Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти введение в специал

высокой обводненности начинает выводиться из эксплуатации; коэффициент нефтеизвлечения достигает 10–20 %, а для залежей с длительной по времени «полкой» – до 25–35 %. Отбор жидкости из залежи увеличивается с ростом обводненности, однако текущая добыча нефти с некоторого момента времени начинает постепенно уменьшаться; 3) начало третьей стадии соответствует существенному темпу снижения текущей добычи нефти при обводненности продукции скважин, достигающей к концу стадии 75–85 %; фонд скважин уменьшается из-за их обводнения или неудовлетворительного технического состояния; практически все скважины эксплуатируются механизированным способом; продолжительность стадии достигает 10–15 лет и более; коэффициент нефтеизвлечения увеличивается до 10–20 % при высоковязкой и 40–50 % – при маловязкой нефти; 4) четвертая (завершающая) стадия характеризуется медленным темпом снижения текущих отборов нефти (темп отбора около 1 % в год от начальных извлекаемых запасов – НИЗ), высокой обводненностью (более 80 %) и медленным ростом ее во времени, существенным уменьшением фонда действующих скважин; продолжительность стадии относительно велика и сопоставима с продолжительностью первых трех стадий, достигая 20 и более лет, отключение добывающих скважин происходит при 98–99%-ной обводненности; нефтеотдача при эффективной разработке залежей достигает проектной или приближается к ней (обычно скорректированной на заключительных стадиях по величине НИЗ и коэффициенту нефтеотдачи); в течение четвертой стадии из залежей добывают до 15–25 % извлекаемых запасов нефти.

Приведенные при описании стадий значения показателей (темпы добычи нефти, коэффициенты нефтеизвлечения и др.) могут существенно изменяться при разработке трещиновато-кавер- нозных и трещиновато-пористых пластов.

Нефтеотдача – степень полноты извлечения нефти из залежи. Коэффициент нефтеотдачи (нефтеизвлечения – КИН) равен отношению извлеченного количества нефти к ее геологическим (балан-

61

совым) запасам. Зависимость КИН от геолого-физических условий и технологических факторов определяется следующим выражением, введенным акад. А.П. Крыловым:

где η – коэффициент нефтеотдачи (КИН); ηв – коэффициент вытеснения нефти из порово-трещинного пространства горных пород; ηо – коэффициент охвата горной породы (пласта) процессом вытеснения; ηс – коэффициент сетки скважин (учитывает тот факт, что часть объема нефтенасыщенных горных пород не участвует в процессе вытеснения); ηз – коэффициент заводнения или коэффициент использования подвижных запасов нефти (учитывает полноту извлечения из залежи подвижных запасов). Произведение ηв·ηс выделяет долю в общих (геологических) запасах подвижной нефти; коэффициент ηз показывает, какая доля этих подвижных запасов может быть извлечена из пластов в период разработки залежи (из-за неравномерного продвижения фронта вытеснения нефти водой обводнение скважин происходит не мгновенно до 100 %, а постепенно; по экономическим соображениям эксплуатация добывающих скважин прекращается до достижения 100%-ной обводненности; из-за прорывов воды в скважины часть подвижных запасов остается неизвлеченной).

При разработке газовых и газоконденсатных месторождений выделяют три стадии или три периода: 1) период нарастающей добычи (стадия разбуривания месторождения, обустройства промысла, вывода месторождения на постоянную добычу газа); 2) период постоянной добычи (продолжается разбуривание залежи для поддержания постоянного уровня добычи, сооружается дожимная компрессорная станция или увеличивается ее мощность); 3) период падающей добычи (уменьшение фонда добывающих скважин, их дебитов, рост обводненности скважин, значительное снижение пластового давления). Первая стадия может продолжаться до 7–10 лет, отбор газа достигает 20–25 % начальных запасов; в течение второго периода отбирается до половины начальных запасов газа и ко-

62

эффициент газоотдачи достигает 60–70 %. Период постоянной добычи (вторая стадия) зависит от достигнутого темпа отбора газа: чем он выше, тем продолжительность периода меньше.

Коэффициент газоотдачи равен отношению извлеченных запасов газа к начальным его запасам. Достигает 0,8–0,85 при водонапорном и 0,9–0,95 – при газовом режимах.

Начальные извлекаемые запасы нефти (газа) – геологические (балансовые) запасы, умноженные на проектный коэффициент нефтеотдачи (газоотдачи).

63

8. ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Жидкость и газ поступают из пласта к забоям скважин под действием перепада пластового и забойного давления. 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 Wв.

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:

W1 + W2 + W3 = Wп + Wв,

где W1 – энергия на подъем жидкости и газа с забоя до устья скважины; W2 – энергия, расходуемая газожидкостной смесью при движении через устьевое оборудование; W3 – энергия, уносимая струей жидкости и газа за предел устья скважины.

Если Wв = 0, то эксплуатация называется фонтанной; при Wв ≠ 0 эксплуатация называется механизированной добычей нефти.

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

8.1. Фонтанная эксплуатация скважин

Фонтанирование скважин осуществляется, как правило, по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) с наружным диаметром 60 или 73 мм, реже 48 или 89 мм. Нижний конец колонны

64

НКТ (башмак) размещается на уровне забоя скважины, если забойное давление меньше или незначительно отличается от давления насыщения нефти газом. В иных случаях колонну НКТ, которую называют подъемником, можно спускать до глубины, на которой давление в скважине превышает Рнас.

Нефть поступает в скважину из пласта через перфорационные отверстия в колонне эксплуатационных труб и далее движется в насосно-компрессорные трубы. Верхний конец насосно-компрес- сорных труб через фланец соединяется с фонтанной арматурой (рис. 14). Фонтанная арматура представляет собой систему труб с задвижками. К этой системе присоединен штуцер – стальная болванка с цилиндрическим каналом малого сечения. Назначение штуцера заключается в ограничении притока нефти в скважину путем дросселирования давленияна выходе изнее.

Рис. 14. Арматура фонтаннаякрестовая: 1 – манометры; 2 – трехходовойкран; 3 – буфер; 4, 9 – задвижки; 5 – крестовик елки; 6 – переводная катушка; 7 – переводная втулка; 8 – крестовик трубной головки; 10 – штуцеры; 11 – фланец колонны; 12 – буфер

65

Во всех случаях, когда заданное забойное давление ниже минимального давления фонтанирования, применяется механизированная эксплуатация скважин с использованием в основном скважинных электроцентробежных и штанговых плунжерных насосов.

8.2. Эксплуатация нефтяных скважин штанговыми насосными установками

Штанговая насосная установка состоит из наземного и подземного оборудования. Наземное оборудование предназначено для придания штангам возвратно-поступательного движения. Одним из наиболее распространенных видов наземного оборудования установки скважинного штангового насоса (УСШН) является ста- нок-качалка (рис. 15).

Станок-качалка (СК) имеет гибкую канатную подвеску для сочленения с верхним концом полированного штока и откидную или поворотную головку балансира для беспрепятственного прохода спуско-подъемных механизмов (талевого блока, крюка, элеватора) при подземном ремонте.

Балансир качается на поперечной оси, укрепленной в подшипниках, и сочленяется с двумя массивными кривошипами с помощью двух шатунов, расположенных по обе стороны редуктора. Кривошипы с подвижными противовесами могут перемещаться относительно оси вращения главного вала редуктора на то или иное расстояние вдоль кривошипов. Противовесы необходимы для уравновешивания СК. Редуктор с постоянным передаточным числом, маслозаполненный, герметичный имеет трансмиссионный вал, на одном конце которого предусмотрен трансмиссионный шкив, соединенный клиноременной передачей с малым шкивом электродвигателя.

66

Рис. 15. Станок-качалкатипаСКД: 1 – подвескаустьевогоштока; 2 – балансир

сопорой; 3 – стойка; 4 – шатун; 5 – кривошип; 6 – редуктор; 7 – ведомыйшкив; 8 – ремень; 9 – электродвигатель; 10 – ведущий шкив; 11 – ограждение;

12 – поворотнаяплита; 13 – рама; 14 – противовес; 15 – траверса; 16 – тормоз

Все элементы станка-качалки – пирамида, редуктор, электродвигатель – крепятся к единой раме, которая закрепляется на бетонном фундаменте. Точка сочленения шатуна с кривошипом может менять свое расстояние относительно центра вращения пере-

67

становкой пальца кривошипа в то или иное отверстие, которых для этого предусмотрено несколько. Этим достигается ступенчатое изменение амплитуды качаний балансира, т.е. длины хода штанг. Поскольку редуктор имеет постоянное передаточное число, то изменение частоты качаний достигается только изменением передаточного числа клиноременной трансмиссии и сменой шкива на валу электродвигателя на больший или меньший диаметр.

Наряду со станком-качалкой в настоящее время активно внедряются гидравлические (рис. 16) приводы штангового насоса. На пермских месторождениях «ЛУКОЙЛ» внедряется новая модель гидропривода. Он состоит из двух основных частей: силового гидроцилиндра на пятиметровой мачте, закрепленной над устьевой арматурой, и блок-бокса с маслостанцией и станцией управления. Интеллектуальная электронная система управления и уникальное программное обеспечение позволяют плавно регулировать число ходов штангового глубинного насоса в широком диапазоне значений. Для того чтобы перенастроить оборудование на другой режим работы, достаточно одного нажатия клавиши. Испытания доказали ряд неоспоримых преимуществ нового гидропривода – меньшую металлоемкость, отсутствие массивных и подвергающихся износу вращающихся узлов, плавное бесступенчатое регулирование частоты качаний. Кроме этого, новая модель гидропривода не требует специального фундамента и за считанные часы устанавливается прямо на устье скважины. На месторождении также устанавливаются стационарные эхолоты и система видеонаблюдения. Все параметры работы оборудования контролируются дистанционно в режиме реального времени с помощью пульта оператора или через мобильный телефон обходчика. Для этого организован беспроводной широкополосный доступ по стандарту WI-FI.

Подземное оборудование включает в себя: штанговый скважинный насос (ШСН), различные защитные устройства (газовые и песочные якори, хвостовики), присоединяемые к приемному патрубку ШСН и улучшающие его работу в осложненных условиях (песок, газ).

68

Рис. 16. Гидравлический привод «Гейзер»

Штанговый насос по принципу работы относится к плунжерным насосам прямого действия. Работает насос по схеме, приведенной на рис. 17.

В исходной позиции насос и НКТ заполнены жидкостью, плунжер 2 находится в верхней мертвой точке (ВМТ), нагнетающий клапан 3 закрыт.

При опускании плунжера 2 (рис. 17, а, б) всасывающий клапан 5 под действием силы тяжести закрывается, открывается нагнетающий клапан 2, и происходит вытеснение в приемный трубопровод объема жидкости, равного объему насосной штанги, погружающейся при этом в жидкость.

При ходе плунжера 2 вверх (рис. 17, в, г) нагнетающий клапан 2 закрывается, и, если давление пластовой жидкости превышает давление в цилиндре, открывается всасывающий клапан 5. Происходит заполнение цилиндра 4 жидкостью с одновременным подъемом столба жидкости в приемный трубопровод.

69

Рис. 17. Схема штангового насоса: 1 – НКТ; 2 – плунжер; 3 – нагнетательный клапан; 4 – цилиндр; 5 – всасывающий клапан

Теоретическая подача УСШН определяется по формуле

Qт = 1440F · S · n,

где F – площадь сечения плунжера (или цилиндра насоса); S – длина хода полированного штока; n – число двойных ходов в минуту.

Фактическая подача Qф, замеренная на поверхности после сепарации и охлаждения нефти, как правило, меньше теоретической (за исключением насосных скважин с периодическими фонтанными проявлениями) в силу целого ряда причин. Отношение Qф к Qт называют коэффициентом подачи насоса, который учитывает все возможные факторы, отрицательно влияющие на подачу ШСН. Таким образом, коэффициент подачи

η = Qф/Qт.

Для каждой конкретной скважины величина η служит в известной мере показателем правильности выбора оборудования и режима откачкиустановки. Нормальным считается, еслиη > 0,6…0,65.

70