Эксплуатация нефтяных и газовых скважин


4. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

Все известные способы эксплуатации скважин подразделяются на следующие группы:

  • фонтанный, когда нефть извлекается из скважин самоизливом;

  • газлифтный — с помощью энергии сжатого газа, вводимого в скважину извне;

  • насосный — извлечение нефти с помощью насосов различных типов.

Выбор способа эксплуатации нефтяных скважин зависит от величины пластового давления и глубины залегания пласта.

4.1 Фонтанный способ эксплуатации скважин

Фонтанный способ эксплуатации скважин применяется, если пластовое давление в залеживелико. В этом случае нефть фонтанирует, поднимаясь на поверхность по насосно-компрессорным трубам за счет пластовой энергии. Фонтанирование скважин может происходить под действием гидростатического напора, а также энергии расширяющегося газа.

Практически фонтанирование только под действием гидростатического напора встречается очень редко. В большинстве случаев вместе с нефтью в пласте находится газ, и он играет главную роль в фонтанировании скважин.

В нефтяных залежах, где давление насыщения нефти газом равно пластовому давлению газ делает двойную работу: выделяясь в пласте он выталкивает нефть, а в трубах поднимает ее на поверхность.

Для некоторых режимов характерно содержание в нефти газа, находящегося в растворенном состоянии и не выделяющегося из нефти в пределах пласта. В этом случае по мере подъема жидкости в скважине давление снижается и на некотором расстоянии от забоя достигает величины, равной давлению насыщения, и из жидкости начинает выделяться газ, который способствует дальнейшему подъему жидкости на поверхность.

Оборудование любой скважины, в том числе фонтанной, должно обеспечивать отбор продукции в заданном режиме и возможность проведения необходимых технологических операций с учетом охраны недр, окружающей среды и предотвращения аварийных ситуаций. Оно подразделяется на скважинное (подземное) и устьевое (земное).

4.1.1 Скважинное (подземное) оборудование

При одном и том же количестве газа не в каждой скважине можно получить фонтанирование. Если количество газа достаточно для фонтанирования в 150 миллиметровой скважине, то его может не хватить для 200 миллиметровой скважины.

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.

В практике известны случаи, когда скважины больших диаметров (150 ¸300 мм), пробуренные на высокопродуктивные пласты с большим давлением, отличались высокой производительностью, но фонтанирование их в большинстве случаев было весьма непродолжительным. Иногда встречаются скважины, которые при обычных условиях не фонтанируют, хотя давление в пласте высокое.

После спуска в такие скважины лифтовых труб малого диаметра удается достигнуть фонтанирования. Поэтому с целью рационального использования энергии расширяющего газа все скважины, где ожидается фонтанирование, перед освоением оборудуют насосно-компрессорными трубами (НКТ) с условными размерами (по внешнему диаметру): 27, 33, 42, 48, 60, 73, 89, 102 и 114 мм с толщиной стенок от 3 до 7 мм. Длина труб 5 ÷ 10 м.

Диаметр подъемных труб подбирают опытным путем в зависимости от ожидаемого дебита, пластового давления, глубины скважины и условий эксплуатации. Трубы опускают до фильтра эксплуатационной колонны.

Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://allbest.ru

ВВЕДЕНИЕ

ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН

Возможность несчастных случаев с персоналом связана с наличием высоких давлений на устье в сепараторах, трубопроводах, в процессе эксплуатации не исключается возможность открытого фонтана, а следовательно взрывов, пожаров и отравлений газом.

Иногда происходят порывы наземных коммуникаций, внутрискважинные взрывы, опасны операции по задавливанию скважин. Монтажу и демонтажу устьевой арматуры, при смене штуцера или задвижки, установки лубрикатора, ликвидации гидратных отложений.

Особенно при демонтаже и монтаже трубной головки, которая воспринимает давление близкое к забойному.

Безопасность эксплуатации предполагает строгое соблюдение установленного технологического режима, особенно важно обеспечить поддержание в установленных пределах давления на буфере фонтанной арматуры и на отводе от затрубного пространства скважины, в процессе эксплуатации организуется систематический контроль за наличием и исправностью манометров и других КИП.

Обеспечивается контроль за исправностью фонтанной арматуры, состоянием рабочих площадок и лестниц. Выявленные недостатки своевременно должны быть устранены.

Смена штуцера (другие ремонтные работы связанные с утечкой газа, нефти и прочее) проводятся после снижения давления в системе.

Задвижка на фонтанной арматуре и трубопроводах, задвижки открывают и закрывают постепенно, только руками.

При монтаже, разрядки и демонтаже лубрикатора, скважинный прибор устанавливают на полностью закрытую буферную задвижку.

Для предупреждения взрывов, газо-воздушной смеси, пожара и связанных с ними несчастных случаев, продувочная линия выводится на расстояние не менее 100 метров от скважины, а на дорогах проходящих вблизи скважины или идущих к ней на расстояние не менее 250 метров, выставляются посты и устанавливаются знаки, запрещающие проезд, курение и разведение огня, при продувке скважины и провидение замеров. Двигатели установки и находящиеся около скважины автомобили и трактора должны быть заглушены.

1. БАЗА ПРАКТИКИ

В нефтедобыче структурной единицей предприятия является цех - это производственное подразделение, в задачу которого входит изготовление продукции (или ее части) или выполнение определенного вида работ. На каждом предприятии выделяют основное и вспомогательное производство. Основное производство охватывает процессы непосредственно связанные с изготовлением целевой продукции. Вспомогательное производство обеспечивает нормальные условия для бесперебойного выпуска продукции подразделениями основного производства.

Вспомогательное производство представлено ремонтно-прокатным цехом (ПРЦО). Основное производство включает: процессы искусственного продвижения нефти и газа к забою скважины (Цех поддержания пластового давления - ЦППД), подъем нефти и газа на поверхность, подготовку товарных нефти и газа (Цех комплексной подготовки и перекачки ЦКППН), газокомпрессорный цех (ГКЦ), базы производственного обслуживания (БПО) - она осуществляет прокат механического и электрического оборудования, поддерживает его в работоспособном состоянии и обеспечивает бесперебойную работу всех объектов основного производства.

В своем составе НГДУ «Лянторнефть» имеет следующие цеха и службы -

8 цехов добычи нефти и газа - ЦДНГ

1 участок добычи нефти и газа - УДНГ

участок водоснабжения - УВС

цех подготовки нефти - ЦППН

2 цеха подземного ремонта скважин

цех капитального ремонта скважин

база производственного обслуживания средств автоматизации - БПОСА

управление технологическим транспортом - УТТ

прокатно-ремонтный цех эксплуатационного оборудования

управление электрохозяйством - УЭХ

трубная база

цех ремонта трубопроводов - ЦРТ

ремонтно-строительный цех - РСЦ

цех научно-исследовательских и промысловых работ - ЦНИПР

база материально- технического снабжения - база МТС

служба охраны окружающей среды - СООС

центрально инженерно-технологическая служба - ЦИТС

аппарат управления

жилищно-коммунальное хозяйство - ЖКХ

Организация труда и управления в цехе добычи нефти и газа №6 смотри в приложение Б. Схему нефтесборной сети ДНС-11 смотри в приложение В.

Форма оплаты труда в ЦДНГ-6 у рабочего персонала является повременная, согласно разряда и ее тарифной ставки. Специалисты и ИТР имеют должностные оклады.

1.2 Инструктаж по технике безопасности

В структурных подразделениях акционерного общества устанавливают следующий порядок обучения и допуска к самостоятельной работе рабочих и служащих:

инструктажи по безопасному ведению, работ проводятся со всеми поступающими на работу рабочими, специалистами и служащими с целью ознакомления их с общими правилами и нормами безопасности, основными положениями трудового законодательства, правилами внутреннего трудового распорядка, правилами поведения на территории структурного подразделения и в цехах, характеристиками основных и вредных производственных факторов и другими вопросами;

инструктажами рабочих и служащих по характеру и времени проведения подразделяются на вводный инструктаж и инструктаж на рабочем месте. Инструктаж на рабочем месте, в свою очередь, подразделяются на первичный, повторный, внеплановый, целевой.

1.2.1 Вводный инструктаж

Вводный инструктаж по безопасности труда проводят со всеми вновь принимаемыми на работу, независимо от их образования, стажа работы по данной профессии или должности, с временными работниками, командированными, учащимися и студентами, прибывшими на производственное обучение или практику, а так же с учащимися в учебных заведениях перед началом лабораторных и практических работ в учебных заведениях перед началом лабораторных и практических работ в учебных лабораториях, мастерских, участках, полигонах.

После прохождения вводного инструктажа работники направляются на работу в цех, на участок, бригаду для прохождения инструктажа на рабочем месте.

1.2.2 Стажировка на рабочем месте

Проводится с рабочими, связанными с обслуживанием, испытанием, наладкой оборудования, применением в работе особо опасных и вредных веществ, кроме первичного инструктажа, перед допуском к самостоятельной работе должно проводиться практическое обучение непосредственно на рабочем месте (стажировка).

Необходимость стажировки и ее сроки (2 - 14 смен в зависимости от специфики работы и профессиональной подготовленности инструктируемых) определяются руководством структурного подразделения.

От стажировки могут освобождаться работники, имеющие стаж работы по специальности не менее трех лет, переходящие из одного цеха в другой, если характер его работы и тип оборудования, на котором он работал ранее, не меняется, о чем указывается в приказе на перевод. После окончания стажировки на рабочем месте перед допуском к самостоятельной работе рабочий должен пройти проверку знаний требований безопасности труда.

2. ОРГАНИЗАЦИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА В ЦДНГ-6

2.1 Способы эксплуатации скважин в ЦДНГ-6

В цехе добычи нефти и газа № 6 применяется два способа добычи нефти - фонтанный и механизированный. Фонтанный фонд составляет 2 скважины.

Механизированный способ эксплуатации включает в себя два вида установок - установка электроцентробежного насоса (ЭЦН), и штанговая глубинонасосная установка (ШГН).

Действующий фонд скважин в ЦДНГ-6 составляет 505 скважины, из них:

УЭЦН - 405 скважин;

ODI - 64 скважина;

CENTRLIFT - 17 скважин;

УШГН - 17 скважин;

Фонтанных - 2 скважины;

В ЦДНГ-6 также имеются 160 нагнетательных скважин для поддержания пластового давления. Фонд скважин и типоразмеры насосов по цеху смотри в приложении Е.

В приложении К приведены итоги технологического режима по ЦДНГ-6 с разбивкой по способам на июнь месяц 2001 года.

В приложении Л можно проследить итоги техрежима по ЦДНГ-6 с разбивкой по бригадам и кустам на июнь месяц 2001 года.

Технологический режим работы механизированных (ЭЦН, ЭЦЛ, ЭЦО) скважин ЦДНГ-6 бригады №2 НГДУ «Лянторнефть» за июнь месяц 2001 года находится в приложении М.

2.2 Фонтанный способ добычи нефти и газа

Когда давление, под которым находится нефть в пласте, достаточно велико, нефть самопроизвольно поднимается на поверхность по стволу скважины. Такой способ подъема нефти получил название фонтанного.

Оборудование фонтанной скважины: подземное и наземное.

Подземное оборудование включает в себя насосно-компрессорные трубы (НКТ).

К наземному оборудованию относится фонтанная арматура состоящая из трубной головки, фонтанной елки с запорными и регулирующими устройствами.

Работы по обслуживанию фонтанной скважины включают:

наблюдение за работой скважины и оборудования;

регулирование работы скважины;

производство исследования скважины;

производство текущего ремонта оборудования;

проведение тех или иных мероприятий по восстановлению нормальной работы скважины при е нарушении (очистка лифта от АСПО, мелкий ремонт оборудования и т.д.);

производство подземного ремонта на скважине.

Очистка подъемного лифта скважины от отложений АСПО производится с помощью скребков конструкции ЦБПО БНО, спускаемых в скважины с передвижных лебедок.

2.3 Эксплуатация нефтяных скважин штанговыми насосами

2.3.1 Оборудование и эксплуатация скважин глубинными насосами

Станок-качалка предназначен для добычи нефти глубоко-насосным способом при помощи колонны штанг, и для индивидуального привода штанговых насосов в умеренных и холодных макроклиматических районах.

Эксплуатационный фонд добывающих скважин, оборудованных ШСНУ на Лянторском месторождении составляет 270 скважин. На месторождении применяют станки-качалки различных фирм таких как: американские Лафкин, румынские фирмы «Вулкан» UP-9T, ПФ, ПНШ, СКД-8, российские СКС-В, СК 8 и насосы типа НСВ1 с диаметром плунжера 32, 38, 43, 44 мм.

Наибольшей разработке подвергся эксплуатационный горизонт АС9, также эксплуатируется пласт АС10 и некоторые скважины эксплуатируют сразу два пласта АС9+АС10, так же имеются скважины эксплуатирующие пласт АС11.

Штанговые глубинные насосы предназначены для откачки жидкости из скважин с обводненностью до 99%, объемным содержанием сероводорода до 0, 1%, твердых механических примесей до 0, 5 % ,минерализации воды до 200 мг/л, с температурой до 130 С.

ШСНУ включает оборудование: а) наземное - станок-качалку (СК), оборудование устья; б) подземное - насосно-компрессорные трубы (НКТ), насосные штанги (НШ), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.

Основными элементами СК являются стойка с балансиром , два кривошипа с двумя шатунами, редуктор, клиноременная передача, электродвигатель и блок управления, который подключается к промысловой линии силовой электропередачи.

ШСН состоит из цилиндра, плунжера, всасывающего и нагнетательного клапанов. Цилиндр ШСН крепится к НКТ. На нижнем конце цилиндра установлен неподвижный всасывающий клапан, открывающийся при ходе плунжера вверх. Плунжер пустотелый (со сквозным каналом) имеет нагнетательный шариковый клапан, открывающийся при ходе плунжера вниз.

Электродвигатель через клиноременную передачу и редуктор придает двум массивным кривошипам, расположенным с двух сторон редуктора, круговое движение. Кривошипно-шатунный механизм в целом превращает круговое движение в возвратно-поступательное движение балансира, который качается на опорной оси, укрепленной на стойке. Балансир сообщает возвратно-поступательное движение штангам и через них плунжеру ШСН.

При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан под действием жидкости закрывается и вся жидкость, находящаяся над плунжером, поднимается вверх на высоту, равную длине хода плунжера. В это время скважинная жидкость через всасывающий клапан заполняет цилиндр насоса.

При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, жидкость под плунжером сжимается, и открывается нагнетательный клапан. В цилиндр погружаются штанги, связанные с плунжером. Таким образом, ШСН - поршневой насос одинарного действия, а в целом комплекс из насоса и штанг - двойного действия.

Жидкость из НКТ вытесняется через тройник в нефтесборный трубопровод.

2.3.2 Типоразмеры и виды насосов

Известны различные конструкции ШСН. Рассмотрим конструктивные особенности тех насосов которые выпускают отечественные предприятия для нормальных и осложненных условий эксплуатации. Они обеспечивают подачу от 5,5 до 400 мі/сут при глубине подвески насоса до 3500 м. По способу крепления к колонне НКТ различают вставные (НСВ) и невставные (НСН) скважинные насосы.

Вставной насос в собранном виде спускается внутрь НКТ на штангах. Крепление (посадка и уплотнение) НСВ происходит на замковой опоре, которая предварительно спускается на НКТ. Насос извлекается из скважины при подъеме только колонны штанг. Поэтому НСВ целесообразно применять в скважинах с небольшим дебитом при больших глубинах спуска.

Коническая поверхность кольца служит опорой для конуса насоса. Конус насоса и опорное кольцо не позволяют откачиваемой жидкости возвращаться в скважину. Они изготавливаются из нержавеющей стали марки 30Х13 и тщательно обрабатываются. Пружинный насос, выполненный в виде усеченного конуса, в нижней части имеет шесть разрезов.

Насос НСВ1 включает цилиндр, плунжер, замок, нагнетательный, всасывающий и противопесочный клапаны. Всасывающий клапан ввернут в нижний конец цилиндра, а нагнетательный - плунжера. Для повышения надежности и долговечности насоса эти клапаны выполнены сдвоенными парами «седло-шарик». Вверху плунжера имеется шток с переводником под штанги. Замок и противопесочный клапан размещены в верхней части цилиндра.

Насос НСВ2 в отличие от насоса НСВ1 имеет замок в нижней части цилиндра. Насос сажается на замковую опору нижним концом. Это освобождает цилиндр насоса от циклической растягивающей нагрузки и позволяет значительно увеличить глубину подвески насосов. Если максимальная глубина спуска насосов НСВ1 не превышает 2500 м, то для насосов НСВ2 она составляет 2500-3000 м.

Цилиндр невставного (трубного) скважинного насоса присоединяется к колонне НКТ и вместе с ней спускается в скважину. Плунжер НСН вводится через НКТ в цилиндр вместе с подвешенным к нему всасывающем клапаном на насосных штангах. Чтобы не повредить плунжер при спуске, его диаметр принимают меньшим внутреннего диаметра НКТ примерно на 6 мм. Применение НСН целесообразно в скважинах с большим дебитом, небольшой глубиной спуска и большим

межремонтным периодом. Для смены насоса (цилиндра) необходимо извлекать штанги и трубы.

Насос НСН1 состоит из цилиндра, плунжера, нагнетательного и всасывающего клапанов. В верхней части плунжера размещается нагнетательный клапан и шток с переводником под штанги. К нижнему концу плунжера с помощью наконечника на захватном штоке свободно подвешивается всасывающий клапан. При работе клапан сажается в седло корпуса. Подвешивать всасывающий клапан к плунжеру необходимо для слива жидкости из НКТ перед их подъемом, а также для замены клапана без подъема НКТ. Наличие захватного штока внутри плунжера ограничивает длину его хода, которая в насосах НСН1 не превышает 0,9 м.

В насосе НСН2 в отличие от насоса НСН1 всасывающий клапан установлен на нижнем конце плунжера. Для извлечения всасывающего клапана без подъема НКТ используется ловитель (байонетный замок), который крепится к седлу нагнетательного клапана. Ловитель имеет две фигурные канавки для зацепления. В клетку всасывающего клапана ввинчен шпиндель (укороченный шток) с двумя утолщенными шпильками. После посадки всасывающего клапана в седло корпуса поворотом колонны штанг на 1-2 оборота против часовой стрелки добиваются того, что шпильки шпинделя скользят по канавкам ловителя и всасывающий клапан отсоединяется от плунжера. Захват осуществляется после посадки плунжера на шпиндель при повороте колонны штанг по часовой стрелке.

Насос НСН2 выпускается с верхним и нижним креплениями цилиндра к НКТ. Во втором случае цилиндр насоса нижним концом устанавливается в муфте НКТ посредством переводника, а верхний конец его свободен, то есть цилиндр разгружен. Аналогично насосу НСВ2 максимальная глубина спуска насосов НСН2 с нижним креплением по сравнению с насосами НСН1, а также НСН2 с верхним креплением, увеличивается соответственно с 1200 и 1500 м до 2200 м.

Для эксплуатации скважин в осложненных условиях разработаны насосы специальных типов. Для откачки жидкости с большим содержанием механических примесей (песка до 0,2 % по объему) предназначен насос НСВ1П в абразивостойком исполнении. В отличии от насоса НСВ1 он имеет одинарные нагнетательный и всасывающий клапаны с седлами из твердого сплава. Для откачки жидкости с объемным содержанием песка 0,2 % предназначен насос НСН2Т с седлами клапаном из твердого сплава и использованием трубчатых штанг. Откачиваемая жидкость из плунжера поступает не в НКТ, а в полые штанги и по ним поднимается на поверхность, то есть рабочие поверхности цилиндра и плунжера изолированы от добываемой жидкости с песком. При подъеме полых штанг жидкость из них сливается в скважину через отверстие в плунжере.

Для эксплуатации скважин, обводненных (более 99 %), и с значительным пескопроявлением (более 0,2 % по объему) имеются насосы НСВ1В и НСН2В. В отличие от НСВ1 и НСН2 в них установлены узлы верхней и нижней защиты с эластичными воротниками, которые предотвращают попадание песка в зазор между плунжером и цилиндром. Внутри плунжера установлен сепаратор для отделения нефти от откачиваемой жидкости и смазки ею трущихся поверхностей плунжерной пары. Седла клапанов изготовлены из твердого сплава.

Для откачки высоковязкой жидкости предназначен дифференциальный насос одностороннего действия НСВГ, состоящий из двух спаренных насосов, один из которых является рабочим, а другой создает дополнительное усилие для проталкивания плунжера в цилиндре при ходе вниз.

Насос НСВД в отличие от насоса НСВГ на нижнем конце нижнего плунжера имеет дополнительный всасывающий клапан, что создает камеру для сжатия газированной жидкости.

Такая конструкция обеспечивает работу насоса при объемном содержании свободного газа на приеме не более 25 %, а для остальных конструкций допустимое объемное содержания свободного газа не должно превышать 10 %.

Насос НСНА позволяет осуществлять форсированный отбор жидкости из скважин через НКТ, диаметр которых меньше диаметра плунжера. Это достигнуто особой конструкцией его-наличием автосцепа, включающего сцеп и захват, и сливного устройства. Насос в собранном виде без сцепа спускается в скважину на НКТ. Затем на штангах спускается сцеп с мерным штоком. Сцеп проталкивает золотник вверх, открывая сливное отверстие. После этого сцеп отделяется от захвата и колонна штанг свободно поднимается.

Цилиндры насосов бывают втулочные (собранные из коротких стальных или чугунных втулок каждая длиной 300 мм) и безвтулочные (из цельной стальной трубы). Плунжеры изготавливают из стальных труб длиной 1,2; 1,5; 1,8 м. Наружная поверхность плунжера и внутренняя поверхность втулок отполированы. Плунжеры в зависимости от содержания механических примесей в откачиваемой жидкости принимают гладкими, с кольцевыми канавками, с винтовой канавкой, типа пескобрей или армированными резиновыми кольцами.

В зависимости от величины зазора между плунжером и цилиндром изготавливают насосы следующих групп посадок:

Группа зазор, мм

0................................................................

5. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

Эксплуатация скважин – это процесс подъема с забоя скважины на дневную поверхность заданного количества жидкости.

Способы эксплуатации скважины:

  • фонтанный, когда нефть извлекается из скважин самоизливом

  • газлифтный — с помощью энергии сжатого газа, вводимого в скважину извне

  • насосный — извлечение нефти с помощью насосов

1.Фонтанирование скважин обычно происходит на вновь открытых месторождениях нефти, когда запас пластовой энергии велик, т. е. давление на забоях скважин достаточно большое, чтобы преодолеть гидростатическое давление столба жидкости в скважине, противодавление на устье и давление, расходуемое на преодоление трения, связанное с движением этой жидкости [1].

Общим обязательным условием для работы любой фонтанирующей скважины будет следующее основное равенство:

где Рс - давление на забое скважины; Рг, Ртр, Ру - гидростатическое давление столба жидкости в скважине, рассчитанное по вертикали, потери давления на трение в НКТ и противодавление на устье, соответственно [15].

Оборудование фонтанных скважин состоит из колонной головки, фонтанной арматуры и выкидной линии. Это оборудование относится к наземному. Подземное оборудование состоит из колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), которые, как правило, спускают до глубины верхних дыр перфорации.

Насосно-компрессорные трубы (НКТ) в фонтанных скважинах служат для подъема жидкости и газа на поверхность, регулирования режима работы скважины, проведения исследовательских работ, борьбы со смолопарафиновыми отложениями, осуществления различных геолого-технических мероприятий (ГТМ), предохранения эксплуатационной колонны от коррозии и эрозии, предупреждения и ликвидации песчаных пробок, глушения скважин перед подземным или капитальным ремонтами, предохранения эксплуатационной колонны скважины от высокого давления при различных геолого-технических мероприятиях [2].

2.Газлифтная эксплуатация является продолжением фонтанной эксплуатации, когда пластовая энергия уменьшается настолько, что подъем жидкости на поверхность ею не обеспечивается и возникает необходимость в дополнительной энергии. В качестве дополнительной энергии используется газ высокого давления.

В результате смешивания дополнительно поступающего в скважину газа с пластовой жидкостью образуется газожидкостная смесь c пониженной плотностью, что снижает давление на забое скважины. Пониженное забойное давление обеспечивает приток продукции из пласта и подъем газожидкостной смеси на поверхность.

Различают компрессорный газлифт и бескомпрессорный газлифт. Если для сжатия газа до необходимого давления и закачки его в скважину применяются компрессоры, то соответственно такой способ эксплуатации называется компрессорным газлифтом. Если в качестве рабочего агента для газового подъемника применяется газ из газовых пластов высокого давления, то в этом случае эксплуатация скважин называется бескомпрессорным газлифтом [1].

Преимущества газлифтной эксплуатации:

  • все оборудование располагается на поверхности, что упрощает его ремонт и обслуживание;

  • простота конструкций оборудования;

  • возможность отбора больших объемов жидкости (до 1800 т/сут) независимо от глубины скважины и диаметра эксплуатационной колонны;

  • простое регулирование дебита нефти скважины (увеличивая или уменьшая подачу газа в скважину);

  • возможность эксплуатации пескопроявляющих и обводненных скважин;

  • простота исследования скважин [15].

Недостатки газлифтной эксплуатации:

  • необходимость частой замены НКТ, особенно в обводненных скважинах и в пескопроявляющих скважинах;

  • низкий КПД подъемника и всей системы компрессор-скважина (при низких динамических уровнях КПД подъемника часто не превышает 5%);

  • большая стоимость затрат на строительство компрессорных станций, газораспределительных будок и сети газопроводов в начале обустройства месторождений;

  • большой расход электроэнергии на добычу 1 т нефти при эксплуатации малодебитных скважин с низкими динамическими уровнями [15].

3.Насосный способ эксплуатации скважин заключается в том, что нефть поднимается из скважин механизированным способом с помощью насосов.

Существуют следующие виды насосной эксплуатации скважин:

  • установкой штангового глубинного насоса (УШГН);

  • установкой электроцентробежного насоса (УЭЦН);

  • установкой штангового (либо электропогружного) винтового насоса (УШВН, УЭВН);

  • установкой гидропоршневых насосов [14].

Эксплуатация скважин с помощью ШГНУ

Отличительная особенность ШГНУ обстоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг.

Штанговая глубинная насосная установка (рис.6) состоит из скважинного насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4 насосно-компрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8, сальникового уплотнения 6, сальникового штока 7, станка-качалки 9, фундамента 10 и тройника 5. На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра 1.

Недостатками штанговых насосов является ограниченность глубины их подвески и малая подача нефти из скважин.

Рисунок 6 - Схема установки штангового скважинного насоса:

1-фильтр, 2-скважинный насос, 3-насосно-компрессорные трубы, 4-насосные штанги, 5-тройник, 6-сальниковое уплотнение, 7-сальниковый шток, 8-трубная подвеска, 9-станок-качалка, 10-фундамент.

Эксплуатация скважин с помощью УЭЦН

Погружные центробежные электронасосы — это многоступенчатые центробежные насосы с числом ступеней в одном блоке до 120, приводимые во вращение погружным электродвигателем специальной конструкции. Электродвигатель питается с поверхности электроэнергией, подводимой по кабелю от повышающего автотрансформатора или трансформатора через станцию управления, в которой сосредоточена вся контрольно-измерительная аппаратура и автоматика. Погружные центробежные электронасосы опускаются в скважину под расчетный динамический уровень обычно на 150 - 300 м. Жидкость подается по НКТ, к внешней стороне которых прикреплен специальными поясками электрокабель. В насосном агрегате между самим насосом и электродвигателем имеется промежуточное звено, называемое протектором или гидрозащитой. Установка погружного центробежного электронасоса (рис.7) включает маслозаполненный электродвигатель ПЭД 1; звено гидрозащиты или протектор 2; приемную сетку насоса для забора жидкости 3; многоступенчатый центробежный насос ПЦЭН 4; НКТ 5; бронированный трехжильный электрокабель 6; пояски для крепления кабеля к НКТ 7; устьевую арматуру 8; барабан для намотки кабеля при спуско-подъемных работах и хранения некоторого запаса кабеля 9; трансформатор или автотрансформатор 10; станцию управления с автоматикой 11 и компенсатор 12 [2].

Рисунок 7 — Общая схема оборудования скважины установкой погружного центробежного насоса:

1-электродвигатель ПЭД; 2-звено гидрозащиты или протектор; 3- приемная сетку насоса для забора жидкости; 4-многоступенчатый центробежный насос ПЦЭН; 5-НКТ; 6-бронированный трехжильный электрокабель; 7-пояски для крепления кабеля к НКТ; 8-устьевая арматура; 9-барабан для намотки кабеля при спуско-подъемных работах и хранения некоторого запаса кабеля ; 10- трансформатор или автотрансформатор; 11-станция управления с автоматикой; 12-компенсатор.

Эксплуатация скважин с помощью УШВН

Погружные винтовые насосы стали применяться на практике сравнительно недавно. Винтовой насос — это насос объемного действия, подача которого прямо пропорциональна частоте вращения специального винта (или винтов). При вращении винт и его обойма образуют по всей длине ряд замкнутых полостей, которые передвигаются от приема насоса к его выкиду. Вместе с ними перемещается и откачиваемая жидкость.

Установки погружных винтовых сдвоенных электронасосов типа УЭВН5 предназначены для откачки из нефтяных скважин пластовой жидкости повышенной вязкости (до 1.103 м2/с) температурой 70 ˚С, с содержанием механических примесей не более 0.4 г/л, свободного газа на приеме насоса — не более 50 % по объему.

Установка погружного винтового сдвоенного электронасоса состоит из насоса, электродвигателя с гидрозащитой, комплектного устройства, токоподводящего кабеля с муфтой кабельного ввода. В состав установок с подачами 63, 100 и 200 м3/сут входит еще и трансформатор, так как двигатели этих установок выполнены соответственно на напряжение 700 и 1000 В [2].

Эксплуатация скважин гидропоршневыми насосами

Гидропоршневые насосы (ГПН) состоят из двух основных частей: гидравлического поршневого двигателя объемного типа D (рис.8) и соединенного с двигателем общим штоком поршневого насоса двухстороннего действия Н. Важным элементом ГПН, управляющим его работой, является золотниковое устройство 3. По принципу действия оно аналогично действию четырехходового крана. Внутренняя часть золотника с каналами может поворачиваться на 90° и занимать два положения (рис.8, сплошные и пунктирные линии). Такие переключения (повороты) осуществляются автоматически от штока двигателя.

Рисунок 8 - Схема гидропоршневого насоса двойного действия.

Современные установки гидропоршневых насосов позволяют эксплуатировать скважины с высотой подъема до 4500 м, с максимальным дебитом до 1200 м3/сут. при высоком содержании в скважинной продукции воды.

Установки гидропоршневых насосов — блочные автоматизированные, предназначены для добычи нефти из двух - восьми глубоких кустовых наклонно направленных скважин в заболоченных и труднодоступных районах Западной Сибири и других районах [1].

Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

Нефть и газ являются одними из основных видов топлива, потребляемого человечеством. Нефть добывают и используют сравнительно давно, однако начало интенсивной промышленной разработки нефтяных месторождений приходится на конец XIX - начало XX веков.

За годы Советской власти страна вышла на первое место в мире, как по объемам добычи нефти, так и по темпам их прироста. По сравнению с 1940 г. к середине 80-х годов 20 века добыча нефти с конденсатом в стране выросла более чем в 20 раз. Отечественные ученые внесли значительный вклад в создание современной техники и технологии добычи нефти. Они являются пионерами в таких вопросах, как создание методов добычи нефти штанговыми скважинными установками, погружными центробежными электронасосами, газлифтным способом, одно время забытыми и вновь возрожденными в 70-е годы шахтным и термошахтным способами, эксплуатация морских месторождений, эксплуатация месторождений скважинами малого диаметра и кустовое расположение скважин.

Конец XX столетия характеризовался резким увеличением спроса на нефть и газ, и их потребления. В настоящее время около 70% энергетической потребности в мире покрывается за счет нефти и газа. Однако, учитывая ограниченность мировых запасов нефти и газа, решение проблемы энергетики связывают с ее переводом на атомную и термоядерную основы. В то же время нефть и газ все шире начинают использовать как сырье для нефтехимической промышленности, получения искусственных белков, фармацевтических препаратов, пластмасс и др.

Увеличение объемов добычи нефти все в большей степени обеспечивается за счет ввода в разработку месторождений, расположенных в отдаленных малозаселенных районах Севера, в зонах залегания многолетнемерзлых пород, в континентальных шельфах океанов и морей. При этом возрастает удельный вес добычи тяжелых высоковязких нефтей в общем объеме добычи нефти. Увеличивается ввод в разработку малопродуктивных месторождений. В последнее время возрос интерес к добыче битумов (по-латински «битум» - горная смола). Если вязкость обычных нефтей не превышает 5 - 10 мПа•с, тяжелые нефти имеют вязкость 0,05 - 1 Па•с, то вязкость битумов составляет от 10° до 103 Па•с. С другой стороны, существует тенденция снижения начальных дебитов пробуренных скважин, что меняет отношение к эксплуатации старых месторождений, поскольку общий объем добычи на старых месторождениях возрастает по отношению к добыче на новых. Поэтому усиливается значение механизированных способов добычи нефти, которые являются основными на старых месторождениях. В связи с этим существенное влияние на процесс добычи оказывает обводнение належи и продукции скважин. Это связано с тем, что для поддержания заданных дебитов нефти необходимо откачивать большие объемы жидкости из скважин (нефти и воды), которые могут быть выше, чем дебиты скважин на новых месторождениях.

Перечисленные особенности определяют трудности освоения новых месторождений, повышение эффективности эксплуатации уже разрабатываемых, оценки целесообразности и эффективности новых технологических мероприятий и процессов. Основное затруднение заключается в ограниченности исходной и получаемой информации как в качественном, так и количественном отношениях.

Это объясняется малым числом экспериментов, проводящихся на промыслах, сложностью проведения исследовательских работ, необходимостью при этом принимать оперативные решения в различных ситуациях и т. д. Рост объемов добычи нефти сопровождается (и обеспечивается) значительным увеличением фонда скважин, которые бурятся в отдаленных районах со сложными климатическими условиями. Это делает невозможным систематическое обслуживание и исследование всех скважин бригадным способом.

С другой стороны, принятие любого решения инженером-нефтяником, касается ли оно изменения режима работы скиажины, необходимости обработки призабойной зоны, оценки эффективности технологического мероприятия и т. п., основывается на имеющейся в его распоряжении информации. Очевидно, что при отсутствии или небольшом ее количестве надежность принимаемых решений и выводов будет неудовлетворительна. Поэтому возникает необходимость определения достаточного объема информации, на основании которого можно оперативно принимать соответствующие технологические решения, эффективно обеспечивая заданный уровень добычи нефти.

Очевидно, что адекватность используемых математических моделей процессам, происходящим в моделируемых нефтепромысловых системах, определяет как правильность принимаемого управленческого решения, так и его эффективность. Под нефтепромысловой системой подразумевают такие взаимодействующие объекты, как скважина - пласт - скважина; скважина - призабойная зона; призабойная зона - удаленная часть пласта и т.д. От того, насколько точно определяют состояние интересующей нас системы (например, каков тин коллектора, ухудшена ли проницаемость призабойной зоны п окрестности скважины, каковы ее размеры и фильтрационные характеристики и существует ли гидродинамическая связь между двумя скважинами, каково это взаимодействие и т. д.), зависит эффективность принимаемого решения, будь то выбор скважины, на которой будут проводиться геолого-технические мероприятия, вид ГТМ, технологические характеристики воздействия, направленного на интенсификацию притока жидкости в скважине, изоляцию вод, увеличение коэффициента охвата заводнением и т. п. Если же интерпретация данных, получаемых при соответствующих исследованиях объектов, приводит нас к ошибочным выводам и рекомендациям, то это в конечном итоге может существенно снизить эффективность процесса добычи нефти. Традиционно использование детерминированных методов расчета различных технологических процессов. Например, расчет движения жидкости в стволе скважин, формула Дюпюи, определение подачи насосной установки и т. п. Детерминированные модели позволяют выработать определенную идеологию, оценить ту или иную ситуацию или схему, произвести оценочный расчет, сделать качественные выводы. В то же время их применение ограничено невысокой точностью результатов, которые могут многократно отличаться от реальных значений. Связано это с невозможностью учета большого количества влияющих факторов (собственно говоря, назначение детерминированных моделей как раз и состоит в учете основных определяющпд. факторов и получении на основе анализа их взаимосвязей качественной картины процесса). Поэтому для получения необходимой точности расчета инженеру требуется, с одной стороны, располагать достаточной информацией, с другой - использовать соответствующие методы ее обработки.

Что понимается под достаточной информацией? Это тот необходимый минимум сведений, данных, результатов исследований на основании которого можно сделать определенное заключение об эффективности проведенного мероприятия, целесообразности использования новой техники и технологии и т. п. Конечно, увеличение объема получаемой информации повышает надежность принимаемых решений, однако, как уже отмечалось, в настоящих условиях это вряд ли возможно. Следует также иметь в виду, что наивный принцип - чем больше информации, тем больше пользы - почти всегда оказывается неверным. Большие объемы информации трудно осмыслить и получить полезный вывод - от обилия чисел не спасет даже ЭВМ. Более того, получение такого вывода может в ряде случаев явиться более сложной задачей, чем исходная. Обеспечить необходимый минимум информации можно различными способами. Один из путей заключается в определении требуемой периодичности обследования скважин, т. е. максимально допустимого периода между двумя исследованиями, на основании результатов которых можно обеспечить работу скважины в заданном режиме. Такие исследования могут включать определение дебита или продуктивности скважин, характеристики насоса и т.п.

Часто по данным замеров на отдельных скважинах требуется сделать выводы о залежи в целом. Например, по данным замеров статического давления в скважинах определить текущее пластовое давление в залежи. В этом случае возникает задача определения минимального числа скважин, в которых надо измерить давление с тем, чтобы получить оценку текущего пластового давления с необходимой точностью.

В качестве следующего примера рассмотрим задачу группирования скважин. Вообще говоря, скважина характеризуется набором основных параметров, значения которых для каждой скважины различны. К ним, например, для газлифтной скважины можно отнести ее дебит, расход рабочего агента, рабочее давление. Таким образом, каждую газлифтную скважину можно характеризовать тройкой чисел (координат). Однако в силу объективно действующих помех, неточности измерительной аппаратуры и т. п. эти значения определяются с некоторой погрешностью. Поэтому если дебит скважины замерили с погрешностью 10%, то две скважины с дебитами 100 и 110 м3/сут по этому параметру неразличимы. Таким образом, можно выделить группу скважин, одинаковых с этой точки зрения по всем параметрам, рассматривая ее как некоторую усредненную скважину.

Еще один пример связан с прогнозированием показателей. Так, зная дебиты некоторых скважин на одном из участков, можно оценить дебит в соседней скважине, что избавляет от необходимости замеров во всех скважинах. Проведение ремонтных работ на месторождении зачастую имеет массовый характер. В этом случае необходимо определить целесообразность намеченного мероприятия. Естественно, производить такую оценку, например, при смене насоса после проведения работ во всех скважинах невыгодно, поскольку может оказаться, что проделана бессмысленная работа. Поэтому требуется оценить эффективность мероприятия по минимальному числу первых экспериментов с тем, чтобы оделить вывод о продолжении работ или об их нецелесообразности. С этим связана еще одна трудность. Предположим, что на конкретной скважине проведена некая операция, например, смена технологического режима или обработка призабойной зоны, в результате чего увеличился дебит. В силу интерференции это вызовет снижение (возможно, незначительное) дебитов соседних скпажин, в результате чего общий прирост дебита, как показывает опыт, составит небольшую, порядка нескольких процентов, величину. Таким образом, возникает необходимость определения малой по величине эффективности проведения технологических мероприятий на взаимосвязанных объектах. При этом, однако, малый эффект, отнесенный к большому количеству скважин, может дать ощутимый прирост добычи.

Основная традиционно определяемая информация получается при измерении дебита и давления. Причем используемые в настоящее время системы обеспечивают получение интегральных характеристик, например, дебита группы скважин, подключенных к одной замерной установке. Такой показатель хорош для общего контроля, однако не пригоден для детального анализа процесса разработки и эксплуатации месторождения. При этом существенное значение имеют не только количественные, но и качественные характеристики. Раньше подход, на котором основывалось создание и использование новой техники, например, разработка или совершенствование конструкций насосов, выбор методов воздействия на призабойную зону скважин, определение параметров воздействия на пласт, основывался на представлении о нефти, как вязкой жидкости. При этом основное различие при таком подходе заключалось в альтернативе - нефть «маловязкая» или «высоковязкая». В частности, применение тепловых методов воздействия ориентировалось преимущественно на второй тип нефтей, исходя из предпосылки, что с увеличением количества вводимого в пласт тепла снижается вязкость нефти, что приводит к улучшению показателей. В последнее время выяснилось, что необходим учет реофизических свойств нефтей. Так, нефти с большим удельным весом обычно обладают релаксационными свойствами. Это приводит к ряду особенностей, например профиль притока в этом случае при прочих равных условиях более равномерен, чем у вязкой нефти. С ростом температуры дебит возрастает, но профиль притока становится менее равномерным. Отсюда следует, что при обработке призабойной зоны скважин выгодно использовать аналогичные системы, позволяющие получить лучший охват по толщине. Реологические свойства определяют гидравлические характеристики потока нефти, поэтому, в частности, и выбор схем насосных устройств и определение режимов эксплуатации скважин, добывающих подобные нефти, необходимо производить с учетом реофизических свойств.

Однако необходимо отметить, что в силу ряда объективных причин (организационные трудности, сложные природно-климатические условия, нехватка обслуживающего персонала и т. п.) существующая система метрологического контроля за разработкой месторождений нефти и газа должна быть дополнена диагностическими методами и методами, основанными на ретроспективном анализе промысловой информации, которые в последние годы получают широкое развитие и применение. В то же время было ошибочно противопоставлять указанные подходы обработки промысловой информации. Интенсивное развитие второй группы методов в настоящее время основано на использовании при обработке исходной информации как детерминированных, так и вероятностно-статистических методов, и на расширении сети ЭВМ на нефтяных промыслах. Естественно, что в существующих условиях неполной информации о функционировании такой сложной системы, какой является любой нефтепромысловый объект - от скважины и до месторождения углеводородного сырья в целом, указанные выше подходы к получению необходимых сведений о характеристиках системы и происходящих в ней физико-химических и других процессах ни и коси мере не должны противопоставляться друг другу. Причем методы, относящиеся ко второй группе, не только не заменяют, а дополняют результаты использования методов обработки результатов прямых гидродинамических исследовании нефтепромысловых объектов. Наиболее ответственный и трудный момент в деятельности инженера-нефтяника - это принятие конкретного решения. Поясним, что понимается под «решением». Пусть намечается какое-то мероприятие, направленное к достижению определенной цели. У инженера, организующего мероприятие, всегда имеется какая-то свобода выбора - можно, например, использовать различные скважинные насосы или различные методы обработки призабойной зоны или определить условия обработки. «Решение» это и есть какой-то выбор из ряда возможностей, имеющихся у инженера. Принципиальная особенность ситуации, в которой находится инженер, заключается в недостатке информации для принятия уверенного и обоснованного решения. Это определяется многими факторами, такими, как невозможность проведения полного обследования всего фонда скважин, необходимость сделать оперативный вывод по малому числу наблюдений, ограниченность знаний о пласте и свойствах нефти и т.д. В таких условиях, очевидно, нереально рассчитывать на получение наилучшего решения. В разделе науки, который называется «исследование операций» и изучает применение математических, количественных методов для обоснования решений во всех областях целенаправленной человеческой деятельности, так формируется основная особенность принятого решения в условиях недостаточной информации - это лучшее из худших решений (Саати).

В такой ситуации необходимо использование специальных методов, алгоритмов для обработки имеющейся информации. Например, в задаче о выходе из лабиринта, если в действительности выход существует, то, не зная устройства лабиринта, из него тем не менее можно выйти, следуя правилу держаться все время одной стороны. В настоящее время имеется достаточно широкий арсенал таких методов и алгоритмов. Обычно инженер вынужден принимать технологические решения в конфликтной ситуации. Под этим понимается, что, принимая решение, необходимо удовлетворить одновременно нескольким критериям (многокритериальная задача), зачастую противоречащим друг другу. Например, при увеличении депрессии на пласт возрастает дебит скважины. Однако при этом увеличивается возможность обводнения скважины или разрушения скелета породы Поэтому выбираемое решение должно в определенной степени удовлетворять всем критериям.

Проводимые на промысле мероприятия обычно имеют массовый характер. Пусть, например, организуется мероприятие, направленное на повышение эффективности откачки нефти штанговыми скважинными установками путем подлива специальной жидкости. Из-за большого фонда скважин назначать индивидуальный «рецепт» жидкости для каждой скважины физически невозможно. Поэтому мероприятия проводятся более или менее унифицированно - одинаково во всех скважинах. Поскольку все скважины различны, то ожидать одинакового эффекта не приходится, более того, где-то может быть получен и отрицательный эффект. При планировании таких мероприятий возможной идеологией может явиться ориентация на выигрыш «в среднем», а не по каждой скважине. Сложность технологических объектов нефтедобычи, обусловленная большим количеством определяющих взаимосвязанных факторов, делает необходимым рассмотрение техники и технологии добычи нефти с позиций теории больших систем, что позволяет методологически правильно определять подходы к решению конкретных проблем. Здесь в первую очередь надо отметить наличие иерархической структуры в сложных системах. Это определяет необходимость в наличии иерархии принятия решений при управлении; в этих условиях, несмотря на наличие ошибок в локальных пунктах принятия решений, иерархическая система в целом может функционировать нормально. В то же время управление сложной системой на основе формализованных моделей не может быть полным. При попытке формализации системы всегда остается «неформализуемый» остаток, вследствие чего формализованное описание системы не может быть исчерпывающим.

Принципиальной особенностью управления сложной системой является так называемый «принцип необходимого многообразия» - многообразие может быть разрушено только многообразием. Смысл этого утверждения таков: если необходимо, чтобы система перешла в заданное состояние (вид поведения) вне зависимости от внешних помех, то подавить многообразие в ее поведении, т. е. из многообразия ее возможных состояний реализовать заданное, можно только увеличив множество управлений. В качестве простейшего примера можно привести компрессорную скважину - для реализации заданного состояния (дебита) необходимо изменять два параметра - расход рабочего агента и рабочее давление. Таким образом, ситуация и задачи, с которыми сталкивается инженер-нефтяник, весьма разнообразны, а имеющаяся в его распоряжении информация, как правило, недостаточна для детерминированного решения. Поэтому при принятии решения ему приходится использовать как опыт, интуицию, помня совет - руководствоваться интуицией, но не доверять ей (А. Б. Мигдал), эвристические приемы, так и детерминированные методы расчетов и математические методы обоснования решения на основе обработки имеющейся информации.

В этой связи уместно напомнить английское определение, согласно которому инженер должен уметь в 70-ти случаях из 100 принимать правильные решения при недостаточной информации. Исходя из этого, изложение материала в лекциях построено таким образом, чтобы наряду с получением сведений о технике и технологических процессах добычи нефти (в существующих учебниках больший акцент делается на технику), читатель одновременно учился планировать проведение технологических мероприятий, оценивать их предполагаемую эффективность, а также реализованный эффект, анализировать получаемые результаты на основе применения соответствующих методов обработки промысловой информации.

Ежегодная добыча нефти и газа со временем, естественно, будет уменьшаться, а требования, предъявляемые к уровню как фундаментальных, так и специальных знаний инженеров, повышаться. Это, в частности, определяется тем, что остаточные запасы надо будет извлекать более совершенными способами, например, физическими, химическими и т. д. Кроме того, значительно повысятся требования к точности измерений в нефтегазопромысловой науке и практике. Проблемы возникнут и в связи с добычей морской нефти и газа, в особенности в ледовых условиях. Таким образом, со временем требования к инженерам-нефтяникам и газовикам, как с научной точки зрения, так и с точки зрения социальной, будут неуклонно повышаться в соответствии с повышением значимости нефти и газа не только как топлива, но и как ценного химического сырья и уже меньше, по образному выражению Д. И. Менделеева, «будет сжигаться ценных ассигнаций». В заключение уместно вспомнить слова Д. И. Писарева: «Облагораживают не знания, а любовь и стремление к истине, пробуждающиеся в человеке тогда, когда он начинает приобретать знания. В ком не пробудились эти чувства, того не облагородят ни университет, ни обширные сведения, ни дипломы». Сбор и подготовка продукции нефтяных и газовых скважин

1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

Нефтяная залежь представляет собой скопление жидких углеводородов в некоторой области земной коры, обусловленное причинами геологического характера. Часто нефтяная залежь имеет контакт с водяным пластом. (читать далее...)

стр. 0 1

Жидкость из пласта в скважину поступает под действием перепада давления между пластом и забоем скважины. Поэтому пластовое давление - основной фактор, определяющий текущее энергетическое состояние залежи. (читать далее...)

стр. 2 3 4 5 6

Для правильного понимания всех технологических процессов и явлений, связанных с эксплуатацией нефтяных месторождений и скважин, необходимо уяснить ряд терминов для давлений, которые определяют или влияют на эти технологические процессы. (читать далее...)

стр. 7 8 9

Приток жидкости, газа, воды или их смесей к скважинам происходит в результате установления на забое скважин давления меньшего, чем в продуктивном пласте. Течение жидкости к скважинам исключительно сложно и не всегда поддается расчету. (читать далее...)

стр. 10 11

Фильтрация жидкости по пласту к забоям скважин - к точкам наиболее низкого давления осуществляется за счет пластовой энергии. Жидкость под действием пластового давления находится в сжатом состоянии. (читать далее...)

стр. 12

При этом режиме фильтрация нефти происходит под действием давления краевых или законтурных вод, имеющих регулярное питание (пополнение) с поверхности за счет талых или дождевых вод или за счет непрерывной закачки воды через систему нагнетательных скважин. (читать далее...)

стр. 13

При этом режиме вытеснение нефти происходит под действием упругого расширения самой нефти, окружающей нефтяную залежь воды и скелета пласта. Обязательным условием существования этого режима (как и водонапорного) является превышение пластового давления над давлением насыщения (Pпл > (читать далее...)

стр. 14 15

Этот режим проявляется в таких геологических условиях, при которых источником пластовой энергии является упругость газа, сосредоточенного в газовой шапке. Для этого необходимо, чтобы залежь была изолирована по периферии непроницаемыми породами или тектоническими нарушениями. (читать далее...)

стр. 16

Дренирование залежи нефти с непрерывным выделением из нефти газа и переходом его в свободное состояние, увеличением за счет этого объема газонефтяной смеси и фильтрации этой uaie к точкам пониженного давления (забои скважин) называется режимом растворенного газа. (читать далее...)

стр. 17 18

Гравитационным режимом дренирования залежей нефти называют такой режим, при котором фильтрация жидкости к забоям скважин происходит при наличии «свободной поверхности». Свободной поверхностью называют поверхность фильтрующей жидкости или газонефтяной контакт, устанавливающийся в динамических условиях фильтрации, на котором давление во всех точках остается постоянным. (читать далее...)

стр. 19

Целями воздействия на залежь нефти являются поддержание пластового давления и, что более важно, увеличение конечной нефтеотдачи. В последнем случае методы воздействия могут быть иными, и они часто находят применение на истощенных месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, хотя пластовое давление может оставаться на уровне первоначального или превышать его. (читать далее...)

стр. 20

3.2.1. Размещение скважин Законтурное заводнение. Воздействие на пласт в этом случае осуществляется через систему нагнетательных скважин, расположенных за внешним контуром нефтеносности. Линия нагнетательных скважин располагается примерно в 300 - 800 м от контура нефтеносности для создания более равномерного воздействия на него, предупреждения образования языков обводнения и локальных прорывов воды в эксплуатационные скважины. (читать далее...)

стр. 21 22 23

Техника и технология ППД закачкой воды связана с некоторыми понятиями и определениями, которые характеризуют процесс, его масштабы, степень компенсации отборов закачкой, сроки выработки запасов, число нагнетательных и добывающих скважин и др. (читать далее...)

стр. 24 25 26

Основное назначение системы водоснабжения при поддержании пластового давления - добыть нужное количество воды, пригодной для закачки в пласт, распределить ее между нагнетательными скважинами и закачать в пласт. (читать далее...)

стр. 27 28 29

3.5.1. Водозаборы Водозаборы открытых водоемов обычного типа, применяемые в коммунальном хозяйстве, - самые простые водозаборы. Существенный технологический недостаток открытых водозаборов, сооружаемых в реках, - это непостоянство качества воды. (читать далее...)

стр. 30 31 32

Кустовые насосные станции оборудуются насосами различных типов: АЯП, 5МС7Х10; 6МС7Х10 и др. В последнее время разработаны центробежные насосы специально для поддержания пластового давления. (читать далее...)

стр. 33

Использование вод глубинных водоносных пластов, залегающих выше или ниже нефтеносного пласта, для поддержания давления известно давно. Вначале такое использование сводилось к одновременному вскрытию водоносного и нефтеносного пластов одной скважиной. (читать далее...)

стр. 34 35 36 37

В продуктивных коллекторах, в составе которых присутствует много глинистого материала, разбухающего при его смачивании пресной водой, закачка воды для ППД, как правило, неэффективна. Нагнетательные скважины обладают очень низкой поглотительной способностью с большим затуханием приемистости, требует специальной обработки воды и высоких давлений нагнетания. (читать далее...)

стр. 38 39

Эти методы являются перспективными для добычи высоковязких нефтей и нефтей с неньютоновскими свойствами. Однако существуют месторождения с такими условиями залегания и свойствами нефти, при которых тепловые методы воздействия могут оказаться единственными, допускающими промышленную разработку. (читать далее...)

стр. 40 41 42

Приготовление горячих теплоносителей для закачки их в пласт может осуществляться как на поверхности, так и на забое нагнетательной скважины. В первом случае (паровые или водогрейные котлы или различного рода нагреватели) неизбежны большие потери теплоты, а следовательно, и температуры теплоносителя при его движении от устья скважины до забоя. (читать далее...)

стр. 43 44 45

Создание подвижного фронта горения непосредственно в пласте сокращает потери теплоты и поднимает эффективность теплового воздействия. В пористой среде, насыщенной частично коксоподобными остатками нефти, возможно непрерывное горение при подаче в пласт воздуха в необходимых количествах. (читать далее...)

стр. 46 47 48

Пробуренные нефтедобывающие скважины обычно эксплуатируются несколько десятков лет. В течение этого времени месторождение проходит различные стадии разработки - от начальной, когда добывается безводная нефть и, как правило, фонтанным способом, до последних стадий, когда добывается в больших количествах сильно обводненная продукция механизированным способом. (читать далее...)

стр. 49

В любом случае конструкция забоя скважины должна обеспечивать: § механическую устойчивость призабойной части пласта, доступ к забою скважин спускаемого оборудования, предотвращение обрушения породы; (читать далее...)

стр. 50 51

При фильтрации жидкости, подчиняющейся линейному закону, приток жидкости к скважине можно выразить следующим образом: , (4.1) где Rф - фильтрационное сопротивление. (читать далее...)

стр. 52 53 54

Существует четыре способа перфорации: пулевая, торпедная, кумулятивная, пескоструйная. Первые три способа перфорации осуществляются на промыслах геофизическими партиями с помощью оборудования, имеющегося в их распоряжении. (читать далее...)

стр. 55 56 57

При гидропескоструйной перфорации разрушение преграды происходит в результате использования абразивного и гидромониторного эффектов высокоскоростных песчано-жидкостных струй, вылетающих из насадок специального аппарата - пескоструйного перфоратора, прикрепленного к нижнему концу насосно-компрессорных труб. (читать далее...)

стр. 58 59 60 61

Освоение скважины - комплекс технологических операций по вызову притока и обеспечению ее продуктивности, соответствующей локальным возможностям пласта. После проводки скважины, вскрытия пласта и перфорации обсадной колонны, которую иногда называют вторичным вскрытием пласта, призабойная зона и особенно поверхность вскрытого пласта бывают загрязнены тонкой глинистой взвесью или глинистой коркой. (читать далее...)

стр. 62 63 64 65

Для освоения скважин и вызова притока используются различные передвижные компрессорные установки. Широкий диапазон климатических и технологических условий потребовал создания передвижных компрессорных установок различных конструкций. (читать далее...)

стр. 66

Если целью освоения эксплуатационной скважины является получение возможно большего коэффициента продуктивности при данных параметрах пласта, то цель освоения нагнетательной скважины - получение возможно большего коэффициента поглощения или приемистости, который можно определить как отношение изменения количества нагнетаемой воды к соответствующему изменению давления нагнетания , или в дифференциальном виде . (читать далее...)

стр. 67 68 69

Извлечение нефти из пласта и любое воздействие на него осуществляются через скважины. Призабойная зона скважины (ПЗС) - область, в которой все процессы протекают наиболее интенсивно. Здесь как в единый узел сходятся линии токов при извлечении жидкости или расходятся - при закачке. (читать далее...)

стр. 70 71

Обработка скважин соляной кислотой нашла наиболее широкое распространение вследствие своей сравнительной простоты, дешевизны и часто встречающихся благоприятных для ее применения пластовых условий. (читать далее...)

стр. 72 73 74 75

Этот вид воздействия на ПЗС заключается в обработке забоя скважины горячей кислотой, нагрев которой происходит в результате экзотермической реакции соляной кислоты с магнием или некоторыми его сплавами (МЛ-1, МА-1 п др.) (читать далее...)

стр. 76

При вскрытии нескольких самостоятельных прослоев общим фильтром или общим открытым забоем, а также при вскрытии пласта большой толщины, в разрезе которого имеются интервалы с различной проницаемостью, одноразовая солянокислотная обработка всего интервала всегда положительно сказывается на наиболее проницаемом прослое. (читать далее...)

стр. 77 78 79

На обустроенных нефтяных промыслах, на которых проектируются кислотные обработки скважин (СКО), как правило, сооружаются кислотные базы с соответствующими подъездными путями (включая железнодорожную ветку), насосными помещениями, лабораторией, гуммированными емкостями, складскими помещениями, душевыми и помещениями для бригады, а также при необходимости и котельными для подогрева растворов в зимнее время. (читать далее...)

стр. 80 81

Сущность этого процесса заключается в нагнетании в проницаемый пласт жидкости при давлении, под действием которого пласт расщепляется, либо по плоскостям напластования, либо вдоль естественных трещин. (читать далее...)

стр. 82 83 84 85

Осуществление ГРП рекомендуется в следующих скважинах. 1. Давших при опробовании слабый приток. 2. С высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью коллектора. 3. С загрязненной призабойной зоной. (читать далее...)

стр. 86 87 88

Гидроразрыв пласта всегда предпочтительно делать через обсадную колонну, если ее состояние, герметичность и прочность позволяют создать на забое скважины необходимые давления (Pр). Потери давления на трение при закачке жидкостей через обсадную колонну малы по сравнению с потерями при закачке через НКТ, поэтому при данном давлении на устье скважины можно получить более высокое давление на забое. (читать далее...)

стр. 89 90 91

Тепловая обработка призабойной зоны скважины (ПЗС) целесообразна при добыче тяжелых вязких нефтей или нефтей с высоким содержанием парафина и асфальтосмолистых компонентов (более 5 - 6%). Поскольку тепловая обработка ПЗС, как правило, осуществляется периодически, то скважины должны быть сравнительно неглубокими (до 1300 м), чтобы после извлечения из скважины нагревательного оборудования можно было начать откачку жидкости при достаточно высокой температуре на забое. (читать далее...)

стр. 92 93 94

Термогазохимическое воздействие на призабойную зону скважины (ТГХВ) заключается в сжигании на забое скважины порохового заряда, спускаемого на электрокабеле. Время его сгорания регулируется н может длиться от нескольких минут до долей секунды. (читать далее...)

стр. 95 96 97

Кроме описанных основных методов воздействия на ПЗС существуют другие менее распространенные вследствие своей низкой эффективности либо проходящие промышленные испытания и находящиеся в стадии изучения. (читать далее...)

стр. 98 99

Существует много методов исследования скважин н технических средств для их осуществления. Все они предназначены для получения информации об объекте разработки, об условиях и интенсивности притока нефти, воды и газа в скважину, об изменениях, происходящих в пласте в процессе его разработки. (читать далее...)

стр. 100 101 102

В главе 2 была получена формула (2.10) радиального притока жидкости к скважине , (6.1) Если e = e(r), то , (6.2) В главе 4 § 2 было показано, что формулы (4.1 (читать далее...)

стр. 103 104 105

Если давление на забое Рс, а тем более пластовое Рк превышает давление насыщения Рнас, то предполагается, что перераспределение давления в пласте после любых возмущений происходит по законам упругого режима. (читать далее...)

стр. 106 107 108

Известно, что колебания температуры на земной поверхности вызывают изменения температуры на малой глубине. Суточные колебания температуры затухают на глубине менее метра и годовые - на глубине примерно 15 м. (читать далее...)

стр. 109 110 111

При добыче нефти очень редко приходится эксплуатировать однородные, монолитные, насыщенные нефтью пласты. Обычно на забое скважины имеются несколько перфорированных интервалов, соответствующих отдельным пластам или пропласткам, вскрытым общим фильтром. (читать далее...)

стр. 112 113 114

Приборы спускают в скважины без остановки их работы. Поскольку доступ к забою через НКТ возможен в фонтанных и газлифтных скважинах, на устьях которых всегда имеется давление, иногда очень значительное, то измерительные приборы в действующую скважину вводят через лубрикатор (рис. (читать далее...)

стр. 115 116 117

7.1.1. Зависимость подачи жидкости от расхода газа Качественную характеристику процесса движения газожидкостной смеси (ГЖС) в вертикальной трубе легче уяснить из следующего простого опыта (рис. (читать далее...)

стр. 118 119 120 121

При проектировании или анализе работы установок для подъема жидкости из скважин, когда по НКТ движется ГЖС, основным вопросом является определение потерь давления, связанных с этим движением. Рассматривая некоторый участок вертикальной трубы, в которой движется ГЖС, можно записать , (7.8 (читать далее...)

стр. 122

Через данное сечение трубы при движении по ней ГЖС проходит некоторое количество газа и жидкости. Можно представить, что все газовые пузырьки занимают в сечении трубы суммарную площадь fг, а жидкость - остающуюся площадь в том же сечении fж, так что , где f - площадь сечения трубы (рис. (читать далее...)

стр. 123 124

В литературе по вопросам движения ГЖС для вычисления рс различные авторы используют различные выражения и различные подходы к определению этой важной величины. Покажем, что все возможное разнообразие подходов к определению ρс (читать далее...)

стр. 125

Фонтанирование скважин обычно происходит на вновь открытых месторождениях нефти, когда запас пластовой энергии велик, т. е. давление на забоях скважин достаточно большое, чтобы преодолеть гидростатическое давление столба жидкости в скважине, противодавление на устье и давление, расходуемое на преодоление трения, связанное с движением этой жидкости. (читать далее...)

стр. 126

Теоретическое описание процесса артезианского фонтанирования практически не отличается от расчета движения однородной жидкости по трубе. Давление на забое скважины Рс при фонтанировании определяется уравнением (8.1 (читать далее...)

стр. 127 128

Это наиболее распространенный способ фонтанирования нефтяных скважин. Уже было отмечено, что при артезианском фонтанировании в фонтанных трубах движется негазированная жидкость (нефть), поэтому, чтобы преодолеть гидростатическое давление столба такой жидкости, забойное давление должно быть достаточно высоким. (читать далее...)

стр. 129 130

Фонтанирование возможно лишь в том случае, если энергия, приносимая на забой жидкостью, равна или больше энергии, необходимой для подъема этой жидкости на поверхность при условии, что фонтанный подъемник работает на оптимальном режиме, т. (читать далее...)

стр. 131 132 133

Дебиты фонтанных скважин изменяются в широких пределах как по количеству жидкости, так и по количеству попутного газа. С одной стороны, известны фонтанные скважины, дающие более 1000 м3/сут нефти. (читать далее...)

стр. 134 135 136

Умение рассчитывать при любых заданных условиях кривую распределения давления вдоль НКТ при движении по ним газожидкостной смеси позволяет по-новому подойти к расчету процесса фонтанирования, выбора диаметра труб и режима в целом. (читать далее...)

стр. 137 138 139

Геологические условия нефтяных и газовых месторождений, из которых добываются нефть и газ, различны. Они отличаются глубиной залегания продуктивного пласта, характеристикой и устойчивостью проходимых горных пород, пластовыми давлениями и температурой, газовым фактором, плотностью нефти, давлением насыщения и другими характеристиками. (читать далее...)

стр. 140 141 142 143

Как правило, на начальных этапах разработки фонтанные скважины и особенно высокодебитные определяют возможности нефтедобывающего предприятия. Поэтому их исследованию, регулированию и наблюдению за их работой уделяется повышенное внимание. (читать далее...)

стр. 144 145

Условия эксплуатации различных месторождений и отдельных продуктивных пластов в пределах одного месторождения могут сильно отличаться друг от друга. В соответствии с этим осложнения в работе фонтанных скважин также могут быть разнообразны. (читать далее...)

стр. 146 147 148 149

Газлифтная скважина - это по существу та же фонтанная скважина, в которой недостающий для необходимого разгазирования жидкости газ подводится с поверхности по специальному каналу (рис. 9.1). По колонне труб 1 газ с поверхности подается к башмаку 2, где смешивается с жидкостью, образуя ГЖС, которая поднимается на поверхность по подъемным трубам 3. (читать далее...)

стр. 150 151

Два канала, необходимых для работы газлифтной скважины в реальных условиях, создаются двумя рядами концентрично расположенных труб, т. е. спуском в скважину первого (внешнего) и второго (внутреннего) рядов труб. (читать далее...)

стр. 152 153

Эксплуатация скважин не протекает бесперебойно. По различным причинам их приходится останавливать для ремонта и вновь пускать в эксплуатацию. Пуск газлифтных скважин имеет некоторые особенности, связанные с принципом их работы. (читать далее...)

стр. 154 155 156

В практике эксплуатации газлифтных скважин, особенно в ранние периоды, было выработано много практических приемов пуска газлифтных скважин и преодоления трудностей, связанных с возникновением высоких пусковых давлений. (читать далее...)

стр. 157 158 159

Современная технология зксплуатации газлифтных скважин неразрывно связана с широким использованием глубинных клапанов специальной конструкции, с помощью которых устанавливается или прекращается связь между трубами и межтрубным пространством и регулируется поступление газа в НКТ. (читать далее...)

стр. 160 161 162

Пусковые клапаны должны обладать большим закрывающим перепадом давлений, чтобы закрыться тогда, когда оттесняемый уровень жидкости достигнет следующего клапана и даст доступ газу через второй клапан. (читать далее...)

стр. 163 164 165 166 167

Определение параметров режима работы газлифтной скважины основано на использовании кривых распределения давления при движении ГЖС в трубе. Важнейшими величинами, подлежащими определению, являются удельный расход нагнетаемого газа и давление нагнетания. (читать далее...)

стр. 168 169 170

Арматура, устанавливаемая на устье газлифтных скважин, аналогичная фонтанной арматуре и имеет то же назначение - герметизацию устья, подвеску подъемных труб и возможность осуществления различных операций по переключению направления закачивания газа, операций по промывке скважины и пр. (читать далее...)

стр. 171 172

Технически правильно организованная система газлифтной эксплуатации обязательно должна предусматривать использование отработанного в газлифтных скважинах газа низкого давления или так называемый замкнутый технологический цикл. (читать далее...)

стр. 173 174

Обычно разработка нефтяного месторождения сопровождается снижением пластового давления. Для эффективной работы газлифта необходимо иметь относительное погружение ε = 0,5 - 0,6. При падении пластового давления приходится опускать башмак насосно-компрессорных труб до самого забоя скважины. (читать далее...)

стр. 175 176 177 178

Исследование газлифтных скважин необходимо для: § установления режима работы скважины с минимальным расходом нагнетаемого газа; § снятия индикаторной линии или определения уравнения притока; (читать далее...)

стр. 179 180 181

Штанговая насосная установки ШНУ (рис. 10.1) состоит из наземного и подземного оборудования. Подземное оборудование включает: штанговый скважинный насос (ШСН) со всасывающем клапаном 1 (неподвижный) на нижнем конце цилиндра и нагнетательным клапаном 2 (подвижный) на верхнем конце поршня-плунжера, насосные штанги 3 и трубы. (читать далее...)

стр. 182 183

При перемещении плунжера вверх на величину его хода Sn вытесняется объем жидкости где F - площадь сечения плунжера (или цилиндра насоса); f - площадь сечения штанг. При перемещении плунжера вниз на ту же величину Sп вытесняется дополнительный объем жидкости, равный За полный (двойной) ход плунжера подача насоса равна сумме подач за ход вверх и ход вниз: Если плунжер делает n ходов в минуту, то минутная подача будет равна (qn). (читать далее...)

стр. 184 185

10.3.1. Влияние газа Влияние газа в откачиваемой жидкости учитывается коэффициентом наполнения цилиндра насоса. Он равен отношению объема жидкости Vж, поступившей в насос, ко всему объему смеси Vcм, состоящему из объема жидкости Vж и объема свободного газа Vг: где R - газовый фактор при температуре Тпр, и давлении Рпр на приеме насоса. (читать далее...)

стр. 186 187 188 189 190

10.4.1. Штанговые скважинные насосы Насосы разделяются на невставные или трубные и вставные. Основные особенности их состоят в следующем. Невставные насосы. Цилиндр спускается в скважину на насосных трубах без плунжера. (читать далее...)

стр. 191 192 193 194 195 196 197

Исследование ШСНУ необходимо для изучения притока и построения индикаторной кривой, а также для изучения работы самого насоса и выявления причин низкого коэффициента подачи. Изменение отбора жидкости ШСНУ достигается либо изменением хода полированного штока 5 перестановкой пальца шатуна на кривошипе, либо изменением числа качаний п сменой шкива на валу электродвигателя. (читать далее...)

стр. 198 199 200 201 202

При работе штанговых насосных установок часто встречаются особые условия, осложняющие работу этих установок. К ним следует отнести: большое газосодержание на приеме насоса; большое содержание песка в откачиваемой жидкости; (читать далее...)

стр. 203 204 205

Центробежные насосы для откачки жидкости из скважины принципиально не отличаются от обычных центробежных насосов, используемых для перекачки жидкостей на поверхности земли. Однако малые радиальные размеры, обусловленные диаметром обсадных колонн, в которые спускаются центробежные насосы, практически неограниченные осевые размеры, необходимость преодоления высоких напоров и работа насоса в погруженном состоянии привели к созданию центробежных насосных агрегатов специфического конструктивного исполнения. (читать далее...)

стр. 206 207

Насосный агрегат состоит из насоса (рис. 11.3, а), узла гидрозащиты (рис. 11.3, 6), погружного электродвигателя ПЭД (рис. 11.3, в), компенсатора (рис. 11.3, г), присоединяемого к нижней части ПЭДа. (читать далее...)

стр. 208 209 210

ПЭД питается электроэнергией по трехжильному кабелю, спускаемому в скважину параллельно с НКТ. Кабель крепится к внешней поверхности НКТ металлическими поясками по два на каждую трубу. Кабель работает в тяжелых условиях. (читать далее...)

стр. 211 212

Погружные центробежные насосы применяются не только для эксплуатации добывающих скважин. Они находят применение. 1. В водозаборных и артезианских скважинах для снабжения технической водой систем ППД и для бытовых целей. (читать далее...)

стр. 213 214

Глубина подвески насоса определяется: 1) глубиной динамического уровня жидкости в скважине Нд при отборе заданного количества жидкости; 2) глубиной погружения ПЦЭН под динамический уровень Нп, минимально необходимой для обеспечения нормальной работы насоса; (читать далее...)

стр. 215 216

Глубина подвески насоса и условия работы ЭЦЭН как на приеме, так и на его выкиде довольно просто определяется с помощью кривых распределения давления вдоль ствола скважины и НКТ. Предполагается, что методы построения кривых распределения давления P(х) уже известны из общей теории движения газожидкостных смесей в НКТ. (читать далее...)

стр. 217 218

Гидропоршневые насосы (ГПН) состоят из двух основных частей: гидравлического поршневого двигателя объемного типа D (рис. 12.1) и соединенного с двигателем общим штоком поршневого насоса двухстороннего действия Н. (читать далее...)

стр. 219 220 221 222

Рассмотрим работу ГПН двойного действия, так как такие агрегаты являются наиболее современными. Обозначим: Рн - площадь поршня насоса, откачивающего пластовую жидкость; f - площадь сечения штока; (читать далее...)

стр. 223 224

Основным элементом погружного винтового насоса (ПВН) является червячный винт, вращающийся в резиновой обойме специального профиля. В пределах каждого шага винта между ним и резиновой обоймой образуются полости, заполненные жидкостью и перемещающиеся вдоль оси винта. (читать далее...)

стр. 225 226 227 228

При добыче нефти часто приходится встречаться с проблемой одновременной эксплуатации нескольких нефтеносных горизонтов, имеющих различные характеристики (пластовое давление, проницаемость, пористость, давление насыщения, вязкость нефти, наличие неньютоновских свойств и др.) (читать далее...)

стр. 229 230

Наиболее простой схемой оборудования скважины для одновременной эксплуатации двух пластов одной скважиной является система с двумя параллельными рядами НКТ 2 (рис. 14.1), работающая по схеме фонтан - фонтан. (читать далее...)

стр. 231 232 233 234

Оборудование для раздельной закачки воды (ОРЗ) в два пласта через одну скважину предусматривает возможность закачки по двум независимым каналам при различных давлениях нагнетания. Дифференциация давлений достигается либо прокладкой двух водоводов от ближайшей кустовой насосной станции с различным давлением нагнетаемой воды (разные насосы), либо дросселированием давления путем пропуска части воды общего водовода через штуцер непосредственно на устье скважины. (читать далее...)

стр. 235 236

Нормальная работа добывающих или нагнетательных скважин нарушается по различным причинам, что приводит либо к полному прекращению работы скважины, либо к существенному уменьшению ее дебита. Причины прекращения или снижения добычи могут быть самые разнообразные, связанные с выходом из строя подземного или наземного оборудования, с изменениями пластовых условий, с прекращением подачи электроэнергии или газа для газлифтных скважин, с прекращением откачки и транспортировки жидкости на поверхности и пр. (читать далее...)

стр. 237 238

Для подземного ремонта скважин необходимы подъемные сооружения и механизмы, а также специальный инструмент. Применяют подъемные сооружения двух видов: стационарные и передвижные. Стационарные подъемные сооружения - это специальные эксплуатационные вышки и стационарные мачты. (читать далее...)

стр. 239 240 241 242

Текущий ремонт скважин организационно осуществляется цехом по подземному ремонту скважин (ЦПРС), в составе которого может быть несколько участков. Участок объединяет несколько бригад подземного ремонта и бригаду для проведения комплекса подготовительных работ. (читать далее...)

стр. 243 244

Скважины, в которых нельзя провести ремонтные работы силами бригад текущего ремонта и выполнение которых требует специального оборудования и инструмента, передаются в капитальный ремонт. Обычно капитальный ремонт проводится специализированным управлением, организуемым в объединении, которому передаются все работы на скважинах, связанные с повышением нефтеотдачи пластов. (читать далее...)

стр. 245 246

Традиционным методом ремонта скважин является ремонт с использованием насосно-компрессорных труб. В последнее время разработаны и нашли промышленное применение новые технологические приемы и технические средства ремонта. (читать далее...)

стр. 247 248

Скважины, дальнейшее использование которых признано нецелесообразным, ликвидируются. Причины ликвидации скважины могут быть следующие. 1. Сложная авария и доказанная техническая невозможность ее устранения, а также невозможность использования скважины для других целей, например, для возврата на вышележащий или нижележащий горизонты или использования ее в качестве наблюдательной или нагнетательной. (читать далее...)

стр. 249

Газовые и газоконденсатные месторождения залегают в земной коре на различных глубинах: от 250 до 10 000м и более. Для извлечения углеводородных компонентов пластового флюида на поверхность земли бурятся газовые и газоконденсатные скважины. (читать далее...)

стр. 250 251

Оборудование устья газовой скважины предназначено для соединения верхних концов обсадных колонн и фонтанных труб, герметизации межтрубного пространства и соединений между деталями оборудования, осуществления мероприятий по контролю и регулированию технологического режима эксплуатации скважин. (читать далее...)

стр. 252 253

При эксплуатации скважин большое внимание должно уделяться надежности, долговечности и безопасности работы, предотвращению открытых газовых фонтанов, защите среды обитания. Условиям надежности, долговечности и безопасности работы должны удовлетворять как конструкция газовой скважины, так и оборудование ее ствола и забоя. (читать далее...)

стр. 254 255 256 257 258

Оборудование забоя газовых скважин зависит от многих факторов: 1) литологического и фациального составов пород и цементирующего материала, слагающих газовмещающий коллектор; 2) механической прочности пород; (читать далее...)

стр. 259 260 261

Колонну НКТ спускают в скважину для: 1) предохранения эксплуатационной обсадной колонны от абразивного воздействия твердых взвесей и коррозионных агентов (Н2S, СО2, кислот жирного ряда - муравьиной, уксусной, пропионовой, масляной и др.) (читать далее...)

стр. 262 263 264

В газовых скважинах может происходить конденсация парообразной воды из газа и поступление воды на забой скважины из пласта. В газоконденсатных скважинах к этой жидкости добавляется углеводородный конденсат, поступающий из пласта и образующийся в стволе скважин. (читать далее...)

стр. 265 266 267

Многие газовые и газоконденсатные месторождения многопластовые. Разработка и эксплуатация таких месторождений возможна двумя методами. При первом методе каждый газовый пласт эксплуатируется самостоятельными сетками скважин, при втором - одновременно, но раздельно два или три пласта одной скважиной. (читать далее...)

стр. 268 269

1. Бухаленко Е. И., Абдуллаев Ю. Г. Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования. М., Недра, 1974. 2. Валиханов А. В., Хисамутдинов Н. И., Ибрагимов Г. 3. Подземный ремонт насосных скважин. (читать далее...)

стр. 270


Смотрите также