5. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин
Эксплуатация скважин – это процесс подъема с забоя скважины на дневную поверхность заданного количества жидкости.
Способы эксплуатации скважины:
фонтанный, когда нефть извлекается из скважин самоизливом
газлифтный — с помощью энергии сжатого газа, вводимого в скважину извне
насосный — извлечение нефти с помощью насосов
1.Фонтанирование скважин обычно происходит на вновь открытых месторождениях нефти, когда запас пластовой энергии велик, т. е. давление на забоях скважин достаточно большое, чтобы преодолеть гидростатическое давление столба жидкости в скважине, противодавление на устье и давление, расходуемое на преодоление трения, связанное с движением этой жидкости [1].
Общим обязательным условием для работы любой фонтанирующей скважины будет следующее основное равенство:
где Рс - давление на забое скважины; Рг, Ртр, Ру - гидростатическое давление столба жидкости в скважине, рассчитанное по вертикали, потери давления на трение в НКТ и противодавление на устье, соответственно [15].
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 геолого-технических 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 [2].
2.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.
В результате смешивания дополнительно поступающего в скважину газа с пластовой жидкостью образуется газожидкостная смесь c пониженной плотностью, что снижает давление на забое скважины. Пониженное забойное давление обеспечивает приток продукции из пласта и подъем газожидкостной смеси на поверхность.
Различают компрессорный газлифт и бескомпрессорный газлифт. Если для сжатия газа до необходимого давления и закачки его в скважину применяются компрессоры, то соответственно такой способ эксплуатации называется компрессорным газлифтом. Если в качестве рабочего агента для газового подъемника применяется газ из газовых пластов высокого давления, то в этом случае эксплуатация скважин называется бескомпрессорным газлифтом [1].
Преимущества газлифтной эксплуатации:
все оборудование располагается на поверхности, что упрощает его ремонт и обслуживание;
простота конструкций оборудования;
возможность отбора больших объемов жидкости (до 1800 т/сут) независимо от глубины скважины и диаметра эксплуатационной колонны;
простое регулирование дебита нефти скважины (увеличивая или уменьшая подачу газа в скважину);
возможность эксплуатации пескопроявляющих и обводненных скважин;
простота исследования скважин [15].
Недостатки газлифтной эксплуатации:
необходимость частой замены НКТ, особенно в обводненных скважинах и в пескопроявляющих скважинах;
низкий КПД подъемника и всей системы компрессор-скважина (при низких динамических уровнях КПД подъемника часто не превышает 5%);
большая стоимость затрат на строительство компрессорных станций, газораспределительных будок и сети газопроводов в начале обустройства месторождений;
большой расход электроэнергии на добычу 1 т нефти при эксплуатации малодебитных скважин с низкими динамическими уровнями [15].
3.Насосный способ эксплуатации скважин заключается в том, что нефть поднимается из скважин механизированным способом с помощью насосов.
Существуют следующие виды насосной эксплуатации скважин:
установкой штангового глубинного насоса (УШГН);
установкой электроцентробежного насоса (УЭЦН);
установкой штангового (либо электропогружного) винтового насоса (УШВН, УЭВН);
установкой гидропоршневых насосов [14].
Эксплуатация скважин с помощью ШГНУ
Отличительная особенность ШГНУ обстоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг.
Штанговая глубинная насосная установка (рис.6) состоит из скважинного насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4 насосно-компрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе или в 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.
Недостатками штанговых насосов является ограниченность глубины их подвески и малая подача нефти из скважин.
Рисунок 6 - Схема установки штангового скважинного насоса:
1-фильтр, 2-скважинный насос, 3-насосно-компрессорные трубы, 4-насосные штанги, 5-тройник, 6-сальниковое уплотнение, 7-сальниковый шток, 8-трубная подвеска, 9-станок-качалка, 10-фундамент.
Эксплуатация скважин с помощью УЭЦН
Погружные центробежные электронасосы — это многоступенчатые центробежные насосы с числом ступеней в одном блоке до 120, приводимые во вращение погружным электродвигателем специальной конструкции. Электродвигатель питается с поверхности электроэнергией, подводимой по кабелю от повышающего автотрансформатора или трансформатора через станцию управления, в которой сосредоточена вся контрольно-измерительная аппаратура и автоматика. Погружные центробежные электронасосы опускаются в скважину под расчетный динамический уровень обычно на 150 - 300 м. Жидкость подается по НКТ, к внешней стороне которых прикреплен специальными поясками электрокабель. В насосном агрегате между самим насосом и электродвигателем имеется промежуточное звено, называемое протектором или гидрозащитой. Установка погружного центробежного электронасоса (рис.7) включает маслозаполненный электродвигатель ПЭД 1; звено гидрозащиты или протектор 2; приемную сетку насоса для забора жидкости 3; многоступенчатый центробежный насос ПЦЭН 4; НКТ 5; бронированный трехжильный электрокабель 6; пояски для крепления кабеля к НКТ 7; устьевую арматуру 8; барабан для намотки кабеля при спуско-подъемных работах и хранения некоторого запаса кабеля 9; трансформатор или автотрансформатор 10; станцию управления с автоматикой 11 и компенсатор 12 [2].
Рисунок 7 — Общая схема оборудования скважины установкой погружного центробежного насоса:
1-электродвигатель ПЭД; 2-звено гидрозащиты или протектор; 3- приемная сетку насоса для забора жидкости; 4-многоступенчатый центробежный насос ПЦЭН; 5-НКТ; 6-бронированный трехжильный электрокабель; 7-пояски для крепления кабеля к НКТ; 8-устьевая арматура; 9-барабан для намотки кабеля при спуско-подъемных работах и хранения некоторого запаса кабеля ; 10- трансформатор или автотрансформатор; 11-станция управления с автоматикой; 12-компенсатор.
Эксплуатация скважин с помощью УШВН
Погружные винтовые насосы стали применяться на практике сравнительно недавно. Винтовой насос — это насос объемного действия, подача которого прямо пропорциональна частоте вращения специального винта (или винтов). При вращении винт и его обойма образуют по всей длине ряд замкнутых полостей, которые передвигаются от приема насоса к его выкиду. Вместе с ними перемещается и откачиваемая жидкость.
Установки погружных винтовых сдвоенных электронасосов типа УЭВН5 предназначены для откачки из нефтяных скважин пластовой жидкости повышенной вязкости (до 1.103 м2/с) температурой 70 ˚С, с содержанием механических примесей не более 0.4 г/л, свободного газа на приеме насоса — не более 50 % по объему.
Установка погружного винтового сдвоенного электронасоса состоит из насоса, электродвигателя с гидрозащитой, комплектного устройства, токоподводящего кабеля с муфтой кабельного ввода. В состав установок с подачами 63, 100 и 200 м3/сут входит еще и трансформатор, так как двигатели этих установок выполнены соответственно на напряжение 700 и 1000 В [2].
Эксплуатация скважин гидропоршневыми насосами
Гидропоршневые насосы (ГПН) состоят из двух основных частей: гидравлического поршневого двигателя объемного типа D (рис.8) и соединенного с двигателем общим штоком поршневого насоса двухстороннего действия Н. Важным элементом ГПН, управляющим его работой, является золотниковое устройство 3. По принципу действия оно аналогично действию четырехходового крана. Внутренняя часть золотника с каналами может поворачиваться на 90° и занимать два положения (рис.8, сплошные и пунктирные линии). Такие переключения (повороты) осуществляются автоматически от штока двигателя.
Рисунок 8 - Схема гидропоршневого насоса двойного действия.
Современные установки гидропоршневых насосов позволяют эксплуатировать скважины с высотой подъема до 4500 м, с максимальным дебитом до 1200 м3/сут. при высоком содержании в скважинной продукции воды.
Установки гидропоршневых насосов — блочные автоматизированные, предназначены для добычи нефти из двух - восьми глубоких кустовых наклонно направленных скважин в заболоченных и труднодоступных районах Западной Сибири и других районах [1].