Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

 

Способ подъема нефти на дневную поверхность зависит от многих параметров: пластового давления, плотности нефти, газового фактора, глубины скважины, проницаемости пород и др. Комбинация этих факторов предопределяет выбор способа эксплуатации: фонтанный, компрессорный, насосный. Самая низкая себестоимость нефти при фонтанной эксплуатации, самая дорогая – при насосной. Например, в советские времена фонтанная добыча одной тонны нефти обходилась 5 руб/т, компрессорная – 6, а насосная 25 руб/т.

 

5.5.1. Фонтанный способ эксплуатации

 

Скважина фонтанирует, если гидростатическое давление столба жидкости, заполняющей скважину, меньше пластового давления и ствол скважины свободно сообщается с пластом. Условие фонтанирования можно записать в следующем виде:

р_пл > р_заб > р_у,

 

где р_пл – пластовое давление, р_заб – давление на забое, р_у – давление на устье.

Давление на забое скважины определяется по формуле:

 

р_заб = rgH,

 

где r – плотность заполняющей скважину жидкости, кг/м³; g – ускорение свободного падения, м/с²; H – высота столба жидкости, м.

Из уравнения следует, что забойное давление будет меньше при наличии легкой нефти и больше, если нефть тяжелая. Обычно главную роль в фонтанировании скважин играет газ, который в скважине на глубине, соответствующей давлению насыщения, выделяется в виде пузырьков и снижает плотность жидкости. Следовательно, при прочих равных условиях можно ожидать фонтанирования газожидкостной смеси, т.е. нефти с высоким газовым фактором (вспомним шампанское). Задача нефтедобытчиков состоит в том, чтобы как можно дольше продлить период фонтанной эксплуатации. Для этого поддерживают пластовое давление и применяют заводнение.

На устье скважины при фонтанной эксплуатации ставят колонную головку, которая соединяет все спущенные в скважину обсадные трубы, герметизирует их и предотвращает возможные выбросы флюидов. Трубная головка предназначена для обвязки фонтанных труб. На трубной головке монтируют фонтанную ёлку крестового или тройникового типа с отводами для получаемой продукции и ремонта скважины. Величину дебита регулируют с помощью штуцера – стальной насадки, у которой можно менять диаметр проходного сечения от 2 до 20 мм и более.

В скважину до фильтра спускают насосно-компрессорные трубы, диаметр которых определяют расчетным путем. Если длина НКТ большая, вес колонны значительный, можно скомпоновать колонну из труб разного диаметра. Нижнюю часть колонны составляют из труб меньшего диаметра, верхнюю часть колонны составляют из труб большего диаметра.

Достоинства фонтанного способа добычи бесспорны. Простота конструкции и обслуживания оборудования делают этот способ самым дешевым. Основная проблема при фонтанной эксплуатации скважин – отложение парафина на стенках НКТ, устьевой арматуры и выкидных линий. Для борьбы с отложениями парафина применяют сле­дующие способы:

1) механический, при котором парафин со стенок труб периодически очищают специальными скребками;

2) тепловой, при котором скважину промывают теплоносителем (паром, горячей водой или нефтепродуктами);

3) хи­мический – парафин удаляют с помощью растворителей;

4) применением насосно-компрессорных труб с гладкой внутренней поверхностью. НКТ остеклованы или покрыты специальным лаком или эмалями, которые препятствуют отложению парафинов.

 

5.5.2. Компрессорная эксплуатация скважин

 

Компрессорную эксплуатацию скважин можно рас­сматривать как искусственное продолжение процесса фонтанирования путем увеличения газового фактора. При этом способе в скважину с поверхности нагнетают сжатый на компрессорной станции газ или воздух. Если подводят газ, то способ эксплуатации называется газлифтным, если воздух – эрлифтным (от англ. air – воздух). На рис. 5.12 показана схема работы газовоздушного подъемника. В скважину опускают две колонны насосно-компрессорных труб. В кольцевое пространство между внешней воздушной и внутренней подъемной трубой нагнетают газ или воздух. Когда газ отжимает нефть до основания подъемной трубы, он смешивается с нефтью, и газонефтяная смесь выплескивается на дневную поверхность.

Иногда в скважину опускают только одну подъемную колонну труб, а роль воздушной трубы играет эксплуатационная колонна. Газ можно нагнетать по кольцевому пространству (подъемник кольцевой системы) или по воздушной трубе (подъемник центральной системы).

 

 

Рис. 5.12. Газовоздушныйподъем­ник:

а – до начала работы; б – во время работы; Н – глубина скважины; Н_ст – высота

статического уровня; Н_дин – высота динамического уровня; L – глубина спуска

насосно-компрессорных труб; h_о – глубина до динамического уровня;

h – глубина погружения НКТ под динамический уровень

Для продавки газа до основания подъемных труб часто требуются очень большие давления. В таком случае на колонне подъемных труб устанавливают пусковые клапаны (рис. 5.13). Когда уровень жидкости в кольцевом пространстве достигает верхнего клапана, он открывается. Начинает работать верхняя часть подъемника. Закачку газа продолжают. При открытии второго сверху клапана первый клапан закрывается и т.д. Применение пусковых клапанов позволяет намного уменьшить пусковое давление.

 

 

Рис. 5.13. Схема газлифта с пусковыми клапанами и пакером:

Н_скв – глубина спуска насосно-компрессорных труб в скважину;

Н_ст – статический уровень

 

Использование воздуха в качестве рабочего агента менее предпочтительно. Дело в том, что при содержании газа в общей смеси с воздухом от 6 до 15 % по объему может образоваться легко воспламеняю­щаяся гремучая смесь. Поэтому нужны особые меры предосторожности с таким рабочим агентом. Еще один отрицательный эффект использования воздуха состоит в том, что воздух с нефтью образует стойкую эмульсию. Разделение эмульсии требует дополнительных затрат. Газ хорошо растворяется в нефти, поэтому процент эмульсии заметно снижается, вплоть до полного ее исчезновения. Работа компрессоров с использованием газа более безопасная, так как исключена возможность образования гремучей смеси. В любом случае компрессорная эксплуатация требует строгого соблюдения правил техники безопасности и выполнения противопожарных мер.

Если на разрабатываемом месторождении, кроме нефтяных пластов, имеются и газовые залежи с достаточно высоким пластовым давлением, то энергию природного газа можно использовать для подъема жидкости из нефтяных скважин. В этом случае газ из пласта поступает сразу в газо­распределительные будки и затем направляется в скважины. Такой способ эксплуатации получил название бескомпрессорного газлифта.

Наземное оснащение газлифтной скважины такое же, как у фонтанной.

Основная проблема газлифтной эксплуатации – образование в трубах и выкидных линиях кристаллогидратов. Это похожая на снег масса, состоящая из молекул газа с водой. Она может забивать все сечение труб. Кристаллогидраты разрушают нагреванием труб или добавлением метилового спирта.

У компрессорного способа эксплуатации два основных недостатка: низкий К.П.Д. подъемника и всей системы компрессор – скважина, иногда не превышающий всего лишь 5 % при низких динамических уровнях, и необходимость строительства дорогих компрессорных станций.

 

5.5.3. Насосная эксплуатация

 

Когда не удается добывать нефть фонтанным или компрессорным способами, переходят к насосной эксплуатации. На тех залежах, где начальное пластовое давление небольшое, насосный способ эксплуатации вводят с самого начала разработки. Насосы бывают штанговые и бесштанговые.

Эксплуатация нефтяных скважин штанговыми насосами – один из основных способов механизированной добычи нефти в мире. Привод штангового насоса осу­ществляется с поверхности через колонну штанг. Классический пример штангового насоса – станок-качалка (рис. 5.14). Принцип действия насоса следующий. При движении плун­жера вверх всасывающий клапан под плунжером открывается, в результате чего жидкость поступает в цилиндр насоса. Нагнетательный клапан над плунжером в это время закрыт, так как на него действует давление столба жидкости, заполнившей насосные трубы. При движении плунжера вниз всасывающий клапан закры­вается, а нагнетательный клапан открывается, и жидкость из цилиндра переходит в пространство над плунжером.

Производительность станка-качалки зависит от диаметра плунжера и длины его хода, числа качаний в минуту. Отечественная промышленность выпускает штанговые насосные установки с диаметрами плунжеров от 28 до 93 мм, регулируемой длиной хода точки подвеса штанг от 300 до 6000 мм и числом качаний 5–15 в минуту. Теоретическая подача станка-качалки рассчитана на 600 м³/сут при максимальном диаметре плунжера. Маломощные станки весят около тонны. Самые мощные станки имеют массу более 32 т.

Необхо­димость установки специального фундамента под громоздкое оборудование, опасность обрыва штанг при больших глубинах скважин и проблемы работы штанговых насосов в наклонных и искривленных скважинах огра­ничивают область применения штанговых насосов.

Для добычи нефти в высокодебитных скважинах применяют бесштанговые насосы.Схема установки в скважине погружного электроцентробежного насоса (ЭЦН) дана на рис. 5.15. Наземное оборудование ЭЦН отличается относительной простотой и не тре­бует устройства специальных фундаментов. Поэтому ЭЦН можно устанавливать в короткие сроки и в любое время года.

 

 

Рис. 5.14. Штанговая скважинная насосная установка:

1 – насосно-компрессорные трубы; 2 – плунжер насоса; 3 – колонна штанг;

4 – цилиндр насоса; 5 – тройник; 6 – сальниковое устройство; 7 – головка балансира;

8 – балансир; 9 – шатун; 10 – кривошип; 11 – электродвигатель

 

Рис. 5.15. Схема установки погружного электроцентробежного насоса:

1 – электродвигатель; 2 –протектор; 3 – фильтр насоса; 4 – центробежный насос;

5 –кабель; 6 – подвеснойролик; 7 – кабельный барабан; 8 – ав­тотрансформатор;

9 – станция управления; 10 – устьевая арматура; 11 – насосно-компрессорные трубы

 

ЭЦН спускают в скважину на трубах, параллельно которым закреплен гибкий бронированный кабель, подводящий электроэнергию к двигателю. Кабель крепится к трубам металлическими хомутами. Протектор предназначен для защиты электродвигателя от попадания в него жидкости через неплотности сальника. Питание энергией осуществляется от промысловой сети. Напряжение регулируется автотрансформатором. ЭЦН в состоянии обеспечить подачу до 2000 м³/сут. К.П.Д. насоса 40–60 %, масса 200–430 кг.

Скважины на месторождениях бурят теперь преимущественно кустами, с наклонным или искривленным профилем, многозабойные, горизонтальные, поэтому меняются и требования к насосам. Разработаны и внедрены на промыслах погружные винтовые насосы, которые показали высокую эффективность при откачке вязких и сильно газированных нефтей. Используют также струйные насосы. Для подъема жидкости с очень больших глубин (до 4000 м) подходят гидропоршневые насосы.

Главное условие в добыче нефти – обеспечение бесперебойной работы оборудования, особенно подземного. При фонтанном способе добычи подземный ремонт требуется очень редко; при газлифтном способе проводят один ремонт в два года; при использовании ЭЦН нужны три ремонта в год, а для штангового насоса требуется до шести ремонтов в год.