# Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. Способы эксплуатации скважин

Все известные способы эксплуатации скважин подразделяются на следующие группы:

• фонтанный, когда нефть извлекается из скважин самоизливом;

• компрессорный - 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.

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

Устройство скважины для фонтанной добычи нефти показано на рис. 7.12.

Рис. 7.12. Устройство скважины для фонтанной добычи нефти:

1. эксплуатационная колонна;

2. насосно-компрессорные трубы;

3. башмак;

4. фланец;

5. фонтанная арматура;

6. штуцер

Нефть поступает в нее из пласта через отверстия в колонне эксплуатационных труб 1. Внутри эксплуатационной колонны находятся насосно-компрессорные трубы 2. Нефть поступает в них через башмак 3. Верхний конец насосно-компрессорных труб через фланец 4 соединяется с фонтанной арматурой 5. Фонтанная арматура представляет собой систему труб с задвижками. К этой системе присоединен штуцер 6, представляющий собой стальную болванку с цилиндрическим каналом малого сечения. Назначение штуцера заключается в ограничении притока нефти в скважину путем дросселирования давления на выходе из нее.

Установка штуцера позволяет обеспечить длительную и бесперебойную работу скважины в фонтанном режиме. Кроме того, благодаря низким скоростям притока нефти, уменьшается загрязнение скважины частицами породы.

Из штуцера пластовая нефть попадает в сепаратор (или трап), где происходит ее разделение на нефть и нефтяной газ.

Фонтанный способ экономичен, но существует лишь в первоначальный период разработки месторождения пока запасы пластовой энергии достаточны велики.

Все газовые скважины эксплуатируются фонтанным способом. Газ поступает на поверхность за счет пластового давления.

Оборудование фонтанной скважины

Наиболее простым способом подъема жидкости из фонтанной скважины является использование для этой цели эксплуатационной колонны. При этом возможно возникновение осложнений:

а) эрозия колонны за счет воздействия движущейся жидкости и содержащихся в ней компонентов;

б) нерациональное использование пластовой энергии вследствие значительного диаметра колонны;

в) возникновение на ее поверхности отложений за счет выделяющихся из жидкости компонентов - солей, парафина, мехпримесей.

Восстанавливать поврежденную колонну и устранять отложения трудоемко и не всегда эффективно. Надо также иметь ввиду, что эксплуатационная колонна является в скважинах и обсадной колонной, и призвана надежно защищать скважину от разрушения и проникновения в нее посторонних агентов в течение всей жизни месторождения. Поэтому подъем жидкости осуществляют по насосно-компрессорным трубам. Все оборудование фонтанной скважины можно подразделить на две группы - подземное и наземное, (см. рис. 3.1).

Подземное оборудование включает в себя насосно-компрессорные трубы (НКТ), якорь, пакер, клапаны, муфты - все устройства и приспособления, работающие в скважине и находящиеся ниже фланца обсадной колонны.

К наземному оборудованию относится устьевая арматура, рабочие манифольды, штуцеры, клапаны, задвижки - все оборудование, работающее на поверхности

Насосно-компрессорные трубы НКТ выполняют следующие функции:

а) являются каналом для подъема добываемой жидкости;

б) служат для подвески глубинного оборудования;

в) являются каналом для проведения различных технологических операций;

г) служат инструментом для воздействия на забой и призабойную зону.

НКТ по конструкции подразделяются на:

а) гладкие;

б) с высаженными наружу концами;

в) высокогерметичные;

г) безмуфтовые.

Рис. 3.5. Гладкие насосно-компрессорные трубы и муфты к ним:

а - труба, б - муфта.

Резьба в НКТ - коническая.

Трубы с высаженными наружу концами имеют утолщения по концам трубы, поэтому прочность их по всей длине одинакова. В остальном их характеристика аналогична гладким (рис. 3.6., табл. 3.2)

Рис 3.6. Насосно-компрессорные трубы с высаженными наружу концами и муфты к ним:

а - труба; б муфта.

Рис 3.7. Гладкие высокогерметичные насосно-компрессорные трубы с высаженными наружу концами и муфты к ним:

а - труба; б - муфта.

Рис. 3.8. Безмуфтовые высокогерметичные насосно-компрессорные трубы-НКБ

Пакеры - устройства, предназначенные для разобщения отдельных интервалов скважины, например, призабойной зоны от остальной части. При этом они выполняют следующие функции:

1. защищают обсадную колонну от воздействия пластового давления;

2. препятствуют контакту с ней агрессивных пластовых жидкостей и газов;

3. способствуют движению газа только по НКТ, увеличивая их коэффициент полезного действия;

4. создают возможность раздельной разработки отдельных пластов и пропластков;

5. осуществляют направленное устьевое воздействие на отдельные пропластки и пласты при технологических операциях.

Якорь обеспечивает надежное удержание пакера в заданном интервале. Для этого он соединяется в один блок с пакером и спускается в скважину одновременно с ним.

Фонтанная арматура (рис. 3.12) относится к оборудовании: скважины, которое выполняет следующие функции:

а) герметизация кольцевого пространства между обсадной колонной к подъемными трубами;

б) направление движения газожидкостной смеси;

в) подвеска глубинного оборудования;

г) создание противодавления на пласт;

д) проведение исследований, освоения в других технологических операции.

Арматура фонтанная крестовая для однорядного подъемника

1 - манометры; 2 - трехходовой кран; 3 - лубрикатор; 4 - манифольдные задвиж­ки; 5 - крестовик елки; 6 - переводная катушка; 7 - переводная втулка; 8 -крестовик трубной головки; 9 - затрубные задвижки; 10 - штуцеры; 11 - фланец колонны; 12 - отвод; 13 - центральная задвижка; 14 - буферная задвижка.

Следует сказать, что многие нефтяные предприятия, сообразуясь со своими условиями эксплуатации, применяют упрощенные конструкции арматур с минимумом запорных элементов.

Превенторы - устройства, предназначенные для прекрытия устья скважины при ее аварийной разгерметизации. Срабатывают автоматически или принудительно. Конструкция одного из типов превенторов приведена на рис. 3.13.

Устьевая арматура должна быть оборудована устройством для сброса газа из затрубного пространства в выкидной трубопровод. Это может быть перепускной клапан, смонтированный в муфте НКТ, в трубной головке арматуры или на выкидном трубопроводе. Нельзя сбрасывать газ в атмосферу: это опасно в экологическом и пожарном отношении.

Для исключения накопления газа в затрубном пространстве следует скважину оборудовать пакером, НКТ - трубной воронкой. В настоящее время применяют технологические схемы принудительной откачки газа из затрубного пространства наземными или скважинными компрессорами или перепуском газа из затрубного пространства в НКТ с помощью устьевых или скважинных клапанов.

Техника безопасности при фонтанной эксплуатации скважин

Возникновение опасных ситуаций, которые могут вызвать повреждение оборудования или травмирование обслуживающего персонала при фонтанной эксплуатации скважин связаны со следующими факторами:

1. нарушение герметичности фонтанной арматуры и утечка нефти и газа;

2. разрушение элементов арматуры и нефтепроводов;

3. отсутствие устройств для обслуживания арматуры при ее высоте более 1,5 м;

вибрация арматуры от воздействия газожидкостной струи.

При работе фонтанной скважины имеет место управляемое фонтанирование, т.е. с помощью устьевой арматуры можно отрегулировать процесс или полностью его прекратить.

В процессе ремонтных работ или в связи с разгерметизацией устья скважины и по другим причинам процесс может оказаться неуправляемым, что особенно опасно.