1. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. Классификация способов добычи нефти и газа.

Второй этап процесса добычи нефти и газа – это движение нефти и газа от забоев скважин до их устьев на поверхности. Его называют эксплуатацией нефтяных и газовых скважин. Подъем жидкости и газа от забоя скважины на поверхность составляет основу процесса эксплуатации скважин. Этот процесс может происходить как за счет природной энергии, которой обладают флюиды (нефть, газ и вода), поступающие к забою скважины, так и за счет энергии, подаваемой в скважину с поверхности.

Все известные способы эксплуатации скважин подразделяются на группы:

1) фонтанный, когда нефть и газ поступают на поверхность за счет пластового давления; 2) газлифтный способ добычи нефти, когда подъем нефти на поверхность осуществляется с помощью энергии сжатого газа или воздуха, вводимого в скважину извне; 3) насосный способ – извлечение нефти с помощью насосов различных типов.

Эксплуатация нефтяных скважин ведется фонтанным, газлифтным или насосным способом. Выбор способа эксплуатации нефтяных скважин зависит от величины пластового давления и глубины залегания пласта.

Все газовые скважины эксплуатируются фонтанным способом, т. е. газ поступает на поверхность за счет пластового давления.

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 наземное (устьевое) и подземное (скважинное).

При всех способах эксплуатации скважин подъем жид­кости и газа на поверхность происходит по специальным трубам малого диаметра, спускаемым в скважину перед на­чалом их эксплуатации. Эти трубы называются насосно-компрессорными (НКТ). В зависимости от способа эксплуа­тации их также называют фонтанными, подъемными или лифтовыми.

Внешний диаметр этих труб может изменяться от 33 до 114 мм, толщина стенок от 3 до 7 мм. При больших глубинах подвески применяют ступенчатые колонны труб разных диаметров. Длина труб 5÷10 м. Трубы бесшовные, из сталей с высокими механическими свойствами, на обоих концах резьба, соединяются между собой муфтами. Диаметр подъемных труб подбирают опытным путем в зависимости от ожидаемого дебита, пластового давления, глубины скважины и условий эксплуатации. Трубы опускают до фильтра эксплуатационной колонны.

Движение жидкости или газа из пласта в скважину возможно, когда пластовое давление больше давления жидкости на забое, т. е.: Р_ПЛ > Р_ЗАБ.

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

2. Фонтанный способ добычи нефти и газа.

Способ эксплуатации, при котором подъем жидкости или газа осуществляется только за счет пластовой энергии, называется фонтанным.

Фонтанный способ применяется, если пластовое давление велико, и в этом случае нефть фонтанирует, поднимаясь на поверхность по насосно-ком- прессорным трубам (НКТ) за счет пластовой энергии. Условием фонтаниро­вания является превышение пластового давления над гидростатическим давлением столба жидкости, заполняющей скважину.

Приток жидкости или газа к забоям скважин происходит под воздействием разности между пластовым и забойным давлениями. Если давление столба жидкости, заполняющей скважину до устья, меньше пластового, то скважина будет переливать на поверхность, т.е. будет фонтанировать. В зависимости от режима работы залежи фонтанирование скважины может происходить:

- за счет энергии гидростатического напора;

- за счет энергии расширения газа, растворенного в нефти;

- за счет той и другой энергий.

Большинство нефтяных фонтанных скважин работают одновременно как за счет энергии гидростатического напора, так и энергии расширения газа в нефти.

Устройство скважины для фонтанной добычи нефти показано на рисунке 1.

1 – эксплуатационная колонна; 2 – насосно-компрессорные трубы; 3 – башмак НКТ; 4 – фланец; 5 – фонтанная арматура; 6 – штуцер (регулирующее устройство) Рисунок 1– Схема скважины при фонтанной добыче нефти

Нефть поступает к забою скважины из пласта через отверстия в экс­плуатационной колонне 1. Внутри эксплуатационной колонны находятся насосно-компрессорные трубы 2. Нефть поступает в них через башмак НКТ 3. Верхний конец насосно-компрес-сорных труб через фланец 4 соединя-ется с фонтанной арматурой 5. Фонтанная арматура представляет собой сис­тему труб с задвижками. К этой системе присоединен штуцер (регулирующее устройство) 6, представ­ляющий собой металлическую втулку с цилиндрическим каналом малого се­чения (от 1,5 до 20 мм). Назначение штуцера заключается в ограничении притока нефти в скважину (дебита) путем регулирования (дросселиро-вания) давления на устье.

После штуцера пластовая нефть подается в сепаратор, где происходит её разделение на нефть и газ.

В состав устьевого оборудования фонтанных скважин входят фонтанная арматура, колонные головки, катушки фланцевые, манифольды, запорные и регулирующие устройства.

Ф онтанная арматура служит для: 1) герметизации устья скважины;

2) направления движения газожидкостной смеси в выкидную линию;

3) контроля и регулирования режима эксплуатации нефтяных и газовых скважин созданием противодавления на забое;

4) проведения различных технологических операций.

Фонтанную арматуру собирают из различных фланцевых тройников, крестовиков и запорных устройств (задвижек или кранов), которые соединяют между собой с помощью болтов.

Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной елки. Трубную головку устанавливают на колонную головку.

Колонные головки – предназначены для обвязки обсадных колонн нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин. Колонные головки должны обеспечивать подвеску колонн, герметизацию межколонных пространств, контроль давления в них и проведение различных технологических операций. На колонную головку крепится фонтанная арматура.

Трубная головка предназначена для подвески одного или двух рядов фонтанных труб и герметизации кольцевого пространства между фонтанными трубами и эксплуата-ционной колонной, а также для проведения различных технологических процессов, свя-занных с освоением и промывкой скважины, удалением отложений парафина из фонтанных труб, песка с забоя и т.д.

Фонтанная елка устанавливается на трубную головку и служит для направления продукции скважин в выкидные линии, регулирования отбора жидкости или газа, проведения различных исследовательских и ремонтных работ, а также при необходимости для закрытия скважины.

Фонтанная елка состоит из тройников, центральной задвижки, буферной задвижки, задвижек на выкидных линиях для перевода работы скважины на одну из них.

Фонтанную арматуру различают между собой по прочностным и конструктивным признакам: по рабочему или пробному давлению (от 7 до 105 МПа), по размерам проходного сечения ствола (диаметрами от 50 до 150 мм), по конструкции фонтанной елки и числу спускаемых в скважину рядов фонтанных труб, по виду запорных устройств (задвижки или краны).

Фланцевые катушки – предназначены для соединения составных элементов устьевого оборудования.

Манифольды (система труб и отводов с задвижками или кранами) – служат для соединения выкидов арматуры с трубопроводами промысловых установок.

Фонтанный способ применяется на начальном этапе разработки нефтяных месторождений. Все газовые скважины эксплуатируются фонтанным способом.