Способы эксплуатации нефтяных газовых газоконденсатных 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

Нефть, Газ и Энергетика

Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам

Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин

Газовые и газоконденсатные скважины предназначены для по­дачи газа и конденсата из продуктивного пласта на поверхность. Для этого они оснащены специальным подземным и наземным оборудованием.

Назначение подземного оборудования следующее.

1. Не допустить разрушения призабойной зоны пласта.

2. Предохранить (защитить) от коррозии и эрозии эксплуата­ционные и фонтанные трубы и другое оборудование.
Газовые и газоконденсатные скважины предназначены для по­дачи газа и конденсата из продуктивного пласта на поверхность. Для этого они оснащены специальным подземным и наземным оборудованием.

Назначение подземного оборудования следующее.

1. Не допустить разрушения призабойной зоны пласта.

2. Предохранить (защитить) от коррозии и эрозии эксплуата­ционные и фонтанные трубы и другое оборудование.

3. Предупредить образование гидратных пробок в стволе скважины.

4. Предотвратить значительное растепление вечномерзлых по­род, окружающих ствол скважины на месторождениях Севера.

5. Не допустить открытого фонтанирования скважины перекры­тием потока газа на забое.

6. Обеспечить подачу на забой и в ствол скважины ингибито­ров коррозии и гидратообразования, а также глинистого раствора при «глушении» скважины.

7. Обеспечить проведение работ по увеличению производитель­ности скважины.

8. Снизить темп обводнения и изолировать обводняющиеся пропластки.

9. Обеспечить удаление жидкости и твердых частиц с забоя.

10. Обеспечить возможность проведения исследовательских и ремонтных работ.

Подземное оборудование состоит из оборудования забоя и ствола скважины.

Забой может быть открытым, перфорированным и оборудованным фильтрами (рис. 15).

Комплекс подземного оборудования ствола скважины обычно включает эксплуатационный пакер с перфорированным или не­перфорированным хвостовиком, циркуляционный и ингибиторный клапаны, забойный клапан—отсекатель, переводники, противо-эрозионные муфты, посадочные ниппели (рис. 16, 17).

Наземное оборудование предназначено для следующих целей:

герметизации межтрубных пространств скважины;

регулирования и управления потоками газа;

регулирования дебита скважины и поддержания заданного ре­жима эксплуатации;

Рис. 15. Схема оборудования забоя газовых и газоконденсатных сква­жин.

а—открытый забой; скважина: 1—совершенная по степени и характеру вскры­тия; 2— несовершенная по степени вскрытия: б—перфорированный забой; пер­форация: 3 — пескоструйная; 4 — кумулятивная; 5 — пулевая; в — забой, обору­дованный фильтром; 6 — щелевым; 7 — металлокерамическим; 8 — гравийным на­мывным; г — забой, закрепленный смолами; 3, 6, 7, 8 — скважины несовершенные по степени и характеру вскрытия; 4, 5, 9 — скважины несовершенные по характе­ру вскрытия

пуска, остановки и глушения скважины;

подачи на забой и в ствол ингибиторов коррозии и гидратооб­разования;

Рис. 16. Схемы оборудования ствола газовых и газоконденсат­ных окважия.

а — спуск фонтанных труб; б — плунжерный лифт; в

— комплекс под­земного оборудования; г — установка для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов; 1 — обсадные трубы; 2 — фонтанные тру­бы; 3—сетка; 4—амортизатор верхний; 5—столб воды; 6—плунжер;

7—амортизатор нижний; 8—телескопическое соединение; 9—клапан аварийного глушения; 10, 16 — клапан ингибиторный; 11 — клапан цир­куляционный; 12 — клапан-отсекатель забойный; 13— пакер; 14—хво­стовик; 15 — клапан-отсекатель устьевой; 17 — клапан циркуляционный;

18 — пакер двухпроходный; 19 — устройство для съема пакеров; 10 — пакер однопроходный

контроля за устьевыми давлениями и температурами;

проведения исследовательских и ремонтных работ, а также работ по увеличению производительности скважины.

Наземное оборудование скважины состоит из колонной и труб-ной головок и фонтанной арматуры — «елки» (рис. 18).

Для удаления жидкости с забоя скважины применяют уста­новки «Ласточка», «Лотос» и др.

Выбор оборудования и оснащение им скважин проводят ин­дивидуально не только для каждого месторождения, но и для

Рис. 17. Схема основных элементов оборудования ствола газовых и газоконденсатных скважин.

а—плунжер; б—клапан ингибиторный; в—клапан-отсекатель забойный; 1—фонтанные трубы; 2—корпус плунжера; 3—ша­рик клапана; 4 — переводник верхний; 5 — корпус; 6 — шарико­вый клапан; 7 — плашка; 8 — переводник нижний; 9 — переводник; 10—пружина; 11— корпус; 12—труба подвижная; 13 — седло ниппеля; 14 — штуцер; 15 — хлопушка

каждой скважины. При этом учитывают геолого-физические свойства пласта, содержание в газе конденсата и агрессивных при­месей (H2S и СО2), обводнение скважин, давление, температуру, рабочие дебиты и т. д. Оборудование должно соответствовать всем геолого-промысловым условиям, только в этом случае оно обеспечивает бесперебойную и надежную работу скважины.

Работу скважины характеризуют технологическим ре­жимом, т. е. дебитом и соответствующим ему устьевым давле­нием. Назначают технологический режим на основании результа­тов комплексных исследований скважины, с учетом обводнения «скважины, коррозии и эрозии оборудования, образования гидратов в стволе и т. д. Оператор обязан поддерживать назначенный техно­логический режим, соответствующим образом управляя, регулируя ж обслуживая оборудование скважины.

Рис. 18. Схема оборудования устья скважины крестовой (а) и тройниковой фонтанной

арматурой (б). ГК—головка колонная; ГТ—головка трубная; Е — елка; ФА—фонтанная арматура;;—кондуктор; 2 — эксплуата­ционная колонна; 3—фонтанная колонна; 4 — манометр межколонный; 5 — отвод от межколонного пространства;

6 — задвижка ручного привода; 7 — манометр затрубный: 8 — отвод от затрубья; 9 — линия задавочная; 10 — подвеска фонтанных труб; 11—коренная задвижка; 12 — задвижка с пневмоприводом; 13—крестовина; 14—задвижка резерв­ная; 15 — катушка КИП; 16 — задвижка рабочая; 17 — штуцер регулируемый; 18 — задвижка буферная; 19 — буфер и буферный манометр; 20 — блок пневмоуправления; 21 — прискважинная установка (система) для подачи в затрубье ингибиторов и ПАВ; 22—отвод рабочий; 23 — шлейф; 24—задвижки факельной линии; 25 — амбар земляной;

26—задвижка межструнная; 27—тройник; 28 — вентиль манометров; 29 — струна резервная; 30 — струна рабочая

Производительность скважин всегда стремятся повысить как подбором и регулированием оборудования скважины, так и спе­циальным воздействием на призабойную зону пласта.

Для этого вскрывают и осваивают продуктивный пласт таким образом, чтобы не ухудшились его естественные фильтрационные свойства, искусственно улучшают эти свойства механическими и физико-химическими воздействиями на пласт, крепят рыхлые по­роды, кроме того, устраняют помехи на пути движения газа от пла­ста до устья, удаляя из скважины воду, конденсат, песок. Для каждой скважины индивидуально решается вопрос о применении того или иного метода увеличения производительности.

На скважинах проводят планово-предупредительные, срочные, текущие и капитальные ремонты подземного и наземного оборудо­вания. Текущие ремонты, как правило, проводят без остановки скважины; капитальные с «глушением» скважин, т. е. с заполне­нием ствола скважины промывочной жидкостью.

При капиталь­ном ремонте проводят промывку песчаных пробок, изоляцию обводнившихся пластов, герметизацию цементного кольца, подъем и замену фонтанных труб, комплекса подземного оборудования, а иногда бурение нового—второго ствола скважины. При текущем ремонте заменяют клапан-отсекатель, ингибиторный клапан, про­дувают ствол скважины и т. д. Ремонтные работы проводятся бригадами по капитальному ремонту в соответствии с запланиро­ванным графиком.

Таким образом, эксплуатация скважин включает комплекс раз­личных работ.

Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин состоит в назначении и поддержании заданного технологического режима работы скважины; в выборе оборудования, обслуживании и уп­равлении его работой: в выполнении работ по увеличению произ­водительности; в проведении текущего, капитального и срочного ремонта; в постоянном контроле за дебитом, давлениями и тем­пературами; в систематическом контроле за состоянием и пока­зателями работы всего оборудования.

Правильная эксплуатация скважин — основа обеспечения пла­новой добычи газа и конденсата. На промыслах эксплуатации скважин придается первостепенное значение. Необходимо всегда помнить, что скважина — источник газа и конденсата.

Кафедра разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений

Источник