Перевод работы фонтанной скважины на газлифтный способ эксплуатации

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

В данном курсовом проекте рассматривается применение газлифтного способа эксплуатации, после прекращения фонтанирования скважины.

Продолжение фонтанной эксплуатации - газлифтная эксплуатация, при которой поступающее количество газа для подъема жидкости с поверхности.

Газлифтный способ эксплуатации имеет ряд положительных особенностей:

· возможность отбора большего количества жидкости независимо от глубины и диаметра эксплуатационной колонны;

· легкое и плавное регулирование дебита скважины в больших диапазонах при изменении количества подаваемого рабочего агента;

· размещение оборудования на поверхности, что доступно для его обслуживания и ремонта;

· значительное снижение стоимости подземного ремонта скважин.

В качестве газа можно использовать воздух или углеводородный газ. Тогда подъемник соответственно называют эрлифтом или газлифтом. Эрлифт впервые был применен на Бакинских промыслах по предложению В.Г. Шухова в 1897 г.

Преимущество эрлифта - неограниченность источника воздуха. При использовании газлифта в отличие от эрлифта достигается полная утилизация газа, сохранение и утилизация легких фракций нефти, образование в обводняющихся скважинах менее стойкой эмульсии, для разрушения которой требуются меньшие затраты. Поэтому в настоящее время применяется только газлифт.

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

Месторождение Жанажол находится в пределах Предуральского плато, расположенного между Мугоджарскими горами и долиной реки Эмба. В административном отношении входит в состав Мугоджарского района Актюбинской области. Областной центр город Актобе находится в 240 км севернее рассматриваемого месторождения.

Рельеф местности представлен слабовсхолмленной равниной, расчлененной балками и оврагами и характеризуется абсолютными отметками от плюс 125 до плюс 270 м. Минимальные их значения приурочены к долине реки Эмба, с юго-запада ограничивающей территорию месторождения и протекающей в 2-14 км от месторождения. Вода в реке минерализованная и используется только для технических нужд. Для бытовых целей используется вода из колодцев. Уровень воды в колодцах и в районе реки Эмба составляет 2 м и более.

Климат района сухой, резко континентальный, с резкими годовыми и суточными колебаниями температуры и крайне низкой влажностью. Зимой температура воздуха достигает минус 40⁰С, а летом температура воздуха достигает плюс 40⁰С. Самыми холодными месяцами являются январь и февраль. Первый снежный покров обычно ложится в середине ноября и сохраняется до конца марта.

Средне годичное количество атмосферных осадков невелико и достигает 120-140 мм в год. Самыми жаркими месяцами являются июль и август.

Район слабо населен, ближайшими населенными пунктами являются совхоз Жанажол, расположенный в 15 км к северо-востоку и действующий нефтепромысел Кенкияк, расположенный в 35 км к северо-западу. Нефтепровод Атырау - Орск проходит на расстоянии около 100 км.

Обеспечение месторождения материально-техническими средствами производится Октябрьской и Джаксымайской базами производственно-технического обслуживания и комплектации оборудования./5/

1.2 История геолого-геофизической изученности и разработки месторождения

нефтегазоносность месторождение геологический скважина

Впервые сведения о геологическом строении района опубликованы в работе С.К. Ковалевского и А.П. Гаригросса, которые в 1940 году изучали район по рекам Темир, Эмба, Ат-жаксы. Их дальнейшие исследования носили маршрутный характер.

Более детальное и планомерное изучение территории начинается с 1944 года. Так, в 1944-1946 гг. Каспийско-Аральской партией под руководством Г.И. Водорезова проводилась геологическая съемка М40 в масштабе.

В результате работ была составлена геологическая карта и объяснительная записка к месту, в которой освещены основные вопросы стратиграфии и тектоники территории.

В 1949 году В.И. Самодуров и И.В. Иванов провели геологическую съемку в масштабе 1:200000 места М-40-ХХХIV, куда входит и Жанажол. Авторы дают точное описание геологического строения района.

В 1952 году площадь была покрыта гравиметрической съемкой того же масштаба.

В 1952-1954 гг. на этой площади проведена геологическая съемка в масштабе 1:50000 с применением картировочного бурения (А.С. Зингер).

Поднятие Жанажола бало выявлено в 1960 году и подготовлено к бурению в 1961 году сейсмическими работами МОВ Актюбинской геофизической экспедицией (АГЭ). В 1975 и 1980 годах его строение было уточнено исследованием МОГТ.

Начиная с 1976 года поисковые работы велись Актюбинской нефтеразведочной экспедицией, а с 1978 года Кенкиякской нефтеразведочной экспедицией объединения «Казнефтегазгеология».

Первый приток промышленной нефти на месторождении был получен в марте 1978 года из скважины №4.

С 1981 года на месторождении поисковые и разведочные работы ведутся вышеуказанными экспедициями в составе объединения «Актюбнефтегазгеология», созданного 1 октября 1981 года.

В конце 1981 года на Жанажоле начато бурение разведочных скважин вновь созданным объединением «Актюбинскнефть» Миннефтепрома СССР.

В феврале 1981 года объединениями «Гурьевнефтегазгеология» и «Актюбнефтегазгеология» была завершена разведка нефтегазоконденсатной залежи верхней карбонатной толщи месторождения Жанажол, а разведочные работы на нефтяную залежь нижней карбонатной толщи еще продолжались.

По материалам разведочных работ на месторождении Министерством геологии КазССР, объединениями «Гурьевнефтегазгеология» и «Актюбнефтегазгеология» совместно с Актюбинской нефтеразведочной экспедицией и КазНИГРИ была выполнена работа «Подсчет запасов нефти, газа и конденсата по месторождению Жанажол».

Запасы нефти, газа и конденсата месторождения утверждены ГКЗ СССР 23 июня 1982 года (протоколы №9015 и №9016 по категории С₁ - первой (верхней) карбонатной толщи (КТ-1) и по категории С₂ - второй (нижней) карбонатной толщи (КТ-11)).

Разработка месторождения началась с разбуривания объектов первой карбонатной толщи.

С 1989 года в соответствии с постановлением ЦКР СССР осуществляется перенос основных объектов бурения на объекты второй карбонатной толщи, что позволило ускоренно приступить к разработке наиболее крупных объектов./5/

1.3 Литолого-стратиграфическая характеристика

Вскрытый и изученный разрез осадочной толщи месторождения Жанажол представлен отложениями каменноугольной системы (нижний, средний и верхний отделы), пермской системы (нижний и верхний отделы), триасовой, юрской и меловой систем, а также четвертичными отложениями антропогеновой системы.

- Палеозойская группа P_z

- Каменноугольная система С

- Нижний отдел С₁

Наиболее древними отложениями, вскрытыми на площади Жанажол, являются терригенные осадки средневизейского возраста С_IV. Кравля этих отложений вскрыта только в скважине 1. Поэтому полная характеристика этих отложений в работе не дается.

На соседних с Жанажолом площадях Кожасай, Восточный Тортколь вскрытая терригенная толща среднего-нижнего визенского и турнейского яруса превышает 1000 м.

Выше по разрезу терригенные осадки сменяются карбонатной толщей пород верхневизейского (окский надгоризонт) и серпуховского возрастов, представленной известняками и доломитами с редкими прослоями темно-серых аргиллитов. Толщина окских отложений около 150 м, серпуховских 140 м.

Вскрытая толщина отложений нижнего карбона на месторождении достигает 308 м.

- Средний отдел (С₂)

- Средний карбон (С₂) представлен отложениями башкирского и московского ярусов.

- Башкирский ярус (С_2В)

Отложения башкирского яруса полностью пройдены только скважиной 1. Полная толщина достигает 224 м (3892-3668 м). Представлены они известняками серыми и светло-серыми, органогенно-комковатыми, массивными доломитизированными, со стилолитовыми швами, с редкими прослоями аргиллитов.

- Московский ярус (С_2m)

В составе московского яруса (С_2m) выделяется два подъяруса: нижнемосковский и верхнемосковский.

Отложения нижнемосковского подъяруса представлены верейскими и каширскими горизонтами, вскрыты скважиной 23 в интервале 3803-3647 м и скважиной 1 в интервале 3668-3560 м. Вскрытая толщина подъяруса колеблется в пределах от 108-156 м. Сложены они карбонатными породами с единичными прослоями аргиллитов небольшой толщины.

Комплекс карбонатных отложений верхнего и визенижнемосковского подъяруса, вскрытая толщина которого достигает 630 м образует так называемую «Нижнюю карбонатную толщу» пород, обозначенный индексом КТ-11, в которых установлено наличие промышленных запасов нефти.

Верхнемосковский подъярус представлен подольскими и мячковскими горизонтами.

Нижняя часть подольского горизонта представлена органогенно-обломочными известняками, прослоями мелкозернистыми, массивными крепкими. Толщина карбонатных отложений подольского горизонта колеблется в пределах 144-220 м.

Мячковский горизонт вскрыт практически всеми скважинами и представлен органогенными, органогенно-обломочными, микрозернистыми известняками и доломитами. Толщина его варьирует от 115 до 164 м.

- Верхний отдел (С₃)

- Верхний карбон (С₃) представлен касимовским и гжельским ярусами

- Касимовский ярус (С_3К)

Касимовский ярус в литологическом отношении на большей части сложен известняками и доломитами. В северо-восточной части известняки и доломиты ангидритизированы. Степень ангидритизации разреза постепенно увеличивается снизу вверх - от отдельных гнезд и включений до сплошных (толщиной 5-10 м) пластов и ангидритов. Толщина касимовского яруса 50-97 м.

- Гжельский ярус С_3g

Гжельский ярус на юге и юго-западе представлен органогенными известняками, на 65-85% состоящими из водорослей и обломков фауны. В северо-восточной части усиливается ангидритизация разреза до полного перехода в ангидриты.

- Нижний отдел Р₁

В разрезе нижней Перми рассматриваемого района достаточно обоснованно выделенный отложения ассельского и кунгурского ярусов.

- Ассельский ярус - Р_1as

В Южно-Эменском поднятии отложения ассельского яруса вскрыты скважинами Г-1 и Г-2 на площади сарыкуль и скважиной Г-1 на площади Жанажол восточной бортовой зоны.

Толщина отложений ассельского яруса колеблется в пределах 230-250 метров.

- Кунгурский ярус-Р_1К

Отложения Кунгурского яруса широко распространены в описываемом районе. Они слагают ядра соляных куполов и антиклиналий, и в последние годы пройдены скважинами на структурах Жилансанд, Алимекмопа, Мартук, Кенкияк, Жанажол и Кумсай в восточной бортовой зоне, а также скважинами 5 и 1а на южно-эмбенском поднятии. Кроме того, отложения этого яруса вскрыты многочисленными структурно-поисковыми и глубинными разведочными скважинами. Благодаря такому фактическому материалу стало возможным более детально изучить разрез кунгурских отложений и выделить в них 3 пачки: нижнюю-сульфатно-терригенную, среднюю-галлогенную и верхнюю сульфатно-терригенную.

Толщина отложений кунгурского яруса составляет 1700-1600 метров.

- Пермская система (Р)

- Верхний отдел (Р₂)

Толщина верхней перми изменяется от 633 (скв. 10) в своде северного купола до 1808 м (скв. 6) на восточной периклиналии

Нижний отдел

- Триасовая система (Т₁)

Из триасовых отложений установлены осадки нижнего и верхнего отделов.

Нижнетриасовые отложения широко распространены. В отложениях нижнего триаса в настоящее время выделяются ветлужская и бескунчакская серии по определениям фауны остракод.

Ветлужская серия в песчано-глиняных отложениях нижней части нижнего триаса.

Баскунчакская серия к ней относится верхняя, более глинистая часть разреза нижнетриасовых отложений, имеющая более яркую кирпично-красную и пестроцветную окраску.

- Средний отдел (Т₂)

Литологически среднетриасовые отложения указанного района представлены переслаивающимися песками, глинами, аргиллитами и песчаниками.

Толщина среднетриасовых отложений в наиболее погруженных частях достигает 1000 м и более.

На исследуемой территории отложений верхнего триаса не установлены достоверно.

- Юрская система (J)

В юрской системе выделены все три отдела, из которых нижний и средний представлены континентально-лагунным, а верхний - морскими отложениями.

- Нижний отдел (J₁)

Нижнеюрские отложения с эрозионным и угловым несогласием залегают на пестроцветах нижнего триаса и верхней Перми и на сульфатно-терригенной пачке кунгура. Литологически они представлены в основном светло-серыми и серовато-белыми песками, чередующимися с белыми, светло-серыми глинами.

- Средний отдел (J₂)

Среднеюрские отложения имеют широкое распространение в юго-восточной части.

Аленский ярус Литологически представлен переслаивающимися глинами, песками и песчаниками и прослоями бурого угля.

Байосский и батский ярусы. Отложения этих ярусов представлены переслаивающимися глинами, песками, песчаниками и прослоями бурых углей.

- Верхний отдел (J₃)

Верхнеюрские отложения представлены в основном глинами с прослоями песков и песчаников. Толщина верхнеюрских отложений колеблется от 0 до 210 м.

- Меловая система (К)

- Верхний отдел (К₂)

Отложения верхнего мела повсеместно перекрываются четвертичными отложениями небольшой толщины (2-3 м), которые представлены суглинками и супесями.

1.4 Тектоника

В тектоническом отношении Жанажольское поднятие расположено в восточной прибортовой зоне от Ащисайского краевого шва, отделяющего Прикаспийскую синеклизу от складок Верхне - Эмбенской миогеосинклинали.

О тектонической природе Южно - Эмбенского максимума имеется много точек зрения. Одни исследователи считают его герцинским сооружением, являющимся южным продолжением Урала, а другие относят его к платформенным структурам. В связи с этим недостаточно четко определяется местоположение юго-восточной границы Русской платформы.

Южно - Эмбенское поднятие, по мнению ряда исследователей, является южным продолжением Урала, обрамляющим Русскую платформу с юго-востока. Юго-восточную границу платформы они проводят вдоль северо-западного крыла поднятия.

Район, расположенный к востоку и юго-востоку от тектонического шва, на гравиметрических полях характеризуется в целом положительными значениями силы тяжести. В его пределах два максимума: Примугоджарский и Южно - Эмбенский, разделенные Манысайским относительным минимумом силы тяжести. Последний, очевидно, обусловлен разломом субширотного простирания, по которому Западное Примугоджарье сочленяется с Южно - Эмбенской миогеосинклинальной зоной. На фоне региональных максимумов выделяются локальные максимумы, которые, по мнению Г.Г. Гарецкого приурочиваются к центрам внедрения ультраосновной поймы. Это предположение подтверждается данными структурно-поискового и глубокого разведочного бурения, вскрывшего миндалекаменные базальтовые парфириты и ультробазиты.

В региональном плане палеозойские отложения погружаются в южном и юго-западном направлениях и обнажаются в районе Изембетской антиклинали. На Кокпектинской площади они вскрыты скважинами на глубине 140 м. Локальные структуры представляют собой узкие линейные складки с крутопадающими крыльями, часто осложненными швами и имеют северо-восточное направление. Ядра складок сложены верхнедевонскими образованьями в северо-восточном направлении. По мере воздымания палеозойских отложений. Ядра этих структур сложены доверхнедевонскими интрузиями. Палеозойские отложения здесь характеризуются сложным строением. Слои имеют крупные углы падения (от15⁰ до 85⁰) и нередко сложены дизъюнктивными нарушениями. Все это затрудняет изучение их строения сейсмическими методами.

По геологическим материалам Кокпектинская антиклиналь представляет собой субмеридиально ориентированную структуру с широким южным и относительно узким седлообразным, вогнутым с восточной стороны северным периклинальным окончанием. Размеры ее 36 км по данной оси и 9 км в поперечнике, в южной 7 км, в средней и северных частях 3,5 км. Антиклиналь имеет асимметричное строение: западное ее крыло крутое (50⁰), восточное относительно пологое (15-20⁰). Свод палеозойской структуры сложен эффузивами ордовика (предположительно) и ультробазитами среднего девона, карбона, перми.

Свод мезозойской структуры совпадает со сводом палеозойской структуры, то есть наблюдается унаследованность структурного плана чехла от палеозойского фундамента.

Анализ толщи палеозойских отложений позволяет предположить, что перикратонный прогиб развивался до каменноугольного периода. Несмотря на неоднократные горообразовательные процессы, происходящие на Урале, восточный край платформы испытывал преимущественно нисходящие движения, в результате чего накапливалась мощная (9 км) толща осадков. Только начиная с карбона, восточная бортовая зона стабилизировалась, и здесь устанавливались такие условия, как и на всей территории Прикаспийской синеклизы.

К западу от перикратонного прогиба прослеживается выступ в фундаменте, который отделяет прогиб от впадины, отложения нижнего структурного яруса, облекая этот выступ, образуют валообразные поднятия второго порядка. Последние представляют собой цепь валов, образованных под отдельными блоками фундамента.

По отражающему горизонту П₁ - поверхность отложений ассельского яруса, Жанажольское поднятие имеет субмеридиальное простирание и является симметричным. По замкнутой изогипсе - 2300 м, поднятие имеет длину 12,6 км и ширину 6,5 км при амплитуде более 400 м. Разрывные нарушения отсутствуют. Свод поднятия оконтуривается изогипсой минус 1900 м. В пределах свода была пробурена поисковая скважина №2, которая на глубине 2353 м под кунгурским отложением вскрыла породы ассельского яруса и доказала наличие глубокого эрозионного и углового несогласия.

По отражающему горизонту П₂ - кровля известняков верхнего карбона, Жанажольское поднятие сохраняет прежнее простирание и конфигурацию. Размеры его по замкнутой изогипсе минус 3200 м и составляют 12,8 км в длину; 4,8 км в ширину, при амплитуде более 200 м. Свод поднятия оконтуривается изогипсой минус 3000 м. Скважина №1, ранее пробуренная в пределах свода, вскрыла на глубине 2408 м терригенные породы ассельского яруса, а на глубине 2910 м карбонатные породы московского яруса.

В целом Жанажольское поднятие, также как и Алибекмолинское располагается на гипсометрически поднятом подсолевом палеозойском выступе и находится в благоприятных условиях для накопления в подсолевых породах залежей нефти и газа./5/

1.5 Нефтегазоносность

На поднятиях Жанажольской ступени: Алибекмола, Жанажол, Уриктау, Кунгур, Восточный Тортколь в интервале глубин до 4411 м и на Кенкиякской ступени: Арайсай, Кенкияк, Кокпенде, Южный Мартук, Жантай и другие до глубины 5182 м уверенно выделяются до десяти пачек коллекторов толщиной от 20 до 84 м, приуроченных к окскому надгоризонту - один; к серпуховскому ярусу - три; к башкирскому ярусу - три; к которым приурочены залежи нефти, газа и конденсата. Пачки коллекторов разделяются между собой прослоями аргиллитов или плотных непроницаемых карбонатов. В каждой пачке располагается два - семь самостоятельных пластов, толщиной 3-38 м с коллекторами порового, трещинно-порового и реже порово-каверного, трещинно-каверного типов. При этом коллекторские свойства КТ-1 на Жанажольской ступени несколько выше, чем на Кенкиякской ступени. Это связано с тем, что карбонаты на Жанажольской ступени подверглись большому выщелачиванию инфильтрационными водами, чем на Кенкияке.

Поры размерами 0,05-0,1 мм составляют 13-15,8%, а каверны в 1,1-1,9 мм до 3% породы и собираются между собой микротрещинами. Открытая пористость пород КТ-1 составляет 9,2-19,5% при проницаемости до 0,080-0,170мкм² с максимальными значениями на Жанажоле, Уриктау, Кунгурском поднятии, где по ГИС коэффициент пористости достигает до 42,7-46,1%. Высота нефтяной части залежи достигает 100 м, газоконденсатной - 200 м. Покрышкой являются глинистые породы нижней перми и галогенная толща кунгура.

Качественная характеристика и физические свойства нефтей толщи КТ-1 близки. Они легкие (833-836 кг/м³). Сетнистые (0,4-0,9%), парафинистые (3,95%), содержание смол и асфальтенов 4,6-5,6%. Выход фракций до 200⁰С достигает 32%, до 300⁰С - около 55%. По групповому составу нефти метаново-нафтеновые.

Газонасыщенность пластовой нефти не превышает 263,3 м³/м³. Начальное пластовое давление изменяется в пределах 28,7 (пачка А) - 29,64 МПа (пачки В, В¹), пластовая температура 57-62⁰С.

Газ, растворенный в нефти и газоконденсатной части залежи, по составу легкий и тяжелый, этаносодержащий; доля тяжелых углеводородов в нем изменяется от 8,5 до 19,6%, метана - от 68,2 до 87,3%. Содержание сероводорода 2,04-3,49%, азота 1,02-2,19%, углекислого газа 0,57-1,08%, присутствует гелий в количестве 0,01-0,014%.

Содержание стабильного конденсата в газе 283г/м³. Плотность его 711-746 кг/м³, содержание в нем серы 0,64%. В групповом составе содержится до 70% метановых, 20% нафтеновых и 10% ароматических углеводородов. Дебит конденсата 34-162м³/сут.

По восточному борту Прикаспийской синеклизы, в результате проведенных за последние годы геолого-сейсмических работ, накопили огромный фактический материал, позволяющий высоко оценивать потенциальные ресурсы углеводородов и перспективы открытия новых месторождений нефти, газа в подсолевых карбонатных и терригенных отложений, а также нижележащих отложений девона.

1.6 Водоносность

На рассматриваемом месторождении пластовые воды КТ-1 и КТ-11 изучались в процессе опробования пачек толщи КТ-1 (в семи разведочных скважинах) а также водоносных объектов пачки Г и одиннадцати водоносных объектов пачки Д, второй карбонатной толщи КТ-11.

Из приведенных данных следует, что пластовые воды КТ-1 и КТ-11 по физико-химическим свойствам несколько отличаются друг от друга. Так, в водах первой карбонатной толщи содержание кальция составляет 2,94-4,77г/л, сульфатов 1,48-2,67г/л, количество брома в них не превышает 197 мг/л. Вязкость в пластовых условиях изменяется от 0,59 до 0,62МПас, в среднем составляет 0,6МПас. Объемный коэффициент равен 1,01. В целом пластовые воды относятся к хлоркальциевому типу. Плотность их в стандартных условиях изменяется незначительно. Для вод первой карбонатной толщи она составляет 1053-1069 кг/м³, для второй карбонатной толщи 1048-1067 кг/м³, в среднем значения минерализации, соответственно равно 87,5г/л и 79,7г/л.

Воды карбонатных отложений на месторождении Жанажол являются конденционными по йоду, но для промышленного использования они не пригодны из-за низкой продуктивности коллектора водоносной области./5/

2. Технико-технологическая часть

2.1 Способы эксплуатации скважин на месторождении Жанажол

2.1.1 Обоснование способа эксплуатации

Процесс добычи нефти включает перемещение флюидов (нефти, газа и воды) в пласте к забоям добывающих скважин, подъем добываемой нефти с забоев на поверхность и промысловый сбор продукции скважин. Подъем нефти в стволе скважины называют способом эксплуатации. В зависимости от вида используемой энергии и способа передачи энергии в скважину различают фонтанный способ добычи нефти, когда подъем жидкости происходит только за счет естественной энергии пласта, и механизированный, при котором подъем жидкости осуществляется под действием искусственно вводимой в скважину энергии.

Проект разработки месторождения Жанажол предусматривает газлифтную эксплуатацию и эксплуатацию ШГН.

Логическим продолжением фонтанной эксплуатации является газлифт, при котором недостающее количество газа для подъема жидкости закачивают в скважину с поверхности. Однако, в конце 80-х годов на территории месторождения был построен Жанажольский газоперерабатывающий завод и большое количество газа с завода по магистральным трубопроводам транспортируется для бытовых нужд Актюбинской области. Поэтому, начиная с 1990 года скважины, переводят на ШГН./5/

2.1.2 Фонтанная эксплуатация скважин

При фонтанной эксплуатации продукция от забоя до устья отбирается по ступенчатому лифту, составленному из труб диаметром 73 и 88,9 мм марки стали С-75 и SM-90, спущенному до интервала перфорации нефтяного пласта. Как правило, лифт компонуется следующим образом:

· трубы марки стали С-75-73*7,01-2030 м;

· трубы марки стали С-75-88,9*6,45-420 м;

· трубы марки стали SM-90-88,9*6,45-550 м.

В качестве наземного оборудования добывающих скважин используются установки для эксплуатации нефтяных и газовых скважин с устройствами для предупреждения открытых фонтанов типа КОУК-89/73-35К₂-136Э.

Комплекс КОУК (комплекс оборудования управляемого клапана-отсекателя) предназначен для герметичного перекрытия ствола фонтанных скважин (нефтяных, газовых и газоконденсатных) в аварийных ситуациях как автоматически, так и дистанционным управлением.

Комплекс обеспечивает:

· одновременное бурение, эксплуатацию и проведение текущего и капитального ремонтов фонтанных, газовых и газоконденсатных скважин, расположенных на одном кусте;

· местное, дистанционное и автоматическое управление работой скважины.

Комплекс КОУК применяется на скважине в районе имеющих источники электропитания напряжением переменного тока 380В и частотой 5Гц./7/

По измененной конструкции добывающие скважины оборудуются хлопушечными клапанами-отсекателями, кроме того, на ряде скважин внедрен клапан глушения типа КСП. На месторождении устье скважины оборудуется фонтанными арматурами следующих типов:

· Французская;

· Грозненская АФ6А-80/50*720К₂;

· Башкирская АФ6А-80/65*35К₂;

· Воронежская.

Регулирование отборов жидкости ведется штуцерами, установленными на устье скважины.

В настоящее время на большинстве скважин отбирается безводная нефть. Однако, в дальнейшем при увеличении закачки воды обводненность продукции будет увеличиваться. С увеличением обводненности увеличивается противодавление на забое, что, в свою очередь, приведет к падению дебитов скважин или к прекращению фонтанирования.

2.1.3 Газлифтная эксплуатация скважин

При определенных условиях прекращается фонтанирование скважин, тогда переходят на механизированный, в частности газлифтный способ эксплуатации. Конструкция газлифтной скважины, в которую спускается один ряд труб. Газ подается в кольцевое пространство и, проходя в НКТ, способствует подъему жидкости. Поступление может осуществляться либо через нижнюю часть труб, либо на какой-то глубине через специальное приспособление (клапан). Такая конструкция наиболее часто встречается на практике. Применяется и другая схема подачи газа - в центральную трубу. При этом смесь поднимается по кольцевому пространству, в результате чего можно обеспечить высокую производительность газлифтного подъемника, но при значительных расходах газа. Кроме того, во втором случае борьба с коррозией труб значительно осложняется./6/

Ниже приведены максимальные диаметры НКТ, которые можно спустить в обсадные колонны заданных диаметров (в мм).

Условный размер обсадных труб 146 168 194

Минимальный внутренний диаметр

Обсадной колонны 122 140 166

Внутренний диаметр НКТ 62 76 100

Наружный диаметр муфт:

Гладких 90 107 133

С высаженными концами 93 115 142

Из этих данных следует, что минимальный допустимый зазор (на сторону) между внутренней стенкой обсадной колонны и наружной стенкой муфт НКТ составляет 12-15 мм.

В глубоких скважинах и при больших расходах газа нельзя использовать центральные трубы малого диаметра из-за больших потерь на трение. Сопротивления при движении смеси по кольцевому пространству в местах расположения муфт (за счет их выступов) резко возрастает по сравнению с сопротивлением на гладких участках труб./7/

При подъеме смеси по кольцевому пространству затруднено применение глубинных приборов. Если в поднимаемой смеси содержится песок, то он способствует износу труб, что может привести к их обрыву. В наклонных скважинах подъем смеси по кольцевому пространству не следует производить, так как НКТ прилегает к стенкам обсадной колонны, поэтому значительно увеличиваются гидравлические сопротивления.

В тех случаях, когда возможны утечки газа через обсадную колонну (в колонне имеются повреждения), в скважину спускают концентрические два ряда труб. Газ подается в кольцевое пространство между трубами, а смесь поднимается по центральной трубе. Основной недостаток этой системы - большая металлоемкость оборудования. Для обеспечения выноса песка, поступающего вместе с нефтью к забою скважины, улучшения подъема воды (из-за большой плотности последняя скапливается в нижней части скважины) применяют хвостик в виде трубы, являющейся продолжением внешнего ряда труб./1/

Газлифтной эксплуатации присущи свои преимущества и недостатки.

Преимущества:

· широкий диапазон возможных дебитов по жидкости (от десятков до 1800-1900т/сут);

· простота оборудования, отсутствие трущихся деталей, что увеличивает срок службы оборудования, межремонтный период и коэффициент эксплуатации скважин;

· возможность эксплуатации наклонных скважин;

· возможность автоматического контроля управления;

· возможность плавного регулирования производительности;

· простота исследования скважин.

Основные недостатки газлифтной эксплуатации:

· при содержании воды в добываемой продукции образуется стойкая эмульсия (особенно при закачке воздуха вместо природного газа);

· большая протяженность подводящих газовых трубопроводов;

· возрастание коррозионной активности;

· при компрессорном газлифте требуются большие капитальные вложения на строительство компрессорных станций.

Для подъема жидкости можно непосредственно использовать газ, поступающий из газовых скважин или из газопровода.

Во втором случае газ подается в газораспределительную будку, а затем по промысловым газопроводам - в газлифтные скважины.

Таким образом, здесь отсутствует компрессорная станция. Такая эксплуатация называется бескомпрессорная. Хотя чаще всего может быть использован внутрискважинный газлифт. При таком способе используется энергия газа газоносного пласта. Если газовый пласт расположен выше нефтеносного, то смесь поднимается по центральной трубе. Дополнительное количество газа, потребное для подъема жидкости, поступает через клапан, установленный выше пакера (сальник, который изолирует кольцевое пространство между нефтяными и газовыми пластами). Если количество газа из верхнего пласта превышает потребное количество для подъема смеси, то избыток газа добывается через кольцевое пространство, клапан регулируется таким образом, чтобы расход газа через него и давление внутри труб на уровне клапана обеспечивали подъем жидкости через центральные трубы. В случае, когда газовый пласт расположен ниже нефтяного, газ поступает через центральные трубы, а смесь (жидкость и газ) - через кольцевое пространство. Газ из центральных труб частично поступает через клапан в кольцевое пространство.

Бескомпрессорный газлифтный способ эксплуатации позволяет наиболее полно использовать энергию природного газа и требует принципиально нового подхода к решению технологических задач. К числу основных задач относится:

· совместное обустройство газовых и нефтяных скважин;

· обеспечение бесперебойной подачи газа (с заданным давлением и объемным расходом) в нефтяную скважину;

· полная утилизация нефтяного и природного газа;

· обеспечение очистки подаваемого газа от механических примесей;

· обеспечение условий, предотвращающих гидратов.

При внутрискважинном газлифте следует особое внимание уделить выбору типа пакера, который должен обеспечить длительное время хорошую герметизацию.

2.1.4 Компрессорное хозяйство

В нефтяной и газовой промышленности широко применяются машины для производства сжатого газа (или воздуха) с последующим его нагнетанием в скважины. Такие машины называют компрессорами. По принципу действия компрессоры подразделяются на три группы: поршневые, ротационные и центробежные. Наиболее распространены поршневые компрессоры./7/

В зависимости от типа привода компрессоры подразделены на три группы: приводные, прямодействующие и газомотор-компрессоры. Последний тип наиболее экономичен, так как требует специального подвода источника энергии. Газомотор-компрессоры могут применяться в неэлектрофицированных районах.

Компрессорные станции (КС) представляют собой специальные помещения, включающие: машинный зал с компрессорами, водяную насосную для охлаждающей воды, механическую мастерскую и т.д. В зависимости от подаваемого газа КС подразделяются на следующие группы:

· газосборные - для сбора нефтяного газа;

· газлифтные - для подачи газа в скважины;

· для транспортирования газа;

· для переработки газа.

При компрессорной газлифтной эксплуатации или при закачке газа в нагнетательные скважины газ высокого давления может непосредственно подаваться к скважинам из КС или проходить через распределительные будки (ГРБ)./3/

В ГРБ смонтированы контрольно-измерительные и регулирующие приборы. Такие приборы позволяют централизованно производить регулировку работы скважины, замеры расходов газа по отдельным скважинам. В случае недостаточной подачи газа можно произвести в перерасход распределение расхода по отдельным скважинам. Давления у устья скважин будут несколько меньше значения давления в ГРБ. В среднем при движении газа по трубам на расстояние в один километр падение давления составляет примерно 0,5 кг с/см². Когда проводится исследование газлифтных скважин, то необходимо замерять давление устья скважины./2/

Если из КС подается сжатый воздух, то в этом случае распределение воздуха осуществляется в воздухораспределительной будке (ВРБ). Оборудование ВРБ аналогично оборудованию ГРБ. Скопление газа (утечек) в помещении КС, ГРБ не только оказывает отравляющее действие на организм человека, но может привести к образованию гремучей (взрывчатой) смеси.

2.1.5 Газлифтная компрессорная станция Жанажольского газоперерабатывающего завода

Производительность установки - 850000нм³ в сутки газа с давлением на приеме 2,5-3,8МПа и 11,0-11,5МПа на нагнетании компрессоров предназначена для газлифтной добычи нефти на месторождении Жанажол.

Компрессорная станция состоит из 4-х компрессоров, предназначенных для сжатия и перекачивания природных и нефтяных газов в системе магистральных газопроводов.

Проектная производительность компрессорной станции по приему газа - 280500000нм³/год.

Описание технологической схемы ГЛКС

Компрессорная станция ЖГПЗ состоит из следующих основных узлов:

· четырех двухступенчатых газомотор-компрессоров ГКНАМ 2/40-150;

· приемного сепаратора;

· маслоотделителей 1 и 11 ступеней;

· сепараторов 1 и 11 ступеней;

· аппаратов воздушного охлаждения и системы технологических трубопроводов, арматуры, приборов КИПиА.

Газ из отделения подготовки газа с давлением до 3,8МПа и температурой до 38⁰С поступает в приемный сепаратор 2, предназначенный для отделения и сбора углеводородного конденсата и воды (Приложение А).

Сепаратор представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат объемом 4м³, диаметром 1200 мм, снабженный змеевиком, предназначенным для подогрева выделившегося конденсата в зимнее время.

Далее газ идет в цилиндр 1 ступени компрессора 3, где сжимается до давления 6,18МПа и подается в масловлагоотделитель 4.

Масловлагоотделитель представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат объемом 4м³ и диаметром 1200 мм.

Освобожденный от масла газ из маслоотделителя с температурой до 85⁰С и с давлением до 6,18МПа, поступает в воздушный холодильник 1 ступени 5, где охлаждается до температуры 45⁰С, и далее поступает в сепаратор для отделения конденсата из газа.

Оттуда через сепаратор 6, отделенный от масла и конденсата газ с давлением до 6,18МПа и температурой до 45⁰С поступает на всасывание 11 ступени ГМК. На 11 ступени компрессора газ сжимается до давления 11,0-11,5МПа, при этом температура его повышается до 93-95⁰С. После нее газ проходит такую же обработку, как и после 1 ступени.

Сепаратор 11 ступени снабжен сливом для опорожнения его в дренажную емкость для сбора конденсата 8.

Отделенный от конденсата газ из сепаратора 11 ступени с давлением до 11,5МПа и температурой 70⁰С с установки ГЛКС поступает в промысловую сеть и направляется к скважинам на газлифтную добычу нефти.

Всего ЖГПЗ обслуживает? скважин месторождения Жанажол,? из которых - север,? - юг месторождения.

2.2 Расчет по переводу скважины на газлифтный способ добычи

2.2.1 Исходные данные для расчетов

Технологические расчеты, выбор способа эксплуатации, подбор оборудования возможны лишь при наличии исходных данных, к которым относятся:

· конструкция (глубина, диаметр, интервал перфорации, вертикальность, смещение забоя);

· эксплуатационные горизонты по промысловой классификации и их механическая характеристика;

· планируемые дебиты жидкости и критерии их ограничения;

· пластовое давление;

· коэффициент продуктивности скважины (индикаторная диаграмма).

К сведениям о физико-химических свойствах продукции скважин относятся:

· состав нефти, плотность ее в пластовых условиях и дегазированной, вязкость в пластовых и поверхностных условиях, объемный коэффициент, давление насыщения газом, межфазное напряжение;

· состав газа, плотность его в пластовых условиях и поверхностных (при стандартных условиях), газовый фактор, количество растворенного газа;

· обводненность продукции, плотность воды, ее вязкость, объемный коэффициент, содержание солей и коррозирующая способность.

В отдельных случаях требуются сведения о содержании в жидкости и основных свойств парафина, механических примесей, температура застывания нефти и другое.

Исходные данные:

Глубина скважины Н_скв=2950 м

Пластовое давление Р_пл=25,5МПа

Забойное давление Р_заб=23МПа

Давление насыщения Р_нас=23,2МПа

Устьевое давление Р_у=1МПа

Плотность нефти дегазированной с_нд=828,8 кг/м³

Плотность пластовой нефти с_{н пл}=720 кг/м³

Относительная плотность газа с_го=1,204 кг/м³

Диаметр эксплуатационной колонны D_эк=0,168 м

Вязкость нефти дегазированной м_нд=4,95МПа с

Вязкость пластовой нефти м_{н пл}=0,34МПа с

Газовый фактор Г=243м³/т

Пластовая температура Т_пл=253⁰К

2.2.2 Расчет минимального забойного давления фонтанирования

Определим коэффициент растворимости:

б=Г* с_нд /1000 (Р_нас -0,1) 1000000 (1)

б=243*828,8/1000 (23,2-0,1) 1000000=8,719 МПа^-1

Так как забойное давление уже меньше давления насыщения, поэтому эффективный газовый фактор определяется по следующей формуле:

Г_эф=((Г-1000Р_у*б/ с_нд)(1-n_в/100))/2 (2)

Г_эф=(243-1000*1000000*8,719*0,000001/828,8)/2*0,98=113,915м³/т

Продукция скважин обводнена. Определим среднюю плотность нефти:

с_н=(с_нд + с_{н пл})/2 (3)

с_н =(828,8+720)/2=774,4 кг/м³

Для приближенного учета относительного движения воды в нефти при определенной плотности жидкости используем массовую обводненность продукции.

с_ж= с_н* (1-n_в/100)+ с_в*n_в/100 (4)

с_ж=774,4*(1-2/100)+1060*2/100=780,1 кг/м³

Находим максимальную длину газожидкостного подъемника по формуле (5) при котором еще возможно фонтанирование скважины:

Н_max=0,5 (h+vh*h+10.31* Г_эф vd*h*?g(Р_нас/Р_у)) (5)

Где h=(Р_нас-Р_у)/(с_ж*g)

h=(23200000-1000000)/(780,1*9,81)=2671 м

Н_max=0,5 (2671,78+v2671,78*2671,78+10,31*113,97*v62+2671*?g23,2)=2923 м

Минимальное забойное давление найдем по формуле (6):

Р_{заб min}=Р_нас+(L-H) с_ж*g (6)

Р_{заб min}= 23,2+(2950-2923)*726,8*9,81=23,39МПа

Где с_ж= с_{н пл}*(1-n_в/100)+ с_в * n_в/100

с_ж =720 (1-2/100)+1060*2/100=726,8 кг/м³

Итак, в данных условиях эта скважина прекратит фонтанирование при снижении забойного давления до 23,39МПа.

Так как на данный момент забойное давление (Р_заб=23МПа) меньше минимального забойного давления фонтанирования (Р_заб=23,39МПа), скважину нужно переводить на механизированный способ эксплуатации (газлифт)./4/

Газлифтный способ эксплуатации имеет ряд положительных особенностей:

· возможность отбора большего количества жидкости независимо от глубины и диаметра эксплуатационной колонны;

· легкое и плавное регулирование дебита скважины в больших диапазонах при изменении количества подаваемого рабочего агента;

· размещение оборудования на поверхности, что доступно для его обслуживания и ремонта;

· отсутствие влияния высоких температур в скважине;

· значительное снижение стоимости подземного ремонта скважин и т.п.

2.2.3 Выбор диаметра подъемных труб

Для максимального отбора жидкости необходимо создать меньшее давление на забое. Поэтому глубина спуска подъемных труб должна быть максимальной, то есть

L=H - (20-30), м

Где H - расстояние до верхних отверстий фильтра, м

L=2923-30=2897 м

Не рекомендуется спускать подъемные трубы до верхних отверстий фильтра или ниже их, так как газ, нагнетаемый в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и подъемными трубами, будет препятствовать нормальному притоку жидкости в скважину./4/

Для расчета диаметра подъемных труб, будем исходить из того, что подъемник в этот период должен работать на оптимальном режиме, так как в конце фонтанирования количество поступающей в забой пластовой энергии будет минимальным, тогда:

d_к=400 (с_ж*Н/(Р_заб-Р_у))^1/2*(QH/с_ж *g*H - Р_заб+Р_у)^1/3 (7)

d_к=400 (780,1*2950/(23-1) 1000000)^1/2*(50*2950/780,1*9,81*2950 - (23-1) 1000000)^1/3=82,1 мм

2.2.4 Пуск газлифтной скважины в эксплуатацию

На устье газлифтной скважины устанавливают арматуру, которая предназначена для тех же целей, что и арматура на фонтанных скважинах, то есть для подвески спущенных в скважину труб, герметизации межтрубных пространств, направления продукции скважины в выкидную линию, а сжатого газа в скважину./2/

Для выполнения операций по пуску и эксплуатации скважин, а также операций, связанных с ликвидацией осложнений в процессе эксплуатации, устье скважины обвязывают с выкидными линиями и воздухогазопроводом.

Перед пуском скважина заполнена жидкостью (дегазированной нефтью, водой или другой жидкостью глушения). Уровень ее в скважине соответствует пластовому давлению. Процесс пуска газлифтной скважины в эксплуатацию состоит в вытеснении жидкости воздухом (газом) из труб наружного ряда и подводе нагнетаемого воздуха к нижнему концу подъемных труб или рабочему отверстию на этих трубах для разгазирования столба жидкости в них. Максимальное давление при пуске газлифтной скважины в эксплуатацию (пусковое давление) будет в тот момент, когда жидкость в скважине оттеснится сжатым газом до места ввода его в подъемные трубы. Это давление может быть самым различным в зависимости от системы газлифта, глубины скважины, статического уровня жидкости и других условий. Самое высокое пусковое давление достигается в однорядном лифте кольцевой системы при подаче газа в подъемные трубы через их башмак./3/

Наибольшее давление газа, которое возникает при пуске, называют пусковым давлением. Давление закачки газа в процессе эксплуатации скважины называют рабочим давлением, причем оно меньше пускового. Динамика давления закачиваемого газа на устье при пуске представлена на рис. 1.

При пуске вытесняемая жидкость, как правило, перемещается в подъемные трубы и затрубное пространство и частично поглощается пластом. Достигнув башмака подъемных труб, газ поступает в них и, расширяясь, всплывает. Плотность газожидкостной смеси уменьшается, уровень ее повышается до устья, после чего происходит выброс части жидкости, уровень жидкости в затрубном пространстве снижается ниже статического, начинается приток жидкости из пласта. При достаточном расходе газа скважина выходит на рабочий режим.

В процессе снижения уровня жидкости в линии газоподачи до башмака подъемных труб и повышения уровня смеси в подъемных трубах до устья давление закачиваемого газа монотонно увеличивается до наибольшего значения пускового давления. При выбросе жидкости оно резко уменьшается и после нескольких колебаний, обусловленных инерционностью потоков в системе «пласт - скважина», достигает значений рабочего давления при непрерывном и достаточном расходе газа. В «сухих» скважинах (отсутствие гидродинамической связи с пластом, пласт непродуктивный) оно снизилось бы до значения потерь давления на трение газа (см. пунктирную линию).

Пусковое давление найдем из обобщенной формулы пускового давления:

Р_п=(1+б*f_г/f_ж)*с_ж*g*h*cosб_с (8)

Где: б - коэффициент поглощения;

f_г - площадь движения газа в скважине;

f_ж - площадь движения жидкости в скважине;

б_с - угол отклонения оси скважины от вертикали;

с_ж-средняя плотность жидкости;

g - ускорение свободного падения;

h - статический уровень.

Рассчитаем площади кольцевого и трубного пространства:

f_кольц=р*D²/4 - р*d²/4=3,14*16,8²/4-3,14*8,21²/4=292,68см²

fтр= р*d²/4=3,14*8,21²/4=52,91см²

Статический уровень найдем через относительное погружение колонны подъемных труб при оптимальном режиме:

о=h/L=0,6

Откуда h=L*0,6=2897*0,6=1738,2 м

Найдем пусковое давление при нагнетании газа в кольцевое пространство при б=1

Р_пуск=(1+б*f_кольц/fтр)*с_ж*g*h*cosб_с

Р_пуск=(1+292,68/52,91)*780,1*9,81*1738,2*1=86,88МПа

Р_пуск=(1+52,91/292,68)*780,1*9,81*1738,2*1=15,71МПа

Из произведенных расчетов видно, что пусковое давление при нагнетании газа в подъемные трубы гораздо меньше, чем при нагнетании в кольцевое пространство. Отсюда можно сделать вывод, что пуск скважины в эксплуатацию нужно осуществлять путем нагнетания газа в подъемные трубы./4/

С целью защиты эксплуатационной колонны от коррозии нужно, после удаления из скважины части жидкости, переключить с центральной системы на кольцевую, то есть начать нагнетать газ в кольцевое пространство, при этом газонефтяная смесь будет выходить через подъемные трубы.

Заключение

В данном курсовом проекте рассматривается возможность переведения работы фонтанной скважины после прекращения фонтанирования на газлифтный способ эксплуатации. Как уже упоминалось выше, газлифтный способ эксплуатации имеет ряд положительных и отрицательных особенностей. К последним относится построение дорогостоящим и капиталоемких компрессорных станций для закачки газа в пласт. Однако, в условиях месторождения Жанажол данная проблема разрешима. Ввиду того, что на территории промысла находится газоперерабатывающий завод, в составе которого имеется газлифтный компрессорный цех, специально предназначенный для подготовки газа для газлифтной эксплуатации скважин. Поэтому, на мой взгляд, данный способ эксплуатации скважин является самым подходящим.

В своем проекте я произвела расчет глубины спуска подъемных труб, диаметра колонны, а также пускового давления. Из произведенных расчетов я сделала вывод, что пуск скважины в эксплуатацию следует осуществлять путем нагнетания газа в подъемные трубы. Однако, с целью защиты эксплуатационной колонны от коррозии нужно, после удаления из скважины части жидкости, переключить с центральной системы на кольцевую, то есть начать нагнетать газ в кольцевое пространство, при этом газонефтяная смесь будет выходить через подъемные трубы.

Список литературы

1. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1990

2. Гиматудинов Ш.К. Добыча нефти. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1983

3. Гиматудинов Ш.К. Справочная книга по добыче нефти. - М.: Недра, 1983

4. Оркин К.Г., Юрчук А.М. Расчеты в технологии и технике добычи нефти. - М.: Недра, 1976

5. Проект разработки месторождения Жанажол. - Институт «Гипровосток - нефть», 1983

6. Среда Н.Г., Муравьев В.М. Основы нефтяного и газового дела. - М.: Недра, 1980

7. Чичеров Л.Г. Нефтепромысловые машины и механизмы. - М.: Недра, 1983

Размещено на Allbest.ru