере следует придерживаться следующих
правил:
- шрифт- Times New Roman 14 размера;
- полуторный межстрочный интервал;
- абзац- 10 мм;
- выравнивание по ширине.
Заголовки разделов- прописными буквами без переносов. Расстояние
между заголовком и последующим текстом должно быть равно 15 мм при
рукописном тексте или двум интервалам- при машинописном.
Страницы записки нумеруются последовательно (считая с титульного
листа) до последней страницы, включая приложение. Номера страниц
проставляются в правом верхнем углу поля арабскими буквами. На
титульном листе и техническом задании номера считаются, но не
проставляются.
Таблицы- обозначаются в пределах раздела двойной нумерацией (первая
цифра- номер раздела, вторая- порядковый номер таблицы). Таблица должна
иметь заголовок, выше которого над правым углом таблицы пишется слово
«таблица». Формулы и рисунки нумеруют в пределах раздела также двойной
нумерацией. Рисунки должны иметь заголовок, который помещают над
изображением, а номер рисунка- под изображением. Рисунки могут располагаться по тексту или в приложении. В тексте должны быть ссылки на
таблицы и рисунки, например: «В табл. 2.1 приведено...», «На рис. 2.5
изображено...», «На рис. 2.2П показано...». Буква П указывает, что рисунок
расположен в приложении. Повторные ссылки даются в круглых скобках:
(см. рис. 3.3), (см. табл. 1.3).
СПИСОК РЕКОМЕНДУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. М: Недра, 1983г,
2005 г.
2. Справочная книга по добыче нефти. /Под ред. д.т.н. Ш.К.
Гиматудинова/. М: Недра, 1974г.
3. Мищенко И. Т. Расчеты в добыче нефти. Учебное пособие для
N.
техникумов. М; Недра, 1989г.
4. Муравьев М.Н. Спутник нефтяника. М: Недра, 1977г.
5. Андриасов Р.С., Мищенко А.М, Петров А.И. и др. Справочное
руководство по проектированию разработки и эксплуатации
нефтяных месторождений. Добыча нефти. /Под общей ред. Ш.К.
Гиматудинова/. М: Недра, 1983г.
6. Юрчук А. М., Истомин А.З. Расчеты в добыче нефти. Учебник для
техникумов. М: Недра, 1979г.
7. Акульшин А.И., Бойко B.C., Зарубин Ю.А., Дорошенко В.М.
Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1989.
8. Бойко B.C. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений М.:
Недра, 1990.
9. Муравьев В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М.:
Недра, 1978.
10.Оркин К.Г., Юрчук A.M. Расчеты в технологии и технике добычи
нефти. М: Недра, 1967.
11.Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров А.А. и др. Оборудование
для добычи нефти и газа. М.: РТУ Нефти и газа, 2002.
Дата: 2019-02-19, просмотров: 319.
