5.3.Механизмы для свинчивания и развинчивания труб и штанг и для прочих работ при ремонте на скважине.

5.4.Инструмент.

5.5.Оборудование для проведения работ с использованием колонн непрерывных наматываемых труб и штанг.

5.6.Агрегаты для обслуживания и ремонта поверхностного обору­ дования скважин.

6.Оборудование для сбора и подготовки нефти и газа к транспорти­ рованию:

6.1. Для сбора продукции скважин.

6.2. Для подготовки нефти и газа к транспортированию.

6.3. Для обработки и использования пластовых и сточных вод.

6.4. Для замера дебита и основных показателей работы месторож­ дения.

7.Оборудование для диагностики состояния нефтегазопромыслового оборудования.

1.4.Фонтанная и газлифтная эксплуатация месторождений

Фонтанная эксплуатация нефтяных скважин основана на отборе

нефти через фонтанную арматуру, установленную на головке спущен­ ной в скважину колонны НКТ. Фонтанирование на практике возмож­ но реализовать за счет гидростатического напора нефти энергии газа, выделяющегося из нефти. Различают три вида фонтанных скважин и соответственно три вида фонтанирования:

• Артезианское (Рзаб>Рнас, Ру>Рнас); Газлифтное с началом выделения газа в стволе скважины

(Рзаб<Рнас, Ру<Рнас);

• Газлифтное с началом выделения газа в нефтяном пласте (Рзаб<Рнас, Ру<Рнас),

где Рзаб — забойное давление; Рнас — давление насыщения нефти газом; Ру — устьевое давление.

Фонтанная эксплуатация применяется во всех случаях, когда на забое скважины обеспечивается необходимое для этого минималь­ ное забойное давление. При этом, исходя из условий неразрывности потока жидкости, длительное фонтанирование возможно лишь при согласованной совместной работе нефтяного пласта и подъемника. Здесь должно соблюдаться равенство расходов нефти, приходящей из пласта, и нефти, поднимающейся по подъемнику при одном и том же

пластовом давлении. При снижении забойного давления появляется опасность срыва фонтанирования.

Обычно данный способ добычи нефти применяют в начальный пе­ риод разработки нефтяной залежи, когда пластовое давление достаточ­ но большое и к забоям скважины поступает безводная или малообвод­ ненная нефть [1]. Использование его возможно и на более поздней ста­ дии при искусственном поддержании пластового давления. Фонтанный способ добычи нефти является наиболее экономичным. Однако его реализация существенно зависит от продуктивности пласта и свойств пластовой нефти, таких как плотность, вязкость, давление насыщения нефтяным газом, газосодержание и др. Газожидкостная смесь, пройдя через специальное устьевое оборудование, попадает в замерные уст­ ройства, промысловые трубопроводы, сепарационные установки и про­ мысловые сооружения по сбору и подготовке нефти, газа и воды. При фонтанной эксплуатации скважины на подъем жидкости используют­ ся исключительно энергетические ресурсы пласта, и он обладает рядом преимуществ по сравнению с другими способами добычи нефти:

—простота оборудования скважины;

—отсутствие подачи энергии в скважину с поверхности;

—возможность регулирования режима работы скважины в широ­ ких пределах;

—удобство выполнения исследований скважин и пласта с приме­ нением практически всех современных методов;

—возможность дистанционного управления скважиной;

—значительная продолжительность межремонтного периода ра­ боты (МРП) скважины и др.

Геолого-физические условия нефтяных месторождений, из кото­ рых добывается нефть и газ, различны. Они отличаются глубиной за­ легания продуктивного пласта, характеристикой и устойчивостью не­ фтеводогазонасыщенных пород, пластовыми давлениями и темпера­ турой, продуктивностью пласта и т.д. В зависимости от этих факторов выбирается схема оборудования фонтанной скважины. Общая схема оборудования фонтанной скважины приведена на рис. 1.1 Основными элементами схемы являются: колонная головка 5, фонтанная арматура с лубрикатором 7 для приведения различных операций в работающей скважине, насосно-компрессорные трубы 17. Возможна установка пакера 18 или башмачной воронки 19 для устранения пульсирующей ра­ боты фонтанного подъемника. В высокопродуктивных пластах НКТ

оборудуются скважинными отсекателями 4 для аварийного отключе­ ния. На фонтанной арматуре устанавливаются штуцер, предохрани­ тельные клапаны, пробоотборные устройства, приборы контроля.

Одной из основных характеристик работы фонтанной скважины является давление на устье, являющееся начальным давлением при движении добываемой продукции по трубопроводам системы сбора. При достижении определенной степени обводненности продукции скважин, снижении пластового давления и уменьшении количест­ ва газа, поступающего из пласта, пластовая энергия не обеспечивает процесс фонтанирования скважины на заданных режимах. Фонтани­ рование скважины прекращается. Для подъема жидкости необходимо подавать с дневной поверхности определенное количество энергии.

Газлифтный способ добычи нефти. При газлифтном способе экс­ плуатации недостающая энергия подается с поверхности в виде энер­ гии сжатого газа по специальному каналу. Принцип действия газлиф­ та заключается в разгазированности жидкости в подъемных трубах и уменьшении ее плотности. При непрерывной подаче газа газированная жидкость поднимается до устья скважины и выливается наружу [1, 50].

Газлифт подразделяется на два типа: компрессорный и бескомпрессорный. При компрессорном газлифте для сжатия попутного газа применяются компрессоры, а при бескомпрессорном газлифте ис­ пользуется газ газового месторождения, находящийся под давлением, или из других источников. Относительно других механизированных способов эксплуатации скважин газлифт имеет ряд преимуществ:

•возможность отбора значительных объемов жидкости с больших глубин на всех этапах разработки месторождения при высоких техни­ ко-экономических показателях;

•простота скважинного оборудования и удобство его обслуживания;

•эффективная эксплуатация скважин с большими искривления­ ми ствола;

•эксплуатация скважин в высокотемпературных пластах и с боль­

шим газовым фактором без осложнений;

•возможность осуществления всего комплекса исследовательских работ по контролю за работой скважины и разработкой месторождения;

•полная автоматизация и телемеханизация процессов добычи не­

фти;

• большие межремонтные периоды работы скважин на фоне высо­ кой надежности борудования и всей системы в целом;

Рис. 1.1. Схема оборудования фонтанной скважины:

1— пласт;

2 — интервал перфорации;

3 — штуцер забойный;

4 — отсекатель;

5 — колонная головка;

6у 8 — манометры; 7— лубрикатор;

9-11у 15 — задвижки;

12 — устьевой штуцер;

13 — крестовина;

14 — катушка;

16 — импульсная линия;

1 7 - НКТ;

18 — пакер;

19— воронка башмачная;

20— колонна обсадная•

•возможность одновременно-раздельной эксплуатации двух плас­ тов и более при надежном контроле за процессом;

•простота борьбы с отложением парафина, солей и коррозионны­ ми процессами;

•простота работ по подземному текущему ремонту скважины, восстановлению работоспособности подземного оборудования для подъема продукции скважины.

Выбор типа газлифтной установки и оборудования, обеспечиваю­ щего наиболее активную эксплуатацию скважин, зависит от горно­ геологических и технологических условий разработки эксплуатаци­ онных объектов, конструкции скважин и данного режима их эксплуа­ тации. Строгой классификации газлифтных установок не существует, и они группируются на основе самых общих конструктивных и техно­ логических особенностей. В зависимости от количества рядов труб, спущенных в скважину, их взаимного расположения и направления движения рабочего агента и газожидкостной смеси имеются системы различных типов, которые представлены на рис. 1.2:

—однорядный подъемник кольцевой и центральной систем (рис. 1.2,1);

—двухрядный подъемник кольцевой и центральной систем (рис.1.2, II);

—полуторарядный лифт обычно кольцевой системы (рис. 1.2, III). Кольцевая система. При двухрядном подъемнике в скважину спус­

кают два концентрически расположенных ряда труб. Рабочий агент нагнетают в кольцевое пространство между двумя колоннами, а жид­ кость поднимается по внутренним трубам. Поэтому наружные трубы называют нагнетательными, а внутренние — подъемными. Наружный ряд труб называют также первым рядом, а внутренний вторым.

При однорядном подъемнике спускают один ряд труб, который и является подъемной колонной, а нагнетательной — обсадная колон­ на. Рабочий агент нагнетают в кольцевое пространство между обсад­ ной колонной и подъемными трубами. При этом уровень жидкости будет находиться у башмака подъемных труб.

В практике встречается двухрядный подъемник кольцевой сис­ темы со ступенчатой нагнетательной колонной: в нижней части — меньшего диаметра, в верхней — большего. По сравнению с обычным двухрядным такой подъемник дешевле. Основные его преимущества

—меньшение веса труб первого ряда и лучшие условия выноса песка

сзабоя. К недостаткам этого подъемника относится невозможность увеличения погружения подъемных труб.

Центральная система. Рабочий агент нагнетают по центральной колонне труб, а газонефтяная смесь поднимается по кольцевому про­ странству. Обычно центральная система применяется при однорядном подъемнике. Основные преимущества системы: низкие пусковые дав­ ления и наиболее рациональное использование габаритов скважин. Ее

U>

О

z ^ - Г - -

Рис. 1.2. Системы азлифтных подъемников:

/ —однорядный лифт кольцевой (а) и центральной (б) систем; // — двухрядный лифт кольцевой (а) и центральной (б) сис­ тем; III— полуторарядный лифт кольцевой системы