Файл: Регулирование дебита и установление технологического режима работы фонтанной скважины Самотлорского месторождения.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 03.02.2024
Просмотров: 128
Скачиваний: 4
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Так в период с 1999 по2001 год величина суммарного времени добычи ежегодно увеличивалась в среднем на 11%. Обводненность, достигнув к 1997 году величины 96%, в рассматриваемый отрезок времени практически не менялась.
-
Добыча нефти в 2007 году, была на 15 тыс.т или 2% выше проектной (744,9 тыс.т - факт, 730,1 тыс.т - проект) за счет большего, чем в проекте действующего фонда (проект - 382 скв., факт - 384 скв.). Относительно 2006 г. уровень добычи нефти снижен на 0,5% или 4,1 тыс.т. Годовой темп отбора от начальных извлекаемых запасов равен 0,4%, от текущих извлекаемых запасов - 1,59%.
По состоянию на 2014 год в неработающий фонд были переведены 7 добывающих скважин, или 13,2% от всех введенных добывающих скважин.
Под нагнетание в 2016 г. было переведено 14 скважин вместо 2 по проекту, которые закачали 774 тыс.м3 воды со средней приемистостью 712 м3/сут.
2.3 Фонд скважин
На 2014 год на месторождении пробурено 15301 скважина, что составляет 80% от проектного фонда. Добывающих скважин 11718, из которых в категории действующих лишь 6590. Значителен фонд бездействующих скважин - 3490, а также высок обводненный фонд - 1995 скважин, переводимых в категорию контрольно-пьезометрических, которые осложняют разработку месторождения, отрицательным образом влияя на динамику отборов нефти и жидкости.
Около 150 скважин (20 % неработающего фонда) по состоянию на конец 2014 г. находились в ожидании проведения текущего ремонта, связанного со сменой насоса. Очевидно, что этот фонд в ближайшее время будет запущен в работу.
Приблизительно 130 скважин (12.7 %) ожидают проведения операции по вызову притока. Основную часть этих скважин не удалось освоить после глушения, проведенного перед выполнением ремонтных работ. На части таких скважин, расположенных в низкопроницаемых зонах пластов, запланировано проведение операций по гидравлическому разрыву пласта (ГРП).39,6 % неработающего фонда скважин ожидает ликвидации по техническим причинам (смещение или негерметичность эксплуатационной колонны, полет на забой насосно-компрессорных труб и пр.).
Результаты проведенного анализа позволяют заключить, что пробуренный фонд скважин Самотлорского месторождения обладает определенными резервами улучшения показателей их использования и эксплуатации.
Протяженность промысловых нефтепроводов - 2490 км, водоводов - 2422 км, других трубопроводов - 445 км.
2.4 Условия освоения и ввода в эксплуатацию фонтанных
скважин Самотлорского месторождения
В 1965 г. скважина вскрыла нефтегазонасыщенный разрез - более двухсот ежедневных кубов с глубины 1,7 тыс.м. Фонтан в 1тыс. кубометров в сутки возвестил миру об открытии нового нефтяного гиганта - Самотлорского месторождения. Из берегов «мертвого озера» вместо «худой воды» хлынуло нефтяное море.
Этот день буровики ждали полгода – с момента установки и до ввода в эксплуатацию первой скважины – мощный фонтан самотлорской нефти взметнулся ввысь.
Спустя три года, в декабре 1968-го, был подписан приказ о вводе Самотлора в эксплуатацию в 1969 г. Уже в январе начали бурить, а в апреле из скважины № 200 пошла первая промышленная нефть. Скважина была принята в эксплуатацию и подключена к нефтесборной сети. Развитие промышленной разработки столь крупного месторождения требовало рекордных темпов бурения.
Оказалось, что выявленный вначале продуктивный слой на глубине около 1700 м мощностью 200 м - только «вступление» в кладовые месторождения. Вскоре был обнаружен главный купол Самотлора, уходящий вглубь на 3000 м и занимающий площадь около 1500 кв. км. Важно, что в те первые годы самотлорской истории в центре внимания находились нефтяные пласты, которые характеризовались высокими коллекторскими свойствами и мощными эффективными нефтенасыщенными толщинами.
То есть - самые доступные для разработки. Немного позже выявлялись новые геолого-промысловые объекты, при этом границы месторождения расширялись. Обсуждались два способа покорить Самотлор: осушить болота вокруг месторождения или соорудить на нем эстакады и бурить с площадок, как на морских нефтепромыслах в Баку. Оба варианта отвергли. Первый - из-за опасности пожара (торф); эстакады отказались строить, т.к. их сооружение было бы слишком долгим и дорогостоящим. В итоге придумали третий вариант - бурить прямо на болотах, создавая искусственные острова для буровых вышек (примерно так же и сейчас бурят в Западной Сибири).
2.5 Теоретические основы подъема жидкости в скважине
Добывающие скважины обычно квалифицируют по методу добычи, используемого для доставки жидкостей с забоя скважины в выкидной трубопровод. Это может быть либо естественный поток, либо какой-то искусственный способ подъема. Газовые скважины обладают естественной продуктивностью. Некоторые нефтяные скважины фонтанируют на ранних стадиях своей продуктивной жизни благодаря присущей им внутренней энергией, такой метод называется фонтанной добычей, но рано или поздно и им требуется дополнительная энергия для поддержания продуктивности.
В скважинах, где давление в коллекторе или давление растворенного газа слишком мало, чтобы создавать фонтанирование, поток жидкости может поддерживаться искусственным методом -- газлифтом. Существует множество вариаций газлифтной системы, но основной принцип заключается в том, чтобы брать газ из внешнего источника и закачивать его в добываемые жидкости, проходящие по насосно-компрессорной колонне. Это снижает вес столба жидкости и обеспечивает истечение нефти из скважины.
В ходе эксплуатации газ под давлением закачивается в пространство между обсадной и насосно-компрессорной колоннами и попадает в последнюю через открытый газлифтный клапан. Жидкость в насосно-компрессорной колонне выше клапана вытесняется или становится легче при смешивании с газом и может подниматься на поверхность вместе с расширяющимся газом. Когда газ и жидкость достигают поверхности, газ отделяется от нефти. Здесь его вновь сжимают до высокого давления и еще раз закачивают в пространство между обсадной и насосно-компрессорной колоннами, чтобы повторить цикл снова.
Так как газ закачивается с более или менее постоянной скоростью, система классифицируется как непрерывный газлифт. Тем не менее рано или поздно давление в коллекторе понизится до такой степени, что даже с помощью вспомогательной закачки газа оно не будет поддерживать ток нефти. На данном этапе можно применить одну из периодических систем газлифта. По этому методу жидкости дают время для накопления в насосно-компрессорной колонне.
Затем в скважину в заранее определенные промежутки времени закачивают газ, который порциями вытесняет жидкость на поверхность.
Газ можно подавать с помощью компрессора. Такую разновидность называют компрессорным газлифом. Используемый в этом случае нефтяной газ отделяют от добываемой нефти, подвергают промысловой подготовке и закачивают в газлифтные скважины (замкнутый газлифтный цикл).
Природный углеводородный газ можно подавать из соседнего газового месторождения, из магистрального газопровода или газобензинового завода.
При бескомпрессорном газлифте природный газ под собственным давлением поступает из скважины, газовых или газоконденсатных месторождений. Там же осуществляется его отчистка и осушка. На нефтяном промысле иногда осуществляется только подогрев. Если нефтяное и газовое месторождение залегают на одной площади, то при достаточно высоком давлении в газовой залежи, можно организовать внутрискважинный бескомпрессорный газлифт, отличной особенностью которого является поступление газа из выше или нижезалегающего газового пласта непосредственно в нефтяной скважине.
Область применения газлифта - высокодебитные скважины с большим забойным давлением, скважины с высокими газовыми факторами и забойными давлениями ниже давления насыщения, песочные (содержащие в продукции песок) скважины, а также скважины в трудно доступных условиях. Это объясняется высокой технико-экономической эффективностью, отсутствием в скважине механизмов и трущихся деталей, простотой обслуживания скважин и регулирования работы.Однако система компрессорного газлифта имеет и недостатки:
а) низкий коэффициент полезного действия всей газлифтной системы, включающей компрессорную станцию, газопроводы и скважины;
б) большие капитальные затраты на строительство компрессорной станции и газопроводов;
в) большие энергетические затраты на сжатие газа;
г) сравнительно высокие эксплуатационные расходы на обслуживании компрессорной станции.
Подъем нефти в стволе скважины может происходить либо за счет пластовой энергии, либо за счет пластовой и искусственно вводимой в скважину с поверхности энергии.
В стволе скважины энергия расходуется на преодоление силы тяжести гидростатического столба нефти с учетом противодавления на выкиде скважины (на устье) и сил сопротивления, связанных с движением - путевого (гидравлическое трение), местного (расширение, сужение, изменение направления потока) и инерционного (ускорение движения.
Если скважина работает за счет только пластовой энергии которой обладает нефтяной пласт (залежь), то такой способ ее эксплуатации называют фонтанным, а само явление - фонтанированием.
Если скважины не могут фонтанировать, то их переводят на механизированный способ эксплуатации: газлифтный или насосный. В этом случае за счет пластовой энергии нефть поднимается только на высоту, меньшую глубины скважины, то есть уровень жидкости в скважине не доходит до устья скважины. При газлифтном способе в скважину вводят энергию сжатого газа, а при насосном - энергию, создаваемую насосом.
В зависимости от соотношения забойного и устьевого давлений с давлением насыщения нефти газом можно выделить три вида фонтанирования и соответствующие им три типа фонтанных скважин.
Первый тип - артезианское фонтанирование, то есть фонтанирование происходит за счет гидростатического напора. В скважине происходит перелив жидкости, движется негазированная жидкость.
Второй тип - газлифтное фонтанирование с началом выделения газа в стволе скважины. В пласте движется негазированная жидкость, а в скважине газожидкостная смесь (смесь жидкости и свободного газа). При давлении у башмака в затрубном пространстве на устье находится газ и затрубное давление обычно небольшое (0,1 - 0,5 МПа).
Третий тип - газлифтное фонтанирование с началом выделения газа в пласте. В пласте движется газированная жидкость, на забой и к башмаку НКТ поступает газожидкостная смесь.
Фонтанирование скважины возможно тогда, когда из пласта на забой поступает энергия не меньше, чем требуется ее для подъема флюидов на поверхность. Условие артезианского фонтанирования непосредственно следует из уравнения баланса давления.
2.6 Оборудование фонтанных скважин
При фонтанной добыче нефти подъем газонефтяной смеси от забоя до устья осуществляется по колонне насосно-компрессорных труб, которые спускают в скважину перед ее освоением. При фонтанировании через эти трубы наиболее рационально расходуется энергия газа, появляется возможность фонтанирования при меньших пластовых давлениях.
Фонтанная арматура включает трубную головку и фонтанную елку с запорным и регулирующими устройствами, а также соединение различных тройников. Трубная головка предназначена для подвески насосно-компрессорных труб и герметизации пространства между ними и эксплуатационной колонной.
Фонтанная елка предназначена для направления потока продукции в выкидную линию, а также для регулирования и контроля работы скважины. Она может включать в себя либо один или два тройника, либо крестовину (крестовая арматура). Арматуру выбирают по необходимому рабочему давлению, схеме (тройниковая или крестовая), числу рядов труб, климатическому и коррозионному исполнению.