Фонтанды көтергіштің есебі.

Предыдущая12345678910111213141516Следующая

Дебиты фонтанных скважин изменяются в широких пределах как по количеству жидкости, так и по кол-ву попутного газа. Для обеспечения фонтанирования все скважины оборудуются фонтанными трубами НКТ, которые спускаются в скважину обычно до забоя. С помощью фонтанных труб (НКТ) скважины осваиваются, проводятся различные промывки, воздействие на забой и т.д.

Ø НКТ – 48, 60, 73, 89 и 102 мм наиболее употребительные (до 85%) – Ø 73 мм.

Всякий подъемник работает при относительном погружении

Обычно эти пределы лежат 0,3 – 0,65.

0,3 < ε < 0,65 – к.п.д. подъемника наивысший.

По А.П.Крылову (м3/с)

qопт = qmax (1- ε)

(м3/с)

Если Рб > Рнас, то в ф. (39) и (40) вместо Рб - Рнас, L – Lнас.

Эти формулы можно решить относительно d:

(м) (м)

По этим формулам определяется d фонтанных труб, необходимый для обеспечения max и опт подачи.

Расчет фонтанного подъемника сводится к определению для проектируемой скважины max и опт подач. Планируемый дебит скважины должен лежать в пределах между qmax и qопт. Это гарантирует высокий к.п.д. и устойчивую его работу. С течением времени условия фонтанирования ухудшаются: расчет обводненность, падает Рпл, Гэф уменьшается. Поэтому планируя фонтанную эксплуатацию, рекомендуют рассчитывать фонтанные подъемники по max подаче – для начальных условий и по опт – для условий конца фонтанирования.

При установившейся работе системы пласт-скважина Рз может быть найдено из условия равенства притока и подачи фонтанного подъемника.

qn = K (Рn - Рз)n (43)

если трубы спущены до забоя, то Рб - Рз, если они подняты выше (L

qn = K [Рn - Рб - (H -L) · g · ρ]n

приравнивая правые части формулы притока (45) и ф-лы пропускной способности подъемника (39) получим:

K [Рn - Рб - (H -L) · g · ρ]n =

Решение равенства (46) получается либо путем подбора Рб, либо графоаналитическим путем. Затем определяется соответствующий дебит скважины путем подстановки Рб в (45) или в (39).

Найденный таким образом, дебит, отвечающий совместной работе пласта и фонтанного подъемника, соответствует работе подъемника при режиме max подачи. Для определения qопт приравниваем правые части ф. (45) и (40).

K [Рn - Рб - (H -L) · g · ρ]n =

8. Осложнения в работе фонтанных скважин и их предупреждение. Схемы фонтанных арматур для осложненных условий.

Наиболее типичные и опасные по своим последствием осложнения, к которым относятся следующие:

- открытое нерегулируемое фонтанирование в результате нарушений герметичности устьевой арматуры;



- образование асфальтосмолистых и парафиновых отложений на внутренних стенках НКТ и в выкидных линиях;

- пульсация при фонтанировании, которая ведет к преждевременной остановке скважины;

- образование песчаных пробок на забое, НКТ при эксплуатации пластов с пескопроявлением;

- отложения солей на забое скважины и внутри НКТ.

Открытое фонтанирование

При добыче нефти и газа известно много случаев открытого фонтанирования и пожаров фонтанных скважин, приводящих к преждевременному истощению месторождения и образованию вокруг устья скважины воронок, в которые проваливается все буровое оборудование.

Для тушения таких фонтанов известны случаи забуривания вторых наклонных скважин и подрыва в них атомных зарядов.

Неплотность соединений, разрывы и «свищи» в оборудовании могут быть причиной тяжелых аварий. Для их предупреждения арматура опрессовывается на двукратное давление, причем опрессовывается как отдельные элементы, так и арматура в сборе.

Для предупреждения открытых выбросов применяются различные отсекатели, спускаемые в скважину. Они автоматически перекрывают сечение НКТ или обсадной колоны при резком увеличении расхода жидкости, превышающем критические. Существуют простые поверхностные отсекатели механического действия, устанавливаемые на манифольдных линиях, которые перекрывают фонтанную скважину при разрывах выкидных линий из-за коррозии или механических повреждений.

Предупреждение отложений парафина

Охлаждение нефти при подъеме, выделение из нее газообразных фракций при понижении давления уменьшает ее растворяемую способность по отношению к парафинам, смолам, которые выделяются в виде кристаллов, образуя новую твердую фазу. Комочки твердых углеводородов прилипают к шероховатым стенкам труб, уменьшая тем самым их сечение.

Температура, при которой в нефти появляются твердые частицы парафина, называется температурой кристаллизации парафина.

Толщина отложений парафина на внутренних стенках труб увеличивается от забоя к устью скважины по мере снижения температуры и дегазации нефти. Отложению парафина способствует шероховатость поверхности, малые скорости потока и периодическое обнажение поверхности в результате пульсации.

Основные методы ликвидации отложений парафина:

1) механические методы:

a) применение различных скребков, периодически спускаемых в НКТ на стальной проволоке;

b) извлечение колонны НКТ и очистка их внутренней полости механическими скребками на поверхности;

c) применение автоматических так называемых летающих скребков.

2) тепловые методы:

a) прогрев колонны труб путем закачки перегретого пара в затрубное пространство;

b) прогрев труб путем закачки горячей нефти.

3) применение труб, имеющих внутреннее покрытие из стекла, эмали или эпоксидных смол;

4) применение различных растворителей парафиновых отложений;

5) применение химических добавок, предотвращающих прилипание парафина к стенкам труб.

В настоящее время интенсивно ведутся исследования по применению химических методов борьбы с парафинами, сущность которых заключается в гидрофилизации поверхности труб, на которой парафин не откладывается.

Однако отсутствие в достаточном количестве таких высокоэффективных химических реагентов, их высокая стоимость сдерживают их широкое применение в практике нефтедобычи.

Для удаления парафина тепловыми методами применяют передвижные парогенераторные установки.

Для предотвращения пульсации фонтанных скважин применяются на нижнем конце колонны фонтанных труб специальные рабочие отверстия или клапаны.

Пульсация вызывает преждевременное прекращение фонтанирования в результате кратковременного увеличения плотности столба жидкости в НКТ, его дегазации и увеличения давления на забое. Большой объем межтрубного пространства способствует накоплению в нем большого объема газа, который при условии Рс < Рнас периодически прорывается через башмак НКТ до полной продувки фонтанных труб. Давление на забое понижается. После этого скважина длительное время работает на накопление длительное жидкости.

Наличие отверстия в несколько мм на некоторой высоте (30-40 м) от башмака НКТ обеспечивает сравнительно стабильное поступление газа из межтрубного пространства в НКТ, не допуская прорыва этого газа через башмак. После того, как накапливающийся газ оттеснит уровень жидкости ниже отверстия, он начинает поступать в НКТ, и пульсация гасится. Если перепад давления в отверстии ΔР, то уровень жидкости будет поддерживаться ниже отверстия на глубине а = ΔР · ρ · g. Аналогичную роль выполняет рабочий клапан, в котором при превышении давления сверх установленного срабатывает подпружиненный клапан и перепускает газ из межтрубного пространства в НКТ.

Борьба с песчаными пробками

При малой скорости восходящего потока, особенно в интервале м/у забоем и башмаком НКТ, и при эксплуатации неустойчивых песчаных коллекторов на забое накапливается песок – образуется песчаная пробка, снижающая приток или вообще останавливающая фонтанирование.

Борьба с этим явлением ведется посредством спуска НКТ до нижних перфорационных отверстий или периодической промывкой скважины, при которой песчаная пробка размывается и уносится потоком промывочной жидкости на поверхность. Промывка осуществляется промывочным насосным агрегатом.

Отложение солей

Это явление наблюдается при закачке в пласт пресной воды для ППД. Основным наполнителем выпадающих солей является гипс. Причины выпадения солей состоят в нарушении термодинамического равновесия солевого состава пластовой воды и пресной воды, нагнетаемой в пласт. При движении по пласту нагнетаемая вода смешивается с пластовой водой, вымывает соли из твердого скелета пласта. Возникают условия химической несовместимости, результатом которой является выпадение из раствора солей.

Основными методами борьбы с образовавшимися солевыми отложениями являются химические методы, т.е. применение различных растворителей с последующим удалением продуктов реакции. Солевые отложения образуются не только в фонтанных трубах, но и в системе сбора и подготовки нефти и газа на поверхности. В зависимости от солевого состава пластовых вод и интенсивности отложения солей применяют различные ингибиторы, т.е. химические добавки. Ингибиторы вводят в поток в дозах, составляющих несколько граммов на 1м3 пластовой жидкости. Ингибиторы позволяют удерживать в растворе ионы кальция, предотвращая его отложения (например, фосфорорганические соединения). Плотные осадки удаляют растворами гидроокисей (каустическая сода). Образующиеся при этом гидроокиси кальция представляют собой рыхлую массу, которая легко разрушается при действии раствора соляной кислоты.

Для предотвращения выпадения солей в пласте нагнетаемые воды проверяют на химическую совместимость с пластовыми водами и их обрабатывают перед закачкой в пласт соответствующими ингибиторами.

9. Газлифтная эксплуатация скважин. Конструкции газлифтных подъемников.

Газлифті ұңғыма – заты бойынша бұл да фонтанды ұңғыма, мұнда қажетті газ жер бетінен арнайы канал арқылы беріледі.

Сурет.1. Газлифтінің принципиалды сұлбасы Көтергіш құбырларға(башмак) газды енгізу нүктесі h өлшеміндегі сұйықтық деңгейіне жүктелген; P1 газ қысымы оны құбырға енгізу нүктесінде h жүктемесіне пропорционалды және мына көбейтінді P1 = h · p · g түрінде байланысты. Ұңғыма сағасында өлшенген айдалатын газ қысымы- Pж жұмыс қысымы деп аталады. Ол башмактағы P1 қысымға сәйкес және одан газ бағанасының Δ Р1 гидростатикалық қысым және құбырда газ үйкелісіне кеткен Δ Р2 қысым шығыны өлшемдеріне өзгешеленеді, сонымен қатар Δ Р1- P1 астындағы қысымды ұлғайтады, ал Δ Р2 төмендетеді, яғни: Р1 = Рж + Δ Р1 - Δ Р2 немесе Рж = Р1 - Δ Р1 + Δ Р2 (1) Нақты жағдайда Δ Р1 және Δ Р2 өте кіші мәндер, сондықтан жұмыс істеп тұрған газлифті ұңғыма сағасындағы қысымды анықтау үшін, сағадағы жұмыс қысымын білу жеткілікті.

Сұйықтықты көтеру үшін энергия көзі ретінде ауаны қолданып, айдайтын ұңғыманы – эрлифтілі деп атайды. Ауаны қолдану өте тұрақты эмульсия түзілуіне себепші болады, газауалы қоспа өрт жағдайында аса қауіпті, сондықтан эрлифтіні қолдануда шек қойылған. Эрлифтінің аса бір тиімділігі- газсұйықтықты көтергіш үшін жұмыс агенті ретінде, ауа қорының шесіздігі.

Газлифті ұңғымалар жұмысы үшін 4-10 МПа қысымға дейін сығылған көмірсутекті газ қолданылады. Әдетте сығылған газ көзі ретінде не арнайы компрессорлы станциялар, не газ өңдейтін зауыттың компрессорлары болады. Мұндай жүйені компрессорлы газлифт деп атайды. Газлифт үшін таза газды немесе газоконденсатты кен орындардан алынған газды қолданатын жүйені – компрессорсыз газлифт деп атайды.

Компрессорсыз газлифт кезінде табиғи газ ұңғымалар орналасқан жерге дейін тасымалданады және конденсат пен ылғалды айыру жөнінен алдын-ала дайындықтан өтеді, ал кейде ұңғымалар бойынша реттеу кезінде газды қыздыру жұмысын жүргізеді. Артық қысым әдетте штуцер арқылы газды дросселдеу кезінде төмендейді.

Ұңғыма ішілік газлифт деп аталатын газлифті пайдалану жүйесі бар. Бұл жүйелерде сығылған газ көзі ретінде - мұнайға қаныққан қабаттың үстіңгі не астыңғы жағында жатқан газды қабаттың газы болады. Газды горизонт мұнай горизонтынан пакер арқылы оқшауланады және СКҚ- ға келетін газды мөлшерлеп тұратын штуцер арқылы құбырға газ беріледі. Ұңғыма ішілік газлифт алдын-ала газ дайындығын қажет етпейді, бірақ газлифт жұмысын реттеуде қиыншылық туғызады.

Газлифті көтергіштің кез-келген құрылымы екі сұлба бойынша жұмыс істей алады. Бірінші жағдайда сығылған газ құбыраралық кеңістікке беріледі, ал ГСҚ орталық құбыр бағанасымен қозғалады – бұл сұлба газ сақиналы кеңістікке берілгендіктен сақиналыдеп аталды. Келесі жағдайда сығылған газды орталық құбыр бағанасына беруге болады, ал ГСҚ бұл жағдайда сақиналы кеңістік арқылы көтеріледі. Газ орталық құбырдан айдалатын болғандықтан, мұндай сұлба орталық деп аталады.

10. Пуск газлифтной скважины. Методы снижения пусковых давлений.


5825574563986905.html
5825692867802509.html
    PR.RU™