2.2. Эксплуатация скважин
Эксплуатация нефтяных скважин может осуществляться фонтанным или механизированным способами.
При фонтанном способе жидкость из скважины поступает на поверхность под действием энергии нефтяного пласта. Когда этой энергии недостаточно, на жидкость оказывают искусственное механическое воздействие для извлечения ее на поверхность такой способ называется механизированным способом эксплуатации.
В зависимости от применяемой техники и технологии механизированный способ подразделяется на газлифтный и насосный.
Газлифтный способ эксплуатации нефтяных скважин по механизму подъема жидкости на поверхность аналогичен фонтанному способу эксплуатации с той разницей, что при фонтанировании источником энергии служит газ, извлекаемый вместе с нефтью из пласта, а при газлифтной эксплуатации источником энергии служит сжатый компримированный газ, подаваемый в скважину с поверхности земли.
Газовые скважины эксплуатируются только фонтанным способом.
Фонтанная скважина оборудуется колонной подъемных труб, устьевой фонтанной арматурой, выкидной линией (шлейфом) и отсекателями.
Подъемные трубы служат для подъема на поверхность земли продукции фонтанных скважин. Эти трубы называются также насосно-компрессорными, поскольку их же используют для подъема жидкости на поверхность и при механизированном способе эксплуатации скважин.
Фонтанная арматура, расположенная на устье скважины в сочетании с крепежными элементами, предназначена для подвешивания колонны подъемных труб, герметизации устья скважины, контроля за работой скважины и направления продукции в выкидную (шлейфовую) линию и далее на узел подготовки газа. В качестве запорных устройств применяют задвижки и краны. Фонтанная арматура выпускается на рабочее давление до 100 МПа.
Рис. 2.5. Конструкция газовой скважины:
1 – башмак; 2 – перфорация; 3 - колонна обсадных труб; 4 – межтрубное пространство;
5 – колонна фонтанных труб; 6 – крестовина; 7 – переходная катушка; 8 – коренная задвижка; 9 – тройник; 10 – буферная задвижка; 11 – буфер; 12 – манометр; 13 – регулирующий штуцер; 14 – рабочая выкидная струна фонтанных труб; 15 – термометр;
16 - рабочая выкидная струна из межтрубья; 17 – кровля; 18 - подошва
Газовая скважина для добычи газа с одного газового горизонта имеет наиболее простую конструкцию. Схема такой скважины представлена на рис. 2.5 [A].
Обсадная колонна 3 предохраняет ствол скважины от обвалов породы и проникновения воды. В глубоких скважинах обсадная колонна имеет телескопическое строение, состоящее из двух или трех трубопроводов различного диаметра. Зазор между породой и наружными стенками обсадных труб уплотнен цементным раствором. Низ обсадной колонны опирается на башмак 1 из цементного раствора.
Оборудование забоя скважины зависит от характера пород, из которых сложена призабойная зона продуктивного пласта. Если она сложена из прочных пород, то нижняя часть колонны обсадных труб размещается под кровлей продуктивного пласта и газ поступает в скважину через открытый забой обсадной колонны. Если же призабойная зона состоит из рыхлых пород, то обсадная колонна 3 пропускается через всю толщу продуктивного пласта и для доступа газа в скважину нижняя часть обсадной колонны перфорируется.
Скважины, имеющие высокие давления (8 МПа и выше) и большие дебиты (500 тыс. м3/сут. и более), рекомендуется эксплуатировать через обсадные трубы.
При движении газа с забоя к устью скважины с большими скоростями колонна обсадных труб, вследствие выноса механических примесей, может подвергнуться эрозионному, а при содержании в газе Н2S, СO2 и органических кислот, коррозионному воздействию. Поэтому при добыче газа, содержащего коррозионно-активные компоненты, выход газа из скважины осуществляется через колонну фонтанных (насосно-компрессорных) труб 5; при этом пространство между фонтанными и обсадными трубами в нижней части герметизируют. При разрушении колонны насосно-компрессорных (фонтанных) труб 5 их заменяют новыми.
Производительность (или дебит) газовой скважины зависит от размеров газовой залежи, пластового давления и характера сил, вызывающих движение газа. Производительность скважины через полностью открытые задвижки называют свободным дебитом. Однако при таком отборе газа из скважины может произойти разрушение пласта, нарушение его газопроницаемости, обводнение призабойной зоны. Поэтому рабочий дебит скважины составляет 20…25% от свободного. При этом дебит должен быть таким, чтобы давление газа было достаточным для транспортирования его к головной компрессорной станции.
Регулирование количества подаваемого со скважины газа нельзя осуществлять задвижками из-за быстрого выхода их из строя, поэтому его расход регулируют дроссельными органами 13 (шайбой или штуцером).
В сложных климатических условиях севера, где распространена вечная мерзлота, целесообразно использование кустового метода бурения скважин, уменьшающих отрицательное воздействие на окружающую среду (вечную мерзлоту) сопровождающих бурение техногенных процессов. Данный метод бурения целесообразно использовать и при бурении на газ в шельфовых зонах.
Кустовое расположение скважин в количестве 6…8 штук через 80 м друг от друга представлен на рис. 2.6.
