Обоснование выбранных способов эксплуатации нефтяных скважин

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

ЛЕКЦИЯ №12. Выбор способа эксплуатации скважин

Выбор способов эксплуатации скважин составляет одну из важнейших задач комплексного проектирования разработки нефтяных месторождений, тесно взаимосвязанную с другими элементами проекта и существенно влияющую на них и все показатели добычи нефти. Этот принцип заложен в основу всех современных методик составления технологических схем и проектов разработки, хотя он нередко выполняется не в полной мере.

Способ добычи нефти выбирался на ограниченный срок и, самое главное уже после установления и обчета всех гидродинамических параметров проекта, т.е. этому элементу отводилась второстепенная роль. В результате нередко выбор способа эксплуатации на практике приобретал случайный характер и в лучшем случае основывался на текущей характеристике скважин, которая, как известно, существенно меняется с течением времени. Отсюда, как следствие, на старых месторождениях наблюдались частые смены способов эксплуатации, например ЭЦНУ на ШСНУ или, наоборот, ШСНУ на газлифт и т.д., производимые без согласования с параметрами применяемой системы разработки залежи.

На новой концепции способ эксплуатации скважин должен рассматриваться наравне с другими параметрами как один из факторов, определяющих варианты системы разработки месторождения. Кроме того, при применении некоторых способов добывные возможности скважин существенно зависят от диаметра эксплуатационной колонны. Таким образом, способы эксплуатации скважин должны быть тесно увязаны с другими элементами проекта разработки. Отсутствие такой увязки приводит к весьма нежелательным последствиям (излишним затратам средств на оптимальное первоначальное обустройство, сопровождающееся ломкой ранее принятой системы) либо к задержке темпов освоения месторождения. Конечные рабочие характеристики скважины, такие как дебит, состав продукции, устьевое давление и температура, являются начальными условиями работы наземных инженерных сооружений. Здесь большое значение приобретают величины устьевых давлений и обусловливающие их длины и диаметры выкидных линий и других трубопроводов. Дело в том, что высокие давления на устьях скважин как бы перекладывают работу по внутрипромысловому транспорту добываемой жидкости с наземных насосов на подземное оборудование. При насосных способах добычи нефти это приводит к снижению надежности работы оборудования, а при газлифтных – к резкому уменьшению КПД подъемника. Необходимо, во первых, способы добычи нефти следует выбирать на весь период разработки, во-вторых, надо стремиться к тому, чтобы в послефонтанный период применять лишь один механизированный способ эксплуатации скважин. При необходимости смену послефонтанных механизированных способов добычи нефти надо согласовывать со средними сроками фактической амортизации основного эксплуатационного оборудования заменяемого способа.

Учет способа добычи нефти при составлении вариантов системы разработки усложняет процесс проектирования из-за существенного увеличения числа вариантов, подлежащих рассмотрению. Зато такой порядок составления проекта гарантирует от грубых ошибок и в конечном счете экономичен в народнохозяйственном отношении.

Особо нужно отметить тесную взаимосвязь между способом добычи нефти и интенсивностью воздействия на пласт. Регулированием закачки воды в продуктивный пласт можно поддержать желаемые динамические уровни в скважинах и следовательно регулировать высоту подъема жидкости и значение столба жидкости над забоем. В некоторых работах подробно показано, что для насосных способов существует тесная зависимость производительности, надежности, КПД и экономичности от высоты подъема жидкости, а для газлифтных способов – от относительного погружения подъемных труб. В связи с этим приобретает особое значение детальное технико-экономическое сопоставление ряда вариантов различной интенсивности заводнения в сочетании с применением разных способов эксплуатации скважин или же в пределах возможностей одного способа, наилучшим образом отвечающего другим условиям работы скважин.

Таким образом, выбор добычи нефти из нефтяных и нефтегазовых скважин – основа последующей эффективной их эксплуатации. Он зависит от комплекса причин, но результирующим фактором должна быть экономическая целесообразность.

Основные положения при выборе способа эксплуатации скважин сводятся к следующему:

1. Каждый из способов подъема жидкости имеет свои преимущества и недостатки на всем протяжении эксплуатации скважин. Основой выбора являются запланированный дебит и относительно низкие эксплуатационные расходы в течение «жизни» скважин.

2. Показатели эксплуатации скважин различными способами следует сравнивать между собой, а затем оценивать их экономически.

3. При выборе способа необходимо учитывать культуру производства и требуемую квалификацию обслуживающего персонала.

4. Ограничения, существующие на момент выбора способа, касающиеся техники , технологии, конъюнктуры рынка и т.д., со временем могут меняться, поэтому расчеты следует периодически повторять.

Рассмотрим показатели, составляющие основу выбора способа эксплуатации по всем применяемым технологиям механизированной добычи.

1) Штанговый глубинный насос (ШГН);

2) Штанговый винтовой насос (ШВН);

3) Электропогружной центробежный насос (ЭЦН);

4) Диафрагменный насос (ДФ);

5) Гидропогружной насос (ГПН);

6) Струйный насос (СН);

7) Непрерывный газлифт (НГЛ);

8) Периодический газлифт (ПРГЛ);

9) Плунжерный газлифт (ПГЛ).

Таблица 5- Оценка технологической и экономической эффективности способов эксплуатации.

Показатели	Способ эксплуатации
ШГН	ШВН	ЭЦН	ГПН	СН	НГЛ	ПРГЛ
Капитальные вложения	Низкие, увеличиваются с глубиной и производительностью	Низкие, увеличиваются с ростом мощности	Соизмеримы с ШГНУ. Сни-жаются при групповой системе, но последняя осложняет технологию	Соизмеримы с ЭЦН, увеличи-ваются с ростом мощности	Снижаются за счет централизованной добычи, растут за счет сооружения компрессорных станций.
Подземное оборудование	Характеризуется многообразием	Многообразно. Трудности с подбором эластомера для статора	Многообразие типоразмеров. Усложнение конструкции за счет кабеля.	Многообразие типоразмеров. Вторая колонна НКТ. Подъем и спуск насоса без СПО с НКТ.	Возможны механические примеси. Отсутствие движущихся деталей, долговечность, простота ремонта.	Простота установки ГК, применение канатной техники для СПО со скважинным оборудованием	Применяют забойный клапан и камеру замещения.
Коэффициент полезного действия	КПД=50-60% при Кп=0,8¸1	50-70%	50% для высокопродуктивных скважин, уменьшается при Qж£160 м 3 /сут	30-40% при Г>17 м 3 /м 3 , тенденция к уменьшению	30% зависит от рабочего давления силовой жидкости и погружения насоса	20%, увеличивается при уменьше-нии дебита, газового фактора и обводненности жидкости	5-10% увеличивается за счет применения плунжера
Возможность регулирования	Простая- изменением S, dH , n	Ограничена – изменением n ротора	Ограничена – требуется точный подбор	Хорошая– изменением Рр, Qс.ж., выбором соответст-вующего насоса	Отличная – изменением Рр, Qс.ж., подбор сопла	Отличная –изменением Vг, диаметр НКТ	Хорошая –изменением Vг,

Продолжение таблицы 5

Показатели	Способ эксплуатации
ШГН	ШВН	ЭЦН	ГПН	СН	НГЛ	ПРГЛ
Проблемы	Утечки через сальники	Повреждение эластомера-заклинивание через сальник	Требуется большой диапазон мощности	Содержание механических примесей не более 1,5% диаметром не более 15мкм; смазка для воды утечка в силовом насосе	Механические примеси до 2 % диаметром до 25 мкм	Надежный компрессор с Кэ>0,35, осушка газа	Замер и регулирование Vг,
Эксплуатационные затраты	Низкие до Нн=2250м и Qж 3 /сут	Низкие, зависят от долговечности статора	Растут при снижении МРП, относительно велики при большой Nэд	Растут при снижении МПР, выше, чем у ШГН	Высокие, с учетом потребляемой мощности, растут при снижении МРП	Низкие, зависят от стоимости компрессора и Vг,
Надежность	Отличная, при наличии осложнений снижается	Хорошая при надежном эластомере	Зависит от температуры и качественного подбора насоса к скважине	Хорошая при надежном контроле работы системы	Хорошая при правильном подборе сопла и диффузора и Рс.н. 3 /сут и Нсп£4560м при Qж£2,5 м 3 /сут	Диаметр обсадной колонны не менее 140мм и глубина подвески менее 1500м	Ограничение Nдв, температуры, Dо.к. 200мм при паралелном спуске, Рс.н. 160 м 3 /сут, Dо.к.>178мм, dн>89мм, Рр>10 МПа, Нсп£3050м	Уровень жидкости в скважине больше 3000м

Продолжение таблицы 5

Показатели	Способ эксплуатации
ШГН	ШВН	ЭЦН	ГПН	СН	НГЛ	ПРГЛ
Условия на приеме насоса	Рпр>0,35 ¸0,7МПа	Рпр 2,3МПа при Нсп=1500м	DРпр=0,7МПа, на 305м при Нсп=3000м Рпр>7МПа	Рпр>1,75МПа при Нсп=3000м, условия улучшаются при использовании камеры замещения
Глубина использова-ния установки	Нсп до 2300м при Qж 3 /сут, Нсп£4560м при Qж£2,5 м 3 /сут	Нсп£1500м	Нсп£3000м	Нсп£5200м при Рс.н. 170м 3 /м 3 , Ру=10МПа, Qж 3 /сут,	Нсп>3000м при Нур>3000м
Высокий дебит	Удовлетворительно- Qmax=640 м 3 /сут при Нсп =300м и Qж=160 м 3 /сут при Нсп =1500м	Возможно при Qж=320м 3 /сут и Нсп=610м при Qж=32м 3 /сут и Нсп=1500м	Отлично при Qж=640м 3 /сут и Нсп=1200м. Требуется увеличение мощности системы	Хорошо при Qж=480м 3 /сут и Нсп=1200м, Qж=160м 3 /сут и Нсп=3050м при Рс.н.=24,5МПа,	Отлично при требуемой мощности Qmax=240м 3 /сут	Отлично при Qж 3 /сут при Рпр=10МПа, Г=170м 3 /м 3	Плохо — Q=32м 3 /сут
Малый дебит	Отлично с Qж=160 м 3 /сут	Плохо-низкий КПД при Qж=64м 3 /сут	Удовлетворительно при Qж=16¸48 м 3 /сут с глубины 1200-1300м. Возможен Qж=12 м 3 /сут при Нсп =3600м	Удовлетворительно при Qmin=32м 3 /сут при Нсп =1200м	Удовлетворительно при Qmin=32м 3 /сут	Хорошо при Qmin=48м 3 /сут

Результирующие показатели приведены в таблице 5. Следует учесть, что они являются ориентировочными и получены на основе материалов анализа способов эксплуатации скважин в России и США. Однако методологические подходы к анализу и многие оценки могут быть использованы.

Оптимальное решение задачи о выборе способов добычи нефти возможно при наличии определенной совокупности исходных данных, основная часть которых необходима для технико-экономических расчетов любого способа эксплуатации, а другая –только для некоторых из них.

Осн.:645

Контрольные вопросы:

1. К чему сводятся основные положения при выборе способа эксплуатации скважин?

2. С чем взаимосвязан способ добычи нефти?

3. Что зависит от правильного выбора способа эксплуатации скважин?

4. При какой насосной установке КПД высокий?

5. Каковы условия на приеме насоса при его работе?

Источник