Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

Существующие способы эксплуатации нефтяных скважин можно разделить на следующие группы:

1. Фонтанный – нефть поднимается из скважины на поверхность за счет природной энергии;

2. Газлифтный – нефть извлекается за счет энергии сжатого газа, нагнетаемого в скважину;

3. Насосный (механизированный) – нефть выкачивается с помощью насосов различных типов:

· штанговых глубинных насосов (ШГН);

· электроцентробежных насосов (ЭЦН);

· винтовых насосов;

· струйных насосов;

· диафрагменных насосов.

Фонтанный способ эксплуатации применяется, когда пластовое давление достаточно велико. В этом случае нефть фонтанирует, поднимаясь на поверхность по трубам. Условием фонтанирования нефти является превышение пластового давления над гидростатическим давлением столба жидкости, заполняющего скважину. Различают два вида фонтанирования:

1. Фонтанирование за счет энергии выделяющегося из жидкости газа (основной вид фонтанирования);

2. Артезианское фонтанирование за счет гидростатического напора пласта (встречается достаточно редко).

Оборудование фонтанных скважин состоит из колонны насосно-компрессорных труб (подземная часть) и фонтанной арматуры (наземная часть).

Насосно-компрессорные трубы (НКТ) – это стальные бесшовные трубы наружным диаметром от 48 до 114 мм и с диаметром стенки 3,5 – 7 мм. Длина одной трубы составляет 5 – 8,5 м (обычно 8 м).

Фонтанная арматура представляет собой систему труб с задвижками и служит для следующих целей:

· герметизация устья скважины;

· направление движения газожидкостной смеси;

· регулирование и контроль режима работы скважины.

Фонтанная арматура выпускается на рабочее давление от 7 до 105 МПа и включает в себя трубную обвязку и фонтанную ёлку. По конструкции фонтанные ёлки делятся на крестовые и тройниковые. Характерным узлом крестовой арматуры является крестовина с двумя боковыми отводами, один из которых является рабочим, а второй – запасным. Тройниковая арматура состоит из двух тройников, к которым присоединяются верхняя и нижняя выкидные линии. Рабочей всегда является верхняя, запасной – нижняя. Тройниковые арматуры, как правило, применяются в скважинах, где происходит вынос песка с нефтью, т.к. подобная конструкция позволяет без остановки скважины сменить рабочий тройник.

Рассмотри устройство скважины для фонтанной добычи нефти. Нефть поднимается из пласта в колонну эксплуатационных труб 1, внутри которой находятся НКТ 2. Нефть поступает в них через башмак 3. Верхний конец НКТ через фланец 4 соединяется с фонтанной арматурой 5, к которой присоединен штуцер 6. Он представляет собой коническую втулку из легированной стали или металлокерамики с каналом заданного диаметра. Назначение штуцера заключается в регулировании режима работы скважины за счет понижения (дросселирования) давления на выходе из неё. Из штуцера пластовая нефть попадает в сепаратор, где от неё отделяют растворенный газ.

Дебет фонтанных скважин меняется в широких пределах (от 5 до 1000 т/сут). Фонтанный способ применяется на начальном этапе разработки нефтяных месторождений. Все газовые скважины эксплуатируются фонтанным способом. Газ поступает на поверхность за счет пластового давления.

Достоинства фонтанного способа эксплуатации скважин:

· Надежность и простота скважинного оборудования;

· Возможность регулирование работы скважины с помощью штуцера;

· Отсутствие затрат электроэнергии;

· Малочисленность обслуживающего персонала по сравнению с другими способами эксплуатации.

Основным недостатком фонтанного способа является необходимость поддержания высокого давления на забое, особенно при большой обводненности нефти и высоком устьевом давлении.

Газлифтом называется способ эксплуатации скважин, при котором на забой с поверхности подается газ, необходимый для подъема жидкости. Различают следующие виды газлифта:

· Компрессорный газлифт – рабочим агентом является сжатый компрессором попутный газ;

· Бескомпрессорный газлифт – в качестве рабочего агента используется природный газ под естественным давлением;

· Бескомпрессорный внутрискважинный газлифт – рабочим агентом служит попутный газ из продуктивного пласта, вскрытого той же скважиной.

· Эйрлифт – рабочим агентом является сжатый воздух. Эйрлифт менее распространен, т.к. нефть при контакте с кислородом воздуха подвергается окислению.

Для закачки газа в скважины строят газлифтные компрессорные станции. При газлифтной эксплуатации скважин используются однорядные и двухрядные подъемники.

Однорядный подъемник состоит из одной колонны НКТ. Газ может закачиваться по НКТ (центральная схема), тогда газожидкостная смесь поднимается по эксплуатационной колонне. Если газ закачивается в эксплуатационную колонну, то смесь поднимается по колонне НКТ (кольцевая схема).

При использовании двухрядного подъемника в скважину спускают два ряда соосных труб. Сначала спускается внешний ряд диаметром 73 – 102 мм, затем внутренний ряд диаметром 48, 60 или 73 мм. Двухрядные подъемники применяются в скважинах с высоким содержанием песка в нефти. Их недостатком является высокая металлоемкость.

При пуске газлифтной скважины требуется высокое давление, чтобы вытеснить нефть из затрубного пространства и опустить её уровень до башмака НКТ. После прорыва газа под башмак НКТ и выноса части жидкости, скважина переходит на установившийся режим работы. Для снижения пускового давления на колонну НКТ устанавливается система клапанов.

В зависимости от геолого-технических характеристик скважин используют периодический или непрерывный газлифт. При периодическом газлифте подача газа в скважину время от времени прерывается для того, чтобы в ней накопилось достаточное количество жидкости. Таким методом эксплуатируются скважины с низким забойным давлением и малым коэффициентом продуктивности.

Основные преимущества газлифтного способа эксплуатации скважин:

· Простота скважинного оборудования;

· Малый износ оборудования;

· Возможность регулирования дебета скважин;

· Эксплуатация скважин с большим выносом песка, с высокой температурой и давлением.

Однако, серьезным недостатком газлифта является высокий уровень затрат на строительство компрессорных станций и системы газораспределения по скважинам.

Недостатков, характерных для фонтанного и газлифтного способов, лишены насосные способы эксплуатации скважин.

Штанговый глубинный насос (ШГН) представляет собой плунжерный (поршневой) насос, предназначенный для выкачивания жидкости из скважин, привод которого осуществляется с поверхности с помощью штанги. ШГН позволяют добывать нефть с глубин до 3000 м. Установка ШГН состоит из подземного и наземного оборудования.

Подземное оборудование:

1. Перфорационные отверстия;

2. Скважинный насос;

3. Насосные штанги;

4. Насосно-компрессорные трубы;

5. Эксплуатационная колонна.

Наземное оборудование:

6. Устьевая арматура;

7. Станок-качалка.

Выпускается стандартный ряд типоразмеров станков-качалок на различные нагрузки и различные длины хода плунжера. Основные элементы станка-качалки:

1. Канатная подвеска;

2. Откидная головка;

3. Балансир;

4. Шатун;

5. Противовес;

6. Кривошип;

7. Редуктор;

8. Ременная передача;

9. Электродвигатель.

Вращательное движение от электродвигателя передается редуктору, и далее с помощью шатуна и балансира преобразуется в вертикальное возвратно-поступательное движение штанг, подвешенных на головке балансира посредством канатной подвески.

Штанговый скважинный насос состоит из цилиндра длиной 2 – 4 м. На нижнем конце цилиндра расположен всасывающий клапан. В цилиндре перемещается плунжер, выполненный в виде трубы длиной 1,5 – 2 м, имеющей нагнетательный клапан. Плунжер подвешивается на штанге. При движении плунжера вверх, жидкость под воздействием давления через всасывающий клапан заполняет цилиндр насоса. При движении плунжера вниз всасывающий клапан закрывается и открывается нагнетательный клапан. Жидкость перетекает в надплунжерное пространство. При очередном ходе вверх нагнетательный клапан под давлением жидкости, находящейся над плунжером, закрывается. Плунжер поднимает жидкость на высоту, равную длине хода. При непрерывной работе насоса уровень жидкости в НКТ поднимается до устья, и она поступает в выкидную линию.

Различают следующие типы насосов:

· Невставные (трубные), при использовании которых цилиндр спускается в скважину на НКТ, а плунжер спускается на штангах;

· Вставные, у которых цилиндр и плунжер спускаются в скважину на штангах.

Штанги – это стальные стержни круглого сечения длиной от 6 до 9 м, диаметром 16, 19, 22 или 25 мм. Штанги соединяются между собой муфтами.

Достоинствами ШГН являются достаточно высокий общий КПД установки, относительная дешевизна и простота оборудования.

К недостатками ШГН относятся ограниченная мощность станка-качалки, возможность обрыва штанг, высокая аварийность при эксплуатации наклонных скважин.

Высокое содержание свободного газа в пластовой жидкости приводит к тому, что в цилиндре ШГН уменьшается доля объема, занимаемого откачиваемой жидкостью и, соответственно, снижается дебит скважины. Чтобы уменьшить количество газа в ШГН применяют специальные устройства, называемые газовыми якорями. При работе однокорпусного газового якоря газожидкостная смесь заходит в кольцевое пространство между корпусом 1 и центральной трубой 2, верхний конец которой присоединен к приемному клапану 4. В кольцевом пространстве жидкость движется вниз и через отверстия 5 поступает в центральную трубу и далее в цилиндр насоса, а пузырьки газа 3 под действием архимедовой силы уходят вверх.

Другим фактором, осложняющим работу ШГН, является присутствие в откачиваемой жидкости песка и других механических частиц. Одним из эффективных средств для борьбы с этим фактором является песочный якорь. В прямом и обращенном песочных якорях для очистки жидкости используются силы инерции. После поворота жидкости на 180 ⁰ частицы песка и других механических примесей движутся вниз, а очищенная жидкость через всасывающий клапан поступает в цилиндр насоса. По мере заполнения корпуса якоря песком его извлекают на поверхность и очищают.

Рассмотрим некоторые расчеты, связанные с работой ШГН. За полный (двойной) ход плунжера подача насоса составляет:

здесь F – площадь сечения плунжера; S_пл – длина хода плунжера.

Если плунжер делает n ходов в минуту, то теоретическая суточная подача ШГН определяется по следующей формуле:

Q_теор = 1440 · F · S_пл· n

Коэффициент подачи ШГН составляет 0,60 – 0,65. На величину коэффициента подачи влияют следующие факторы:

· присутствие свободного газа в смеси, откачиваемой из скважины;

· уменьшение длины хода плунжера по сравнению с длиной хода балансира за счет упругих деформаций штанг и труб;

· утечки между цилиндром и плунжером, а также в клапанных узлах;

· уменьшение объема смеси в результате её дегазации и охлаждения в процессе подъема на поверхность.

Рассмотрим нагрузки на штанги и ход плунжера. Максимальная нагрузка в точке подвеса в начале хода вверх:

P_max = P_шт + P_ж + P_и + P_тр

здесь P_шт – вес штанг; P_ж – вес столба жидкости; P_и – инерционные силы; P_тр – сила трения.

Минимальная нагрузка в точке подвеса в начале хода вниз:

P_min = P_шт – P_и – P_тр

Фактическая длина хода плунжера:

S_пл = L – λ_шт – λ_тр – λ_и

здесь L – длина хода точки подвеса; λ_шт и λ_тр – деформация штанг и труб соответственно; λ_и – увеличение хода плунжера за счет инерционных сил.

Для контроля за ШГН с помощью специального прибора (динамографа) снимается динамограмма без подъема насоса на поверхность. По виду динамограммы осуществляется диагностика работы установки и определяется вид ремонта в случае необходимости.

Наибольшее число нефтяных скважин в России эксплуатируется с помощью электроцентробежных насосов (ЭЦН). Электроцентробежная насосная установка представляет собой комплекс оборудования для механизированной добычи жидкости через скважины с помощью центробежного насоса, непосредственно соединенного с погружным электродвигателем.

ЭЦН для нефтяных скважин включает:

· Погружной центробежный насос с числом ступеней от 50 до 600;

· Асинхронный электродвигатель, заполненный специальным диэлектрическим маслом;

· Гидрозащиту (протектор), которая поддерживает в полости электродвигателя повышенное давление масла для предохранения двигателя от попадания пластовой воды;

· Бронированную кабельную линию, соединяющую электродвигатель с трансформатором и станцией управления.

Рассмотрим принцип действия ЭЦН. Электрический ток из промысловой сети через трансформатор и станцию управления по бронированному кабелю поступает к электродвигателю 2. Вращая вал насоса 1, электродвигатель приводит его в действие. Нефть, которую всасывает насос, проходит через фильтр и нагнетается по подъемным трубам 3 на поверхность. Чтобы нефть при остановке агрегата не сливалась из подъемных труб в скважину, над насосом монтируется обратный клапан 4. Поднятая на поверхность нефть через устьевую арматуру 5 поступает в выкидную линию.

Погружной ЭЦН представляет собой набор отдельных ступеней, каждая из которых содержит направляющий аппарат (статор) и рабочее колесо (ротор). Направляющие аппараты собраны в цилиндрическом корпусе, а рабочие колеса зафиксированы на валу. Каждая из ступеней ЭЦН развивает напор 3 – 5,5 м. Поэтому для обеспечения напора в 800 – 1000 м в корпусе насоса монтируют 50 – 600 ступеней. Производительность ЭЦН составляет от 20 до 2000 м³/сут. Длина ЭЦН 5 – 10 м, а общая длина насосной установки 25 – 30 м, поэтому монтаж производится посекционно перед спуском в скважину. На поверхности устанавливается трансформатор, барабан с кабелем и станция управления, которая обеспечивает контроль и регулирование работы установки, автоматическое включение и выключение.

При откачке ЭЦН пластовой жидкости, содержащей свободный газ, происходит падение их напора, подачи и КПД. Поэтому, если содержание свободного газа в жидкости на входе в насос превышает 25% по объему, то перед насосом устанавливают газосепаратор. Газожидкостная смесь закачивается в камеру сепаратора, где под действием центробежной силы жидкость, как более тяжелая, отбрасывается к периферии, а газ остается в центре. Затем газ отводится в затрубное пространство, а жидкость поступает на прием насоса.

Выбор оборудования осуществляется на основе расчетов, задача которых заключается в том, чтобы для конкретной скважины с учетом её характеристик подобрать все компоненты ЭЦН и определить длину спуска. Для расчетов имеется соответствующее программное обеспечение.

Глубина подвески ЭЦН в скважине рассчитывается по следующей формуле:

здесь Н_дин – глубина динамического уровня во время работы насоса; Н_пог – глубина погружения под динамический уровень (обычно 150 – 300 м); Р_у - устьевое давление; h_тр – потери на трение; Н_г – работа выделяющегося газа.

Основные преимущества ЭЦН:

· Возможность откачивания больших объемов жидкости;

· Малая металлоемкость;

· Высокий КПД;

· Длительный межремонтный период.

К недостаткам ЭЦН относятся:

· Низкая эффективность при работе в скважинах с дебетом менее 60 м³/сут;

· Малый ресурс работы при высоких пластовых температурах и высокой вязкости откачиваемой жидкости;

· Неустойчивая работа при высоком содержании газа в смеси.

Погружной винтовой насос – это аппарат объемного действия, подача которого прямо пропорциональна частоте вращения специального винта. При вращении винт и его обойма образуют по всей длине ряд замкнутых плоскостей, которые передвигаются от приема насоса к его выкиду. Вместе с ними перемещается и откачиваемая жидкость.

Применение винтовых насосов наиболее эффективно при откачке высоковязкой нефти. Схема их установки в скважине такая же, как и при использовании ЭЦН.

Для насосной эксплуатации скважин применяют также диафрагменные, гидропоршневые и струйные насосы.