Подбор оборудования шсну для условий месторождения избербаш

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

          Выводы к разделу

Анализ геолого-геофизического материала и данных разработки показывает, что на месторождении Избербаш сосредоточены значительные остаточные запасы нефти.

Для извлечения остаточных запасов из продуктивных пластов, повышения  их нефтеотдачи и доразработки месторождения в целом необходимо бурение дополнительных в том числе горизонтальных скважин, восстановление морских эстакад, капитальный ремонт около 100 ликвидированных скважин, применение заводнения залежей.

В 1956 году была начата закачка воды в пласт Г1. Рост добычи нефти начался только с 1959 года. С 1962 года добыча по залежи постепенно снижается. Нагнетание воды в пласт продолжалось до 1965 год. За этот период было закачано 186 тыс.м²  воздуха. За весь период применения вторичных методов из залежи было извлечено около 400 тыс. т жидкости, в том числе около 300 тыс. нефти. В работах «СевКавНИПИнефть» ЦНИЛ сделан вывод о том, что сначала залежь пласта Г1 разрабатывалась при упругом режиме растворенного газа, а на конечной стадии при гравитационном режиме.

Начало разработки пласта Г2 связано с получением в разведочной скважины №11 притока нефти дебитом 37 т/сут.

С целью поддержания  пластового давления в пласте в декабре 1959г. было начато пробное нагнетание сжатого воздуха через скважину №128. При нагнетании воздуха было отмечено некоторое увеличение добычи нефти. Рост пластовое давления не отмечен. Увеличение добычи нефти по скважинам, проявившееся в 1961 г. Было связано с проведением мероприятий по увеличению нефтеотдачи.При упругом режиме до давления насыщения 160 кгс/см ²   из залежи было добыто около 64 тыс. т нефти и в конце 1938 года упругий режим дренирования залежи сменился на режим растворенного газа. Следует при этом отметить, что в это время ещё не вся залежь была охвачена разработкой. Морская часть была введена в эксплуатацию в 1950 году и находилась в разработке до 1973 года. За это время морскими скважинами было извлечено 136 тыс. нефти, 41 млн. м³    газа и 65 тыс. воды. С 1946 г. Залежь Г3 начали эксплуатировать совместно с другими залежами. В 1951 г. С вводом в эксплуатацию морской части залежи (скважины №167) несколько увеличилась годовая добыча нефти по залежи и составила 20,339 тыс.т. Скважина №167 вступила в эксплуатацию с дебитом 13.2 т/сут. На данный момент все залежи находятся на поздней стадии разработки. 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2 ВИДЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ  НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

2.1 Фонтанная и газлифтная  эксплуатация скважин

2.1.1 Фонтанная эксплуатация

При вводе в разработку новых месторождений, как правило, пластовой энергии бывает достаточно для подъема нефти из скважины. Способ эксплуатации, при котором подъем жидкости осуществляется за счет пластовой энергии называется фонтанным.

Артезианские скважины. Такие скважины фонтанируют, когда пластовое давление больше гидростатического давления столба жидкости в скважине, т.е.

                                          p_пл >ρ_жgΗ,                                                  (2.1)

где p_пл – пластовое давление, ρ_ж - плотность жидкости, Н – высота столба жидкости.

Фонтанные  нефтяные скважины. Фонтанирование таких скважин может происходить и при пластовом давлении, меньшем чем гидростатическое  давление столба жидкости в скважине. Это обусловлено большим количеством растворенного в нефти газа. Со снижением давления во время подъема продукции скважины в колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) выделяется растворенный газ  и образуется газожидкостная смесь плотностью  ρ_см (ρ_см < ρ_ж).

Условие фонтанирования нефтяной скважины

                                          p_пл >ρ_смgΗ,                                                   (2.2)

где  p_пл – пластовое давление, ρ_см - средняя плотность смеси, Η – высота столба жидкости.              

Уравнение баланса давления имеет вид

                                       P₃= ρ_смgΗ+p_тр+p_у ,                                           (2.3)           

где  ρ_см - средняя плотность смеси вдоль колонны НКТ, Η – высота столба жидкости, p_тр – давление необходимое для преодоления силы трения при движении жидкости, p_у – давление на устье скважины.

2.1.2 Компрессорная эксплуатация  нефтяных скважин

Принцип действия воздушного газового подъемника.

Когда пластовой энергии  оказывается недостаточно для подъема  жидкости из пласта на поверхность, фонтанирование скважины прекращается. Фонтанирование можно искусственно продолжить путем подачи к башмаку, спущенных в скважину подъемных труб сжатого воздуха или газа.

Так как для сжатия воздуха  и газа до нужного давления в большинстве случаев применяются компрессоры, то способ эксплуатации скважин с использованием этих рабочих агентов называется компрессорным.

Принципиально действие газового (воздушного) подъемника при компрессорной эксплуатации одинаково с действием подъемника при фонтанировании, происходящем за счет энергии расширяющегося газа, поступающего в скважину из пласта.

Подъемник, в котором  рабочим агентом служит газ, называется газлифтом, если же рабочим агентом является воздух, то такой подъемник называется эрлифтом.

Иногда в качестве рабочего агента для газового подъемника применяется газ из газовых пластов высокого давления, который не требуется дополнительно сжимать в компрессорах. В этом случае газовый подъемник называется бескомпрессорным газлифтом. Для осуществления бескомпрессорного газлифта необходимым условием является наличие вблизи нефтяного промысла или на его территории газовых пластов высокого давления с достаточными запасами газа.

Газовый (воздушный) подъемник  состоит из двух каналов или трубопроводов: одного для подачи рабочего агента (воздуха или газа) и другого для подъема жидкости. Одна из схем такого подъемника представлена на рисунке 2.1. По этой схеме в скважину спускают два ряда труб: трубы, по которым нагнетается рабочий агент (наружный ряд), называются воздушными, а по которым происходит подъем на поверхность смеси газа (воздуха) с нефтью, — подъемными.

В спокойном состоянии  жидкость в трубах и в скважине будет находиться на одном уровне, называемом статическим уровнем (рисунок 2.1, а).

Давление столба жидкости в скважине па забой будет равно пластовому давлению, т. е.

                                          p_пл = Η_ст ρg ,                                                (2.5)

где  p_пл – пластовое давление,МПа;

       Η_ст – статический уровень жидкости,м.               

Если по воздушным  трубам нагнетать воздух, то последний, вытеснив сначала всю заключающуюся в них жидкость, начнет поступать в подъемные трубы и отдельными пузырьками перемешиваться с жидкостью. Плотность такой смеси будет значительно меньше первоначальной плотности жидкости, вследствие чего уровень жидкости в подъемных трубах будет повышаться.

Чем больше будет введено воздуха  в подъемные трубы ,тем меньше станет от этого плотность жидкости (смеси ) и тем на большую высоту она поднимется.

Величина подъема зависит не только от количества нагнетаемого воздуха, но также от величины погружения воздушных  труб в жидкость. Если воздушные  трубы мало погружены в жидкость т.е. если выше того места, где воздух входит в подъемные трубы, имеется небольшой столб жидкости, то воздух может и не поднять жидкость на поверхность; он ее поднимет на некоторую высоту будет прорываться через нее и выходить на поверхность, а жидкость по стенкам труб будет снова стекать вниз.

Высота подъема зависит от диаметра подъемных труб. В трубах малого диаметра при одном и том же расходе рабочего агента уровень жидкости может быть поднят па большую высоту, чем в трубах большого диаметра.

                                                                                                                                                                                                                                                                    

         

 

 

                                                                                                                          

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 2.1 – Газовоздушный подъемник

а – до начала работы; б – во время работ

 

На высоту подъема влияет также вязкость жидкости. При одних и тех же условиях, например, высота подъема нефти будет больше, чем воды, так как нефть имеет большую вязкость, чем вода; воздуху труднее проходить через нефть, труднее прорваться через ее столбики в подъемной трубе, поэтому он будет приподнимать нефть на большую высоту.

Таким образом, принцип действия воздушного (газового) подъемника заключается в разгазировании жидкости в подъемных трубах и уменьшении ее средней плотности; при непрерывной подаче воздуха в подъемные трубы разгазированная жидкость поднимается до устья скважины и выливается наружу.

2.1.3 Конструкции газовоздушных подъемников

В зависимости от числа  рядов труб, спускаемых в скважину, а также направления движения сжатого воздуха (газа) и газонефтяной смеси различают несколько систем газовоздушных подъемников.

По числу спускаемых рядов труб подъемники бывают двухрядными и однорядными. По направлению нагнетания рабочего агента различают две системы подъемников: кольцевую и центральную.

Подъемник, работающий по схеме, представленной на рисунке 2.1, является двухрядным кольцевой системы. Такой подъемник образуется в результате спуска в скважину двух концентрически расположенных рядов труб. Рабочий агент нагнетается в кольцевое пространство между двумя колоннами труб, а жидкость поднимается по внутренним трубам.

На рисунке 2.2 показан ступенчатый вариант подъемника кольцевой системы, в котором воздушная колонна ступенчатая: в нижней части — меньшего диаметра, в верхней — большего. По сравнению с обычным двухрядным такой подъемник стоит дешевле. Основные преимущества подъемника: уменьшение силы тяжести труб первого ряда и улучшение условий выноса песка с забоя. Недостаток подъемника со ступенчатой колонной — невозможность увеличения погружения подъемных труб путем доспуска. Для увеличения погружения приходится поднимать все трубы внутреннего ряда, затем трубы наружного ряда до переводника, после чего переставлять переводник и снова спускать трубы наружного и внутреннего рядов.

При однорядном подъемнике (рисунок 2.3, а) спускают один ряд труб, который и является подъемной колонной, а вместо наружного ряда труб будет обсадная колонна. Рабочий агент нагнетается в кольцевое пространство между обсадкой колонной и подъемными трубами. При этом рабочий уровень жидкости в скважине будет находиться у башмака подъемных труб.

Система подъемника, в  котором рабочий агент нагнетается  по центральной колонне труб, а  газонефтяная смесь поднимается  по кольцевому пространству, называется центральной (рисунок 2.3, б).

Существенный  недостаток центральной системы  заключается в следующем. При эксплуатации скважин, выделяющих песок, он разъедает соединительные муфты на трубах, в результате чего трубы могут оборваться и упасть в скважину.

 

Рисунок 2.2 - Двухрядный ступенчатый          Рисунок 2.3 -Однорядный подъемник кольцевой системы.                        а – кольцевой системы;                                              

                                                                               б – центральной системы .                                                                           

 

 При эксплуатации  скважин, дающих парафинистую  нефть, происходит отложение парафина  на стенках эксплуатационной колонны и подъемных труб при однорядном подъемнике или в кольцевом пространстве между наружным рядом труб и подъемными трубами при двухрядном подъемнике, что приводит к прекращению подачи жидкости из скважины и создает необходимость ремонта ее. Поэтому на практике в большинстве случаев применяются подъемники кольцевой системы.

Принцип работы однорядного  и двухрядного подъемников один и тот же. Преимущество двухрядного  подъемника в том, что он работает при меньшей пульсации рабочего давления и струи жидкости, так как объем кольцевого воздушного пространства в нем меньше, чем при однорядном подъемнике кольцевой системы. Кроме того, столб жидкости в затрубном пространство также способствует более плавной работе двухрядного подъемника. Явления пульсации вызывают разрушение пласта и образование песчаных пробок.

Оборудование однорядного  подъемника обходится дешевле, так  как в скважину спускается только один ряд труб.

Для оборудования скважин однорядным подъемником  применяют насосно-компрессорные трубы условным диаметром от 48 до 89 мм и очень редко 114 мм.

При двухрядном подъемнике для колонны наружного ряда применяют трубы условным диаметром 114, 102, 89 и 73 мм, для колонны внутреннего ряда — трубы диаметром 73, 60 и 48 мм.