Лекция 6 фонтан и газлифт

1.

Добыча нефти и газа.

2.

Разработка месторождений
полезных ископаемых
• – система организационно – технических мероприятий по добыче
полезных ископаемых из недр.
• Под системой разработки нефтяных месторождений и залежей
понимают форму организации движения нефти в пластах к
добывающим скважинам.
• Систему разработки нефтяных месторождений определяют:
- порядок ввода эксплуатационных объектов многопластового
месторождения в разработку;
- сетки размещения скважин на объектах, темп и порядок ввода их в
работу;
- способы регулирования баланса и использования пластовой
энергии.

3.

Сетка размещения скважин
Сетка скважин – характер взаимного расположения
добывающих и нагнетательных скважин на эксплуатационном
объекте с указанием расстояний между ними (плотность
сетки). Скважины располагают по равномерной сетке и
неравномерной сетке (преимущественно рядами).
Сетки по форме бывают квадратными, треугольными и
многоугольными.
Под плотностью сетки скважин подразумевают отношение
площади нефтеносности к числу добывающих скважин.
Плотность сетки определяется с учетом конкретных условий.
Стандартный дихотометрический ряд плотности сетки
скважин является следующим: 1; 2; 4; 8; 16; 32; 64; 128; и т.д.
га/скв.
С конца 50-х годов месторождения эксплуатируются с
плотностью сетки (30÷60)・104 м2/скв.

4.

Выбор системы разработки
• Выбор системы разработки зависит от комплекса
факторов:
• - природно-климатических условий (суша, море, болота
t°C);
• - размера и конфигурации залежи нефти;
• - геологических особенностей строения;
• - неоднородности продуктивных пластов;
• - физического состояния углеводородов (Н + ГШ);
• - наличия ресурсов рабочих агентов;
• - естественного режима залежей;
• - свойств нефти.
• Применяют следующую классификацию систем
разработки по двум указанным ранее признакам.

5.

Система разработки при отсутствии
воздействия на пласт
Такие системы разработки применяются в случаях, когда не изменяется
естественный энергетический баланс залежи и ее разработка эффективно
осуществляется за счет природных источников энергии: естественного
активного воздействия законтурных вод, энергии растворенного в нефти газ,
а также сил упругости породы и насыщающих ее флюидов в том числе в
законтурной области или когда применение методов поддержания
пластового давления является экономически не выгодным мероприятием.
Чаще всего такие системы применяют при разработке залежей на режиме
растворенного газа и упругом.
В связи с тем, что энергия пласта (энергия растворенного в нефти газа,
упругость пласта, флюидов) распределяется по площади месторождения
практически равномерно, то применяют равномерное, геометрически
правильное расположение скважин по 3х или 4х - точечной системе.

6.

Стадии разработки месторождений
• Стадия – это период процесса разработки,
характеризующийся определенным закономерным
изменением технологических и техникоэкономических показателей.

7.

Первая стадия – освоение
эксплуатационного объекта
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 n в (обводненность
продукции достигает 3 ¸ 4 % при вязкости нефти не более 5 мПа
・с и 35 % при повышенной вязкости);
достигнутым текущим коэффициентом нефтеотдачи Kн (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 Tдн (отношение среднегодового отбора нефти к
балансовым ее запасам).

8.

Вторая стадия – поддержание
высокого уровня добычи нефти
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
маловязкими нефтями и 1 ¸ 2 года – при повышенной вязкости;
ростом числа скважин, как правило, до максимума за счет
резервного фонда;
нарастанием обводненности продукции nв (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 Кн , составляющим к
концу стадии 30 ¸ 50%.

9.

Третья стадия – значительное
снижение добычи нефти
снижением добычи нефти (в среднем на 10¸20 % в год при маловязких нефтях
и на 3 ¸ 10 % при нефтях повышенной вязкости);
темпом отбора нефти на конец стадии 1¸2,5 %;
уменьшением фонда скважин из-за отключения вследствие обводнения
продукции, переводом практически всего фонда скважин на
механизированный способ добычи;
прогрессирующим обводнением продукции nв до 80¸85 % при среднем росте
обводненности 7¸8 % в год, причем с большей интенсивностью для
месторождений с нефтями повышенной вязкости;
повышением текущих коэффициентов нефтеотдачи Kн на конец стадии до 50
¸ 60 % для месторождений с вязкостью нефти не более 5 мПа・с и до 20 ¸ 30 %
для месторождений с нефтями повышенной вязкости;
суммарным отбором жидкости 0,5- 0¸9 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.

10.

Четвертая стадия – завершающая
малыми, медленно снижающимися темпами отбора нефти Tдн
(в среднем около 1 %);
большими темпами отбора жидкости Tдж (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 %.

11.

Вид используемой энергии
В зависимости от вида энергии, используемой
для перемещения нефти, различают:
-ПЕРВИЧНЫЕ СПОСОБЫ ДОБЫЧИ -системы
разработки нефтяных залежей при
естественных режимах, когда используется
только естественная пластовая энергия (т. е.
системы разработки без поддержания
пластового давления);
- ВТОРИЧНЫЕ СПОСОБЫ ДОБЫЧИ системы
разработки с поддержанием пластового
давления, когда применяются методы
регулирования баланса пластовой энергии
путем искусственного ее пополнения.

12.

13.

14.

Размещение эксплуатационных и нагнетательных
скважин на месторождении
При законтурном заводнении
воду закачивают в пласт через
нагнетательные скважины,
размещаемые за внешним контуром
нефтеносности по периметру залежи
на расстоянии 100-1000м.
Эксплуатационные скважины
располагают внутри контура
нефтеносности рядами параллельно
контуру. Суммарный объем
отбираемой жидкости равен
количеству нагнетаемой в пласт
воды.
Его применяют на объектах с
малорасчлененными по толщине
продуктивными пластами,
обладающими сравнительно высокой
гидропроводностью, при небольшой
ширине залежей (до 4—5 км, а при
наиболее благоприятном строении
пластов и более)

15.

16.

17.

Размещение эксплуатационных и нагнетательных
скважин на месторождении
• На больших месторождениях
применяют внутриконтурное
заводнение – разрезание
нагнетательными рядами на
отдельные эксплуатационные
блоки.
• На 1 т извлекаемой нефти
необходимо нагнетать 1,6 - 2
м3 воды.
• Применяют в основном на
объектах с большими
площадями нефтеносности
(сотни квадратных
километров и более).

18.

Размещение эксплуатационных и нагнетательных
скважин на месторождении
• Площадное заводнение применяется как вторичный метод
добычи нефти при разработке нефтяных залежей на
ненапорных режимах, когда запасы пластовой энергии в
значительной степени израсходованы, а в недрах есть
значительное количество нефти. Закачка воды в пласт
осуществляется через систему нагнетательных скважин,
расположенных равномерно по всей залежи.
• Нормальный расход воды – 10 - 15 м3 на 1 т нефти.

19.

20.

Системы разработки с закачкой
газа в пласт
• могут применяться по двум основным вариантам:
закачка газа в повышенные части залежи (в газовую
шапку), площадная закачка газа.
• Успешная закачка газа возможна лишь при
значительных углах наклона однородных пластов
(улучшается гравитационное разделение газа и нефти),
невысоком пластовом давлении (давление закачки
обычно на 15—20 % больше пластового), близости
значений пластового давления и давления насыщения
нефти газом или наличии естественной газовой шапки,
малой вязкости нефти.
• По экономической эффективности система разработки с
закачкой газа в пласт значительно уступает заводнению,
поэтому имеет ограниченное применение.

21.

Способы эксплуатации скважин в России
Все известные способы эксплуатации скважин подразделяются на
следующие группы:
1) фонтанный, когда нефть извлекается из скважин самоизливом;
2) компрессорный(газлифтный) - с помощью энергии сжатого газа,
вводимого в скважину извне;
3) насосный - извлечение нефти с помощью насосов различных
типов.
Выбор способа эксплуатации нефтяных скважин зависит от величины
пластового давления и глубины залегания пласта.
Способ
эксплуатации
Фонтанный
Газлифтный
УЭЦН
ШСН
Прочие
Число Средний дебит, т/сут Добыча, % от общей
скважин, % нефти жидкости нефти жидкости
4,0
1,1
48,9
44,1
1,9
31,1
35,4
28,5
3,9
-
51,9
154,7
118,4
11,0
-
19,5
11,6
52,8
16,1
-
9,3
14,6
63,0
13,1
-

22.

Фонтанная эксплуатация нефтяных
скважин
Процесс поднятия газожидкостной смеси на поверхность
может происходить:
как за счет природной энергии Wп поступающих к забою
скважины жидкости и газа,
так и за счет вводимой в скважину энергии с поверхности Wи .
Уравнение энергетического баланса:
W1 + W2 + W3 = Wп + Wи ,
W1 – энергия на подъем жидкости и газа с забоя до устья
скважины;
W2 – энергия, расходуемая газожидкостной смесью при
движении через устьевое оборудование;
W3 – энергия, уносимая струей жидкости и газа за предел устья
скважины;
если Wи = 0 , то эксплуатация называется фонтанной;
при Wи > 0 эксплуатация называется механизированной
добычей нефти.

23.

УСЛОВИЕ ФОНТАНИРОВАНИЯ
PПЛ > Ρ × G × H .
• В большинстве случаев вместе с нефтью в пласте
находится газ, и он играет главную роль в
фонтанировании скважин.
• Пластовый газ делает двойную работу: в пласте
выталкивает нефть, а в трубах поднимает.
РОЛЬ ФОНТАННЫХ ТРУБ
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.
Поэтому перед освоением скважины оборудуют
лифтовыми трубами условным диаметром от 60 до
114 мм, по которым происходит движение
жидкости и газа в скважине.

24.

Освоение и пуск в работу фонтанных
скважин
• Освоение и пуск в работу фонтанных скважин
осуществляется снижением давления на пласт
путем:
• 1) последовательной замены глинистого
раствора в скважине жидкостью и
газожидкостной смесью меньшей плотности
(глинистый раствор →вода → нефть);
• 2) использования азота или инертного газа
(вытеснением части жидкости из скважины, ее
аэрацией);
• 3) свабирования.

25.

Фонтанная эксплуатация скважин
Скважина оборудуется колонной головкой и фонтанной
ёлкой. Подъем жидкости происходит за счет пластовой
энергии и энергии растворенного в нефти газа по колонне
насосно-компрессорных труб (НКТ).
Основное оборудование:
1 – лубрикатор;
2 – лубрикаторная задвижка;
3 – штуцер;
4 – фонтанная ёлка;
5 – затрубные задвижки;
6 – НКТ;
7 – крестовина.
Дополнительное оборудование: 8 – клапан-отсекатель; 9 –
пакер; 10 – воронка.
На правом рисунке показано распределение давления по
глубине при работе фонтанной скважины. Пунктирная
линия показывает кривую давления в остановленной
скважине, когда из нефти выходит весь газ. Подъем нефти
от этой высоты до поверхности происходит именно за счет
работы растворенного в нефти газа.

26.

Осложнения
парафины
1. По мере снижения температуры по
стволу скважины в верхней части НКТ
может происходить выделение из
нефти в твердую фазу ее тяжелых
компонентов – парафинов.
2. При наличии в продукции скважины
воды может происходить выпадение
солей.
3. В случае разрушения нефтеносного
пласта возможно накопление в
скважине механических примесей.
АСПО
газогидраты
соли

27.

Фонтанная арматура
• комплект устройств, монтируемый
на устье фонтанирующей скважины
для его герметизации, подвески
лифтовых колонн и управления
потоками продукции скважины.
• Фонтанная арматура должна
-выдерживать большое давление,
-давать возможность производить
замеры давления как в лифтовых
трубах, так и на выходе продукции из
скважины,
-позволять выпускать или закачивать
газ при освоении скважины.
Ф. a. включает колонную и
1 - колонная головка; 2 - трубная
трубную головки, фонтанную ёлку и
головка; 3 - фонтанная ёлка; 4 манифольд .
регулируемый штуцер; 5 пневмоуправляемая задвижка.

28.

Kолонная головка, расположенная в ниж. части Ф. a., служит для подвески обсадных
колонн, герметизации межтрубных пространств и контроля давления в них.
Tрубная головка монтируется на колонной головке и служит для подвески и
герметизации лифтовых колонн при концентрич. 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 конич. краны), регулирующих устройств (штуцеры постоянного или
переменного сечения) и фитингов (катушки, тройники, крестовины, крышки).
Mанифольд связывает Ф. a. c трубопроводами.
Элементы Ф. a. соединяются фланцами или хомутами. Для уплотнения внутр. полостей
используют эластичные манжеты, наружных соединений - жёсткие кольца (стальные).
Привод запорных устройств ручной, при высоком давлении пневматический или
гидравлический c местным, дистанционным или автоматич. 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..
Для спуска в работающую скважину приборов и др. оборудования на Ф. a.
устанавливают лубрикатор - трубу c сальниковым устройством для каната или кабеля, в
которой размещается спускаемое в скважину оборудование.
Pабочее давление Ф. a. 7-105 МПa, проходное сечение центр. запорного устройства
50-150 мм. Ф. a. скважин морских м-ний c подводным устьем имеют спец. конструкции
для дистанц. сборки и управления.

29.

Газлифтная эксплуатация нефтяных
скважин
При газлифтной эксплуатации недостающее количество
газа для подъема жидкости закачивают в скважину с
поверхности.
Если
притекающую
пластовую
энергию,
характеризуемую газовым фактором, дополняют энергией
газа, закачиваемого в скважину с поверхности, происходит
искусственное фонтанирование, которое называется
газлифтным подъемом, а способ эксплуатации –
газлифтным (компрессорный)
Область применения газлифта
– высокодебитные скважины с большими забойными
давлениями,
- скважины с высокими газовыми факторами и забойными
давлениями ниже давления насыщения,
-песочные (содержащие в продукции песок) скважины, а
также скважины, эксплуатируемые в труднодоступных
условиях (например, затопляемость, паводки, болота и др.).

30.

Газлифт (эрлифт)
• - система, состоящая из эксплуатационной
(обсадной) колонны труб и опущенных в нее
НКТ, в которой подъем жидкости осуществляется
с помощью сжатого газа (воздуха).
Иногда эту систему называют газовый
(воздушный) подъемник. Способ эксплуатации
скважин при этом называется газлифтным.
• По схеме подачи от вида источника рабочего
агента - газа (воздуха) различают :
-компрессорный и бескомпрессорный газлифт,
а по схеме действия
- непрерывный и периодический газлифт.

31.

Принцип действия газлифта
В затрубное пространство нагнетают газ высокого давления,
в результате чего уровень жидкости в нем будет понижаться, а
в НКТ - повышаться.
Когда уровень жидкости понизится до нижнего конца НКТ,
сжатый газ начнет поступать в НКТ и перемешиваться с
жидкостью. В результате плотность такой газожидкостной
смеси становится ниже плотности жидкости, поступающей из
пласта, а уровень в НКТ будет повышаться.
Чем больше будет введено газа, тем меньше будет плотность
смеси и тем на большую высоту она поднимется. При
непрерывной подаче газа в скважину жидкость (смесь)
поднимается до устья и изливается на поверхность, а из пласта
постоянно поступает в скважину новая порция жидкости.
По числу спускаемых рядов труб подъемники бывают одно- и
двухрядными.
По направлению нагнетания газа - кольцевыми и
центральными

32.

Дебит газлифтной скважины зависит от количества и давления нагнетания
газа, глубины погружения НКТ в жидкость, их диаметра, вязкости жидкости и
т.п.
• а) однорядный подъемник кольцевой системы
• б) однорядный подъемник центральной системы.
• в) двухрядный подъемник кольцевой системы.
• г) двухрядный центральной системы.
• д) полуторарядный подъемник.

33.

Газлифтная эксплуатация скважин
При газлифтной эксплуатации в затрубное пространство
скважины 5 с поверхности закачивается газ 2, который
поступает в НКТ 6 через пусковой 7 или рабочий 8 клапан.
Из-за газа жидкость в НКТ облегчается, и эффективность ее
подъема возрастает. В зависимости от источника газа
газлифт подразделяют следующим образом:
1. Компрессорный (газ закачивается в скважину
компрессором с поверхности)
2. Бескомпрессорный (газ закачивается с поверхности из
газовой скважины или из газопровода высокого давления)
3. Внутрискважинный (газ поступает в скважину из вышеили нижележащего газового пласта)
Газлифтная эксплуатация удобна с точки зрения простоты
регулирования режима работы скважины (изменением
расхода закачиваемого газа), но получила в России
небольшое распространения по причине сложностей,
связанных с компрессорным хозяйством.

34.

Достоинства газлифтного
метода:
Недостатки газлифтного
метода:
• · простота конструкции (в
скважине нет насосов);
• · расположение технологического
оборудования на поверхности
(облегчает его наблюдение,
ремонт),
• обеспечение возможности
отбора из скважин больших
объемов жидкости (до 1800
÷1900 т/сут.);
• · возможность эксплуатации
нефтяных скважин при сильном
обводнении и большом
содержании песка, простота
регулирования дебита скважин.
• 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.
В конечном счете, себестоимость добычи 1 т нефти при газлифтном
методе ниже за счет низких эксплуатационных расходов, поэтому он
перспективен.