Способы эксплуатации добывающей скважины

Основные способы эксплуатации добывающих скважин

Все известные способы эксплуатации скважин подразделяются на следующие группы:

− фонтанный, когда нефть извлекается из скважин самоизливом;

− газлифтный — с помощью энергии сжатого газа, вводимого в скважину извне;

− насосный — извлечение нефти с помощью насосов различных типов.

Выбор способа эксплуатации нефтяных скважин зависит от величины пластового давления и глубины залегания пласта.

Фонтанный способ эксплуатации скважинприменяется, если пластовое давление в залежи велико. В этом случае нефть фонтанирует, поднимаясь на поверхность по насосно-компрессорным трубам за счет пластовой энергии. Фонтанирование скважин может происходить под действием гидростатического напора, а также энергии расширяющегося газа.

Практически фонтанирование только под действием гидростатического напора встречается очень редко. В большинстве случаев вместе с нефтью в пласте находится газ, и он играет главную роль в фонтанировании скважин.

В нефтяных залежах, где давление насыщения нефти газом равно пластовому давлению газ делает двойную работу: выделяясь в пласте он выталкивает нефть, а в трубах поднимает ее на поверхность.

Для некоторых режимов характерно содержание в нефти газа, находящегося в растворенном состоянии и не выделяющегося из нефти в пределах пласта. В этом случае по мере подъема жидкости в скважине давление снижается и на некотором расстоянии от забоя достигает величины, равной давлению насыщения, и из жидкости начинает выделяться газ, который способствует дальнейшему подъему жидкости на поверхность.

Оборудование любой скважины, в том числе фонтанной, должно обеспечивать отбор продукции в заданном режиме и возможность проведения необходимых технологических операций с учетом охраны недр, окружающей среды и предотвращения аварийных ситуаций. Оно подразделяется на скважинное (подземное) и устьевое (земное).

Логическим продолжением фонтанной эксплуатации является газлифтная эксплуатация, при которой недостающее количество газа для подъема жидкости закачивают в скважину с поверхности. Газ в нефтяную скважину можно подать под давлением без его дополнительной компрессии из газовых пластов. Такой способ называют бескомпрессорным. Газлифт характеризуется высокой технико-экономической эффективностью, отсутствием в скважинах механизмов и трущихся деталей, простотой обслуживания скважин и регулирования работы.

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 забое соответствует пластовому давлению.

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 или динамическим уровнем.

При насосном способеэксплуатации подъем нефти из сква­жин на поверхность осуществляется штанговыми и бесштанговыми насосами (погружные электроцентробежные насосы, винтовые насосы и др).

Источник

Все о нефти

Добыча нефти. Способы эксплуатации 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 — гидростатическое давление;
ρ — плотность жидкости;
g — ускорение свободного падения;
h — высота столба жидкости

Для того чтобы в скважину поступала жидкость из пласта (будь то нефть, газ или вода) должно соблюдаться простое условие: пластовое давление должно быть выше гидростатического давления столба жидкости в стволе скважины.

Теперь, если энергия пласта изначально высока и пластовое давление выше давления столба жидкости в стволе скважины, то получаем естественный приток нефти. Такой способ называется фонтанный способ эксплуатации скважины.

Если энергии пласта недостаточно, чтобы обеспечить приток нефти в скважину, то у нас есть два варианта. Согласно приведенной выше формуле нам надо либо уменьшить плотность жидкости (ρ) в стволе скважины, либо уменьшить высоту столба жидкости (h). На величину g мы повлиять не можем, так как это величина постоянная.

На изменении плотности жидкости основан газлифтный способ эксплуатации скважины. При этом способе с помощью колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважину закачивают сжатый газ. Пузырьки газа, поднимаясь к устью скважины, снижают плотность столба жидкости, что обеспечивает снижение гидростатического давления и соответственно приток нефти из пласта.

Если же снижения плотности жидкости недостаточно для притока нефти, то остается только снижать высоту столба жидкости. Этого достигают насосными способами эксплуатации скважины. В скважину, попросту говоря, спускают насос и откачивают присутствующую в ней жидкость. Высота столба жидкости снижается до тех пор, пока из пласта не начнет поступать нефть. В результате при работающем насосе в скважине устанавливается какой-то равновесный уровень столба жидкости, который называется динамическим уровнем.

Таким образом, выделяют три основных способа эксплуатации скважин:

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.

Рисунок 1. Устьевая арматура фонтанной скважины

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 уменьшая 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.

Источник

Методы эксплуатации нефтяных скважин

В настоящее время, несмотря на активный поиск альтернативных источников энергии, нефть и природный газ остаются важнейшими энергоносителями, а нефтепродукты – основным видом топлива.

Для извлечения нефти и газа из природных коллекторов используется эксплуатационное бурение скважин.

Способы эксплуатация нефтяных скважин могут быть различными. Выбор того иди иного способа зависит от индивидуальных особенностей продуктивных пластов, из которых добывается сырьё, а также от свойств самого добываемого продукта.

Кроме этого, эксплуатация нефтяных и газовых скважин зависит от степени их обводненности, показателей внутрипластового давления и ряда других факторов. Добывающие, нагнетательные и прочие виды скважин называются объектами нефтедобычи. Эксплуатация объектов нефтедобычи представляет собой комплекс работ, в котором используется различное оборудование.

Немаловажную роль при выборе метода эксплуатации объекта добычи играет энергия продуктивного пласта. Жидкие и газообразные углеводороды могут извлекаться фонтанным, газлифтным или насосным способом. Все перечисленные технологии объединены общим названием – механизированные способы добычи полезных ископаемых. Далее мы рассмотрим перечисленные методики и дадим краткое описание их основных принципов.

Фонтанный метод эксплуатации

Эта нефтедобывающая технология для извлечения полезных ископаемых из природных коллекторов на поверхность использует энергию самих продуктивных пластов.

Главным достоинством этого способа добычи является высокая степень экономичности, так как подъем природного ресурса идет естественным путем, а следовательно, дополнительных затрат временных и трудовых ресурсов не требуется.

Также отпадает необходимость применения специального оборудования, что позволяет значительно сократить капитальные вложения, которые требуются для покупки такого оборудования и его дальнейшего технического обслуживания.

Для обустройства скважины фонтанного типа необходимы: из наземного оборудования – колонная головка, фонтанная арматура и выкидная линия (манифольд); из подземного – трубная эксплуатационная колонна. Насосно-компрессорные трубы (НКТ) опускают в скважину до уровня пластовых отверстий, проделанных с помощью перфорации. Именно по НКТ и происходит подъем добываемого нефтегазового сырья на поверхность.

Кроме того, эти трубы служат для:

• регулировки режима работы скважины;
• обеспечения производства работ по изучению пробуренной выработки;
• устранения парафиновых и смолистых отложений;
• проведения эксплуатационно-технологических мероприятий;
• защиты эксплуатационной колонны от коррозионных воздействий;
• ликвидации образующихся песчаных пробок;
• обеспечения глушения скважины, которое необходимо в процессе проведения ремонтных работ её ствола;
• защиты от резкого повышения давления, а также от его значительных перепадов.

При фонтанной эксплуатации скважины подъем добываемого сырья обеспечивает внутрипластовое давление.

Стоит сказать, что фонтанирование через достаточно короткое время может прекратиться, даже в случае достаточно высокого давления в продуктивном пласте. В таких случаях главным способом продлить период фонтанирования или возобновить его в случае прекращения, является уменьшение диаметра используемых труб. К примеру, если фонтан в скважине поступал из трубы диаметром 114 миллиметров, а затем естественный подъем сырья прекратился, замена существующих насосно-компрессорных труб на меньший диаметр (к примеру, на 60 миллиметров), как правило, позволяет возобновить естественный процесс подъема нефти.

Общая формула энергетического баланса любой добывающей скважины выглядит так:

W1 – это энергия, затрачиваемая на подъем газожидкостной смеси от забоя до устья скважины;

W2 – энергия, расходуемая добываемой смесью в процессе движения через устьевое оборудование;

W3 – энергия, которую уносит газожидкостная струя за пределы скважинного устья;

Wп – природная энергия продуктивного пласта;

Wи – энергия, добавляемая в скважину извне (с поверхности).

Если значение Wи – нулевое, то говорят о фонтанной эксплуатации добывающей горной выработки. Если этот параметр отличен от нуля, то это – либо газлифтная, либо насосная эксплуатация.

Внешняя энергия Wи представляет собой либо подачу в скважину сжатого воздуха или газовой смеси, либо применение насосного оборудования.

Нефтяная и газовая скважина. Газлифтный метод эксплуатации

Как уже было сказано выше, энергии продуктивного пласта (Wп) со временем становится недостаточно для обеспечения естественного подъема добываемого сырья. В таких случаях дополнительную энергию (Wи) можно передать посредством подачи в скважину газовой смеси с высоким значением давления.

Это позволит возобновить приток добываемого продукта. Такой способ добычи называется газлифтным.

Принцип действия этой технологии основан на том, что подаваемый газ смешивается с внутрипластовой жидкостью, и плотность полученной смеси становится достаточно небольшой. Снижение уровня давления в скважинном забое дает возможность повысить дебит эксплуатируемой выработки и обеспечить устойчивый приток полезного ископаемого на поверхность.

Газлифтная эксплуатация нефтедобывающей скважины подразумевает применение двух технологий: с применение компрессорного оборудования и без него.

Достоинства этой методики таковы:

• оборудование, с помощью которого обеспечивается такая добыча, расположено на поверхности, что значительно упрощает его техническое обслуживание и ремонт;
• конструкция применяемого оборудования достаточно проста, и его эксплуатация – тоже;
• подъем сырья можно обеспечивать в больших количествах, которые не зависят ни от глубины скважинного ствола, ни от его диаметра;
• дебит добываемой продукции достаточно просто не только контролировать, но и задавать самостоятельно (для этого необходимо лишь изменить объём подаваемого в скважину газа);
• газлифтовая технология позволяет эксплуатировать даже те газовые или нефтяные горные выработки, которые либо были залиты водой, либо были пробурены в горных породах с высоким содержанием песка;
• при таком способе эксплуатации исследования в скважинах проводить и быстрее, и проще.

Разумеется, как и любой другой, этот метод имеет и свои недостатки. Например, в процессе газлифтной эксплуатации возникает необходимость регулярной замены труб НКТ, а используемый при проведении работ подъемник имеет достаточно малый коэффициент полезного действия. Помимо этого, компрессорные системы достаточно дороги, и затраты электроэнергии, приходящиеся на одну тонну добываемого сырья, весьма немаленькие.

Насосный способ эксплуатации

Такая эксплуатация нефтяных и газовых скважин может обеспечиваться с помощью различного технологического оборудования.

Типы применяемых устройств могут быть следующими:

№	Полезная информация
1	глубинное оборудование штангового типа
2	насос центробежного типа, оборудованный электроприводом
3	штанговый погружной насос или насос, оборудованный электрическим приводом
4	устройство диафрагменного типа

Эксплуатация нефтяных скважин штанговыми насосами

Для нефте- и газодобычи такие устройства используются чаще всего, и связано это с простотой их конструкции, долговечностью и способностью такого оборудования выкачивать довольно большие объемы жидкого и газообразного сырья.

Более половины всех действующих в настоящее время газовых и нефтяных скважин используют штанговые насосные станции. Стоит сказать, что применение такого оборудования позволяет производить его ремонт непосредственно в процессе его работы, без демонтажа и отвоза в специальные сервисные центры, а в качестве первичного мотора могут применяться все существующие типы приводов. Штанговый насос способен работать в достаточно сложных условиях, включая наличие песка и жидкостей с высокой коррозионной агрессивностью.

К недостаткам применения такого оборудования относятся:

• невысокий уровень подачи;
• наличие ограничений по спуску оборудования;
• наличие ограничений, связанных с углом наклона скважинного ствола.

Простой штанговый насос имеет следующие основные элементы конструкции: цилиндр и плунжер, оборудованный клапаном типа шар-седло, которые обеспечивают подъем добываемого ресурса, одновременно исключая его обратное стекание. Также конструкция может оборудоваться всасывающим клапаном, который ставится ниже цилиндра. Работу штангового насоса обеспечивают передвижения плунжера под действием приводного устройства. В таком насосе присутствует верхняя штанга, которая крепится на головке балансировочного элемента.

Основные элементы конструкции насоса штангового типа:

• рама;
• пирамидообразная стойка с четырьмя гранями;
• балансировочный элемент;
• редуктор, оборудованный противовесом;
• траверса;
• поворотная салазка.

Штанговые насосы бывают двух типов: вставные и невставные.

Первые тип опускают в ствол скважины в готовом виде, а перед этим по насосно-компрессорным трубам вниз опускают замок. Для замены такого оборудования опускание и подъем труб несколько раз не требуется. Невставные штанговые насосы опускают в скважину в полуготовом виде. Если такому насосу требуется ремонт или замена, то его подъем осуществляется по частям: сначала – плунжер, а потом насосно-компрессорные трубы. Оба типа штанговых устройств имеют как свои достоинства, так и недостатки, поэтому выбор производят, основываясь на конкретных условиях планируемой эксплуатации.

Использование центробежного насоса, оборудованного электроприводом

Насос центробежного типа с электроприводом представляет собой устройство, не столь широко распространенное, как штанговое оборудование. однако такое устройство характеризуется внушительными параметрами, касающимися количества получаемого с их помощью газового или нефтяного сырья. Достаточно сказать, что больше 80-ти процентов добываемых в нашей стране углеводородов получают из скважины, оборудованных такими насосами.

Центробежный насосный агрегат – это удлиненная конструкция небольшого диаметра, способная работать даже в агрессивной среде. В составе такого механизма есть погружной аппарат, кабельная линия, насосно-компрессорные трубы, устьевое оборудование и наземные управляющие устройства.

Основные элементы конструкции центробежного насоса:

• само насосное устройство, в составе которого есть несколько ступеней и секций, а также колеса и стальная труба;
• погружной электромотор, заполненный маслом;
• устройство защиты от влажности, которое располагается между двумя предыдущими узлами и защищает электропривод, одновременно обеспечивая передачу вращения на сам насос;
• кабельная линия для электроподачи, идущая от подстанции; этот кабель имеет бронированный защитный слой и отличает круглым сечение на участке выше уровня спуска, а после погружного элемента сечение меняется на плоское.

При использовании такого оборудования могут применяться следующие дополнительные элементы:

• газового сепаратора, основное назначение которого – уменьшение объема поступающих в насос газов; если в этом нет нужды, то вместо сепаратора применяют обычный модуль, обеспечивающий подачу в насос жидкости;
• термической системы, оборудованной манометром (сокращенно – ТМС); её задача – измерение температуры и давления среды, в которой работает насосное устройство.

Такую установку монтируют непосредственно в процессе спуска в скважинный ствол.

Сборка происходит поэлементно и последовательно, по направлению от низа к верху, включая подсоединение кабеля к установке и подсоединение установки к трубам. Крепят конструкцию специальными металлическими поясами. Кабельную линую, находящуюся на поверхности, подключают к трансформатору и управляющей станции.

Помимо перечисленных выше элементов, колонна НКТ оснащается двумя клапанами – сливным клапаном и клапаном обратного хода, которые ставятся над насосом. Клапан обратного хода нужен для подачи жидкости в колонну НКТ перед тем, как заработает насос. Этот же клапан не позволяет жидкости проливаться вниз. Сливной клапан ставится над клапаном обратного хода и нужен при сливе жидкостей, который производится в случае подъема оборудования на поверхность.

Основные узлы установки УЭЦН

Главными преимуществами электрических насосов центробежного типа перед штанговыми установками являются:

• легкость наземной конструкции и упрощенная функциональная схема;
• возможность выкачивать значительно большие объемы жидких и газообразных природных ресурсов;
• возможность работы на больших глубинах (больше трех километров);
• долгий срок эксплуатации при минимальных ремонтных работах;
• длительные временные интервалы между плановыми ремонтами;
• возможность проведения исследований внутри ствола скважины без подъема конструкции на поверхность;
• повышенная легкость удаления отложений парафинов, оседающих на стенках НКТ.

Эксплуатация насосов такого типа возможна как в горизонтальных, так и в наклонных скважинах, а также в горных выработках с высокой степенью обводненности, с высокой концентрацией брома в воде.

Их также применяют для выкачивания растворов, в составе которых есть соли и кислоты. В некоторых случаях погружные центробежные насосы применяют для выкачивания из горной породы воды для поддержания нужного уровня пластового давления.

YouTube responded with an error: The request cannot be completed because you have exceeded your quota.

Список используемой литературы:

• Нефть и Нефтепродукты — Википедия
• Брагинский, О. Б. Нефтегазовый комплекс мира/ Брагинский О. Б. – М: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2006. 640 с.
• ἔλαιον. Liddell, Henry George; Scott, Robert; A Greek–English Lexicon at the Perseus Project.
• Дунаев, В.Ф. Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности/ В.Ф. Дунаев, В.Л. Шпаков. Н.П. Епифанова, В.Н. Лындин.
• Иголкин, А. Русская нефть, о которой мы так мало знаем/ Иголкин А., Горжалцан Ю. Издательство: «Олимп-Бизнес», 2003. 184 с.
• «oil» . Oxford English Dictionary (3rd ed.). Oxford University Press. September 2005. (Subscription or UK public library membership required.)

Источник