Способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин
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. Все эти разновидности способов известны под общим наименованием – механизированная добыча полезных ископаемых (нефти и газа).
Фонтанный способ
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. 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.
Газлифтный способ
Существует 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.
- 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.
Конечно, данный способ эксплуатации нефтяных и газовых скважин имеет и ряд недочетов. Так, в процессе эксплуатации требуется регулярно менять трубы НКТ, подъемник, эксплуатируемый в работе, имеет невысокий коэффициент полезного действия. Кроме того, создание компрессорных систем обходится недешево, а на тонну добываемых ископаемых приходятся высокие затраты электричества.
Насосная эксплуатация скважин
- Штанговое глубинное оборудование.
- Центробежный насос с электроприводом.
- Погружной штанговый либо насос с электроприводом.
- Диафрагменное устройство.
Особенности эксплуатации с помощью штангового насоса
- Невысокая подача.
- Ограничение по спуску оборудования.
- Ограничение по углу уклона ствола скважины.
При этом способе эксплуатации конструкция простого насоса состоит из цилиндра и плунжера с клапаном по типу шара-седла, благодаря которому обеспечивается подъем жидкости и исключается ее течение вниз. Также в конструкции может быть всасываюший клапан – он установлен ниже цилиндра. Штанговый насос работает посредством передвижений плунжера, на который воздействует привод. В насосе проходит верхняя штанга, она прикреплена к головке балансировочного элемента. Ключевые части штангового насоса:
- Рама.
- Четырехгранная пирамидообразная стойка.
- Балансировочный элемент.
- Траверса.
- Редуктор с противовесными элементами.
- Салазка поворотного типа.
Штанговый насос может быть вставного типа или невставного. Первые опускаются в ствол скважины в уже готовом виде, а до того по НКТ вниз погружается замок. Для замены оборудования не нужно несколько раз спускать или поднимать трубы. Что касается невставных разновидностей, то их можно спустить в наполовину готовом виде. Если такой насос требуется отремонтировать или поменять, нужно поднимать его по частям: сначала поднимается плунжер, а затем НКТ. Оба вида имеют и плюсы, и минусы, и выбор должен происходить с учетом конкретных условий предстоящей эксплуатации.
Особенности эксплуатации с помощью центробежного насоса с электроприводом
К ключевым узлам относятся следующие элементы:
- Сам насос, который состоит из нескольких секций и ступеней, а также колес и стальной трубы.
- Электрический мотор погружного типа, который заполняется маслом.
- Защита от воздействия влажности: она находится между двумя предыдущими элементами, защищая электромотор и передавая вращательный момент на насос.
- Кабель для подачи электричества от подстанции. Его структура должна быть защищена бронированным слоем, на земле до уровня спуска его сечение должно иметь круглую форму, а от погружного элемента – плоскую.
К дополнительному оборудованию, используемому в этом случае для эксплуатации нефтяных и газовых скважин, относятся следующие элементы:
- Газовый сепаратор, который эксплуатируется с целью уменьшить объем поступающих газов в насосное оборудование. В случае, если понижать этот показатель нужды нет, то можно применять вместо сепаратора обычный модуль для подачи жидкости в насос.
- Система термического типа с манометром (ТМС). Она сочетает функции измерения температурного режима и показателей давления внутри среды, в которой в настоящее время находится электронасос.
Данная установка должна монтироваться прямо в процессе спуска конструкции в ствол скважины. Сбор элементов производится в последовательном порядке, по направлению снизу наверх, в том числе и соединение кабеля с установкой и к трубам. Крепление осуществляется посредством металлических особых поясов; кабель, ведущий на поверхность, подключается к трансформатору и станции, которая выполняет функцию управления.
Кроме указанных элементов, колонна труб НКТ должна быть оснащена парой клапанов – сливным и обратного хода. Они установлены над насосом. Клапан обратного хода применяется в системе насоса для подачи жидкости в НКТ перед началом функционирования насосной станции. Этот клапан также не дает жидкости пролиться вниз из-за высокого давления. Что касается сливного клапана, то этот элемент устанавливается над предыдущим и применяется для слива жидкостей, который необходимо осуществить перед поднятием наверх оборудования.
Достоинства электрических центробежных насосов достаточно обширны и выделяют их по сравнению с глубинными аналогами штангового типа:
- Легкость конструкции наземной техники, а также упрощенная схема ее функционирования.
- Возможность откачивать большие объемы жидкости из ствола нефтяной или газовой скважины.
- Возможность успешной эксплуатации на большой глубине (более 3 км).
- Длительное время эксплуатации и минимальные нужды в ремонте, а также долгие промежутки действия между плановыми ремонтными работами.
- Исследования внутри нефтяной и газовой скважины могут быть осуществлены без поднятия оборудования на поверхность.
- Повышенная легкость процесса удаления парафиновых отложений, которые оседают на стенках НКТ.
Эксплуатация электрических центробежных насосов погружного типа возможно в скважинах, которые имеют определенный угол наклона, а также горизонтальное строение. Кроме того, они могут эксплуатироваться в скважинах с высокой обводненностью, в скважине с высоким содержанием брома в воде, а также для откачки растворов на основе кислот и солей. На современном рынке существуют разновидности, которые могут функционировать в одной скважине на разных уровнях с обсадными колоннами. В ряде случаев центробежные погружные насосы могут эксплуатироваться и для откачки воды из пластов горной породы, чтобы поддержать нужный уровень давления в них. Таким образом, спектр эксплуатации электрических насосов погружного типа для обеспечения работы скважины представляет собой наиболее широкую область, и оборудование данного вида может эксплуатироваться наиболее эффективно.
Источник
Способы эксплуатации газовых скважин. Гидраты и борьба с ними
Скважины газовых и газоконденсатных месторождений эксплуатируются фонтанным способом за счет энергии расширения газа при движении по пласту к забою – с забоя на устье – от ФА скважины в промысловый газосборный коллектор.
Конструкция и оборудование газовых и газоконденсатных скважин во многом схожа с фонтанными нефтяными скважинами. Количество обсадных колонн в конструкции газовых скважин определяется глубиной скважины, наличием водо- и газоносных пластов выше продуктивного газового пласта, наличием или отсутствием зон ММП в разрезе ствола скважины.
Для «сеноманских» скважин наиболее часто применяется 2-х и 3-х колонная конструкция. Исходя из учета особенностей геологического строения месторождения, предусматриваются дополнительные меры, обеспечивающие надежность работы газовых скважин: спуск пакера на конце колонны НКТ, оборудование забоя забойными клапанами-отсекателями, заполнение затрубного пространства специальными растворами – ингибиторами и т.д.
В процессе эксплуатации газовых скважин производится регулярное наблюдение за межколонным давлением. С этой целью колонная головка оборудуется специальным патрубком с вентилем и манометром. При превышении межколонного давления (Рмк) предельно допустимых величин, принимаются меры по его ликвидации вплоть до глушения скважины для ремонта.
Эксплуатационные колонны газовых скважин рассчитываются на максимальное допустимое внутреннее давление, соответствующее статическому давлению газа после вызова притока, а промежуточные колонны – на максимальное давление при выбросе газа. Диаметр эксплуатационных колонн как правило составляют 146, 168 и 219 мм, реже (для очень больших Q) – 273 мм.
Вскрытие пласта в обсаженных газовых скважинах осуществляется при помощи перфорации.
Эксплуатация газовых скважин осуществляется по колонне НКТ, диаметр которой должен обеспечивать заданный рабочий дебит (Q), вынос с забоя на поверхность жидкости и мех.примесей. Фонтанные трубы (НКТ) предохраняют эксплуатационную колонну от абразивного и коррозионного износа, позволяют без особых затруднений производить глушение скважин, проводить необходимые исследования в стволе скважины и т.д.
Осваиваются газовые скважины теме же методами что и нефтяные, т.е. заменой жидкости в стволе скважины более легким раствором, аэрированным раствором или продавкой газа высокого давления от компрессора.
После возбуждения скважины, очистки забоя и призабойной зоны пласта от промывочной жидкости и других примесей производится продувка скважин с выпуском газа в атмосферу. Продувка осуществляется от нескольких часов до нескольких суток и ведется до полного очищения забоя скважины и призабойной зоны пласта.
Для оборудования газовых скважин применяются фонтанные арматуры – устройство и назначение которых мы рассмотрели ранее. Чаще всего на практике применяются фонтанные арматуры крестового типа. После монтажа фонтанной арматуры и перед освоением скважины производится опресовка арматуры на герметичность и прочность технической водой с давлением 150-200 % от рабочего. Фонтанные елки газовых скважин оборудуются штуцерами, манометрами, термометрами, регуляторами дебита и давления, обратным клапаном, клапаном-отсекателем, автоматически закрывающим скважину при аварийном состояние выкидных линий, линий обвязки скважины.
Перед подачей газа в магистральные газопроводы его подготавливают на технологических установках различной конструкции. Выбор метода подготовки газа зависит от фракционного состава, наличия в нем конденсата, содержания воды в газе и агрессивных компонентов, давления и температуры газа в пластовых условиях и на устье скважины.
Для подготовки газа газоконденсатных месторождений (или при наличии конденсата в газе больше допустимого объёмного процента), необходимо извлекать конденсат из газа, как наиболее ценное химическое сырье. При этом используются три основных способа подготовки газа на промыслах:
1. Низкотемпературная сепарация – получение низких температур при дросселировании газа высокого давления или на установках искусственного холода.
2. Абсорбция – извлечение жидких УВ и воды жидкими поглотителями.
3. Адсорбция – извлечение жидких УВ и воды твердыми поглотителями.
Гидраты и борьба с ними. Природный газ газовых месторождений насыщен парами воды, которые конденсируются и скапливаются в скважинах и газопроводах при снижении температуры и давления газа. При определенных термобарических условиях (Р и Т) компоненты природного газа, взаимодействуя с водой образуют кристаллические вещества – гидраты. Это ведет к закупорке скважин, газопроводов, сепараторов, нарушению работы измерительной и регулирующей аппаратуры.
Борьба с гидратами заключается в предупреждении их образования и в ликвидации уже образовавшихся гидратов.
Для предотвращения образования гидратов применяют следующие меры:
1. На скважинах: устанавливают наилучший температурный режим работы скважины, постоянно (или периодически) подают на забой ингибиторы, гидратообразования, систематически удаляют с забоя скапливающуюся жидкость (продувки, сухие ПАВы и т.д.); устраняют причины пульсации газа в скважине.
2. В фонтанной арматуре скважины, обвязке и технологических трубопроводах системы сбора газа: обогрев отдельных участков и узлов, ввод в поток газа ингибиторов гидратообразования, устранение резких перепадов давления, которые вызывают снижение температуры газа, ведущее к конденсации паров воды и образованию гидратов; систематическое удаление жидкости, скапливающейся в пониженных участках шлейфов через дренажные патрубки и т.д., регулярная продувка газопроводов от грязи и т.п., в местах скопления которых образуются кристаллы гидратов.
Источник
