Эксплуатация нефтяных скважин


Эксплуатация нефтяных и газовых скважин:эксплуатационное бурение

Методы эксплуатации нефтяных скважин

В настоящее время, несмотря на активный поиск альтернативных источников энергии, нефть и природный газ остаются важнейшими энергоносителями, а нефтепродукты – основным видом топлива.

Для  извлечения нефти и газа из природных коллекторов используется эксплуатационное бурение скважин.

 Загрузка ...

Способы эксплуатация нефтяных скважин могут быть различными. Выбор того иди иного способа  зависит от индивидуальных особенностей  продуктивных пластов, из которых добывается сырьё,  а также от свойств самого добываемого продукта.

Кроме этого, эксплуатация нефтяных и газовых скважин зависит от  степени их обводненности, показателей внутрипластового давления и ряда других факторов. Добывающие, нагнетательные и прочие виды скважин называются объектами нефтедобычи. Эксплуатация объектов нефтедобычи представляет собой комплекс работ, в котором используется различное оборудование.

Немаловажную роль при выборе метода эксплуатации объекта добычи играет энергия продуктивного пласта. Жидкие и газообразные углеводороды могут извлекаться фонтанным, газлифтным или насосным способом. Все перечисленные технологии объединены общим названием – механизированные способы добычи полезных ископаемых. Далее мы рассмотрим  перечисленные методики и дадим  краткое описание их основных принципов.

Фонтанный метод эксплуатации

Эта нефтедобывающая технология для извлечения полезных ископаемых из природных коллекторов на поверхность использует  энергию самих продуктивных пластов.

Главным достоинством этого способа добычи является высокая степень экономичности, так как подъем природного ресурса  идет естественным путем, а следовательно, дополнительных затрат временных и трудовых ресурсов не требуется.

Также отпадает необходимость применения специального  оборудования, что позволяет значительно сократить капитальные вложения, которые требуются для покупки такого оборудования и его дальнейшего технического обслуживания.

Для обустройства скважины фонтанного типа необходимы: из наземного оборудования – колонная головка, фонтанная арматура и выкидная линия (манифольд); из подземного – трубная эксплуатационная колонна. Насосно-компрессорные трубы (НКТ)  опускают в скважину до уровня  пластовых отверстий, проделанных с помощью перфорации. Именно по НКТ и происходит  подъем добываемого нефтегазового сырья на поверхность.

Кроме того, эти трубы служат для:

  • регулировки режима работы скважины;
  • обеспечения производства работ по изучению пробуренной выработки;
  • устранения парафиновых и смолистых  отложений;
  • проведения эксплуатационно-технологических мероприятий;
  • защиты эксплуатационной  колонны от коррозионных  воздействий;
  • ликвидации образующихся песчаных пробок;
  • обеспечения глушения скважины, которое необходимо в процессе проведения ремонтных работ её ствола;
  • защиты от резкого повышения  давления, а также от его значительных перепадов.

При фонтанной эксплуатации скважины подъем добываемого сырья обеспечивает внутрипластовое давление.

Стоит сказать, что фонтанирование через достаточно короткое время может прекратиться, даже в случае достаточно высокого давления в продуктивном пласте. В таких случаях главным способом продлить период фонтанирования или возобновить его в случае прекращения, является уменьшение диаметра используемых труб. К примеру, если фонтан в скважине поступал из трубы диаметром 114 миллиметров, а затем естественный подъем сырья прекратился, замена существующих насосно-компрессорных труб на меньший диаметр (к примеру, на 60 миллиметров), как правило, позволяет возобновить естественный процесс подъема нефти.

Общая формула энергетического баланса любой добывающей скважины  выглядит так:

W1+W2+W3 = Wп+Wи

где

W1 – это энергия, затрачиваемая  на подъем газожидкостной смеси от забоя до устья скважины;

W2 – энергия, расходуемая добываемой  смесью в процессе  движения через устьевое оборудование;

W3 –  энергия, которую уносит газожидкостная струя за  пределы скважинного устья;

Wп – природная энергия продуктивного пласта;

Wи – энергия, добавляемая в скважину извне (с поверхности).

Если значение Wи – нулевое, то говорят о фонтанной эксплуатации добывающей горной выработки. Если этот параметр отличен от нуля, то это – либо газлифтная, либо насосная эксплуатация.

Внешняя энергия Wи представляет собой либо подачу в скважину сжатого воздуха или газовой смеси, либо применение насосного оборудования.

Нефтяная и газовая скважина. Газлифтный метод эксплуатации

Как уже было сказано выше, энергии продуктивного пласта (Wп) со временем становится недостаточно для обеспечения естественного подъема добываемого сырья. В таких случаях дополнительную энергию (Wи) можно передать посредством подачи в скважину газовой смеси с высоким значением давления.

Это позволит возобновить приток добываемого продукта. Такой способ добычи называется газлифтным.

Принцип действия  этой технологии основан на том, что подаваемый газ смешивается с внутрипластовой  жидкостью, и плотность полученной смеси становится достаточно небольшой.  Снижение уровня давления в скважинном забое дает возможность повысить дебит эксплуатируемой выработки и обеспечить устойчивый  приток полезного ископаемого на поверхность.

Газлифтная эксплуатация нефтедобывающей скважины подразумевает применение двух технологий: с применение  компрессорного оборудования и  без него.

Достоинства этой методики таковы:

  • оборудование, с помощью которого обеспечивается такая добыча, расположено на поверхности, что значительно упрощает его техническое обслуживание и ремонт;
  • конструкция применяемого оборудования достаточно проста, и его  эксплуатация – тоже;
  • подъем сырья можно обеспечивать в больших количествах, которые  не зависят ни от  глубины скважинного ствола, ни от его диаметра;
  • дебит добываемой продукции достаточно просто не только контролировать, но и  задавать самостоятельно (для этого необходимо лишь изменить  объём подаваемого в скважину газа);
  • газлифтовая технология позволяет  эксплуатировать даже те газовые или  нефтяные горные выработки,  которые либо были залиты водой, либо  были  пробурены в горных породах  с высоким содержанием песка;
  • при таком способе эксплуатации исследования  в скважинах проводить и быстрее, и проще.

Разумеется, как и любой другой, этот метод имеет и свои недостатки. Например, в процессе газлифтной  эксплуатации возникает необходимость регулярной замены труб НКТ, а используемый при проведении работ подъемник имеет достаточно малый коэффициент полезного действия. Помимо этого,  компрессорные системы достаточно дороги, и затраты электроэнергии, приходящиеся на одну тонну добываемого сырья, весьма немаленькие.

Насосный способ эксплуатации

Такая эксплуатация нефтяных и газовых скважин может обеспечиваться с помощью различного технологического оборудования.

Типы применяемых устройств могут быть следующими:

№Полезная информация
1глубинное  оборудование штангового типа
2насос центробежного типа, оборудованный   электроприводом
3штанговый погружной насос или насос, оборудованный электрическим приводом
4устройство диафрагменного типа

Эксплуатация нефтяных скважин  штанговыми  насосами

Для нефте- и газодобычи такие устройства используются чаще всего, и связано это с простотой их конструкции, долговечностью и  способностью такого оборудования  выкачивать довольно большие объемы жидкого и газообразного сырья.

Более половины всех действующих в настоящее время  газовых и нефтяных скважин используют штанговые насосные станции. Стоит сказать, что применение такого оборудования позволяет производить его ремонт непосредственно в процессе его работы, без демонтажа и отвоза  в специальные сервисные центры, а в качестве первичного мотора могут применяться  все существующие типы приводов. Штанговый насос способен работать  в достаточно сложных условиях, включая наличие песка и жидкостей с высокой коррозионной агрессивностью.

К  недостаткам применения такого  оборудования относятся:

  • невысокий уровень  подачи;
  • наличие ограничений по спуску оборудования;
  • наличие ограничений, связанных с углом наклона скважинного ствола.

Простой штанговый насос имеет следующие основные элементы конструкции:  цилиндр и плунжер, оборудованный клапаном типа шар-седло, которые  обеспечивают подъем добываемого ресурса, одновременно  исключая его обратное стекание. Также  конструкция может оборудоваться  всасывающим клапаном, который ставится ниже цилиндра. Работу штангового насоса обеспечивают передвижения плунжера под действием приводного устройства. В таком насосе присутствует верхняя штанга, которая крепится на головке балансировочного элемента.

Основные элементы конструкции  насоса штангового типа:

  • рама;
  • пирамидообразная стойка с четырьмя гранями;
  • балансировочный элемент;
  • редуктор, оборудованный противовесом;
  • траверса;
  • поворотная салазка.

Штанговые насосы бывают двух типов: вставные и невставные.

Первые тип  опускают в ствол скважины в готовом виде, а перед этим  по насосно-компрессорным трубам вниз опускают  замок. Для замены такого оборудования опускание и подъем труб несколько раз не требуется. Невставные штанговые насосы опускают в скважину в полуготовом виде.  Если такому насосу требуется ремонт или замена, то его подъем осуществляется по частям:  сначала – плунжер, а потом насосно-компрессорные трубы. Оба типа штанговых устройств имеют как свои достоинства, так и недостатки, поэтому выбор производят, основываясь на  конкретных условиях планируемой  эксплуатации.

Использование центробежного насоса, оборудованного электроприводом

Насос центробежного типа с электроприводом представляет собой  устройство, не столь широко распространенное, как штанговое оборудование.  однако такое устройство характеризуется внушительными параметрами, касающимися  количества  получаемого с их помощью газового или нефтяного сырья. Достаточно сказать, что больше 80-ти процентов  добываемых в нашей стране углеводородов получают из  скважины, оборудованных такими насосами.

Центробежный насосный агрегат – это  удлиненная конструкция небольшого диаметра, способная работать даже в агрессивной среде. В составе такого механизма есть погружной аппарат, кабельная линия, насосно-компрессорные трубы, устьевое оборудование и наземные управляющие устройства.

Основные элементы конструкции центробежного насоса:

  • само насосное устройство, в составе которого есть  несколько ступеней и секций, а также колеса и стальная труба;
  • погружной электромотор, заполненный маслом;
  • устройство защиты от влажности, которое располагается между двумя предыдущими узлами и защищает электропривод, одновременно  обеспечивая передачу вращения на сам насос;
  • кабельная линия для электроподачи, идущая от  подстанции; этот кабель имеет бронированный защитный слой и отличает круглым сечение на участке выше  уровня спуска, а после погружного элемента сечение меняется на плоское.

При использовании  такого оборудования могут применяться  следующие дополнительные элементы:

  • газового сепаратора,  основное назначение которого –  уменьшение  объема поступающих в насос газов; если в этом нет нужды, то вместо сепаратора применяют  обычный модуль, обеспечивающий подачу в насос жидкости;
  • термической системы, оборудованной манометром (сокращенно – ТМС); её задача – измерение температуры и давления среды, в которой работает насосное устройство.

Такую установку монтируют непосредственно в процессе спуска в скважинный ствол.

Сборка происходит поэлементно и последовательно, по направлению от низа к верху, включая подсоединение кабеля к установке и подсоединение установки к трубам. Крепят конструкцию специальными металлическими поясами. Кабельную линую, находящуюся на поверхности, подключают к трансформатору и управляющей станции.

Помимо перечисленных выше элементов, колонна НКТ оснащается двумя  клапанами – сливным клапаном и клапаном обратного хода, которые ставятся над насосом. Клапан обратного хода нужен для подачи жидкости в колонну НКТ перед тем, как заработает насос. Этот же клапан не позволяет  жидкости проливаться вниз. Сливной клапан ставится над клапаном обратного хода и нужен при сливе жидкостей, который производится в случае подъема  оборудования на поверхность.

Основные узлы установки УЭЦН

Главными преимуществами электрических насосов  центробежного типа перед штанговыми установками являются:

  • легкость наземной конструкции и упрощенная функциональная схема;
  • возможность выкачивать значительно большие объемы жидких и газообразных природных ресурсов;
  • возможность работы  на больших глубинах (больше трех километров);
  • долгий срок эксплуатации при минимальных ремонтных работах;
  • длительные временные интервалы между плановыми ремонтами;
  • возможность проведения исследований внутри ствола скважины без подъема конструкции на поверхность;
  • повышенная легкость удаления отложений парафинов, оседающих на стенках НКТ.

Эксплуатация насосов такого типа возможна как в горизонтальных, так и в наклонных скважинах, а также в горных выработках с высокой степенью обводненности, с высокой концентрацией брома в воде.

Их также применяют для выкачивания  растворов, в составе которых есть соли и кислоты.  В некоторых случаях погружные центробежные  насосы применяют для выкачивания из горной породы воды для поддержания  нужного уровня пластового давления.

Как добывают нефть: красивая 3d анимация работы скважины

neftok.ru

Способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин

В современной добыче нефти и газа, необходимых для удовлетворения ряда человеческих потребностей, применяется бурение скважин, с помощью которых можно извлечь искомые вещества из их залежей в пластах. Эксплуатация нефтяной скважины может происходить различными способами, выбор которых зависит от характеристик горных пластов, в которых пробурена скважина, а также ее собственных свойств. На выбор способа эксплуатации может влиять состав нефти и газа, степень обводненности, напор жидкости в стволе скважины и ряд других факторов. Энергия пласта также играет немаловажную роль в выборе способа эксплуатации скважины, поэтому нефтяные и газовые продукты могут быть извлечены посредством фонтанного, насосного или газлифтного способа эксплуатации. Все эти разновидности способов известны под общим наименованием – механизированная добыча полезных ископаемых (нефти и газа).

Фонтанный способ

Данный способ эксплуатации нефтяной скважины подразумевает поднятие жидкостей от забоя наверх по всей скважине, стимулятором чего будет только энергия нефтяных пластов. К преимуществам такого способа относится его высокая экономичность, поскольку подъем происходит естественным путем и не требует дополнительной траты сил и времени на это. Особое оборудование при этом способе эксплуатации также не требуется, и можно сэкономить как на его стоимости, так и на техническом обслуживании. Для обустройства фонтанирующей скважины потребуется головка для колонны, арматуры и линия выкидного типа из наземной техники, а также сама колонна из подземной. Трубы НКТ опускаются до верхних отверстий, образованных перфорацией. Трубы необходимы для обеспечения поднятия жидкости наверх по скважине, а также ряда других работ:

  • Регулировка режима функционирования.
  • Обеспечение работ по изучению скважины.
  • Устранение отложений смолы и парафинов.
  • Технологические мероприятия.
  • Защита скважинной колонны от воздействия коррозии.
  • Устранение пробок из песчаного материала.
  • Процесс глушения скважины, который проводится перед проведением ремонтных работ в стволе.
  • Защита от высокого давления и его перепадов.

Газлифтный способ

Рано или поздно энергия нефтяного пласта становится меньше, и поднятие жидкости или газа наверх становится невозможным. Для обеспечения дополнительной энергоподачи можно применять данный способ эксплуатации: газ с высоким коэффициентом давления позволяет увеличить приток. При этом способе подаваемый газ перемешивается с жидкостью в пластах, и смесь, которая получается от этого, имеет невысокую плотность. Снижение давления в забое позволяет увеличить приток нефти и газа и поднятие наверх по стволу скважины. Существует две разновидности газлифтного способа эксплуатации нефтяной скважины: с компрессорами и без них. К плюсам такого способа можно отнести следующие качества:
  • Техника для работы находится над землей, и ее проще обслуживать и проводить по мере надобности ремонтные работы.
  • Конструкция техники достаточно проста в эксплуатации.
  • Подъем жидкости можно производить в большом размере, и это не зависит от глубины ствола или ширины колонны.
  • Дебит нефтяного продукта можно контролировать и задавать самостоятельно, для чего потребуется менять объем газа для подачи в скважину.
  • С помощью газлифтового способа эксплуатации можно проводить эксплуатацию нефтяных или газовых скважин, которые были залиты водой или оказались пробурены в слоях с высоким содержанием песка.
  • Исследовательские мероприятия в скважинах проводятся быстрее и проще.
Конечно, данный способ эксплуатации нефтяных и газовых скважин имеет и ряд недочетов. Так, в процессе эксплуатации требуется регулярно менять трубы НКТ, подъемник, эксплуатируемый в работе, имеет невысокий коэффициент полезного действия. Кроме того, создание компрессорных систем обходится недешево, а на тонну добываемых ископаемых приходятся высокие затраты электричества.

Насосная эксплуатация скважин

При этом способе эксплуатация нефтяной скважины может производиться при помощи различных типов оборудования. Для этого способа эксплуатации могут применяться следующие виды:
  • Штанговое глубинное оборудование.
  • Центробежный насос с электроприводом.
  • Погружной штанговый либо насос с электроприводом.
  • Диафрагменное устройство.

Особенности эксплуатации с помощью штангового насоса

Чаще всего, чтобы добыть нефть и газ, используют штанговые насосы: они отличаются простой конструкцией, способны выкачивать большой объем жидкости и газа и довольно долговечны. Больше 50% всех современных нефтяных и газовых скважин обслуживается при помощи штанговых насосных станций. При этом способе эксплуатации такое оборудование можно отремонтировать в ходе эксплуатации, не отвозя его в специальный сервис, а для первичных моторов эксплуатируются все типы приводов. Штанговый насос может эксплуатироваться в сложных условиях, в том числе при наличии коррозийных жидкостей и песка. К минусам штангового оборудования можно отнести следующие свойства:
  • Невысокая подача.
  • Ограничение по спуску оборудования.
  • Ограничение по углу уклона ствола скважины.
При этом способе эксплуатации конструкция простого насоса состоит из цилиндра и плунжера с клапаном по типу шара-седла, благодаря которому обеспечивается подъем жидкости и исключается ее течение вниз. Также в конструкции может быть всасываюший клапан – он установлен ниже цилиндра. Штанговый насос работает посредством передвижений плунжера, на который воздействует привод. В насосе проходит верхняя штанга, она прикреплена к головке балансировочного элемента. Ключевые части штангового насоса:
  • Рама.
  • Четырехгранная пирамидообразная стойка.
  • Балансировочный элемент.
  • Траверса.
  • Редуктор с противовесными элементами.
  • Салазка поворотного типа.
Штанговый насос может быть вставного типа или невставного. Первые опускаются в ствол скважины в уже готовом виде, а до того по НКТ вниз погружается замок. Для замены оборудования не нужно несколько раз спускать или поднимать трубы. Что касается невставных разновидностей, то их можно спустить в наполовину готовом виде. Если такой насос требуется отремонтировать или поменять, нужно поднимать его по частям: сначала поднимается плунжер, а затем НКТ. Оба вида имеют и плюсы, и минусы, и выбор должен происходить с учетом конкретных условий предстоящей эксплуатации.

Особенности эксплуатации с помощью центробежного насоса с электроприводом

Центробежный насос с электрическим приводом – устройство, которое распространено не так хорошо, как предыдущая разновидность, однако отличается внушительными показателями по количеству получаемой нефти и газа. Свыше 80% общего объема добычи нефти и газа по стране приходится именно на скважины с таким оборудованием. Такой насос представляет собой удлиненную конструкцию небольшого диаметра, которая способна функционировать в агрессивных средах. В состав насоса входит погружной аппарат, линия кабеля, НКТ, оборудование, которое устанавливается для устья, а также наземная техника для управления. К ключевым узлам относятся следующие элементы:
  • Сам насос, который состоит из нескольких секций и ступеней, а также колес и стальной трубы.
  • Электрический мотор погружного типа, который заполняется маслом.
  • Защита от воздействия влажности: она находится между двумя предыдущими элементами, защищая электромотор и передавая вращательный момент на насос.
  • Кабель для подачи электричества от подстанции. Его структура должна быть защищена бронированным слоем, на земле до уровня спуска его сечение должно иметь круглую форму, а от погружного элемента – плоскую.
К дополнительному оборудованию, используемому в этом случае для эксплуатации нефтяных и газовых скважин, относятся следующие элементы:
  • Газовый сепаратор, который эксплуатируется с целью уменьшить объем поступающих газов в насосное оборудование. В случае, если понижать этот показатель нужды нет, то можно применять вместо сепаратора обычный модуль для подачи жидкости в насос.
  • Система термического типа с манометром (ТМС). Она сочетает функции измерения температурного режима и показателей давления внутри среды, в которой в настоящее время находится электронасос.
Данная установка должна монтироваться прямо в процессе спуска конструкции в ствол скважины. Сбор элементов производится в последовательном порядке, по направлению снизу наверх, в том числе и соединение кабеля с установкой и к трубам. Крепление осуществляется посредством металлических особых поясов; кабель, ведущий на поверхность, подключается к трансформатору и станции, которая выполняет функцию управления. Кроме указанных элементов, колонна труб НКТ должна быть оснащена парой клапанов – сливным и обратного хода. Они установлены над насосом. Клапан обратного хода применяется в системе насоса для подачи жидкости в НКТ перед началом функционирования насосной станции. Этот клапан также не дает жидкости пролиться вниз из-за высокого давления. Что касается сливного клапана, то этот элемент устанавливается над предыдущим и применяется для слива жидкостей, который необходимо осуществить перед поднятием наверх оборудования. Достоинства электрических центробежных насосов достаточно обширны и выделяют их по сравнению с глубинными аналогами штангового типа:
  • Легкость конструкции наземной техники, а также упрощенная схема ее функционирования.
  • Возможность откачивать большие объемы жидкости из ствола нефтяной или газовой скважины.
  • Возможность успешной эксплуатации на большой глубине (более 3 км).
  • Длительное время эксплуатации и минимальные нужды в ремонте, а также долгие промежутки действия между плановыми ремонтными работами.
  • Исследования внутри нефтяной и газовой скважины могут быть осуществлены без поднятия оборудования на поверхность.
  • Повышенная легкость процесса удаления парафиновых отложений, которые оседают на стенках НКТ.

Эксплуатация электрических центробежных насосов погружного типа возможно в скважинах, которые имеют определенный угол наклона, а также горизонтальное строение. Кроме того, они могут эксплуатироваться в скважинах с высокой обводненностью, в скважине с высоким содержанием брома в воде, а также для откачки растворов на основе кислот и солей. На современном рынке существуют разновидности, которые могут функционировать в одной скважине на разных уровнях с обсадными колоннами. В ряде случаев центробежные погружные насосы могут эксплуатироваться и для откачки воды из пластов горной породы, чтобы поддержать нужный уровень давления в них. Таким образом, спектр эксплуатации электрических насосов погружного типа для обеспечения работы скважины представляет собой наиболее широкую область, и оборудование данного вида может эксплуатироваться наиболее эффективно.

Возврат к списку

snkoil.com

Все о нефти

Как известно, в стволе скважины всегда присутствует жидкость. На этапе бурения скважины – это буровой раствор. По окончании бурения его, как правило, замещают технической водой. А в результате мероприятий по освоению скважины ствол заполняется пластовой жидкостью (нефтью или нефтью с водой). Таким образом, как я уже сказал, в стволе скважины всегда присутствует столб жидкости.

Столб жидкости создает гидростатическое давление (Р) на забой скважины, которое описывается известным уравнением:

P = ρgh

где

P - гидростатическое давление;ρ - плотность жидкости;g - ускорение свободного падения;h - высота столба жидкости

Для того чтобы в скважину поступала жидкость из пласта (будь то нефть, газ или вода) должно соблюдаться простое условие: пластовое давление должно быть выше гидростатического давления столба жидкости в стволе скважины.

Теперь, если энергия пласта изначально высока и пластовое давление выше давления столба жидкости в стволе скважины, то получаем естественный приток нефти. Такой способ называется фонтанный способ эксплуатации скважины.

Если энергии пласта недостаточно, чтобы обеспечить приток нефти в скважину, то у нас есть два варианта. Согласно приведенной выше формуле нам надо либо уменьшить плотность жидкости (ρ) в стволе скважины, либо уменьшить высоту столба жидкости (h). На величину g мы повлиять не можем, так как это величина постоянная.

На изменении плотности жидкости основан газлифтный способ эксплуатации скважины. При этом способе с помощью колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважину закачивают сжатый газ. Пузырьки газа, поднимаясь к устью скважины, снижают плотность столба жидкости, что обеспечивает снижение гидростатического давления и соответственно приток нефти из пласта.

Если же снижения плотности жидкости недостаточно для притока нефти, то остается только снижать высоту столба жидкости. Этого достигают насосными способами эксплуатации скважины. В скважину, попросту говоря, спускают насос и откачивают присутствующую в ней жидкость. Высота столба жидкости снижается до тех пор, пока из пласта не начнет поступать нефть. В результате при работающем насосе в скважине устанавливается какой-то равновесный уровень столба жидкости, который называется динамическим уровнем.

Таким образом, выделяют три основных способа эксплуатации скважин:

  • – фонтанный;
  • – газлифтный;
  • – насосный

Методы, предполагающие использование внешнего источника мощности для поднятия жидкости на поверхность носят общее название механизированная добыча.

Фонтанный способ эксплуатации скважины

При фонтанном способе жидкость и газ поднимаются по стволу скважины от забоя на поверхность только под действием пластовой энергии, которой обладает нефтяной пласт. Этот способ является наиболее экономичным, так как не требует дополнительных затрат энергии на подъем жидкости на поверхность. Кроме того при этом способе не требуется закупка дорогостоящего оборудования, требующего к тому же регулярного обслуживания.

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.

Рисунок 1. Устьевая арматура фонтанной скважины

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.

Газлифтный способ эксплуатации скважины

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 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.

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.

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.

Насосные способы эксплуатации скважин

Существуют следующие виды насосной эксплуатации скважин:

  • установкой штангового глубинного насоса (УШГН);
  • установкой электроцентробежного насоса (УЭЦН);
  • установкой штангового (либо электропогружного) винтового насоса (УШВН, УЭВН);
  • установкой электродиафрагменного насоса (УЭДН) и др.

vseonefti.ru

Раздел 3. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

Виды эксплуатации нефтяных и газовых скважин

Как известно, в стволе скважины всегда присутствует жидкость. На этапе бурения скважины – это буровой раствор. По окончании бурения его, как правило, замещают технической водой. А в результате мероприятий по освоению скважины ствол заполняется пластовой жидкостью (нефтью или нефтью с водой). Таким образом, как я уже сказал, в стволе скважины всегда присутствует столб жидкости.

Столб жидкости создает гидростатическое давление (Р) на забой скважины, которое описывается известным уравнением:

P = ρgh

где

P - гидростатическое давление; ρ - плотность жидкости; g - ускорение свободного падения; h - высота столба жидкости

· – газлифтный;

· – насосны й

Методы, предполагающие использование внешнего источника мощности для поднятия жидкости на поверхность носят общее названиемеханизированная добыча.

Фонтанный способ эксплуатации скважины

При фонтанном способе жидкость и газ поднимаются по стволу скважины от забоя на поверхность только под действием пластовой энергии, которой обладает нефтяной пласт. Этот способ является наиболее экономичным, так как не требует дополнительных затрат энергии на подъем жидкости на поверхность. Кроме того при этом способе не требуется закупка дорогостоящего оборудования, требующего к тому же регулярного обслуживания.

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.

Газлифтный способ эксплуатации скважины

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 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 называетсябескомпрессорным газлифтом.

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 умен ьшая подачу газа в скважину);

· возможность эксплуатации пескопроявляющих и обводненных скважин;

· простота исследования скважин.

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.

Насосные способы эксплуатации скважин

Существуют следующие виды насосной эксплуатации скважин:

· установкой штангового глубинного насоса (УШГН);

· установкой электроцентробежного насоса (УЭЦН);

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

· установкой электродиафрагменного насоса (УЭДН) и др.

Фонтанная эксплуатация

Подъем жидкости и газа от забоя скважины на поверхность составляет основное содержание процесса эксплуатации скважин. Этот процесс может происходить как за счет природной энергии Wп , поступающих к забою скважины жидкости и газа, так и за счет вводимой в скважину энергии с поверхности .

Газожидкостная смесь, выходя из ствола скважин через специальное устьевое оборудование, направляется в сепараторы (отделители жидкости от газа) и замерные приспособления, затем поступает в промысловые трубопроводы. Для обеспечения движения смеси в промысловых трубопроводах на устье скважин поддерживается то или иное давление.

На основании изложенного можно составить следующий энергетический баланс

,

где – энергия на подъем жидкости и газа с забоя до устья скважины;

– энергия, расходуемая газожидкостной смесью при движении через устьевое оборудование;

– энергия, уносимая струей жидкости и газа за предел устья скважины;

если , то эксплуатация называется фонтанной;

при эксплуатация называется механизированной добычей нефти.

Передача энергии осуществляется сжатым газом или воздухом, либо насосами, способ эксплуатации называется газлифтный или насосный.

Фонтанирование только от гидростатического давления пласта ( ) редко в практике эксплуатации н ефтяных месторождений; условие фонтанирования

.

В большинстве случаев вместе с нефтью в пласте находится газ, и он играет главную роль в фонтанировании скважин. Это справедливо даже для месторождений с явно выраженным водонапорным режимом. Для водонапорного режима характерно содержание в нефти газа, находящегося в растворенном состоянии и не выделяющегося из нефти в пределах пласта.

Пластовый газ делает двойную работу: в пласте выталкивает нефть, а в трубах поднимает.

Роль фонтанных труб

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 лифтовыми трубами условным диаметром от 60 до 114 мм, по которым происходит движение жидкости и газа в скважине.

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

При фонтанировании скважины через колонну труб малого диаметра газовый фактор уменьшается, в результате чего увеличивается продолжительность фонтанирования. Нередко скважины, которые фонтанировали по трубам диаметром 114, 89, 73 мм переходили на периодические выбросы нефти и останавливались. В этих случаях период фонтанирования скважины удавалось продлить путем замены фонтанных труб меньшего диаметра: 60, 48, 42, 33 мм. Это один из способов продления фонтанирования малодебитных скважин.

Газлифтная эксплуатация

Область применения газлифта

Область применения газлифта – высокодебитные скважины с большими забойными давлениями, скважины с высокими газовыми факторами и забойными давлениями ниже давления насыщения, песочные (содержащие в продукции песок) скважины, а также скважины, эксплуатируемые в труднодоступных условиях (например, затопляемость, паводки, болота и др.). Газлифт характеризуется высокой технико-экономической эффективностью, отсутствием в скважинах механизмов и трущихся деталей, простотой обслуживания скважин и регулирования работы.

Принцип действия газлифта. В скважину опускают два ряда насосных труб. По затрубному пространству между наружной и внутренней трубами подают под давлением газ или воздух. Наружную трубу называют воздушной. Внутреннюю трубу, по которой нефть в смеси с газом или воздухом поднимается на поверхность, называют подъемной. Подъемная труба имеет меньшую длину по сравнению с воздушной. До закачки газа жидкость в подъемной и воздушной трубах находится на одном уровне. Этот уровень называют статическим – . В этом случае давление жидкости на з абое соответствует пластовому давлению.

,

отсюда

.

По воздушной трубе (затрубному пространству) в скважину под давлением этого газа жидкость полностью вытесняется в подъемную трубу, после этого газ проникает в подъемную трубу и перемешивается с жидкостью. Плотность газированной жидкости уменьшается и по мере ее насыщения газом достигается разность в плотности газированной и негазированной жидкостей.

Вследствие этого более плотная (негазированная) жидкость будет вытеснять из подъемной трубы газированную жидкость. Если газ подавать в скважину непрерывно, то газированная жидкость будет подниматься и выходить из скважины в систему сбора. При этом в затрубном пространстве подъемной трубы устанавливается новый уровень жидкости, называемый динамической высотой

.

При этом давление из башмака подъемной трубы

б

где – длина подъемной трубы;

– расстояние от устья скважины до динамического уровня;

- глубина погружения подъемной трубы в жидкость.

Применяют газлифты однорядные и двухрядные.

В однорядном в скважину опускают только одну колонну труб, по которой газожидкостная смесь поднимается из скважины на поверхность. В двухрядном подъемнике в скважину опускают две насосные колонны труб. По затрубному пространству этих колонн с поверхности подают газ, а по внутренней колонне труб на поверхность поднимается газожидкостная смесь. Однорядный подъемник менее металлоемок, но в нем нет достаточных условий для выноса песка с забоя скважины. Поэтому однорядный подъемник применяется на скважинах, эксплуатируемых без воды и выноса песка. В двухрядном подъемнике вынос газожидкостной смеси происходит по внутренней трубе меньшего диаметра. За счет этого возрастают скорости подъемника газожидкостной смеси и улучшаются условия для выноса из скважины воды и песка.

Насосная эксплуатация

С помощью штанговых скважинных насосных установок

Суть данного способа эксплуатации скважин заключается в том, что в скважине размещают плунжерный насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг. (Рис. 4)

Штанговая глубина - насосная установка (ШГНУ) состоит из насоса опущенного в скважину, колонны штанг, с танка - качалки, установленного у устья скважины. Обратно - поступательных движение колонны насосных штанг и присоединенного к ним плунжера обеспечивается станком - качалкой.

Способ добычи нефти с помощью ШГНУ довольно распространен в Украине. Данным способом можно добывать от 1 до 500 т нефти в сутки. Однако в большинстве случаев глубинно-насосную эксплуатацию применяют в мало и середнедебитних нефтяных скважинах.

1 - цилиндр насоса, 2 - плунжер; 3 - колонна штанг, 4 - НКТ, 5 - трубная головка;

6 - елка, 7 - головка балансира, 8 - балансир; 9 - шатун, 10 - кривошип;

11 - электродвигатель;

Эксплуатация нефтяных скважин погруженным центробежным насосом

Электродвигатель центробежной насосной установки (Рис. 5) состоят: из центробежного насоса 4, электродвигателя 1. кодоны подъемных труб 11, бронированного кабеля 5, устьевой арматуры 10, кабельного барабана 7 и другое вспомогательное оборудование.

Рис. 5

1 - электродвигатель, 2 - протектор; 3 - фильтр, 4 - центробежный насос; 5 - бронированный кабель, 6 - подвесной ролик; 7 - барабан; 8 - автотрансфор матор;

9 - станции управления; 10 - устьевая арматура; 11 - колонна подъемных труб.

Добыча нефти при данном способа эксплуатации происходит следующим образом. Электродвигатель вращает вал центробежного насоса, нефть всасывается через фильтр центробежным насосом и нагнетается на поверхность по насосным трубам. Для электродвигателя центробежных насосов характерен большой межремонтный период их работы. Наземное оборудование ЭВН отличается своей простотой и не требует специальных фундаментов и других сооружений.

В Украине широко используют погруженные центробежные насосы. Их используют в тех случаях, когда нужно выполнять интенсивный отбор нефти из скважины при большой глубине залегания продуктивных пластов, а также в скважинах с агрессивными пластовыми водами.



infopedia.su


Смотрите также