Раздел 3. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

Виды эксплуатации нефтяных и газовых скважин

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, как я уже сказал, 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

· – газлифтный;

· – насосны

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Арк.

21.02.01 ЭС2-14 000.000

й

Методы, предполагающие использование внешнего источника мощности для поднятия жидкости на поверхность носят общее название механизированная добыча.

Фонтанный способ эксплуатации скважины

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 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 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.

Газлифтный способ эксплуатации скважины

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 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.

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 умен

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Арк.

21.02.01 ЭС2-14 000.000

ьшая подачу газа в скважину);

· возможность эксплуатации пескопроявляющих и обводненных скважин;

· простота исследования скважин.

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.

Насосные способы эксплуатации скважин

Существуют следующие виды насосной эксплуатации скважин:

· установкой штангового глубинного насоса (УШГН);

· установкой электроцентробежного насоса (УЭЦН);

· установкой штангового (либо электропогружного) винтового насоса (УШВН, УЭВН);

· установкой электродиафрагменного насоса (УЭДН) и др.

 

Фонтанная эксплуатация

Подъем жидкости и газа от забоя скважины на поверхность составляет основное содержание процесса эксплуатации скважин. Этот процесс может происходить как за счет природной энергии Wп, поступающих к забою скважины жидкости и газа, так и за счет вводимой в скважину энергии с поверхности .

Газожидкостная смесь, выходя из ствола скважин через специальное 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.

На основании изложенного можно составить следующий энергетический баланс

,

где – энергия на подъем жидкости и газа с забоя до устья скважины;

– энергия, расходуемая газожидкостной смесью при движении через устьевое оборудование;

– энергия, уносимая струей жидкости и газа за предел устья скважины;

если , то эксплуатация называется фонтанной;

при эксплуатация называется механизированной добычей нефти.

Передача энергии осуществляется сжатым газом или воздухом, либо насосами, способ эксплуатации называется газлифтный или насосный.

Фонтанирование только от гидростатического давления пласта () редко в практике эксплуатации н

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Арк.

21.02.01 ЭС2-14 000.000

ефтяных 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.

Роль фонтанных труб

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.

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.

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 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 меньшего диаметра: 60, 48, 42, 33 мм. Это один из способов продления фонтанирования малодебитных скважин.

 

Газлифтная эксплуатация

Область применения газлифта

Область применения газлифта – высокодебитные скважины с большими забойными давлениями, скважины с высокими газовыми факторами и забойными давлениями ниже давления насыщения, песочные (содержащие в продукции песок) скважины, а также скважины, эксплуатируемые в труднодоступных условиях (например, затопляемость, паводки, болота и др.). Газлифт характеризуется высокой технико-экономической эффективностью, отсутствием в скважинах механизмов и трущихся деталей, простотой обслуживания скважин и регулирования работы.

Принцип действия газлифта. В скважину опускают два ряда насосных труб. По затрубному пространству между наружной и внутренней трубами подают под давлением газ или воздух. Наружную трубу называют воздушной. Внутреннюю трубу, по которой нефть в смеси с газом или воздухом поднимается на поверхность, называют подъемной. Подъемная труба имеет меньшую длину по сравнению с воздушной. До закачки газа жидкость в подъемной и воздушной трубах находится на одном уровне. Этот уровень называют статическим – . В этом случае давление жидкости на з

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Арк.

21.02.01 ЭС2-14 000.000

абое соответствует пластовому давлению.

,

отсюда

.

По воздушной трубе (затрубному пространству) в скважину под давлением этого газа жидкость полностью вытесняется в подъемную трубу, после этого газ проникает в подъемную трубу и перемешивается с жидкостью. Плотность газированной жидкости уменьшается и по мере ее насыщения газом достигается разность в плотности газированной и негазированной жидкостей.

Вследствие этого более плотная (негазированная) жидкость будет вытеснять из подъемной трубы газированную жидкость. Если газ подавать в скважину непрерывно, то газированная жидкость будет подниматься и выходить из скважины в систему сбора. При этом в затрубном пространстве подъемной трубы устанавливается новый уровень жидкости, называемый динамической высотой

.

При этом давление из башмака подъемной трубы

б

где – длина подъемной трубы;

– расстояние от устья скважины до динамического уровня;

- глубина погружения подъемной трубы в жидкость.

Применяют газлифты однорядные и двухрядные.

В однорядном в скважину опускают только одну колонну труб, по которой газожидкостная смесь поднимается из скважины на поверхность. В двухрядном подъемнике в скважину опускают две насосные колонны труб. По затрубному пространству этих колонн с поверхности подают газ, а по внутренней колонне труб на поверхность поднимается газожидкостная смесь. Однорядный подъемник менее металлоемок, но в нем нет достаточных условий для выноса песка с забоя скважины. Поэтому однорядный подъемник применяется на скважинах, эксплуатируемых без воды и выноса песка. В двухрядном подъемнике вынос газожидкостной смеси происходит по внутренней трубе меньшего диаметра. За счет этого возрастают скорости подъемника газожидкостной смеси и улучшаются условия для выноса из скважины воды и песка.

 

 

Насосная эксплуатация

С помощью штанговых скважинных насосных установок

Суть данного способа эксплуатации скважин заключается в том, что в скважине размещают плунжерный насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг. (Рис. 4)

Штанговая глубина - насосная установка (ШГНУ) состоит из насоса опущенного в скважину, колонны штанг, с

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Арк.

21.02.01 ЭС2-14 000.000

танка - качалки, установленного у устья скважины. Обратно - поступательных движение колонны насосных штанг и присоединенного к ним плунжера обеспечивается станком - качалкой.

Способ добычи нефти с помощью ШГНУ довольно распространен в Украине. Данным способом можно добывать от 1 до 500 т нефти в сутки. Однако в большинстве случаев глубинно-насосную эксплуатацию применяют в мало и середнедебитних нефтяных скважинах.

1 - цилиндр насоса, 2 - плунжер; 3 - колонна штанг, 4 - НКТ, 5 - трубная головка;

6 - елка, 7 - головка балансира, 8 - балансир; 9 - шатун, 10 - кривошип;

11 - электродвигатель;

Эксплуатация нефтяных скважин погруженным центробежным насосом

Электродвигатель центробежной насосной установки (Рис. 5) состоят: из центробежного насоса 4, электродвигателя 1. кодоны подъемных труб 11, бронированного кабеля 5, устьевой арматуры 10, кабельного барабана 7 и другое вспомогательное оборудование.

 

Рис. 5

1 - электродвигатель, 2 - протектор; 3 - фильтр, 4 - центробежный насос; 5 - бронированный кабель, 6 - подвесной ролик; 7 - барабан; 8 - автотрансфор

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Арк.

21.02.01 ЭС2-14 000.000

матор;

9 - станции управления; 10 - устьевая арматура; 11 - колонна подъемных труб.

Добыча нефти при данном способа эксплуатации происходит следующим образом. Электродвигатель вращает вал центробежного насоса, нефть всасывается через фильтр центробежным насосом и нагнетается на поверхность по насосным трубам. Для электродвигателя центробежных насосов характерен большой межремонтный период их работы. Наземное оборудование ЭВН отличается своей простотой и не требует специальных фундаментов и других сооружений.

В Украине широко используют погруженные центробежные насосы. Их используют в тех случаях, когда нужно выполнять интенсивный отбор нефти из скважины при большой глубине залегания продуктивных пластов, а также в скважинах с агрессивными пластовыми водами.