Рассмотрены вопросы: Виды эксплуатации скважин. Газлифтная эксплуатация скважин, фонтанная, глубинно-насосная эксплуатация скважин.Наземное оборудование скважин. Устьевая арматура. Подземное оборудование.
Эксплуатация скважин с помощью установок электроцентробежных насосов (УЭЦН). Эксплуатация скважин с помощью штанговых глубинно-насосных установок (ШГН). Наземное оборудование штанговых глубинно-насосных установок. Станки-качалки. Эксплуатация скважин другими видами насосных установок. Понятие о групповых замерных установках. Сбор, транспортировка, хранение и подготовка нефти и газа.
Мы рассмотрели вопросы разработки месторождений, провели подготовительные работы и пробурили скважины, вызвали приток. Теперь перед нами стоит задача – поднять нефть на поверхность, обеспечить длительную максимальную добычу нефти. Процесс подъема нефти на дневную поверхность может проходить за счет
· Природной энергии (фонтанный способ добычи)
· Энергии вводимой в скважину с поверхности при помощи следующих способов откачки нефти из скважины
· Компрессорного (газлифтная эксплуатация)
· Насосного (поршневые штанговые глубинные насосы ШГН, электроцентробежные насосы ЭЦН, винтовые насосы и др.)
Фонтанная эксплуатация скважин
Приток жидкости к забоям скважин происходит под воздействием разности между пластовым и забойным давлениями. Если давление столба жидкости, заполняющей скважину до устья, меньше пластового, то скважина будет переливать на поверхность, т.е. будет фонтанировать. В зависимости от режима работы залежи фонтанирование скважины может происходить
· за счет энергии гидростатического напора,
· за счет энергии расширения газа, растворенного в нефти,
· за счет той и другой энергий.
Оборудование устья скважины
Фонтанная арматура служит для
· герметизации устья скважины,
· направления движения газожидкостной смеси в выкидную линию,
· регулирования и контроля режима работы скважины созданием противодавления на забое.
Фонтанную арматуру собирают из различных фланцевых тройников, крестовиков и запорных устройств (задвижек или кранов), которые соединяют между собой с помощью шпилек. Герметизируют соединения металлическим кольцом с овальным поперечным сечением, которое вставляют в канавки на фланцах и затем стягивают шпильками.
Фонтанная арматура состоит из
-
трубной головки и
-
фонтанной елки.
Трубную головку устанавливают на колонную головку. Она предназначена для подвески фонтанных труб и герметизации кольцевого пространства между фонтанными трубами и эксплуатационной колонной, а также для проведения различных технологических процессов, связанных с освоением и промывкой скважины, удалением отложений парафина из фонтанных труб, песка с забоя и т.д.
Трубная головка состоит из
· крестовины,
· тройника и
· переводной катушки.
Тройник устанавливают при оборудовании скважин двухрядным лифтом. При этом первый ряд труб крепится к переводной катушке с помощью переводной втулки, а второй ряд труб – с помощью переводной втулки. При оборудовании скважин только одним рядом фонтанных труб тройник на арматуре не устанавливают.
На крестовике и тройнике трубной головки ставят запорные задвижки, которые служат для соединения технологического оборудования межтрубным или кольцевым пространством, а также для их герметизации.
Фонтанная елка устанавливается на трубную обвязку. Она предназначена для направления продукции скважин в выкидные линии, регулирования отбора жидкости и газа, проведения различных исследовательских и ремонтных работ, а также при необходимости для закрытия скважины.
Фонтанная елка состоит из
· тройников,
· центральной задвижки,
· буферной задвижки,
· задвижек на выкидных линиях для перевода работы скважины на одну из них.
Буферная задвижка служит для перекрытия и установки лубрикатора, который применяется для спуска в скважину скребков, различных скважинных измерительных приборов под давлением, не останавливая работу фонтанной скважины. При эксплуатации скважины на буферную задвижку устанавливают буферную заглушку с манометром.
Все задвижки фонтанной елки, кроме задвижек на одной из выкидных линий, при работе скважины должны быть открыты. Центральную задвижку закрывают лишь в аварийных случаях, направляя жидкость через межтрубное пространство в выкидные линии трубной головки.
Фонтанную арматуру различают между собой по прочностным и конструктивным признакам: по рабочему или пробному давлению, размерам проходного сечения ствола, конструкции фонтанной елки и числу спускаемых в скважину рядов фонтанных труб, виду запорных устройств.
Газлифтная эксплуатация скважин
Газлифтная добыча – способ подъема жидкости из скважины за счет энергии газа, находящегося под избыточным давлением.
Используется для добычи нефти и пластовых вод. Рабочий агент – сжатый компрессором попутный газ (компрессорный газлифт) или воздух (эрлифт), а также природный газ под естественным давлением (бескомпрессорный газлифт). Может использоваться газ из продуктивного пласта, вскрытого той же скважиной (внутрискважинный бескомпрессорный газлифт).
Газлифт впервые осуществлен в Венгрии при осушении затопленной шахты (кон.18 в.). Для добычи нефти применяется в США с 1864, в России – с 1897 по предложению В.Г. Шухова (эрлифт, Баку). Широкое применение получил с 1920-х гг.
Сущность газлифта – газирование жидкости. При этом плотность газожидкостной смеси (а следовательно, давление ее столба в скважине) с ростом газосодержания уменьшается, забойное давление скважины снижается. Приток продукции зависит от расхода газа.
Комплекс газлифтного оборудования включает:
· наземное
· источник рабочего агента,
· систему трубопроводов,
· газораспределительные батареи с устройствами регулирования расхода;
· скважинное –
· насосно-компрессорные трубы (НКТ),
· пакеры (могут устанавливаться у нижнего конца НКТ для предотвращения ухода жидкости в пласт при пуске скважины и для уменьшения пульсаций);
· пусковые и рабочие клапаны (служат для подачи газа в поток жидкости). Пусковые клапаны обеспечивают последовательное газирование жидкости в скважине при пуске, после чего закрываются. Рабочие клапаны регулируют поступление рабочего агента в продукцию и предназначены для уменьшения пульсаций и поддержания заданной добычи жидкости при изменении обводненности, устьевого давления, прорыве газа из пласта, соле- и парафиноотложениях в трубах и др.
Газлифт применяется в тех случаях, когда работа насосов осложнена
– высокими газосодержанием или температурой жидкости,
– наличием песка,
– отложениями парафина и солей,
– а также в кустовых и наклонно направленных скважинах. Эффективность газлифта зависит от вязкости, скорости движения смеси, устьевого и РА давлений.
Эксплуатация скважин электроцентробежными насосами
Электроцентробежная насосная установка – комплекс оборудования для механизированной добычи жидкости через скважины с помощью центробежного насоса, непосредственно соединенного с погружным электродвигателем. ЭЦН для нефтяных скважин включает
· центробежный насос с 50-600 ступенями;
· асинхронный электродвигатель, заполненный специальным диэлектрическим маслом;
· протектор, предохраняющий полость электродвигателя от попадания пластовой среды;
· кабельную линию, соединяющую электродвигатель с трансформатором и станцией управления.
Ступень центробежного насоса содержит направляющий аппарат с рабочим колесом (рис.2). Направляющие аппараты стянуты в цилиндрическом корпусе насоса, а рабочие колеса зафиксированы шпонкой на валу, подвешенном на осевой опоре и вращающемся в концевых промежуточных радиальных опорах. Детали отливаются из спец. чугуна, бронзы, коррозионно- и абразивостойких сплавов и полимерных материалов. Для уменьшения попадания в насос свободного газа перед ним устанавливается гравитационный, гидроциклонный или центробежный (центрифуга) газосепаратор.
Электродвигатель состоит из статора, содержащего цилиндрический корпус с запрессованными пакетами электротехнической стали, в пазах которых размещена обмотка, и подвешенного на осевой опоре ротора с закрепленными на валу стальными пакетами , где размещена короткозамкнутая обмотка типа “беличье колесо”; между пакетами расположены радиальные опоры.
Протектор содержит
· уплотнение вала (торцевое, набивное, эластичное),
· систему компенсации температурного расширения масла, в некоторых случаях гидравлический затвор с жидкостью большой плотности, чем скважинная среда и нейтральной по отношению к ней и маслу электродвигателя.
Трехжильный бронированный плоский или круглый кабель большого сечения имеет герметичный ввод в электродвигатель и соединяет последний через трансформатор со станцией управления. Станция осуществляет управление, контроль и электрическую защиту ЭЦН от короткого замыкания, перегрузки, срыва подачи напряжения, снижения сопротивления изоляции.
Трансформатор преобразует напряжение сети в рабочее, имеет ступенчатую регулировку для подбора режима работы. Применяются также преобразователи частоты для бесступенчатой регулировки частоты вращения ЭЦН и датчики давления и темп-ры электродвигателя, передающие сигнал об отклонении этих параметров от безопасных значений по силовому кабелю или сигнальной жиле.
Длина ЭЦН 25-30м. При длине центробежного насоса и электродвигателя св. 5-8 м (в зависимости от диаметра) они состоят из отд. секций для удобства транспортировки и монтажа, ЭЦН монтируется в вертикальном положении непосредственно в процессе спуска в скважину. Корпуса секций соединяют фланцами, валы – шлицевыми муфтами. Установка опускается на заданную глубину на насосно-компрессорных трубах, подвешенных к устьевой арматуре с герметичным вводом кабельной линии в скважину. Кабельная линия крепится к насосно-компрессорным трубам снаружи поясами. При работе ЭЦН продукция подается на поверхность по насосно-компрессорным трубам. Реже применяют ЭЦН без насосно-компрессорных труб с пакером, подвеской на кабель-канате и подачей продукции по обсадной колонне. Производительность ЭЦН для нефтяных скважин от 15-20 до 1400-2000 м3/сут, напор до 2500-3000м, мощность электродвигателя до 500 кВт, напряжение до 2000В, температура откачиваемой среды 1800 С, давление до 25 Мпа.
ЭЦН для воды содержит заполненный водой электродвигатель и насос с 5-50 ступенями. Производительность его до 3000 м3/ сут, напор до 1500 м, мощность электродвигателя до 700 кВт, напряжение 3000В, температура воды до 400 С.
Эксплуатация скважин с помощью штанговых глубинно-насосных установок (ШГН). Наземное оборудование штанговых глубинонасосных установок.
Штанговая насосная установка- комплекс оборудования для механизированной добычи жидкости через скважины с помощью штангового насоса, приводимого в действие СТАНКОМ-КАЧАЛКОЙ. Штанговый насос (рис.5) опускается в скважину ниже уровня жидкости и состоит из
· 
цилиндра,
· плунжера, соединенного со штангой,
· клапанов всасывающих и нагнетательных
· Цилиндр невставного штангового насоса опускается на колонне насосно-компрессорных труб, а плунжер – на колонне штанг внутри насосно-компрессорных труб;
· цилиндр вставного штангового насоса опускается вместе с плунжером на штангах и закрепляется на замковой опоре, установленной на конце насосно-компрессорных труб или на пакере;
· штанговый насос большого диаметра опускается целиком на колонне насосно-компрессорных труб и соединяется с колонной штанг через сцепное устройство.
Существует также:
· штанговые насосы с подвижным цилиндром и неподвижным плунжером,
· 
с двумя ступенями сжатия (для откачки сильно газированных нефтей), с двумя цилиндрами и плунжерами (для одновременной откачки из двух горизонтов),
· с камерой разрежения (для высоковязких нефтей) и др.
Штанги (металлические стержни с резьбовыми головками) соединяются в колонну с помощью муфт. Длина штанги 8-10 м, диаметр 12,7 -28,6 мм. Используются также полые неметаллические (стеклопластик) штанги или непрерывные колонны штанг, наматываемые при подъеме на барабан. Длина колонны до 2500м. При длине свыше 1000м колонна штанг делается ступенчатой, с увеличивающимся кверху диаметром для уменьшения массы и достижения равнопрочности.
Станок-качалка преобразует вращение вала двигателя в возвратно-поступательное движение, передаваемое колонне штанг через гибкую (канатную, цепную) подвеску и полированный шток. Применяются в основном
· механические редукторно-кривошипные,
· балансирные (одно- и двухплечевые) и
· безбалансирные, а также
· башенные и
· гидравлич.еские станки-качалки.
Максимальная длина хода точки подвеса штанг 1-6 м (башенные до 12 м), максимальная нагрузка 1-20 тс, частота ходов в минуту от 5 до 15. Используют электрические, реже газовые двигатели ( на нефтяном газе от скважины) мощностью до 100 кВт.
Станция управления ШГН обеспечивает пуск, установку, защиту от перегрузок, а также периодическую работу.
Дополнительное оборудование ШГН.:
· якорь для предотвращения перемещений нижнего конца насосно-компрессорных труб;
· хвостовик – колонна насосно-компрессорных труб малого диаметра (25-40 ниже насоса для выноса воды;
· газовые и песочные якори для защиты насоса от попадания свободного газа и абразивных механических примесей;
· штанговые протекторы (полимерные или с катками) для уменьшения износа труб и штанговых муфт в наклонных скважинах;
· скребки на штангах для удаления парафиновых отложений с насосно-компрессорных труб:
· динамограф, показывающий зависимость нагрузки от перемещения точки подвеса штанг, для технической диагностики узлов ШГН.
Продукция скважины (нефть, вода) подается на поверхность по насосно-компрессорным трубам, обсадной колонне, либо по полым штангам. Производительность при постоянной откачке до 300 м3/сут.
Винтовая насосная установка – комплекс устройств для перемещения жидкости; состоит из винтового насоса и двигателя. Скважинная винтовая насосная установка – одновинтовой насос с погружным электродвигателем и системой токоподвода, аналогичной применяемой в электроцентробежных насосных установках (могут также применяться гидродвигатели вращательного движения – турбинные, винтовые).
Подземный ремонт скважин.
Комплекс работ, связанных с устранением неполадок с подземным оборудованием и стволом скважины и воздействием на призабойные зоны пластов, называется подземным ремонтом.
Продолжительность простоев действующего фонда скважин с связи с ремонтными работами учитывается коэффициентом эксплуатации, который представляет собой отношение времени фактической работы скважины к их общему календарному времени за месяц или год.
· текущий
· капитальный
К текущему ремонту скважин (ТРС) относятся:
· смена насоса,
· ликвидация обрыва или отвинчивания насосных штанг и труб,
· смена насосно-компрессорных труб или штанг,
· изменение глубины погружения подъемных труб,
· очистка и смена песочного якоря,
· очистка скважин от песчаных пробок,
· удаление со стенок труб парафина, солей и др.
Эти работы выполняются специализированными бригадами по текущему ремонту скважин, организуемыми на каждом предприятии по добыче нефти и газа. Бригады по текущему ремонту работают по вахтно, в состав их входят три человека:
· старший оператор
· и оператор работают у устья скважины,
· машинист – на лебедке подъемного механизма.
Более сложные работы, связанные
· с ликвидацией аварий с подземным оборудованием,
· исправлением поврежденных эксплуатационных колонн,
· изоляцией притоков вод в скважину,
· переходом на другой эксплуатационный горизонт,
· обработкой призабойных зон пластов и др.,
относятся к категории капитального ремонта скважин (КРС).
Подземный ремонт скважин выполняется с помощью комплекса оборудования, состоящего из подъемных и транспортных средств, инструмента для выполнения ручных операций, средств механизации, оборудования по чистке скважины и др.
СИСТЕМА СБОРА и ПОДГОТОВКИ НЕФТИ и ГАЗА
Продукция нефтяных и газовых скважин – смесь
· нефти,
· газа,
· минерализованной воды,
· механических смесей (горных пород, затвердевшего цемента)
должна быть собрана из рассредоточенных на большой территории скважин и обработана как сырье для получения товарной продукции-
– товарной нефти,
– нефтяного газа,
|
|
|
-пластовой и сточной воды, которую можно было бы снова возвращать в пласт.
Сбор и подготовка нефти составляют единую систему процессов и представляют сложный комплекс
· трубопроводов,
· блочного автоматизированного оборудования и
· аппаратов, технологически связанных между собой.
Она должна обеспечить:
S Предотвращение потерь нефтяного газа и легких фракций нефти от испарения на всем пути движения и с самого начала разработки
S Отсутствие загрязнения окружающей среды, вызываемого разливами нефти и воды
S Надежность работы каждого звена и системы в целом
S Высокие технико-экономические показатели работы
Сбор нефти и газа на промыслах – это процесс транспортирования по трубопроводам нефти, воды и газа до центрального пункта сбора. Они транспортируются под действием напора, обусловленного
– давлением на устье скважин,
– давлением, создаваемого насосами (при необходимости).
Нефтепроводы по которым осуществляется сбор нефти от скважин называются сборные коллекторы, давление в коллекторе называется линейным давлением.
Выбор схемы внутрипромыслового сбора продукции скважин в зависимости от
– природно-климатических условий,
– систем разработки месторождений,
– физико-химических свойств пластовых жидкостей,
– способов и объемов добычи нефти, газа и воды.
Это дает возможность
– замера дебитов каждой скважины;
– транспорта продукции скважин под давлением, имеющемся на устье скважин, на максимально возможное расстояние;
– максимальную герметизацию системы в целях исключения потерь газа и легких фракций нефти.
– возможность смешения нефтей различных горизонтов;
– необходимость подогрева продукции скважин в случае добычи высоковязких и высокопарафинистых нефтей.
На нефтяных месторождениях в основном применяются однотрубные системы сбора, при которых продукция скважин по выкидным линиям поступает на групповую замерную установку (ГЗУ), где проводится измерение дебитов (производительность) отдельных скважин, затем по трубопроводу нефть в газонасыщенном состоянии (без отделения нефти) направляется на ЦПС.
Помимо однотрубных систем сбора применяются и двухтрубные, когда после ГЗУ нефть поступает на дожимную насосную станцию (ДНС), где осуществляется первая ступень сепарации нефти (отделение основного количества газа от нефти). После ДНС нефть насосами откачивается на ЦПС, а газ по отдельному газопроводу за счет давления в сепараторе ДНС (обычно 0,6-0,8 Мпа) направляется также на ЦПС, где производится его подготовка к дальнейшему транспорту. Двухтрубные системы сбора продукции скважин применяются на больших по площади месторождениях нефти, когда давление скважин недостаточно для транспортировки продукции скважин до ЦПС.
На некоторых месторождениях осуществляется раздельный сбор продукции безводных и обводненных скважин. В этом случае продукция безводных скважин, не смешиваясь с продукцией обводненных скважин, поступает на ЦПС. Также раздельно собирают продукцию скважин, если нежелательно смешение нефтей разных горизонтов, например не содержащих и содержащих сероводород. Продукция обводненных скважин и продукция, которую нежелательно смешивать, по отдельным выкидным линиям и нефтегазосборным коллекторам транспортируется до ЦПС.