книги / Нефтегазовое дело. Полный курс

Ф о н та н н ы й способ эксп луатац и и п рим еняется, когда п л а ­ стовое давление (пластовая энергия) я вл яется д о с т а т о ч н ы м для са ­ мостоятельного подъем а газож идкостной смеси и обеспечения необ­ ходимого давления на устье скваж ины . П ри ф онтанной эксплуатации подъем газож идкостной смеси от забоя до устья скваж ины осущ еств­ ляется по колонне НКТ, спускаем ы х в скваж и ну заран ее перед ее ос­ воением. Схема устройства скваж ины д л я фонтанной добычи неф ти показано на рис. 10.2.

Рис. 10.2. Устройство скважины для фонтанной добычи нефти:

] —эксплуатационная колонна; 2 — насосно-компрес- сирная труба (НКТ); 3 — пакер; 4 — фланец; 5 — фон­ танная арматура; б — штуцер

Нефть поступает к забою скваж ины из пласта через отверстия в ко­ лонне эксплуатационной трубы I. Далее нефть поступает в колонну насос­ но-компрессорных труб 2. Верхний конец НКТ через ф ланец 4 соединяет­ ся с фонтанной арматурой 5. Ф онтанная арматура представляет собой си­ стему труб с задвижками, к которой присоединен ш туцер 6. Назначение штуцера заклю чается в ограничении притока нефти в скважину (дебита) путем регулирования (дросселирования) давления на устье.

Вызов притока неф ти в скваж ину достигается либо сниж ением вы ­ соты столба жидкости в скваж ине, либо уменьш ением плотности ж и д ­ кости. В обоих случаях давление на забой становится меньш е пласто­ вого давления, что вы зы вает приток ф лю ида в скваж ину.

Правильная эксплуатация фонтанной скваж ины заклю чается в том, чтобы обеспечить оптимальный дебит при минимальном газовом ф ак ­ торе и минимальном поступлении песка в скваж ину. В процессе ф онта­ нирования необходимо регулировать соотнош ение неф ти и воды в про­ дукции скваж ины , когда начинается выход (прорыв) в скваж ину кон­ турных или подош венных вод.

Величину дебита скваж ины регулирую т созданием противодавле­ ния на забое скваж ины с помощью ш туцера — м еталлической втулки с небольш им отверстием . Ш туцеры устанавливаю тся либо на устье сква­ ж ины в выкидной линии, либо с помощью специальны х пакеров в сква­ ж и н е на любой глубине. Д иам етр ш туцера подбираю т опытным путем, в зависим ости от необходимого реж им а работы скваж ины диаметр мо­ ж е т быть от 3 до 15 мм.

Установка ш туцера позволяет обеспечить длительную работу сква­

жины в ф онтанном реж им е. Кроме того, благодаря рациональному сни­

жению скорости притока неф ти к забою ум еньш ается вынос мелких частиц породы и загрязн ен и е ими скваж ины . П осле ш туцера пласто­

вая н еф ть п од ается в сеп аратор, где происходит ее разд ел ен и е на

неф ть и газ.

Порядок значений парам етров, необходимых для расчета фонтан­ ных скваж ин, примерно следую щ ий:

Б ольш инство ф он тан н ы х скваж и н р аб отает одноврем енно за счет энергии газа и пластового напора ж идкости . В таки х скваж и н ах дав­ л ен и е на у стье м еньш е д авл ен и я н асы щ ен и я, а последнее меньше давлен ия на забое. Тогда по ниж ней части колонны подним ается толь­ ко ж и д к а я ф а за углеводородов. На некоторой глубине начинается и происходит вы делен и е газа из неф ти, в верхн ей части колонны дви­ ж е т с я д в у х ф а зн ы й поток, то есть газо ж и д ко стн ая см есь (рис. 10.3). Эта см есь м ож ет дви гаться в р еж и м е пены , когда ж и дкость прониза­ на п у зы рькам и газа высокого д авл ен и я, м ож ет — в р еж и м е тумана, когда газ д ви ж ется сплош ной массой по ц ен тру трубы и увлекает за собой ж идкость. Н аиболее часто встр еч ается р еж и м течен и я, когда круп н ы е газовы е п узы ри ч еред ую тся с ж идкостны м и перемычками. П ри д виж ен и и смеси в подобном р еж и м е в потоке возникаю т значи­ тел ьн ы е пульсации .

О бъективной основой для установления рациональной нормы отбо­ ра ж идкости из скваж ины являю тся регулировочные кривы е. Эти кри­ вые определяю т зависим ость вы ш еназванны х изм еренны х параметров от диам етра ш туцера.

Выбор способа эксплуатации осущ ествляется технико-экономически­ ми расчетами с учетом экологических и организационно-технических ус­ ловий. Часто необходимое условие фонтанирования соблюдается, но, тем не менее, используют механизированный способ для обеспечения более высоких дебитов. Случается так, что при отсутствии источников электро­ энергии на удаленных скваж инах стрем ятся всеми средствами продлить фонтанный способ эксплуатации, поддерж ивая невысокий дебит.

Ф онтанны й способ прим еняется на начальном этапе разработки не­ ф тян ы х месторождений. Все газовые скваж ины эксплуатирую тся фон­ танны м способом.

ний относятся:

• отлож ения в подъемном оборудовании или вы кидны х линиях па­ рафинов, асф альтенов и смол;

• образование песчаны х пробок на забое и в подъемнике;

• отлож ения солей в различны х элем ентах системы;

• пульсации в работе фонтанной скваж ины .

Н еф ть многих м есторож дений относится к классу парафинистых. В такой неф ти содерж ание параф ина (С 1бН ;й и выше) превы ш ает 2%. П одъем неф ти от забоя до устья и ее дальнейш ее течение до газового сепаратора сопровож дается падением давления и тем пературы . В ре­ зультате параф ины , являю щ иеся тверды м и кристаллическим и веще­ ствами, вы падаю т из неф ти в виде м елких частиц. Процесс выпадения и отлож ения п араф ина на стенках труб происходит с различной интен­ сивностью, что м ож ет привести к закупориванию подъем ны х труб и прекращ ению ф онтанирования. Д ля очистки труб от параф ина приме­ няю т тепловое воздействие или механическую очистку скребками.

описанного вы ш е принципа работы газожидкостного подъемника. От­ личие заклю чается в том, что в скваж и н у подается дополнительная энергия сжатого газа. Н аиболее распространенны м явл яется компрес­ сорный газлиф т.

Переход с фонтанного способа на газлиф тны й способ эксплуатации обычно имеет две причины:

• прекращ ение ф онтанирования скважины;

• необходимость увеличения темпа добычи нефти.

Устройство скваж ины для компрессорной добычи неф ти показано на рис. 10.4. В скваж и н у опускаю т две соосные трубы : внутренню ю подъемную 2, по которой смесь поднимается наверх, и наруж ную воз­ душную 3, по кольцевому пространству которой в скваж ину под давле­ нием подается газ. П одъем ная труба короче воздуш ной трубы.

Рис. 10.4. Схема устройства газлифта [112]:

1 — обсадная труба; 2 — подъемная труба; 3 — воздушная труба

Для закачки газа в скваж ину сооруж аю т специальны е газлиф тны е компрессорные станции, про изводящ ие сж ати е воздуха или газа до необходимого давления. От компрессорной станции сж аты й рабочий агент н аправляется в распредели тельны е узлы , каж ды й из которы х питает от 4 до 30 скваж ин. П ри закачке газа (рабочего агента) неф ть сначала полностью вы тесн яется в подъемную трубу. После этого газ проникает в подъемную трубу, см еш ивается с нефтью и ум еньш ает ее плотность. Столб смеси в подъемной трубе 2 удлиняется, достигает по­ верхности земли и поступает в выкидную линию скважины . Дебит ж и д ­ кости возрастает с увеличением расхода рабочего агента лиш ь до опре­ деленного предела, дальнейш ее увеличение подаваемого расхода аген­ та влечет за собой ум еньш ение дебита.

В качестве рабочего агента чащ е использую т углеводородный газ (газлифт), реж е — воздух (эрлифт). И спользование воздуха связано с рядом недостатков: образование стойких эмульсий; ш ирокие пределы взрывоопасных концентраций смеси воздуха с попутным газом, потери

обратной схемы — слож ность удаления см олоасф альтеновы х и пара­ финовых отлож ений из кольцевого пространства.

Пусковое давление газли ф та вы ш е рабочего давления, поэтому для пуска газлифтной скваж ины прим еняю т пусковые клапаны , которые устанавливают на внутренней стороне подъемной трубы м еж ду стати ­ ческим уровнем неф ти и баш маком. В таком случае газлиф т начинает работать как только нефть будет оттеснена ниже уровня установки пер­ вого клапана (рис. 10.5). После опускания нефти в межтрубном простран­ стве ниже отметки второго клапана газ начинает проникать в подъемную трубу и через него. Процесс последовательного срабатывания клапанов оудет продолж аться до тех пор, пока весь столб неф ти в подъемной тру - ’’(j не будет газирован. П осле запуска газлиф та верхние клапаны за к ­ рываются.

10.2.4.Н асо сн ы й с п о с о б эк сп л у атац и и с к в а ж и н

Насосный способ эксплуатации предполагает использование для подъема неф ти из скваж ин глубинных насосов различны х конст­ рукций: штанговых, центробеж ны х, винтовых и других типов насосов.

Больш ая часть действую щ его ф онда добы ваю щ их скваж и н эк с ­ плуатируется глубинны м и насосам и, ш ироком у внедрению которы х благоприятствуют относительно небольш ие за тр а ты на об слу ж и ва ­ ние и возм ож ность эксп л у атац и и м алодебитны х скваж и н (дебит м е­ нее 1 т/сут).

Ш танговы й насос — это плунж ерны й насос специальной конструк­ ции, привод которого осущ ествляется с поверхности с помощью ш тан ­ ги (рис. 10.6).

В нижней части насоса установлен всасываю щ ий клапан 1. П лун­ жер насоса, снабж енны й нагнетательны м клапаном 2, подвеш ивается на штанге ,3. В ерхняя часть ш танги пропускается через устьевой саль­ ник 5 и соединяется с головкой балансира 6 станка-качалки . При помо­ щи кривош ипно-шатунного м еханизм а 7 головка 9 балансира обеспе­ чивает возвратно-поступательное движ ение ш танге 3 и плунж еру.

При ходе плунж ера вверх верхний клапан 2 закры т, и п лунж ер ра - оогвегкак порш ень, вы тал ки вая неф ть на поверхность. В это ж е врем я открывается приемны й клапан 1, и ж идкость поступает в цилиндр на­ соса. При ходе плунж ера вниз ниж ний клапан закры вается, а верхний открывается, и ж идкость вы давливается из цилиндра в насосные тр у ­ бы 10. При непрерывной работе насоса неф ть поднимается по НКТ до устья и поступает через тройник 4 в вы кидную линию.

С танки -качалки изготавливаю т трех модификаций: балансирные, с гидроприводом и пневм атическим приводом. Наиболее распространен­ ными являю тся балансирны е станки -качалки с роторным уравновеш и­ ванием с плавным перемещ ением кривош ипных противовесов.

Рис. 10.6. Схема добычи нефти с помощью штангового насоса:

1 — всасывающий клапан; 2 — нагнетательный клапан; 3— штанга; 4 — тройник; .5 — устьевой сальник; 6 —балансир станка-качалки; 7 — кри­ вошипно-шатунный механизм; 8 — электродвигатель; 9 — головка ба­ лансира; 10 — насосные трубы

Н едостаткам и ш танговых насосов являю тся громоздкость, ограни­ ченность прим енения в наклонных скваж инах, невы сокая подача и не­ больш ие — до 3000 м глубины эксплуатации.

П огруж ной эл ек тр о ц ен тр о б еж н ы й насос (ЭЦН) представляет собой набор отдельных ступеней, в каждой из которых имеется свой ротор (цен­ тробежное колесо) и статор (направляю щ ий аппарат). Роторы отдельных ступеней посажены на один вал (рис. 10.7), ж естко соединенный с валом погружного электродвигателя. К аж дая из ступеней ЭЦН развивает на-

пор около 5,0 м водяного столба, поэтому для обеспечения необходимого напора в корпусе насоса монтируют до 200 отдельных ступеней.

Рис. 10.7. Схема одной ступени центробежного насоса:

I — лопатка ротора; 2 — вал ротора; 3 — статор; 4 — опорные кольца

Насосный агрегат в собранном виде спускают в скважину на подъемных трубах, которые подвешиваются на фланце обсадной колонны (рис. 10.8). По­ скольку электродвигатель располож ен под насосом, ж идкость посту­ пает в насос из кольцевого пространства ч ерез ф ильтр-сетку.

Электрический ток по бронирован­ ному кабелю поступает к электродви ­ гателю, который приводит в действие насос. Забираем ая насосом неф ть про­ ходит через ф и льтр и нагнетается по подъемным тр у б ам на поверхн ость. Чтобы нефть при остановках агрегата не сливалась обратно в скваж ину, над насосом смонтирован обратный клапан.

Рис. 10.8. Схема установки электроцентробежного насоса в скважине:

J — центробежный многоступенчатый насос; 2 — погружной электродвигатель; 3 —подъем­ ные трубы; 4 — обратный клапан; 5— устьевая арматура

Электрическими насосами эксплуатируются, в основном, высокоде­ битные скважины. Их преимуществом является отсутствие колонны насосных штанг и повышенный межремонтный период работы. Во мно­ гих скважинах ЭЦН работают без подъема 2— 3 года. Наземное обору­ дование погружных электронасосов не требует устройства фундамен­ тов и других сооружений. Недостатком ЭЦН является снижение КПД при увеличении вязкости смеси, а также при увеличении количества свободного газа на входе в насос.

Погружной винтовой насос — это насос объемного действия, пода­ ча которого пропорциональна частоте вращения специального винта. Между подвижным винтом (ротором) и неподвижной обоймой (стато­ ром) образуется ряд заполненных нефтью полостей, которые при вра­ щении винта передвигаются от приема насоса к его выкиду (рис. 10.9). Статор выполнен из синтетического эластомера в форме внутренней спирали и наглухо закреплен в стальном кожухе. Крутящ ий момент ротору может передаваться как с поверхности, так и с помощью погруж­ ного электродвигателя. Применение винтовых насосов эффективно при откачке высоковязкой нефти. Схема их установки такая ж е, как и при применении ЭЦН.

Для эксплуатации высокодебитных глубоких скважин, продукция которых не содержит механических примесей, используют гидравли­ ческие поршневые установки (ГПНУ). В состав скважинного оборудо­ вания входят: скважинный насосный агрегат, колонны НКТ, различные скважинные устройства — пакеры, якори, центраторы, клапаны-отсе- катели и др.

Скважинный насосный агрегат включает в себя плунжерный или поршневой насос, плунжерный или поршневой гидравлический двига­ тель. При этом плунжер насоса соединен штоком с плунжером гидрав­ лического двигателя. К гидравлическому двигателю с поверхности пода­ ется силовыми насосами под давлением рабочая жидкость (например, добытая нефть). Поршень двигателя приводится рабочей жидкостью через золотник-распределитель в возвратно-поступательное движение и через шток передает это движение плунжеру насоса. Отработанная рабочая жидкость из двигателя направляется в подъемные трубы, по которым идет жидкость, отбираемая из скважины. Современные ГПНУ способны добывать до 600 т/сут. жидкости и позволяют эксплуатиро­ вать скважины глубиной до 4500 м.

Для эксплуатации скважин с агрессивной продукцией, содержащей механические примеси, используют диафрагменные насосы. Это свя­ зано с тем, что откачиваемая продукция не контактирует с подвижны-