книги / Нефтегазовое дело. Полный курс

J0.3. Особенности конструкции газовых скважин

Когда газонасыщ енный коллектор представлен слабо сцементирован­ ными породами, откры ты й забой оборудуется сетчатыми или гравийны ­ ми фильтрами. М инимальная скорость выноса ж идких и тверды х частиц с забоя скваж ины составляет 5— 10 м /с. Когда коллектор представлен рыхлыми породами, призабойная зона укрепляется вяж ущ ими вещ ества­ ми. а скважина и пласт сообщ аются при помощи перфорации.

Рис. 10.13. Схема подземного оборудования газовой скважины:

1 — эксплуатационный пакер; 2 — циркуляционный клапан; 3 — нип­ пель; 4 —забойный клапан-отсекатель; 5—разобщитель колонны НКТ; в — ингибиторный клапан; 7 — аварийный срезной клапан; 8 — НКТ; 9—жидкий ингибитор коррозии и гидратообразования; 10— хвостовик

Схема подземного оборудования газовой скваж ины приведена на рис. 10.13. Колонна НКТ спускается в скваж ину для предохранения об­ садной колонны от абразивного износа, высокого давления и вы работки газонасыщенного пласта снизу вверх. Эксплуатационный пакер (разоб­ щитель) 1 предназначен д ля постоянного разъединения пласта и труб ­ ного пространства скваж ины с целью защ иты эксплуатационной колон­ ны от воздействия высокого давления, высокой тем пературы и агрес­ сивных компонентов добываемого газа.

Ц иркуляционны й клапан 2 сообщ ает НКТ с затрубны м простран­ ством при промывке забоя, освоении скваж ины и других технологичес­ ких операциях. Забойный клап ан -отсекатель 3 предотвращ ает откры­ тое ф онтанирование при повреж дении устьевого оборудования и явля­ ется запорны м устройством при дем онтаж е устьевого оборудования. Ингибиторный клапан 5 впускает в случае необходимости в НКТ инги­ битор коррозии или ингибитор гидратообразования. А варийны й срез­ ной клапан б предназначен для глуш ения скваж ины ч ер ез затрубное пространство в аварийной ситуации.

У стье газовой скваж ины состоит из трех частей: колонной головки, трубной головки и фонтанной елки. Колонная головка герметизирует м еж трубное пространство и служ ит опорой трубной головки с фонтан­ ной елкой. Трубная головка служ ит д л я подвески ф онтанны х труб и гер­ м етизации межтрубного пространства м еж ду эксплуатационной колон­ ной и ф онтанны ми трубами. На трубную головку устанавливаю т фон­ танную елку крестовикового или тройникового типа. На елке монтируют ш туцеры , терм ом етры , установки для ввода ингибитора гидратообра­ зования и коррозии, устьевой клапан -отсекатель.

Ф он тан н ая ар м ату р а тройникового ти п а и м еет больш ую высоту (до 5 м от поверхности) и прим еняется в слож ны х условиях эксплуата­ ции: при наличии тверды х взвесей и коррозионны х агентов в потоке газа, при резких колебаниях давления и тем пературы добываемого газа. Ф онтанная арм атура вы пускается на рабочее давление от 4 до 100 МПа. Внутренний диам етр арм атуры (63 или 100 мм) вы бираю т в зависимос­ ти от дебита скваж ины и давления газа.

Д ля регулирования реж и м а работы скваж ины на вы кидны х линиях после зад ви ж ек устанавливаю т ш туцеры — насадки с диаметром от­ верстия от 2 до 20 мм. Чем меньш е отверстие, тем больш ее сопротивле­ ние создает ш туцер на пути движ ения газа, тем вы ш е будет забойное давление и тем меньш е будет дебит скваж ины .

Борьба с гидратообразованием ведется как по линии предупреж де­ ния образования, так и в направлении ликвидации уж е образовавш их­ ся гидратов. Л учш им ингибитором гидратообразования явл яется мети­ ловы й спирт (метанол), которы й способен быстро разлагать гидратные пробки и см еш иваться с водой в лю бых соотношениях.

В качестве оптимального технологического реж им а работы скважи­ ны вы бирается один и з следую щ их:

•реж им постоянного градиента давления на забое, при котором слабосцементированный коллектор не разруш ается;

•реж им постоянной депрессии на пласт, устанавливаем ы й с целью получения максимального дебита;

• режим постоянного забойного давления, принимаемого за основ­ ной критерий, когда его дальнейш ее сниж ение приводит к вы па­ дению в призабойной зоне конденсата;

• режим постоянного дебита при условии прорыва подош венных вод

и разруш ения пласта;

•режим постоянной скорости ф ильтрации, назначаемой из условия недопущения выноса песка;

• безгидратный реж им работы скважины ;

•режим постоянного устьевого давления, выбираемого при необхо­ димости обеспечения сбора, осуш ки, очистки газа и его перекачки - до компрессорной станции.

Взависимости от выбранного определяю щ его ф актора назначается один из перечисленны х реж им ов для проекта разработки- Д ля контро­ ля режима работы скваж ин прим еняю т устьевы е установки, обеспечи­ вающие определение дебита скваж ины во врем я ее эксплуатации, оп­ ределение количества м еханических примесей в продукции и др.

10.4.ИЗМ ЕРЕНИ Е КОЛИЧЕСТВА Д О БЫ ВА ЕМ О Й И ПЕРЕКАЧИВАЕМ ОЙ Ж И ДКО СТИ

Конструкции изм ери тельн ы х устройств дебита скваж ин долж ны обладать следую щ ими свойствами:

• определять дебит с у казан и ем состава добы ваемой продукции (нефть, газ, вода);

• производить изм ерения с требуемой точностью (±2,5 %);

• эксплуатировать устройства в течение длительного времени.

На рис. 10.14 представлена схема измерительного устройства, при ­ меняемая на неф тепром ы слах для определения дебита скважин. У ст­ ройство работает следую щ им образом. При закры том регуляторе пе­ репада давления 2 ж идкость и газ накапливаю тся в сепараторе 1. У ро­ вень ж и д ко сти р а с т е т до о п р ед ел ен н о го п р ед ел а, а п оп л авковое устройство 7 с заслонкой б перекры ваю т газовую линию. П ри дости ж е­ нии заданного перепада д авления м еж ду сепаратором 1 и сборным кол­ лектором 8 срабаты вает регулятор 2, ж идкость устрем ляется к изм е­ рителям массы 4 и объема 5 ж идкости. Когда давление снова достигает нижнего значения, регулятор вновь закры вается и процесс изм ерения количества ж идкости повторяется. Количество газа, в свою очередь, определяется по мере его накопления и сброса через заслонку на газо­ вый измеритель.

Рис* 10.14*Схема измерительного устройства для определения дебита скважин:

1 — гидроциклонный сепаратор; 2 — регулятор перепада давления; 3 — измеритель количества газа; 4 — измеритель массы жидкости; 5— измеритель объема жидкости; 6,7 — поплавковое устройство с заслон­ кой; 8 — сборный коллектор

Устройство рассмотренного типа позволяет изм ерять дебит скважин до 400 т /с у т при содерж ании газа до 100 м3 в одной тонне нефти. Режим зам еров изм еняется автоматически в зависим ости от дебита скважины и наличия свободного газа в ж идкости. Количество воды и нефти опре­ д еляется расчетны м путем с использованием вторичной аппаратуры.

В ы сокая точность и зм ер ен и я — одно и з основны х требований к расходом ерам . В последнее врем я д л я ком м ерческого учета количе­ ства углеводородов стр е м ятс я сн и зи ть погреш ность изм ерений до 0,5— 1,0 %. В аж ны м и кач ествам и и зм ер и тельн ой ап п арату ры явля­ ю тся н адеж ность, бы стродействи е и д и ап азон и зм ерен и я (Qmax/Q miri) У р асходом еро в п ерем енного п ер еп ад а д а в л е н и я с устройствами, суж аю щ им и ж ивое сечение потока, д иапазон и зм ер ен и я относитель­ но небольш ой и равен 3, у турбинны х и ротационны х расходомеров — до 1: 50 и выш е.

В качестве основных приборов для изм ерения расхода газа, жидко­ сти и пара наш ли применение расходом еры с суж аю щ ими устройства­ ми. В состав расходом ера чащ е всего входят диаф рагм а, создающая перепад давления, величина которого зависит от расхода жидкости или газа, и диф ф еренциальны й манометр, изм еряю щ ий этот перепад. При­ боры этого типа изм еряю т расходы природного газа до 360 тыс. м3/ч.

В больш инстве случаев в качестве средства изм ерения расхода пе­ рекачиваемой ж идкости использую тся турбинны е расходом еры (счет­ чики). Конструктивно турбинны е счетчики представляю т собой отре­ зок трубы с ф ланцам и, в проточной части которой последовательно по потоку располож ены входной струевы прям итель, кры льчатка (турби­ на) с валом и подш ипниковыми опорами (рис. 10.15). Число оборотов крыльчатки 2 зависит от скорости проходящ ей ч ерез ж ивое сечение жидкости. Д атчик оборотов I считы вает частоту прохож дения мимо него ферромагнитных лопастей кры льчатки . Д ля создания благоприятных условий работы изм ерителей расхода перед каж ды м из них кроме стру - евыпрямителя устанавливаю тся сетчаты й ф ильтр.

Рис. 10.15. Принципиальная схема турбинного расходомера:

I —датчик числа оборотов крыльчатки; 2— крыльчатка из ферромаг­ нитного материала

К аж ды й счетчик расхода им еет определенны й диапазон и зм ер е ­ ний (табл. 10.5). З а п ределам и этого диапазона точность и зм ерений резко падает. П оэтому д л я обеспечения необходимой точности изм е­ рений расхода при больш ой производительности трубопровода узл ы учета оборудую тся нескольким и параллельно установленны м и сч ет­ чиками.

Турбинные счетчики способны изм ерять часовые объемы природ­ ного газа до 40 тыс. м3/ч с диапазоном изм ерений 1 ; 30. Ротационные счетчики изм еряю т объем ы газа до 2500 м3/ч с диапазоном изм ерения до 1:100.

Таблица 10.5. Технические характеристики турбинных расходомеров

О бъемы газа, изм еренны е счетчиком при текущ их рабочих темпе­ ратур ах, давлении и плотности газа, пересчиты ваю т на нормальные условия или стандартны е условия.

П оступаю щ ая из эксплуатационны х скваж ин ж идкость яв­ л яется многокомпонентной и содерж ит помимо неф ти и газа пластовую воду и различны е примеси. Эту многокомпонентную систему называют скваж инной продукцией. На разны х стадиях разработки месторожде­ ния относительное содерж ание неф ти, газа и воды в скважинной про­ дукции различно.

С т а д и я освоения м есторож дения (первая стадия) м ож ет продол­ ж аться до 5 лет и характер и зу ется ростом добычи до проектного уров­ ня. На этой стадии продукция скваж ин имеет небольшую обводненность: при м аловязкой неф ти до 4 %; при вы соковязкой неф ти до 35 %.

С т а д и я стаб и л ьн о й добычи (вторая стадия) имеет продолжитель­ ность до 7 и более лет. На этой стадии число эксплуатационны х сква­ ж ин достигает максимума, обводненность продукции постепенно уве­ личивается, часть скваж ин переводится на м еханизированны й способ эксплуатации.

С т а д и я сн и ж аю щ ей ся добы чи (третья стадия) х ар ак тер и зу ется уменьшением фонда действую щ их скваж ин и з-за отклю чения некото­ рых из них вследствие нарастания обводненности продукции до 80 %. На этой стадии весь фонд скваж ин переводится на механизированный спо­ соб добычи. Продолжительность стадии составляет в среднем 5— 10 лет.

Заверш аю щ ая с т а д и я х ар актер и зу ется сниж аю щ им ися темпами отбора неф ти и з-за высокой обводненности продукции. За этот период отбирается не более 20 % и звлекаем ы х запасов нефти. П родолж итель­ ность последней стадии м ож ет составлять 20 лет и определяется уров­ нем рентабельности добычи. П ри обводненности продукции 98 % добы­ чу обычно прекращ аю т.

Основными элем ентам и систем ы сбора и подготовки скваж инной продукции являю тся: добы ваю щ ие скваж ины ; автом атизированны е замерные установки; дож им ны е насосные станции; центральны й пункт сбора и подготовки неф ти, газа и воды.

В настоящ ее врем я площ ади м есторож дений обустраиваю тся авто­ матизированными вы соконапорны м и систем ам и сбора неф ти, газа и воды. Схема сбора и подготовки зависит от площ ади месторож дения, дебитов скваж ин, свойств перекачиваем ы х ж идкостей и природны х условий. В системах сбора и подготовки осущ ествляю тся следую щ ие технологические процессы: сепарация; деэм ульгация; обессоливание; стабилизация. Необходимое для этого оборудование вы пускается в блоч­ ном исполнении, что позволяет быстро монтировать его на промыслах.

Добываемые ф лю иды поступаю т к оборудованию для сбора и про­ мысловой подготовки по вы кидной линии — специальному трубопро­ воду, начинаю щ емуся от ф онтанной арм атуры или устьевого тройника.

Сущ ествует несколько систем сбора скваж инной продукции на не­ фтяных промыслах. Рассмотрим некоторы е из них.

Вы соконапорная о д н о тр у б н а я с и с т е м а сбора (рис. 10.16) исполь­ зуется при высоких значениях устьевого давления (до 7 МПа). В этом случае продукция скваж ин транспортируется на расстояние в д есятки километров до центрального сборного пункта (ЦСП). При такой систе­ ме сбора достигается м аксим альная концентрация технологического оборудования, сокращ ается м еталлоем кость неф тегазосборной сети, обеспечивается возмож ность утилизации попутного нефтяного газа с самого начала разработки месторож дений.

Недостатком системы явл яется то, что и з-за высокого содерж ания газа в смеси (до 90 % по объему) в сборном трубопроводе происходят пульсации давления и расхода. Это вы зы вает усталостное разруш ение трубопроводов, отрицательно влияет на работу сепараторов и КИА.

Рис. 10.16. Схема высоконапорной однотрубной системы сбора скважи^но^ продукции:

1 — скважины; 2 — нефтегазопровод; 3 — сепаратор первой стуг^ни. 4 — сепаратор второй ступени; 5 — регулятор давления; 6 — резе^Ву_ ары; УКПН — установка комплексной подготовки нефти

Н апорная с и с т е м а сбора предусм атривает транспортировку Цр0, дукции скваж ин на участковы е сепарационны е установки, расположен, ные в радиусе до 7 км от скваж ин (рис. 10.17), и дальнейш ую подачу не ф ти до ЦСП на расстояние до 100 км.

Рис. 10.17. Схема напорной системы сбора скважинной продукции:

J — скважины; 2 — сепаратор первой ступени; 3 — регулятор да^ ния; 4 — газопровод; 5— насосы; б— нефтепровод; 7 —сепаратор ^то_ рой ступени; 8 — резервуар; ДНС — дожимная насосная станция

П родукция скваж ин подается на площ адку дожимной насосной стан_ ции (ДНС), где при давлении около 0,8 МПа в сепараторах первой ступе, ни происходит отделение части газа, который подается на ГПЗ беско^п- рессорным способом. Затем неф ть с оставш им ся растворенны м га;юм перекачивается на площ адку ЦСП, где в сепараторах второй ступ^ни происходит окончательное отделение газа. Д егазированная нефть са_ мотеком поступает в резервуары .

Н едостатком этой системы сбора являю тся больш ие э к с п л у а т а ^ онные расходы на совместное транспортирование неф ти и воды до ЦЬд а такж е больш ой расход энергии и труб на сооруж ение системы обрат_

ного транспортирования пластовой воды для использования ее в сист< ме поддержания пластового давления.

W 12

Рис. 10.18. Принципиальная схема системы сбора скважинной продукции на современном нефтяном промысле:

1 — продуктивный пласт; 2—скважинный насос; 3— подъемные тру­ бы; 4 —обсадная колонна; 5 —устье добывающей скважины; 6—груп­ повая замерная установка; 7 — кустовая насосная станция; 8 — уста­ новка предварительного сбора воды; 9— дожимнак насосная станция; 10 — газопровод; 11 — трубопровод для водонефтяной смеси; 12 — установка подготовки нефти; 13 — установка подготовки воды; 14 — водовод; 25 — нагнетательная скважина

На современных нефтедобы ваю щ их промыслах перед сепаратором первой ступени в поток скваж инной ж идкости вводят деэм ульгатор, разрушающий водонеф тяную эмульсию . Это позволяет отделить основ­ ное количество воды от продукции скваж ин на ДНС (рис. 10.18).

Системы промыслового сбора и подготовки газа бываю т ин­ дивидуальные, групповые и централизованны е (рис. 10.19).

П ри индивидуальной с и с те м е к аж д ая скваж ина имеет свой комп­ лекс сооруж ений для подготовки газа (УПГ), после которого газ посту­ пает в сборный коллектор и далее на центральны й сборный пункт (ЦСП). Данная система прим еняется в начальны й период разработки место­ рож дения, а такж е при больш ом удалении скваж ин друг от друга. Не­ достатком ее является рассредоточенность оборудования по всему про­ мы слу и увеличение сум м арны х потерь газа за счет большого числа технологических объектов.

Рис. 10.19. Системы сбора газа на промыслах:

а— индивидуальная; б — групповая; в — централизованная

При групповой с и с т е м е весь ком плекс по подготовке газа сосре­ доточен на групповом сборном пун кте (ГСП), обслуж иваю щ ем не­

сколько близко расп олож ен н ы х скваж ин . ГСП подклю чаю тся к про­ м ы словом у сборному коллектору, по котором у газ п оступает на ЦСП и д алее потребителю . Групповы е систем ы позволяю т увеличить заг­ р у зк у технологически х ап п аратов и ум ен ьш и ть число объектов об­ служ и ван и я .

При ц ен трали зован н ой с и с те м е газ от всех скваж ин поступает на единый ЦСП, где осущ ествляется весь комплекс технологических про­ цессов подготовки.

Газосборные с и с т е м ы бываю т бесколлекторны е, когда газ поступа­ ет на ЦСП по индивидуальны м линиям , и коллекторны е. Различают линейные, лучевы е и кольцевы е коллекторны е газосборные системы. Л инейная газосборная сеть состоит и з одного коллектора и применяет­ ся при разработке вы тянуты х в плане месторож дений. Л учевая сеть состоит из нескольких коллекторов, сходящ ихся на ЦСП в виде лучей. К ольцевая сеть п редставляет собой зам кнуты й коллектор, огибающий м есторож дение и имею щ ий перем ы чки (рис. 10.20). К ольцевая форма