Компрессорный способ используется при

Разновидности освоения нефтяных скважин

Освоение скважин – это ряд действий, направленных на их развитие и обеспечение постоянной продуктивной работы, которую можно ожидать в соответствии с условиями месторождения. Поскольку после вскрытия пластов и установки обсадных труб поверхности могут быть затянуты слоем глины, скважину необходимо осваивать для удаления корки. Также освоение может потребоваться, если ударные волны, которые влияют на пласты при перфорации ствола, вызвали создание области с чрезмерно низким показателем проницаемости.

Главной задачей освоения скважин является восстановление равномерной и максимально высокой проницаемости всего ствола, чтобы продуктивность была наиболее высокой.

Виды процесса освоения скважин

Данная процедура может проводиться разными способами. Выбор конкретного метода зависит от показателей давления, риска появления осложнений наподобие фонтанирования, типа эксплуатации и других особенностей.

Освоение скважин производится одним из шести ключевых методов:

• Поршневание.
• Тартание.
• Обновление жидкости для скважины.
• Компрессорная обработка.
• Прокачка смеси газа и жидкости.
• Откачка жидкости при помощи насосов глубинного типа.

Подготовительный этап перед любым методом является обязательной частью. На устье монтируется арматура, которая потребуется в ходе освоения скважины, а фланец обсадной трубы имеет задвижку, которая сможет перекрыть ее при необходимости.

Поршневание

Данный способ, который также известен как свабирование, характеризуется опусканием вниз поршня, сделанного из трубы с небольшим обхватом и клапаном, который открывается при спуске на дно. Снаружи трубы в местах примыкания сочленений находятся манжеты из резины с усилением из проволоки. В процессе опускания трубы-поршня жидкость, которая находится в стволе, перетекает на уровень выше, и когда поршень поднимается, его клапан перемещается в закрытое состояние. Таким образом, поршень выталкивает объем жидкости, равный степени его погружения (по закону Архимеда).

Чаще всего глубина, на которую опускается поршень, варьируется в пределах 70-150 метров. Поршневание отличается существенной производительностью, однако имеет и минусы: так, из-за каната устье скважины нельзя закрыть полностью. Из-за этого при работе возникает риск внезапного выброса, который нельзя будет предотвратить.

Тартание

Тартание – это способ, при котором из скважины достается жидкость при помощи специальной желонки, опускаемой вниз на канате с лебедкой. Внизу желонки расположен клапан, который открывается при упоре ее в дно, а сверху есть крепления для каната или шнура. Диаметр изделия обязательно должен быть меньше параметров трубы, иначе желонка застрянет в обсадной колонне, что создаст трудности при дальнейшей эксплуатации скважины.

Вывод жидкости при помощи тартания представляет собой весьма затратную по времени и силам работу, при которой задвижка не может перекрыть колонну целиком, если это понадобится. Тем не менее, такой способ позволяет вытащить осадки глины и следы раствора с самого уровня забоя, а возможность регулировать жидкостный уровень в скважине делает способ популярным в отдельных случаях.

Обновление скважинной жидкости

Освоение скважин, которое производится таким способом, возможно при спущенных трубах в стволе, при этом устье плотно закрывается, поэтому, риск фонтанирования исключен. Метод особенно хорош при освоении источников с сильным давлением внутри пластов или при наличии специальных коллекторов, которые легко освоить. Главным недостатком метода считается серьезная потеря давления: его снижение составит не больше четверти от показателя давления глиняного вещества. Процесс замены осуществляется насосами, в том числе буровыми. В ряде случаев используется вместе с поршневанием.

Компрессорный метод освоения

Данный способ чаще всего используется для разработки фонтанных скважин, а также источников механизированного типа. В ствол опускается труба НКТ, устье оснащается арматурной конструкцией, а к пространству между трубами подключается трубопровод нагнетательного типа с мобильным компрессором. В процессе нагнетания газа происходит вытеснение жидкости к башмаку трубы. Попавший внутрь газ действует на жидкость в НКТ, и давление падает.

При освоении необходимо строго контролировать процедуру, поскольку устье может непредвиденно фонтанировать, и поэтому метод компрессорного типа более безопасный и дает возможность эффективнее всего очистить призабойный участок. Ограничение на использование метода распространяется в скважинах, которые бурились в неустойчивых пластах.

Закачка газа и жидких веществ

Освоение скважин данным способом производится следующим образом: в пространство между трубами заливается смесь газа и воды либо нефтяной жидкости. Смесь имеет определенную плотность, которая ниже, чем у просто жидкости, и благодаря возможности регулировки освоение может пройти по-разному. Данный способ может применяться при большой глубине разработки. Для работы у скважины должен быть установлен компрессор, насос с возможностью организации такого же по силе давления, емкости под жидкость и устройство для добавления газа. Процесс нагнетания характеризуется движением смеси по вертикальной оси с постоянными перепадами температурного режима и давления. Главным недостатком метода считается сложность осуществления работ по насыщению жидкости газами, а следовательно, его высокая стоимость.

Освоение насосами скважинного типа

Данный способ используется, если скважина уже практически полностью истощена, и фонтанный эффект практически исключен. При этом методе внутрь опускаются насосы скважинного типа, которые достигают определенной глубины и выкачивают жидкость. При этом давление в забое снижается, и постепенно достигаются условия, при которых из пласта идет приток жидкости. Непосредственно перед спуском устройства скважину промывают (процесс может происходить и зимой, но это требует подогрева промывочной жидкости).

Источник

15RosNeft.ru Добыча и транспортировка нефти

Nav view search

Навигация

Компрессорный способ вызова притока из пласта в скважину

Компрессорный способ вызова притока из пласта в скважину находит широкое применение при освоении нефтяных и газовых скважин, эксплуатировать которые планируется фонтанным или газлифтным способами. Компрессорный способ может быть единственным из известных при освоении скважин в зимних условиях, поскольку для вызова притока здесь используется газ (углеводородный, азот, углекислый). Таким образом, нет опасности замерзания используемого рабочего агента.

Сущность компрессорного способа заключается в нагнетании в скважину сжатого газа с целью удаления задавочного скважинного агента (однородной жидкости или раствора) для уменьшения величины столба этого агента. Из формулы (3.1) следует, что в результате уменьшения величины столба скважинной жидкости или скважинного раствора уменьшается величина забойного давления.

Теоретические основы лифтирования – подъема жидкости по вертикальным трубам с помощью сжатого газа – подробно рассматриваются при изучении способов эксплуатации скважин. Здесь же достаточно отметить, что физическая сущность лифтирования заключается в получении такой газожидкостной смеси, плотность которой будет существенно меньше плотности лифтируемой (поднимаемой) жидкости. Уменьшение плотности, как известно, ведет к увеличению объема. Поэтому, при неизменном объеме скважинного пространства выше точки ввода сжатого газа в жидкость, увеличение объема полученной смеси приведет к подъему последней по скважине вплоть до устья скважины. Установится циркуляция, в результате которой будет происходить удаление (отбор) жидкости из скважины. Из скважины будет удаляться как задавочный агент, которым до вызова притока был задавлен пласт, так и флюид, который начнет поступать из пласта в скважину, когда в результате циркуляции газа давление на забое станет меньше давления пластового.

Скважина перед закачкой в нее сжатого газа может быть заполнена задавочным агентом (жидкость, раствор) полностью или частично. В последнем случае в колонне НКТ и в затрубном пространстве еще до освоения уже установился уровень задавочного агента на каком-то расстоянии от устья скважины. В момент поступления через затрубное пространство или через НКТ сжатого газа в задавочный скважинный агент последний может изливаться из скважины через другое пространство (колонна НКТ или затрубное пространство) или еще не достичь устья скважины. Все эти случаи не меняют по-существу процесс вызова притока с помощью сжатого газа. В то же время следует отметить, что наиболее частым является случай, когда излив из скважины начинается еще во время продавки, т.е. еще до поступления сжатого газа в задавочный скважинный агент.

Источник

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Компрессорный метод

Компрессорный метод , основанный на повышении давления с последующим охлаждением, приводящим к конденсации высококипящих газов, в настоящее время применяется очень редко, в основном для подготовки газа к его транспортированию. [1]

Невелики внешние затраты энергии на тонну добываемой нефти и при компрессорном методе . Поэтому для того чтобы удлинить срок добычи нефти этими методами, применяют различные способы искусственного поддержания внутрипластового давления на достаточном уровне. Наиболее распространенный из них — это законтурное или внутриконтурное заводнение нефтяной залежи. Законтурное заводнение ( рис. 1.9), применяемое для небольших по площади нефтяных месторождений, заключается в закачке воды через серию водяных напорных скважин 2 в нефтяной пласт за его внешним контуром нефтеносности, в слой пластовой воды. Это позволяет создать под нефтяным слоем пласта повышенное по сравнению с естественным горным давление и вытеснить за счет этого нефть на поверхность Земли. [2]

В том случае, когда продуктивные пласты сложены устойчивыми породами, применяют компрессорный метод освоения скважины , при котором в затрубное пространство сразу закачивают газ ( или воздух), вытесняющий промывочную жидкость в фонтанные трубы. При этом методе происходит резкое падение давления в скважине, однако для устойчивых пород продуктивного горизонта это неопасно. [3]

Испытание горизонта пластоиспытателем отличается от других методов испытания ( тартание желонкой, свабирование, компрессорный метод , аэризация) следующими основными особенностями. [4]

Белее совершенные методы добычи нефти были предложены русскими изобретателями: В. Г. Шухов в 70 — х годах предложил компрессорный метод , Иваницкий ( 1865 г.) — глубинный насос. Эти методы были осуществлены на практике только в советские годы. [5]

В промысловой практике применяют следующие способы вызова притока жидкости из продуктивного пласта к забою скважины: тартание, поршневание, замена жидкости в скважине на более легкую, компрессорный метод , прокачка газожидкостной смеси, откачка глубинными насосами. Перед освоением скважины на устье устанавливается арматура. В любом случае на фланце обсадной колонны должна устанавливаться задвижка высокого давления для перекрытия ствола скважины в аварийных ситуациях. [6]

Наполнение баллонов и цистерн производится при помощи насосов и в отдельных случаях при помощи компрессоров. Компрессорный метод наполнения по сравнению с насосным менее экономичен и используется редко. [7]

Цистерны наполняют при помощи насосов и в отдельных случаях при помощи компрессоров. Компрессорный метод наполнения по сравнению с насосным менее экономичен и используется редко. [8]

Практически осуществляется лишь аэрация, причем использование компрессоров позволяет в широких пределах регулировать удельный вес промывочных жидкостей и, следовательно, перепад давления Др. Однако компрессорный метод аэрации дорог , компрессоры громоздки и по развиваемому давлению часто не отвечают условиям бурения. [9]

Каждый из перечисленных методов имеет свои особенности и преимущества и применяется в зависимости от условий. Например, компрессорный метод более производительный, при его использовании уровень снижается скачками, что при рыхлых песчаниках вызывает разрушение стенок скважин, кроме того, резкий перепад давления может вызвать непредвиденный выброс. [10]

В заключение необходимо отметить, что в различных нефтяных районах вырабатывались и другие практические приемы освоения скважин в соответствии с особенностями того или иного месторождения. В качестве примера можно указать и на такой прием, когда при компрессорном методе в затрубное пространство, заполненное нагнетаемым воздухом, подкачивают некоторое количество воды для увеличения плотности смеси и снижения давления на компрессоре. Это позволяет осуществить продавку скважины при большей глубине спуска НКТ. [11]

Наиболее распространенным методом отбензинивания на отечественных заводах является масляная абсорбция при положительных температурах. По этому методу работают 10 газоперерабатывающих заводов. По компрессорному методу работают 3 завода. Крупнейший газоперерабатывающий завод Миннибаевский ( блоки 5 / 8) работает по методу низкотемпературной ректификации. [12]

Существуют следующие основные методы освоения скважин: глубинными насосами ( глубиннонасосный); компрессорные — нагнетанием в скважину сжатого воздуха или газа; сва-бирование ( поршневание) — снижение уровня жидкости в скважине. Наиболее распространены компрессорный метод и метод свабирования. [13]

Наряду с угольной промышленностью в топливном комплексе страны огромнейшее значение имела нефтяная и газовая отрасли, развитию которых в первые послевоенные годы уделялось не меньшее внимание. В области нефтепереработки намечалось осуществление грандиозного строительства новых нефтеперерабатывающих заводов, сооружение ряда новых магистральных нефтепроводов, поскольку перевозки нефти железнодорожным транспортом были крайне неэффективны по сравнению с трубопроводным транспортом. Что касается техники добычи нефти, то предполагалось развитие скоростных методов проходки скважин, увеличение турбинного бурения, добычи нефти компрессорным методом , герметизация добычи, сбора и перекачки нефти. [14]

Источник

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Компрессорный способ — эксплуатация

Компрессорный способ эксплуатации по существу является искусственным продолжением фонтанирования; нагнетаемые в скважину газ или воздух восполняют недостаток пластового газа и совершают ту же работу по подъему жидкости на поверхность, что и пла-стовый газ. [1]

Компрессорный способ эксплуатации применяется в районах, располагающих парком действующих компрессоров и высокодебит-ными скважинами, прекратившими фонтанирование, но имеющими высокие динамические уровни, допускающие компрессорную эксплуатацию. Показателями эффективности данного способа эксплуатации являются количество ( в м3) воздуха ( или газа), расходуемого на извлечение 1 т жидкости, и себестоимость нефти. [2]

Достоинствами компрессорного способа эксплуатации являются возможность отбора из скважин большого количества жидкости ( до 800 т / сутки), простота конструкции подземного оборудования, отсутствие движущихся частей в нем и простота регулирования дебита скважины. [3]

При компрессорном способе эксплуатации основная часть аварий ( 72 7 %) приходится на компрессорные станции, ГРБ и газопроводы, а остальная часть ( 27 3 %) — на эксплуатационные скважины. [4]

При компрессорном способе эксплуатации в результате того что в колонну подъемных труб закачивается газ, нефть и вода в про цессе подъема также интенсивно перемешиваются. При этом происходит окисление некоторых тяжелы: углеводородов с образованием асфальто-смолистых веществ, при сутствие которых способствует увеличению прочности глобул эмуль сии. Наличие солей нафтеновых кислот способствует возникновениь и ускорению процессов окисления. [5]

При компрессорном способе эксплуатации особенно отрицательно влияет на указанное явление воздух, закачиваемый иногда вместо газа, так как образуется очень мелкая эмульсия и происходит окисление некоторых тяжелых углеводородов с образованием асфальтово-смолистых веществ, значительно уплотняющих образующиеся эмульсии. Наличие солей нафтеновых кислот, являющихся катализаторами, в значительной мере способствует и ускоряет процессы окисления. [6]

При компрессорном способе эксплуатации в скважину спускают насосно-компрессорные трубы в один или два ряда. В первом случае система называется однорядным подъемником, во втором — двухрядным. В двухрядном подъемнике колонны труб располагаются концентрически. По направлению нагнетания рабочего агента подъемники подразделяются на центральные и кольцевые. [7]

При компрессорном способе эксплуатации с поверхности подается в скважину энергия в виде сжатого воздуха или газа для подъема жидкости из нее. Задача заключается в регулировании подачи сжатого воздуха или газа в установленных пределах в соответствии с установленным режимом работы скважин. [8]

При компрессорном способе эксплуатации в скважину спускают насосно-компрессорные трубы в один или два ряда. В первом случае система называется однорядным подъемником, во втором — двухрядным. В двухрядном подъемнике колонны труб располагаются концентрически. По направлению нагнетания рабочего агента подъемники подразделяются на центральные и кольцевые. [9]

При компрессорном способе эксплуатации приближенный расчет забойного давления производится по формулам, применяемым при фонтанной эксплуатации. [10]

При компрессорном способе эксплуатации используют энергию сжатого воздуха и газа. [11]

При компрессорном способе эксплуатации используют энергию сжатого воздуха и газа. Затраты на сжатый возух и газ рассчитывают исходя из объема добычи нефти компрессорным способом, удельных расходов рабочего агента на 1 т нефти ( в м3) и цены единицы ( 1000 м3) рабочего агента. [12]

При компрессорном способе эксплуатации , так же как и при фонтанном, забойное давление может быть больше или меньше давления насыщения. [13]

При компрессорном способе эксплуатации колонна НКТ подвергается как наружному, таг — и внутреннему давлению флюида в зависимости от конструкции. В этом случае необходимо учитывать действие осевой растягивающей и радиальной сжимающей нагрузок. [14]

При газлифтном компрессорном способе эксплуатации используют энергию сжатого воздуха и газа. Затраты на сжатый воздух и газ рассчитывают исходя из объема добычи нефти компрессорным способом, удельных расходов рабочего агента на 1 т нефти ( м3) и цены единицы ( 1000 м3) рабочего агента. [15]

Источник