Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Основы технологии нефтегазодобычи. Учебное пособие
.pdf
– проводить монтаж оборудования в соответствии с техническими
условиями;
– выбирать тип долота соответственно типу пород;
– снижать нагрузку на долото и т. д.
1. Технические средства нефтегазодобычи, предпосылки их
развития.
2. Цикл строительства скважины.
3. Конструкция скважин.
4. Добыча нефти и газа из морских месторождений.
5. Наклонное, горизонтальное бурение.
6. Сверхглубокие скважины.
Контрольные вопросы:
7. Виды осложнений при бурении скважин.
61
Глава 7. ВИДЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ
НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
Эксплуатация нефтяной скважины может происходить различными
способами, выбор которых зависит от характеристик горных пластов, в
которых пробурена скважина, а также ее собственных свойств. На выбор
способа эксплуатации могут влиять состав нефти и газа, степень
обводненности, напор жидкости в стволе скважины и ряд других факторов.
Энергия пласта также играет немаловажную роль в выборе способа
эксплуатации скважины, поэтому нефтяные и газовые продукты могут
быть извлечены посредством фонтанного, насосного или газлифтного
способа эксплуатации. Последние две разновидности способов известны
под общим наименованием – механизированная добыча полезных
ископаемых (нефти и газа).
Давление в стволе скважины. Как известно, в стволе скважины
всегда присутствует жидкость. На этапе бурения скважины – это буровой
раствор. По окончании бурения его, как правило, замещают технической
водой. А в результате мероприятий по освоению скважины ствол
заполняется пластовой жидкостью (нефтью или нефтью с водой). Таким
образом, в стволе скважины всегда присутствует столб жидкости.
Столб жидкости создает гидростатическое давление (Р) на забой
скважины, которое описывается известным уравнением
P = ρgh,
где P – гидростатическое давление;
ρ – плотность жидкости;
g – ускорение свободного падения;
h – высота столба жидкости.
62
Газожидкостная смесь, выходя из ствола скважин через специальное
.плHgР
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.
Передача энергии осуществляется сжатым газом или воздухом, либо
насосами, способ эксплуатации называется газлифтным или насосным.
Фонтанирование только от гидростатического давления пласта (Р
пл
)
редко в практике эксплуатации нефтяных месторождений; условие
фонтанирования
В большинстве случаев вместе с нефтью в пласте находится газ, и он
играет главную роль в фонтанировании скважин. Это справедливо даже
для месторождений с явно выраженным водонапорным режимом. Для
водонапорного режима характерно содержание в нефти газа, находящегося
в растворенном состоянии и не выделяющегося из нефти в пределах
пласта. Пластовый газ делает двойную работу: в пласте выталкивает
нефть, а в трубах – поднимает.
Фонтанный способ эксплуатации скважины
Данный способ эксплуатации нефтяной скважины подразумевает
поднятие жидкостей от забоя наверх по всей скважине, стимулятором чего
будет только энергия нефтяных пластов. К преимуществам такого способа
относится его высокая экономичность, поскольку подъем происходит
естественным путем и не требует дополнительной траты сил и времени на
это. Особое оборудование при этом способе эксплуатации также не
требуется, и можно сэкономить как на его стоимости, так и на техническом
обслуживании. Для обустройства фонтанирующей скважины потребуется
головка для колонны, арматуры и линия выкидного типа из наземной
техники, а также сама колонна из подземной техники (рис. 7).
63
Рисунок 7 – Вид фонтанной арматуры
Трубы НКТ опускаются до верхних отверстий, образованных
перфорацией. Трубы необходимы для обеспечения поднятия жидкости
наверх по скважине, а также ряда других работ:
Регулировка режима функционирования.
Обеспечение работ по изучению скважины.
Устранение отложений смолы и парафинов.
Технологические мероприятия.
Защита скважинной колонны от воздействия коррозии.
Устранение пробок из песчаного материала.
Процесс глушения скважины, который проводится перед
проведением ремонтных работ в стволе.
Защита от высокого давления и его перепадов.
При фонтанном способе жидкость и газ поднимаются по стволу
скважины от забоя на поверхность только под действием пластовой
энергии, которой обладает нефтяной пласт. Этот способ является наиболее
экономичным, так как не требует дополнительных затрат энергии на
подъем жидкости на поверхность. Кроме того, при этом способе не
64
требуется закупка дорогостоящего оборудования, требующего к тому же
регулярного обслуживания.
Оборудование фонтанных скважин состоит из колонной головки,
фонтанной арматуры и выкидной линии. Это оборудование относится к
наземному. Подземное оборудование состоит из колонны насосно-
компрессорных труб (НКТ), которые, как правило, спускают до глубины
верхних дыр перфорации.
Насосно-компрессорные трубы (НКТ) в фонтанных скважинах
служат для подъема жидкости и газа на поверхность, регулирования
режима работы скважины, проведения исследовательских работ, борьбы со
смолопарафиновыми отложениями, осуществления различных геологотехнических мероприятий (ГТМ), предохранения эксплуатационной
колонны от коррозии и эрозии, предупреждения и ликвидации песчаных
пробок, глушения скважин перед подземным или капитальным ремонтами,
предохранения эксплуатационной колонны скважины от высокого
давления при различных геолого-технических мероприятиях.
При одном и том же количестве газа не в каждой скважине можно
получить фонтанирование. Если количество газа достаточно для
фонтанирования в 150-миллиметровой скважине, то его может не хватить
для 200-миллиметровой скважины.
Смесь нефти и газа, движущаяся в скважине, представляет собой
чередование прослоев нефти с прослоями газа: чем больше диаметр
подъемных труб, тем больше надо газа для подъема нефти.
В практике известны случаи, когда скважины больших диаметров
(150 ÷ 300 мм), пробуренные на высокопродуктивные пласты с большим
давлением, отличались высокой производительностью, но фонтанирование
их в большинстве случаев было весьма непродолжительным. Иногда
встречаются скважины, которые при обычных условиях не фонтанируют,
хотя давление в пласте высокое.
65
После спуска в такие скважины лифтовых труб малого диаметра
удается достигнуть фонтанирования. Поэтому с целью рационального
использования энергии расширяющего газа все скважины, где ожидается
фонтанирование, перед освоением оборудуют лифтовыми трубами
условным диаметром от 60 до 114 мм, по которым происходит движение
жидкости и газа в скважине (рис. 8).
Рисунок 8 – Схема фонтанной крестовой арматуры:
1 – манометры; 2 – трехходовой кран; 3 – буфер; 4,9 – задвижки;
5 – крестовик елки; 6 – переводная катушка; 7 – переводная втулка,
8 – крестовик трубной головки; 10 – штуцеры, 11 – фланец, 12 – буфер
Диаметр подъемных труб подбирают опытным путем в зависимости
от ожидаемого дебита, пластового давления, глубины скважины и условий
эксплуатации. Трубы опускают до фильтра эксплуатационной колонны.
При фонтанировании скважины через колонну труб малого диаметра
газовый фактор уменьшается, в результате чего увеличивается
продолжительность фонтанирования. Нередко скважины, которые
66
фонтанировали по трубам диаметром 114, 89, 73 мм, переходили на
периодические выбросы нефти и останавливались. В этих случаях период
фонтанирования скважины удавалось продлить путем замены фонтанных
труб на трубы меньшего диаметра: 60, 48, 42, 33 мм. Это один из способов
продления фонтанирования малодебитных скважин.
Трубная головка предназначена для закрепления на ней колонны
НКТ, герметизации пространства между фонтанными трубами и
эксплуатационной колонной, а также для подачи через её боковое
отверстие в кольцевое пространство между трубами воды, газа, нефти или
воздуха при возбуждении фонтана. Трубная головка своим нижним
фланцем присоединяется к верхнему фланцу колонной головки и
представляет собой крестовину с двумя боковыми отводами,
установленной на ней переходной катушкой, в которой закрепляется на
резьбе колонна НКТ.
Фонтанная ёлка – верхняя часть фонтанной арматуры –
устанавливается на трубную головку. Ёлка предназначена для контроля и
регулирования работы фонтанной скважины, для направления фонтанной
струи по тому или иному выкиду в газосепаратор, а при необходимости –
и для закрытия фонтана. Первый левый боковой отвод предназначен для
замера затрубного давления (нарисовать там манометр). Первый правый
отвод нужен, например, при закачке жидкости в затрубное пространство
при пуске скважины (подкачка или прокачка). Так же на этот отвод
устанавливается обратный клапан с целью предотвратить возвращение
жидкости в пласт под действием гидростатических сил. На катушку 2
крепятся НКТ (в трубной головке). Выше идет крестовина 7 с двумя
боковыми отводами, которые называются выкидами. Один выкид всегда
рабочий, а другой запасной. Возможна установка двух подряд идущих
задвижек – это делается для «страховки». После задвижек на выкиде идет
так называемая струя. В самом верху находится буфер (там тоже есть
67
манометр), где можно замерить устьевое (буферное давление). Фонтанные
ёлки бывают тройникового и крестового типа и применяются для
определенных эксплуатационных условий. Важным элементом фонтанной
ёлки является штуцерная колодка, установленная на выкидных линиях и
предназначенных для установки в них штуцеров, с помощью которых
регулируется режим работы скважины.
Газлифтный способ эксплуатации скважины. Рано или поздно
энергия нефтяного пласта становится меньше, и поднятие жидкости или газа
наверх становится невозможным. Газлифтная эксплуатация является
продолжением фонтанной эксплуатации, когда пластовая энергия
уменьшается настолько, что подъем жидкости на поверхность ею не
обеспечивается и возникает необходимость в дополнительной энергии. В
качестве дополнительной энергии используется газ высокого давления. При
этом способе подаваемый газ перемешивается с жидкостью в пластах, и
смесь, которая получается от этого, имеет невысокую плотность. Снижение
давления в забое позволяет увеличить приток нефти и газа и поднятие наверх
по стволу скважины. В результате смешивания дополнительно
поступающего в скважину газа с пластовой жидкостью образуется
газожидкостная смесь с пониженной плотностью, что снижает давление на
забое скважины. Пониженное забойное давление обеспечивает приток
продукции из пласта и подъем газожидкостной смеси на поверхность.
Существуют две разновидности газлифтного способа эксплуатации
нефтяной скважины: с компрессорами и без них. К плюсам такого способа
можно отнести следующие качества:
Техника для работы находится над землей, и ее проще обслуживать
и проводить по мере надобности ремонтные работы.
Конструкция техники достаточно проста в эксплуатации.
Подъем жидкости можно производить в большом размере, и это не
зависит от глубины ствола или ширины колонны.
68
Дебит нефтяного продукта можно контролировать и задавать
самостоятельно, для чего потребуется менять объем газа для подачи в
скважину.
С помощью газлифтового способа эксплуатации можно проводить
эксплуатацию нефтяных или газовых скважин, которые были залиты водой
или оказались пробурены в слоях с высоким содержанием песка.
Исследовательские мероприятия в скважинах проводятся быстрее и
проще.
Данный способ эксплуатации нефтяных и газовых скважин имеет и
ряд недочетов. Так, в процессе эксплуатации требуется регулярно менять
трубы НКТ, эксплуатируемый в работе подъемник имеет невысокий
коэффициент полезного действия. Кроме того, создание компрессорных
систем обходится недешево, а на тонну добываемых ископаемых
приходятся высокие затраты электричества.
Насосная эксплуатация скважин. При этом способе эксплуатация
нефтяной скважины может производиться при помощи различных типов
оборудования. Для этого способа эксплуатации могут применяться
следующие виды:
Штанговое глубинное оборудование.
Центробежный насос с электроприводом.
Погружной штанговый либо насос с электроприводом.
Диафрагменное устройство.
Особенности эксплуатации с помощью штангового насоса. Чаще
всего, чтобы добыть нефть и газ, используют штанговые насосы: они
отличаются простой конструкцией, способны выкачивать большой объем
жидкости и газа и довольно долговечны. Больше 50 % всех современных
нефтяных и газовых скважин обслуживается при помощи штанговых
насосных станций. При этом способе эксплуатации такое оборудование
можно отремонтировать в ходе эксплуатации, не отвозя его в специальный
69
сервис, а для первичных моторов эксплуатируются все типы приводов.
Штанговый насос может эксплуатироваться в сложных условиях, в том
числе при наличии коррозийных жидкостей и песка.
Штанговый насос состоит из наземного и подземного
оборудования.
Рисунок 9 – Штанговый насос
Штанговая глубинная насосная установка состоит из скважинного
насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4, насосно-
компрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе или трубной подвеске
8, сальникового уплотнения 6, сальникового штока 7, станка-качалки 9,
фундамента 10, и тройника 5. На приеме скважинного насоса
устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного
фильтра 1.
Станок-качалка сообщает штангам возвратно-поступательное
движение, близкое к синусоидальному. Станок-качалка имеет гибкую
канатную подвеску для сочленения с верхним концом полированного
штока и откидную или поворотную головку балансира для
70
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]