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
Фонтанный способ эксплуатации скважин
Скважины эксплуатируют двумя способами:
Фонтанный способ эксплуатации скважин применяться, когда энергия пласта достаточна для подъема флюида от забоя к поверхности.
Фонтанный способ эксплуатации считается наиболее выгодным, потому что не требует специального оборудования. В связи с этим, важнейшей задачей является обеспечение длительного фонтанирования скважины при рациональном расходовании пластовой энергии.
Фонтанирование скважины может происходить за счет:
— гидростатического давления пласта;
— растворенного в нефти газа;
— энергии имеющейся газовой шапки;
— энергия искусственного нагнетания в пласт жидкости или газа.
Работу скважины регулируют за счет изменения ее дебита специальными штуцерами, установленными на устье скважины. Штуцеры бывают регулируемые и нерегулируемые. Первые представляют собой дроссель (игольчатый вентиль), вторые — втулки или диски с отверстиями диаметром 3—15 мм. Детали, взаимодействующие с потоком пластовой жидкости, выполняются из износостойких материалов.
Все остальные виды эксплуатации скважин относятся к механизированному способу. Они имеют один общий признак: энергия для подъема пластовой жидкости на поверхность подводится извне и с помощью оборудования, расположенного в скважине, передается жидкости. Так как высота всасывания насоса не превышает 5-8 м, то для подъема жидкости из скважины глубиной в несколько сотен или тысяч метров насос приходится опускать в скважину и для обеспечения его надежной работы погружать под уровень пластовой жидкости.
Источник
Фонтанный способ эксплуатации
Тема: Способы эксплуатации нефтегазовых скважин.
План 1. Фонтанный способ эксплуатации.
2. Условия фонтанирования и возможные методы его продления.
1. Фонтанный способ эксплуатации
Фонтанная эксплуатация, способ эксплуатации нефтяных, артезианских и газоконденсатных скважин, при котором полезное ископаемое под действием пластовой энергии изливается на поверхность. При подъёме нефти и конденсата пластовая энергия складывается из энергии, зависящей от величины гидростатического напора, определяемого забойным давлением, и энергии газа, выделяемого из нефти и конденсата по мере падения давления при движении вверх по скважине потока продукции. Скважины, в которых ожидается фонтанирование, перед освоением оборудуют колонной фонтанных труб (для рационального использования энергии расширяющегося газа). Диаметр труб выбирается в зависимости от ожидаемого дебита, давления, глубины скважины, условий эксплуатации и диаметра обсадных колонн. После спуска в скважину колонны фонтанных труб на устье устанавливается фонтанная арматура и производится обвязка устьевого оборудования. Длительное и бесперебойное фонтанирование скважин в процессе освоения и эксплуатации обеспечивается правильно выбранным режимом её работы. Режим Фонтанная эксплуатация изменяют созданием противодавления в фонтанной ёлке.
После того как скважина пробурена и освоена, необходимо начать добывать из нее нефть. Хотя нужно отметить, что не из всех даже эксплуатационных скважин добывается нефть. Существуют так называемые нагнетательные скважины. В них наоборот закачивается, только не нефть, а вода. Это необходимо для эксплуатации месторождения в целом. Об этом мы поговорим попозже.
Нефть находится под землей под таким давлением, что при прокладке к ней пути в виде скважины она устремляется на поверхность. Как правило, фонтанируют скважины только в начале своего жизненного цикла, т.е. сразу после бурения. Через некоторое время давление в пласте снижается и фонтан иссякает. Конечно, если бы на этом прекращалась эксплуатация скважины, то под землей оставалось бы более 80% нефти.
В процессе освоения скважины в нее опускается колонна насосно-компрессорных труб (НКТ). Если скважина эксплуатируется фонтанным способом, то на поверхности устанавливают специальное оборудование – фонтанную арматуру.
Рекомендуемые файлы
Рис. 3.2. Арматура фонтанная крестовая для однорядного подъемника: 1 манометры; 2 трехходовой кран; 3 буфер, 4. 9 задвижки; 5 крестовик елки; 6 переводная катушка; 7 переводная втулка; 8 крестовик трубной головки: 10 штуцеры; 11 фланец колонны; 12 — буфер
Это оборудование необходимо для управления скважиной. С помощью фонтанной арматуры можно регулировать добычу нефти – уменьшать или совсем остановить.
После того, когда давление в скважине уменьшится, и скважина начнет давать совсем мало нефти, как посчитают специалисты, ее переведут на другой способ эксплуатации.
При добыче газа фонтанный способ является основным.
2. Условия фонтанирования и возможные методы его продления.
Условия фонтанирования скважин.
Фонтанирование скважин происходит в том случае, если перепад давления между пластовым и забойным будет достаточным для преодоления противодавления столба жидкости и потерь давления на трение, тоесть фонтанирование происходит под действием гидростатического давления жидкости или энергии расширяющегося газа. Большинство скважин фонтанирует за счет энергии газа и гидростатического напора одновременно. Газ, находящийся в нефти, обладает подъемной силой, которая проявляется в форме давления на нефть. Чем больше газа расстворено в нефти, тем меньше будет плотность смеси и тем выше поднимается уровень жидкости. Достигнув устья, жидкость переливается, и скважина начинает фонтанировать. Общим обязательным условием для работы любой фонтанирующей скважины будет следующее основное равенство:
Рс = Рг+Ртр+ Ру; где Рс — давление на забое, РГ, Ртр, Ру — гидростатическое давление столба жидкости в скважине, расчитанное по вертикали, потери давления на трение в НКТ и противодавление на устье, соответственно. Различают два вида фонтанирования скважин: · Фонтанирование жидкости, не содержащей пузырьки газа — артезианское фонтанирование. · Фонтанирование жидкости, содержащей пузырьки газа облегчающего фонтанирование — наиболее распространенный способ фонтанирования.
При фонтанной эксплуатации подъем газонефтяной смеси от забоя до устья скважины осуществляется по колонне насоснокомпрессорных труб, которые спускают в скважину перед освоением. Необходимость их спуска вызвана рациональным использование энергии газа, улучшением выноса песка, уменьшением потрь на скольжение газа и возможностью сохранить фонтанирование при меньших пластовых давлениях. На устье скважины монтируют фонтанную арматуру, которая представляет собой соединение различных тройников, крестовиков и запорных устройств. Эта раматура предназначена для подвешивания насосно-компрессорных труб, герметизации затрубного пространства между трубами и обсадной колонной, контроля и регулирования работы фонтанной скважины. Фонтанные арматуры изготовляют крестового и тройникового типов. Состоит она из трубной головки и фонтанной елки. Трубная головка предназначена для подвески насосно-компрессорных труб и герметизации затрубного пространства между ними и эксплуатационной колонной. Фонтанная елка служит для направления продукции скважины в выкидные линии, а также для регулирования и контроля работы скважины. Фонтанная елка имеет две или три выкидные линии.Одна из них запасная. В тройниковой арматуре нижняявыкидная линии — запасная. На рабочей линии (верхней) запорное устройство всегда должно быть открыто, а на запасной — закрыто. Стволовые запорные устройства должны быть открытыми. Запорное устройство, расположенное внизу ствола фонтанной арматуры, называется главным. В тройниковой арматуре выкидные линии направлены в одну сторону. При выборе типа фонтанной аппаратуры следует учитывать, что крестовины быстрее разъедаются песком, чем тройники. В соответствии с ГОСТ 13846-74 фонтанные арматуры должны выпускаться на рабочее давление 70, 140, 210, 350, 700 и 1000 кгс/см2. Запорные устройства на фонтанных арматурах могут быть двух типов: в виде задвижки или крана. Тип арматуры вибирают по максимальному давлени, ожидаемому на устье скважины. На выкидных линиях после запорных устройств в некоторых случаях устанавливают приспособления (штуцеры) для регулирования режима фонтанной скважины. Штуцер представляет собой болванку со сквозным отверстием. Для контроля за работой фонтанной скважины на арматуре устанавливают два манометра: один на буфере (вверх ее), второй — на отводе крестовика трубной головки ( для измерения затрубного давления). Фонтанная арматура соединяется с групповыми установками выкидными линиями. Схемы обвязок фонтанных скважин в зависимости от дебита, давлния, содержания песка, парафина применяются различные.
1.Объясите конструкцию фонтанной арматуры.
2. Что такое фонтанная эксплуатация?
3.Назовите условие фонтанирования скважин
1. Аскеров М.М., Сулейманов А.Б. Ремонт скважин: Справ, пособие. — : Недра, 1993.
2. Ангелопуло O.K., Подгорнов В.М., Аваков Б.Э. Буровые растворы для осложненных условий. — М.: Недра, 1988.
3. Броун СИ. Нефть, газ и эргономика. — М: Недра, 1988.
4. Броун СИ. Охрана труда в бурении. — М: Недра, 1981.
5. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению: В 3 т.: 2-е изд., перераб. и доп. — М: Недра, 1993-1995. — Т. 1-3.
6.Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважина, Недра, 1990.
7.Варламов П.С Испытатели пластов многоциклового действия. — М: Недра, 1982.
8.Городнов В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении. 2-е изд., перераб. и доп. — М: Недра, 1984.
9. Геолого-технологические исследования скважин / Л.М. Чекалин, А.С. Моисеенко, А.Ф. Шакиров и др. — М: Недра, 1993.
10.Геолого-технологические исследования в процессе бурения. РД 39-0147716-102-87. ВНИИпромгеофизика, 1987.
Источник
