Эксплуатация нефтяных и газовых скважин с расчетом

Основные способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин

В нефтегазовой промышленности скважины бурятся с целью извлечения полезного ископаемого из продуктивного пласта. Эксплуатация таких скважин может осуществляться различными способами, которые зависят от состава нефти и газа, напора пластовой жидкости, свойств горной породы (плотность, пористость и т.п.) и ряду других. Существует три основных способа эксплуатации скважин на месторождениях нефти и газа:

• Фонтанный.
• Газлифтный.
• Насосный.

Механизм фонтанного способа эксплуатации скважины заключается в поднятии пластовой жидкости по скважине к поверхности земли, в этом случае движущей силой выступает энергия пласта (давление). Одним из главных преимуществ такого способа эксплуатации является его экономичность, так как процесс поднятия полезного ископаемого к поверхности происходит естественным путем. Также данный способ не требует особого оборудования для обслуживания скважины. Для организации эксплуатации скважины фонтанным способом потребуются насосно-компрессорные трубы, головка колонны, линия выкидного типа, арматура и разнообразные трубы (в том числе и те, по которым будет подниматься газ или нефть).

С течением времени энергии пласта становится недостаточно для поднятия полезного ископаемого. В этом случае для эксплуатации скважин применяется газлифтный способ, который заключается в закачке газа в скважину, где он перемешивается с пластовой жидкостью, из-за чего ее плотность становится меньше. Падение давления на забое способствует движению нефти к нему и поднятию по скважине на поверхность. На рисунке изображена принципиальная схема эксплуатации скважин газлифтным способом, с применением разного вида подъемников, которые зависят от количества рядов труб.

Рисунок 1. Газлифтный способ. Автор24 — интернет-биржа студенческих работ

К преимуществам данного способа относятся:

1. Возможность быстрого проведения исследовательских работ.
2. Данный способ можно применять в слоях с высоким содержанием песка.
3. Дебит нефтяного продукта можно контролировать.
4. Объем поднимаемой жидкости гораздо выше, чем при фонтанном способе.
5. Простая конструкция.

Насосный способ добычи применяется при невозможности использования фонтанного или для увеличения нефтеотдачи и скорости добычи. При данном способе применяются: диафрагменное устройства, установки электроцентробежных насосов, штанговое глубинное оборудование, погружные насосные установки.

Расчет основных параметров газовых и нефтяных скважин

Все числовые значения, которые будут применяться в дальнейших расчетах являются специально подобранными и не имеют ничего общего с реальными показателями.

После выбор конструкции забоя нефтяной или газовой скважины, которая зависит от ее способа эксплуатации, назначения, типа коллектора, а также свойств горных пород и продуктивного пласта рассчитывают ее глубину по формуле:

$H = A_y + H_k +h_{пл} +h_з +h_{ст}$

где, $A_y$ – альтитуда устья скважины (высота над уровнем моря), м; $H_k$ – гипсометрическая отметка кровли продуктивного горизонта (вертикальное расстояние от кровли пласта до уровня моря), м; $h_{пл}$ – толщина пласта(10м), м; $h_з$ – глубина зумпфа, м ; $h_{ст}$– высота цементного стакана, м .

Например, мы имеем скважину с альтитудой 3 метра, гипсометрическая отметка кровли продуктивного пласта равна 2 метра, толщина пласта равна 10 метрам, глубина зумпфа 1 метр, высота цементного стакана 3 метра, то в таком случае глубина скважины будет равна:

$H = 3 + 2 + 10 + 1 + 3 = 19$ метров

Следующим основным параметром нефтяных и газовых скважин является ее дебит.

Данный параметр можно рассчитать тремя способами: стандартный, удельный и реальный. Формула для стандартного расчет выглядит следующим образом:

$D = H • V / (Hд – Hст)$

где $H$ – высота водного столба, м; $V$ – объем откачиваемой жидкости, $м^3$/ч; Нд – динамический уровень, м; Нст – статический уровень, м.

Предположим, что высота водного столба в нашей скважине равна 20 метров, статический уровень равен 15 метрам, динамический 20 метрам, а объем откачиваемой жидкости 4 $м^3$/ч. Отсюда дебит скважины равен:

$D = 20 • 4/ (20 – 15) = 20 • 0.8 = 16 м^3$

Удельный дебит скважины представляет собой отношение разности большего и меньшего значений интенсивности водозабора к разности между величинами падения водного столба, то есть:

$D = (V_2 – V_1) / (h_2 – h_1)$

где, $V_1$ – первичный откачиваемый объем жидкости, $м^3$/ч; $V_2$ – объем откачиваемой жидкости при втором заборе, $м^3$/ч; $h_1$ – снижение уровня воды при первом отборе, м; $h_2$ – снижение уровня отбора при втором отборе, м.

Предположим, что $V¬1 = 6$м^3$/ч; $V¬2 = 8$м^3$/ч; $h_1 = 12 м; h_2 = 16 м$.

Отсюда

$D = (8 – 6) / (16 – 12) = 2 / 4 = 0.5 м^3$/ч

Реальный дебит рассчитывает по формуле:

D = Dуд • (Нф - Нст)

где, Dуд – удельный дебит, $м^3$/ч; Нф – расстояние до начала фильтровальной зоны, м; Нст – статический уровень.

Примем, что Dуд = 0,5 $м^3$/ч; Нф = 60м; Нст = 51м. Отсюда дебит скважины равен:

$D = 0.5 • (60 – 51) = 0.5 • 9 = 4.5м^3$/ч

Также к основным параметрам газовых и нефтяных скважин относится расчетный диаметр долота, значение которого должно соответствовать следующему условию:

$Dд ≥ Dэк + Х$

где, Dэк – наружный диаметр муфты обсадной колонны, мм; Х – разность диаметров ствола скважины и муфты колонны.

Все эти значения подбираются согласно таблицам нормативных документов, в зависимости от диаметра обсадной колонны, которую планируется использовать.