Основы технологии добычи нефти и газа

Рациональная система разработки на многопластовом нефтяном месторождении требует комплексного решения таких основных мероприятий, как:

а) Выбор основных (базисных) и возвратных горизонтов и определение сроков их ввода в разработку.

Базисный горизонт - это самый крупный по размерам и запасам, а также наиболее изученный в сравнении с другими горизонтами.

К возвратным обычно относят менее продуктивные с меньшими запасами и менее изученные пласты. Возвратные пласты вводят в разработку после окончания разработки основного (базисного) горизонта, возвратные пласты залегают выше основного. Поэтому скважины бурят по выбранной сетке на основной пласт.

После окончания разработки основного пласта в скважинах устанавливаются цементные мосты (отсекают основной горизонт), проводят перфорацию вышележащих возвратных горизонтов и вводят их в разработку. При переходе на вышележащий объект при необходимости бурят дополнительные эксплуатационные и нагнетательные скважины. Конечно, можно одновременно бурить скважины на основном и на возвратном объектах, т.е. разрабатывать каждый пласт самостоятельной сеткой одновременно. При этом будет обеспечен быстрый рост добычи нефти и газа.

В то же время, учитывая, что на каждый объект будет буриться самостоятельная сетка скважин, потребуются значительные дополнительные капитальные вложения на бурение скважин и их обустройство. Поэтому окончательное решение принимается после проведения технико-экономического обоснования с рассмотрением в нем нескольких различных вариантов систем разработки, при этом учитываются сроки окупаемости капитальных вложений, коэффициент нефтеизвлечения и прибыль по каждому варианту и принимается наиболее эффективный.

б) Главным показателем, влияющим на конечное нефтеизвлечение и объемы капитальных вложений при вводе месторождений в разработку, является выбор сетки скважин. Учитывая, что почти половина капитальных вложений идет на бурение скважин, то выбор сетки и, соответственно, количество скважин занимает важное место при выборе системы разработки. В зависимости от геологического строения залежи размещение эксплуатационных и нагнетательных скважин может быть равномерным по площади или рядами.

Если залежь нефти имеет неподвижный контур нефтеносности, например массивные водоплавающие залежи с напором подошвенных вод или залежи, изолированные от напора вод, то в этом случае скважины располагаются по равномерной квадратной или треугольной сетке по всей площади. На нефтяных месторождениях с напорным режимом скважины размещаются рядами, параллельными перемещающимся контурам: при водонапорном режиме - параллельно контуру водоносности и т.д.

Расстояние между скважинами и рядами скважин выбирается всегда с учетом геологического строения залежи, а также с учетом вязкости нефти и коллекторских свойств пласта.

Темп отбора нефти из залежи, срок ее разработки будут во многом зависеть от выбранной сетки скважин, количества скважин и их размещения по площади.

Оптимальное расстояние между скважинами определяется с помощью гидродинамических расчетов по данным геологического строения месторождения, вязкости нефти, содержания в нефти газа, режима разработки залежи и т.д. При всех прочих равных условиях вязкость нефти при этом будет играть решающее значение. Порядок ввода нефтедобывающих и нагненательных скважин может быть различным. Это может быть от центра к периферийным зонам или от контура нефтеносности к центру.

Сетка скважин может быть редкой в начальный период разбуривания месторождения с последующим ее уплотнением после детального изучения залежи. Такое может быть при разработке крупных нефтяных месторождений со сложным геологическим строением коллекторских свойств нефтяных пластов.

в) Установление режима работы нефтяных и нагнетательных скважин. При этом планируются темпы отбора нефти и закачки агента воздействия в пласт для поддержания пластового давления на соответствующий период.

Дебиты нефтяных скважин и приемистость нагнетательных скважин могут быть разными и зависят от геологического строения продуктивных пластов, режимов работы залежей, системы воздействия на залежь, вязкости нефти и т.д.

Режимы работы скважин изменяются во времени в зависимости от состояния разработки залежей, на том или ином этапе времени (от состояния пластового давления, обводненности, положения контура нефтеносности, применяемой техники и оборудования в добыче нефти, закачки рабочего агента в пласт для поддержания пластового давления и т.д.).

Темп отбора нефти зависит от дебитов нефтяных скважин, качественного и количественного проведения исследовательских работ, по результатам анализа которых регулируется процесс разработки (перемещение водонефтяного или газонефтяного контакта от контуров водо- и газоносности и т.д.).

Темп отбора нефти из залежи в конце первой и начале второй стадии разработки месторождения (активный период ее эксплуатации) достигает 8-10% от начальных извлекаемых запасов.

2. Разработка газовых месторождений

Отличие разработки газовых месторождений от разработки нефтяных месторождений заключается в различии свойств газа от свойств нефти. Газ имеет значительно меньшую (в 100 и более раз меньше, чем вязкость легкой нефти) вязкость и обладает большей степенью сжижаемости. Газ, добытый со скважин, тут же подается в магистральные газопроводы, по которым он транспортируется до газоперерабатывающих заводов или непосредственно к местам его потребления.

Чаще всего основная особенность разработки газовых месторождений, особенно с большими запасами, заключается в неразрывной цепи в системе пласт - скважина - газосборные сети на газовом промысле - магистральный газопровод - пункты потребления - пункты переработки и потребления. В основу рациональной разработки газового месторождения положен принцип получения максимального газоизвлечения и высокой прибыли при минимальных капитальных вложениях с соблюдением условий охраны недр и окружающей среды. В технологической схеме разработки (проект разработки) определяют темп разработки месторождения по годам, общий срок разработки, сетку скважин и их диаметр, размещение скважин по площади и т.д.

При разработке газовых месторождений и определении сетки скважин большое значение имеет определение диаметра эксплуатационной колонны скважин. Из газовой скважины газ добывается по эксплуатационной колонне, поэтому, чем больше диаметр ствола скважины, тем больше будет дебит скважины и меньше потерь на трение по ее стволу. Это значит, что на месторождении можно извлечь то же количество газа меньшим числом скважин.

Однако с увеличением диаметра растут осложнения при бурении, увеличиваются сроки бурения, а главное - это ведет к удорожанию скважин за счет увеличения ее металлоемкости.

Сжатый газ, обладая большой упругостью, всегда обладает запасом энергии, необходимой для фильтрации в пористой среде. Этот запас будет иметься даже при минимальном пластовом давлении, близком к атмосферному. На газоизвлечение влияет множество факторов. Основным из них является остаточное давление в залежи на последней стадии разработки.

Наибольшее газоизвлечение может быть получено при снижении пластового давления до минимального значения, близкого к атмосферному. Но при этих условиях дебиты газа становятся низкими из-за небольших перепадов между пластовым и забойным давлениями и эксплуатация их становится нецелесообразной.

Обычно разработку газовых залежей с учетом экономических показателей прекращают при давлениях на устьях газовых скважин несколько выше атмосферного. Конечный коэффициент газоотдачи на газовых месторождениях в технологических схемах обычно принимается 0,75-0,85.

Режимы газовых месторождений. Под режимом газовых месторождений понимается влияние движущихся сил в пласте, обеспечивающих приток газа к эксплуатационным скважинам. Существует два режима эксплуатации газовых месторождений: газовый и водонапорный (или упруговодонапорный). Приток газа к забоям скважин при газовом режиме обеспечивается упругой энергией сжатого газа. При этом контурная или подошвенная вода практически не поступает в газовую залежь.

При водонапорном режиме в газовую залежь в процессе разработки поступает контурная или подошвенная вода. При водонапорном режиме приток газа к забоям скважин обеспечивается упругой энергией сжатого газа и напором продвигающейся в газовую залежь контурной или подошвенной воды. Приток воды в газовую залежь приводит к замедлению темпа падения пластового давления. При водонапорном режиме сравнительно часто пластовое давление в начале разработки залежи падает (как при газовом режиме).

Затем, по мере поступления воды в залежь, падение пластового давления замедляется. Замедление в начале поступления воды в газовую залежь может быть связано с проявлением в водоносном пласте предельного градиента давления. При расчетах пластового давления пользуются понятием средневзвешенного по газонасыщенному объему порового пространства пластового давления на данный период времени. Смысл этого понятия заключается в следующем. Это такое давление, которое установится в газовой залежи после длительной остановки добывающих скважин. От темпов продвижения контурной или подошвенной воды зависит темп падения пластового давления. От темпов падения пластового давления зависит темп падения дебитов газа в газовых скважинах, а отсюда и количество скважин, необходимых для обеспечения запланированных объемов добычи газа.

Как и при разработке нефтяных месторождений, неоднородность продуктивных коллекторов приводит к продвижению воды по наиболее проницаемым пропласткам, что вызывает преждевременное обводнение газовых скважин. В итоге ухудшаются технико-экономические показатели разработки газового месторождения. В этом случае приходится проводить геолого-технические мероприятия, в т.ч. и бурение дополнительных скважин.

При водонапорном режиме процесс обводнения газовых скважин - это естественный процесс. Но при этом необходимо предусматривать такое число добывающих газовых скважин, такое размещение их по площади газоносности и соответствующие технологические режимы эксплуатации газовых скважин, систему обустройства и транспорта газа, которые обеспечивали бы получение наибольшее газоизвлечение, получение максимальной прибыли при наименьших капитальных затратах.

Различают три периода разработки газовых залежей: I - период нарастающей добычи газа; П - период постоянной (максимально достигнутой) добычи газа; Ш - период падающей добычи газа.

В первом периоде нарастающей добычи газа ведется разбуривание месторождения, обустройство газового промысла, ввод месторождения в планомерную разработку и в конце первого периода - выход на максимально запланированную (предусмотренную проектом разработки) добычу газа. Этот период в зависимости от размеров залежи и запасов длится от 2-3 лет до 5-7 лет и более. Период постоянной добычи газа продолжается до отбора из залежи 65-75% запасов газа, а иногда и более.

Период падающей добычи газа продолжается до достижения минимального рентабельного отбора газа из месторождения, который зависит от цены на газ и существующего закона по налогообложению.

Техногенные последствия от разработки газовых месторождений. Газовые залежи, как и нефтяные, находятся под воздействием горного давления вышележащих горных пород. Это давление воспринимается непосредственно скелетом продуктивного (нефтяного, газового, газоконденсатного) пласта. А содержащиеся в скелете пласта нефть или газоконденсат находятся под, так называемым, начальным пластовым давлением. От величины этого давления и последующего его снижения во многом зависят показатели разработки месторождения (нефтяного, газового, газоконденсатного). Под величиной пластового давления следует понимать внутрипоровое давление, под которым нефть или газ находятся в данной точке залежи. Внутрипоровое давление в залежи противостоит горному давлению. В процессе разработки горное давление остается постоянным. Изменение внутри - порового давления сказывается (кроме изменения показателей разработки) на деформационные изменения продуктивного коллектора, т.к. из-за увеличения разницы между горным и поровым давлениями возрастает нагрузка на него. Следствием этого является уменьшение внутрипорового пространства (коэффициента пористости). На основе лабораторных экспериментов и промысловых данных доказаны факты изменения емкостных и фильтрационных свойств продуктивных пластов. Кроме этого, уменьшение пористости в каждой точке пласта интегрально приводит к изменению толщины продуктивного пласта. Его «усадка» вызывает перераспределительные процессы в вышележащих породах. Совокупным результатом является проседание дневной поверхности или дна моря при разработке континентального шельфа. Систематические наблюдения за проседанием земной поверхности у нас в стране и за рубежом начали проводиться только с 70-х годов. К настоящему времени значительные проседания земной поверхности имеются более чем на 30 разрабатываемых месторождениях. Например, на месторождении Уилмингтон (Калифорния, США) за 27 лет разработки уровень дневной поверхности снизился на 9 метров. При этом максимальное проседание происходит над участками залежи с высокими коллек- торскими свойствами и наибольшими коэффициентами нефте- извлечения.

Имеют также место при этом существенные горизонтальные смещения почвы, которые приводят к нарушениям (деформациям) инженерных коммуникаций и сооружений.

В 1949 году началось освоение нефтяного месторождения Нефтяные Камни в Каспийском море, в 80 км от г. Баку. Там была сооружена система эстакад, был построен вахтовый поселос пятиэтажными домами и т.д. В последние годы эти сооружения погружаются в море.

Зарубежные и отечественные данные говорят о том, что разработка месторождений нефти и газа провоцирует, в ряде случаев, техногенные землетрясения. Так, на Старо-Грозненском нефтяном месторождении (Северный Кавказ) в 1971 году произошло землетрясение в 7 баллов с глубиной очага 2,5 км в при- сводовой части залежи. Через 5 часов повторное землетрясение в 4-5 баллов было зарегистрировано на глубине 5 км. С момента начала сейсмических исследований на территории Ромашкинско- го месторождения (Татария) только в сентябре-декабре 1986 года зарегистрировано 15 землетрясений с глубиной очага до 10 км и силой в эпицентре в 5-6 баллов.

Данные по разработке нефтяных и газовых месторождений показывают, что проседание земной поверхности и техногенные землетрясения приводят к нарушениям герметичности эксплуатационных колонн, разрушению промысловых коммуникаций, разливу нефти и т.д.

Проседание уровня земли приводит к негерметичности эксплуатационных колонн, а это, в свою очередь, может приводить к перетокам нефти, газа и пластовых сильно минерализованных вод в другие горизонты. Это создает большие экологические проблемы и наносит вред недрам. Следует отметить, что вопросам охраны недр и окружающей среды в последние годы стали уделять большое внимание. Многое сделано, но многое еще требуется решать. Особенно острый вопрос - это добыча газа в районах Крайнего Севера (где открыты крупнейшие месторождения газа). На месторождениях Севера Тюменской области, Восточной Сибири и Заполярья имеются вечномерзлые породы, толщиной от поверхности и ниже до нескольких сот метров. При бурении и эксплуатации скважин здесь происходит растепление этих участков пород, вследствие чего происходит просадка пород вокруг скважин. Приходится принимать специальные меры против растепления пород как в процессе бурения скважин, так и при эксплуатации скважин. При разработке газовых месторождений при низкой пластовой температуре в призабойной зоне могут быть гидратообразования. Борьба с гидратообразованием ведется путем периодической закачки в пласт ингибитора гидратообразования - метанола. Гидратообразование возможно и в стволе скважин. Борьба с гидратообразованием в стволе скважин ведется путем непрерывной дозировочной закачки метанола в скважину.

3. Разработка газоконденсатных месторождений

Залежи газа, в которых содержатся растворенные в газе жидкие углеводороды, называются газоконденсатными.

Содержание конденсата (жидкие углеводороды) в газе газоконденсатных месторождений зависит от состава газа, пластового давления и температуры. Содержание конденсата в газе колеблется в основном от 50-700 см3/м3.

Обычно до глубин 1600 м жидкие углеводороды полностью растворены в газе, т.е. углеводороды в смеси находятся в однофазном состоянии. Тяжелые углеводороды полностью растворены в легких газообразных углеводородах. После начала разработки газоконденсатного месторождения пластовое давление в нем начинает падать и из газа начинает выпадать конденсат.

Давление, при котором из газа начинает выделяться конденсат, называется давлением начала конденсации.

Выпадение тяжелых углеводородов (конденсата) в пласте начинается, когда давление снижается ниже давления насыщения.

Разработка газоконденсатного месторождения может осуществляться в режиме истощения или с поддержанием пластового давления.

На истощение газоконденсатные месторождения разрабатываются при небольшом содержании конденсата в газе, когда применение методов поддержания пластового давления, по соображениям экономики, не целесообразно. Затраты не окупаются дополнительным извлечением конденсата. При искусственном воздействии на залежь с целью поддержания пластового давления закачкой воды или сухого газа необходимо более тщательное изучение геологического строения газоконденсатной залежи, коллекторских свойств пласта по всему разрезу, состояния водонапорной системы и т.д. Особенно необходимо хорошо знать проницаемость пласта с целью определения приемистости его по воде и сухому газу.

При снижении пластового давления часть конденсата впитывается породой пласта, большая часть которого может остаться в пласте безвозвратно.

Коэффициент конденсатоотдачи зависит от коэффициента газоотдачи. При содержании конденсата более 160 г/м3 (начальном периоде разработки) чаще всего газоконденсатные месторождения разрабатывают при забойных давлениях в скважинах, выше давления начала конденсации, за счет поддержания пластового давления закачкой сухого газа в пласт. Эффективность закачки сухого газа в пласт во многом зависит от запасов газа, конденсата, числа добывающих и нагнетательных скважин и их расположения по площади залежи. Часто закачка сухого газа осуществляется по схеме кругового оборота. Газ вместе с конденсатом из скважины поступает на поверхности в конденсатную установку, в которой при соответствующем давлении и температуре выпадают (выделяются) жидкие углеводороды.

Затем очищенный сухой газ сжимается в компрессорах на 15-20% превышающего давления в скважине, и под этим давлением через нагнетательные скважины обратно нагнетается в пласт.

Этот метод позволяет получить наибольший коэффициент конденсатоотдачи пласта. Однако этот метод имеет существенные недостатки. Для закачки газа требуется строить дорогостоящее компрессорное хозяйство. В компрессорах сжигается большое количество газа. Участвующий в кругообороте сухой газ консервируется, что отрицательно сказывается на показателях процесса.

Ученые и производственники считают, что негативные последствия могут быть компенсированы за счет применения для поддержания пластового давления не газа газоконденсатного месторождения, а неуглеводородных газов, таких как СО2, азот, дымовые газы. При использовании неуглеродных газов сокращается ущерб от консервации части запасов газа, увеличивается конечный коэффициент конденсатоизвлечения. Свойства азота аналогичны свойствам метана. Азот, извлекаемый из воздуха, сегодня в несколько раз дешевле стоимости природного газа. При сжигании 1 м3 метана образуется более 10 м3 дымовых газов. В этой связи в пласт можно закачать не 1 м3 сухого газа, а 10 м3 выхлопных газов. В настоящее время ни на одном газоконден- сатном месторождении не осуществляется поддержание пластового давления закачкой воды. Однако уже достаточно большая работа проведена учеными по эффективному использованию заводнения при разработке газоконденсатных месторождений, в т.ч. и загущенной воды полиакриламидами и т.д.

3.1 Фонтанная эксплуатация скважин

Способ эксплуатации скважин, при котором подъем газожидкостной смеси от забоя скважины на дневную поверхность происходит за счет природной (пластовой) энергии, называется фонтанным. Фонтанирование нефтяных скважин происходит за счет гидростатического напора или за счет энергии сжатого газа, а также за счет энергии сжатых горных пород.

Приток нефти к забоям скважин происходит за счет разности между пластовым и забойным давлением. В случае когда давление столба жидкости (до устья заполненной скважины) меньше пластового давления, скважина будет фонтанировать. В зависимости от режима работы залежи фонтанирование скважины будет происходить за счет энергии гидростатического напора или за счет энергии расширения газа, растворенного в нефти, или одновременно за счет той и другой энергии. Чаще всего основную роль в фонтанировании скважин играет газ, содержащийся вместе с нефтью в пласте, и в тех случаях, когда газ в пластовых условиях полностью растворен в нефти и по пласту движется однородная жидкость. При освоении таких скважин свободный газ начинает выделяться из нефти в насосно-компрессорных трубах на глубине, где давление ниже давления насыщения нефти газом. При этом фонтанирование будет происходить за счет гидростатического напора и энергии сжатого газа, проявляющейся в верхней части скважины. На глубине, соответствующей давлению насыщения нефти газом, газ начинает выделяться из нефти в виде пузырьков. Поднимаясь вверх, газовые пузырьки испытывают все меньшее давление, вследствие чего объем пузырьков газа увеличивается и плотность смеси нефти и газа становится меньше. В итоге давление газожидкостного столба на забой скважины становится меньше пластового, и скважина начинает фонтанировать. Фонтанирование скважины под действием гидростатического напора бывает тогда, когда давление на устье больше давления насыщения, т.е. Ру > Рнас.

В этом случае весь газ находится в нефти в растворенном состоянии, и забойное давление определяется как давление столба однородной жидкости, заполняющей скважину, по формуле:

Pзa6=Hpg + PTp + Py,

где Рзаб - забойное давление, МПа; Н - глубина скважины, м; р - плотность жидкости, кг/м3; g - ускорение свободного падения, м/с2; Ртр - гидравлические потери давления на трение при движении жидкости, МПа; Ру - противодавление на устье, МПа.

Все оборудование фонтанной скважины можно подразделить на две групы - подземное и наземное.

Подземное оборудование включает в себя насосно-компрессорные трубы (НКТ), якорь, пакер, клапаны, муфты - все устройства и приспособления, работающие в скважине и находящиеся ниже фланца обсадной колонны.

К наземному оборудованию относится устьевая арматура, рабочие манифольды, штуцеры, клапаны, задвижки - все оборудование, работающее на поверхности.

3.2 Оборудование устья фонтанных скважин

Условия эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, а также охрана недр и техника безопасности требуют гермитизации и разобщения межтрубных пространств, спуска в скважину НКТ, направления нефти и газа в систему нефтесбора, регулирования работы скважин. Это достигается с помощью установки на устье фонтанной скважины оборудования, состоящего из колонной головки, фонтанной арматуры и манифольдов (выкидных линий).

Колонная головка предназначается для обвязки устья скважины с целью герметизации межтрубных пространств, а также для подвески обсадных колонн (при многоколонной конструкции скважин) и установки фонтанной арматуры. Существуют одно-, двух-, трех-, четырех- и пятиколонные головки.

Колонная головка должна обеспечивать:

надежную герметизацию межтрубного (межтрубных) пространства;

надежное и быстрое закрепление подвески обсадных колонн;

удобный и быстрый монтаж;

возможность контроля за движением жидкости в газе в межтрубном пространстве;

минимально возможная высота.

Колонные головки выпускаются на различные давления от 14,0 до 70,0 МПа. В отдельных случаях (на газовых скважинах) применяются колонные головки на давление до 150,0 МПа.

После окончания бурения скважины с колонной головки демонтируют превенторы и устанавливают фонтанную арматуру (рис. 2).

Корпус колонной головки 1 навинчивается на верхний резьбовой конец кондуктора.

Обсадная колонна 10 вворачивается в специальную муфту 7.

Герметичность соединения корпуса головки 1 и муфты 7 достигается муфтой 2 и двумя кольцами 3. Плотность посадки достигается за счет прижатия муфты полукольцами 5 и фланцем 4, который болтами притягивается к фланцу корпуса. Муфта 7 заканчивается фланцем 6 для подсоединения к нему фонтанной арматуры. Для опрессовки колонной головки и контроля давления в межтрубном пространстве предусмотрен боковой отвод с краном высокого давления 9 и манометром 8.

Рис. 2 - Конструкция колонной головки для одной обсадной головки

Фонтанная арматура.

Фонтанная арматура служит для:

-подвески насосно-компрессорных (подъемных) труб;

-герметизации устья скважины;

-контроля за межтрубным (между НКТ и обсадной колонной) пространством;

-направления нефти и газа в выкидную линию;

-проведения геолого-технических операций при эксплуатации скважин;

-регулирования режима работы скважины;

-проведения исследований в скважине;

-создания противодавления на забой и т.д.

Фонтанную арматуру собирают из различных тройников, крестовин и арматуры, которые соединяются между собой с помощью болтов. Соединения герметизируют с помощью металлического кольца с овальным поперечным сечением, которое устанавливается в выемке на фланцах, и затем стягивают болтами.

Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной елки. Трубную головку устанавливают на колонную головку. Трубная головка предназначена для подвески насосно- компрессорных труб и герметизации кольцевого пространства между фонтанными трубами (НКТ) и эксплуатационной колонной, а также для проведения различных геолого-технических мероприятий.

Фонтанная арматура тройниковая (рис. 3) состоит из крестовика 1, тройника 3 и переводной катушки 5. Тройник устанавливают при оборудовании скважин двухрядным подъемником. При этом первый ряд труб крепится к переводной катушке с помощью переводной втулки 4, а второй ряд труб крепится с помощью переводной втулки 2.

Если скважина оборудуется одним рядом насосно- комирессорных труб, то тройник на фонтанной арматуре не устанавливают.

На крестовике и тройнике трубной головки ставят запорные задвижки 12, которые служат для соединения технологического оборудования межтрубным или кольцевым пространством, а также для их герметизации. Трубная головка подвергается давлению затрубного газа, которое может быть больше, чем давление в фонтанной елке. В этой связи трубная головка рассчитывается и испытывается на давление в 1,5 раза большее, чем фонтанная елка. Это объясняется тем, что в межтрубном пространстве, которое герметизирует трубная головка, может скопиться чистый газ, и поэтому давление может достигнуть пластового.

Фонтанная елка устанавливается на трубную головку. Фонтанная елка предназначается для регулирования отбора нефти и газа, направления их в выкидные линии, проведения ремонтных работ и исследований, а также для закрытия скважины при необходимости. Фонтанная елка состоит (рис. 8) из тройников 13,задвижек 7, устанавливаемых на выкидных линиях для перевода работы скважины на одну из них. Буферная задвижка 14 служит для перекрытия и установки лубрикатора, через который в скважину спускаются скребки для очистки лифтов от смоло- парафинистых отложений, различных приборов (глубинных манометров, термометров, пробоотборников и т.д.) под давлением, без остановки фонтанной скважины. На буферную задвижку при эксплуатации скважины устанавливают буферную заглушку 9 с манометром 10.

Все задвижки фонтанной елки, кроме задвижек на одной из выкидных линий, при работающей скважине должны быть открыты. Центральную задвижку закрывают только в аварийных случаях, направляя продукцию скважины через межтрубное пространство в выкидные линии трубной головки.

При работе скважины нефть и газ из НКТ (подъемных труб) через открытую центральную задвижку направляются по одному из выкидов в выкидную линию на групповую замерную установку (ГЗУ). Для регулирования режима работы фонтанной елки устанавливают штуцеры 8, которые представляют собой втулки с калиброванными отверстиями от 2 до 20 мм. Каждое отверстие при соответствующем забойном и буферном давлениях обеспечивает пропуск определенного количества нефти и газа. Штуцеры бывают втулочные или дисковые. Штуцеры втулочные применяются на скважинах, где вместе с нефтью с забоя поднимается песок, а дисковые штуцеры применяются на скважинах, где в нефти нет песка.

Втулочные штуцеры, с целью продления срока службы, изготавливают из высокопрочных легированных сталей или из металлокерамического материала с каналом определенного диаметра. По мере износа штуцера (диаметр отверстия штуцера увеличивается) установленный режим работы скважины нарушается, поэтому штуцер надо заменять.

В этом случае поток нефти и газа переводят временно на запасной отвод, на котором заранее устанавливают штуцер необходимого диаметра и одновременно меняют изношенный штуцер в рабочем отводе.

Существует много различных конструкций штуцеров. Простейший штуцер изготавливают в виде диафрагмы, с отверстием определенного диаметра, который устанавливается между двумя фланцами выкидной линии и зажимается болтами. На фонтанной арматуре устанавливают два манометра с трехходовыми кранами или вентилями. Один манометр устанавливается на отводе крестовика трубной головки для замера давления в межтрубном пространстве скважины, которое называют затрубным давлением.

Рис. 3 - Фонтанная арматура тройниковая: 1 - крестовик, 2, 4 - переводные втулки, 3 - тройник, 5 - переводная катушка, 6 - центральная задвижка, 7 - задвижки, 8 - штуцеры, 9 - буферная заглушка, 10 - манометр, 11 - промежуточная задвижка, 12 - задвижка, 13 - тройники, 14 - буферная задвижка

Второй манометр устанавливается на буфере арматуры, который замеряет давление на устье скважины. Это давление называется буферным или устьевым. Самым ответственным элементом фонтанных арматур являются запорные устройства. Основное требование, предъявляемое к запорным устройствам, - обеспечение абсолютной герметичности их затворов. От их бесперебойного действия зависит надежность работы всего устьевого оборудования фонтанных скважин. Задвижки для фонтанных арматур выпускаются литые и ковано-сварные двух типов: клиновые и прямоточные с уплотнительной смазкой. Клиновые задвижки сравнительно быстро теряют герметичность ввиду того, что уплотнительные поверхности клина и гнезда (поверхности затворов) при открытом положении задвижек во время работы скважины подвергаются коррозии, в результате контакта их с высокоминерализованной пластовой водой, содержащейся в продукции скважины, а также подвергаются воздействию механических частиц и песка, выносимого с забоя скважин вместе с нефтью и газом на поверхность.

Прямоточная, уплотняемая смазкой, задвижка сконструирована так, что в ней и в открытом, и в закрытом положении продукция скважин (нефть, газ) не соприкасается с уплотняющими поверхностями, поэтому износ уплотняющих поверхностей в ней небольшой. Эта задвижка обладает высокой стойкостью к абразивному действию механических примесей и песка, содержащихся в продукции скважины.

Пробковые краны имеют небольшой вес, они удобны при эксплуатации и в обслуживании. Уплотнительные поверхности в кране соприкасаются с продукцией скважин только во время открытия или закрытия их, что значительно снижает их коррозию и эрозию.

Сборка и установка фонтанной арматуры на устье скважины является очень важным и ответственным заключительным видом работ, особенно на скважинах с высоким давлением. Поэтому сборка и установка фонтанной арматуры на устье скважины должна вестись очень внимательно, с проверкой и опрессовкой собранной и установленной арматуры на 2-кратное рабочее давление. Если ожидается сильное нефтегазопроявление и может возникнуть опасность-раскачивания фонтанной арматуры, тогда ее укрепляют анкерными болтами и растяжками из стального каната.

Концевые задвижки фонтанных арматур соединяются трубопроводами с оборудованием для сбора нефти и сепарации газа. Все эти трубопроводы, предназначенные для направления газожидкостного потока от устья скважины, а также для соединения затрубного пространства с наземным оборудованием скважины, называются обвязкой скважины. Задвижка затрубного пространства скважины соединяется с одной из манифольдных линий, что позволяет при необходимости снижать давление в затрубном пространстве.

При осмотрах фонтанной арматуры фиксируются нарушения герметичности в соединениях, вибрации элементов устьевого оборудования, показания манометров. О нарушении нормальной работы скважин судят по изменениям буферного и затрубного давления, изменению дебита нефти и обводненности продукции скважины, количеству песка и т.д. Снижение буферного давления и дебита скважины с одновременным повышением давления в межтрубном пространстве может указывать на большое отложение парафина на внутренних стенках НКТ или на образование песчаной пробки в НКТ.

Одновременное снижение буферного и затрубного давления указывает на образование на забое скважины песчаной пробки или скопления минерализованной пластовой воды между забоем и башмаком, что может привести к прекращению фонтанирования. Падение давления на буфере при одновременном увеличении дебита указывает на разъедание (увеличение диаметра) штуцера и необходимости его замены и т.д.

3.3 Обвязки, применяемые для оснащения нефтяных скважин

Фонтанная арматура крепится к колонной головке, которая предназначена для герметизации пространства между спущенными в скважину обсадными трубами. Колонная головка состоит из фланца, который крепится к наружной трубе и пьедестала, который навинчен на внутреннюю трубу. Пьедестал является основанием, на котором располагается фонтанная арматура. Высота колонной головки в конкретных условиях подбирается с таким расчетом, чтобы верхний фланец пьедестала был на 20 см ниже пола вышки скважины. В зависимости от конструкции скважины применяют колонные головки двух типов Первый, облегченный, тип предназначен для обвязки кондуктора и одной эксплуатационной колонны. Второй тип применяют для обвязки кондуктора и трех эксплуатационных колонн. Продукция скважины из колонной головки поступает через дросселирующую насадку или штуцер в выкидную линию, смонтированную из насосно-компрессорных труб диаметром от 63 до 102 мм. Далее газожидкостная смесь направляется в первичный сепаратор (трап).

Отделение нефти от газа.

Результатом снижения давления при движении многофазной продукции нефтяных скважин из пласта к сборным пунктам является выделение газа, первоначально растворенного в нефти. Это создает гидравлические сопротивления движению нефти и сопровождается потерями газа с вредным влиянием на окружающую среду. Для предупреждения технологических осложнений и потерь газа его отделяют от нефти в первичных сепараторах (другое распространенное наименование - трап). Отделение осуществляют путем снижения давления, разрыва потока жидкости на тонкие струйки, уменьшения скорости и изменения направления движения. Работа сепаратора заключается в отделении выделяющегося газа от нефти; улавливании капель нефти, уносимых газом; удержании в газе и нефти тех компонентов, которые в них должны остаться; разрушении образовавшейся пены и предупреждению ее образования. Сепараторы принято классифицировать по следующим критериям:

¦ категория обслуживаемых скважин - фонтанные, компрессорные, насосные, смешанные;

положение в пространстве - вертикальные, наклонные и горизонтальные;

принцип действия - гравитационные, центробежные (циклонные) и комбинированные;

рабочее давление - вакуумные (до 0,02 МПа), низкого (до 0,6 МПа), среднего (до 0,16 МПа) и высокого (свыше 1,6 МПа) давления;

число обслуживаемых скважин - индивидуальные и групповые;

число ступеней сепарации - одно-, двух- и трехступенчатые;

назначение - сепарирующие, замерные;

способ изготовления - сварные, клепаные, трубные.

Рис. 4 - Конструкции первичных сепараторов, применяемых на нефтяных промыслах: а - с радиальным вводом продукции скважин; б - тангенциальным вводом; в - радиально-щелевым вводом; I - выход газа; 2 - выход нефти; 3 - спуск воды; 4 - люк-лаз; 5 - ввод продукции; 6 - отбойники; 7 - поплавковый регулятор уровня; 8 - защитный кожух поплавка; 9 - предохранительный клапан; 10 - измеритель уровня жидкости

Наибольшее распространение на нефтяных промыслах получили сепараторы вертикального типа (рис. 10). Это цилиндрические сосуды диаметром от 0,4 до 2,6 м и высотой, превышающей диаметр в 4 - 10 раз. Ввод продукции в сепараторы осуществляется в средней их части радиально или тангенциально. При тангенциальном вводе поток нефтегазовой смеси закручивается под действием центробежной силы, при этом разделение улучшается. Отделившийся от нефти газ поднимается по центральной части сепаратора и проходит через отбойники, где улавливаются захваченные капли нефти. Скорость газа не должна превышать 0,8; 0,6; 0,5; 0,4; 0,35 и 0,3 м/с соответственно при давлении сепарации 0,1; 0,5; 0,1; 0,2; 0,35 и 0,5 МПа. Площадь живого сечения потока газа, а следовательно, и площадь поперечного сечения сепаратора определяют по величине этой скорости и объемного расхода выделившегося газа, приведенного к условиям сепарации.

Насосно-компрессорные трубы, применяемые для эксплуатации нефтяных скважин (типоразмеры, прочностные характеристики и пр.).

Насосно-компрессорные трубы 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 про бок, глушения скважин перед подземным или капитальным ремонтами, предохранения эксплуатационной колонны скважины от высокого давления при различных геолого-технических мероприятиях, проведения ремонтно-эксплуатационных работ в скважинах и т.д.

В фонтанных скважинах применяют бесшовные, цельнотянутые насосно-компрессорные трубы, диаметром от 48,3 мм до 114,3 мм, с толщиной стенок от 4 мм до 7 мм, длиной 5,5-10 м (в основном 7-8 м). Трубы изготавливаются из высокопрочных легированных сталей на давление 1000 МПа.

Таблица 1 - Размеры и вес насосно-компрессорных труб

№ п/п	Условный диаметр трубы и муфты, дюймы	Диаметр, мм	Толщина стенки, мм	Вес 1 пог. м трубы, кг	Вес муфты, кг
		наружный	внутренний		гладкой	увеличенного веса одной трубы с высаженными концами	гладкой	с высаженными концами
1	1 1/2	48,3	40,3	4	4,39	0,4	0,5	0,8
2	2	60,3	50,3	5	6,84	0,7	1,3	1,5
3	2 1/2	73	62	5,5	9,16	0,9	2,4	2,8
4	3	88,9	75,9	6,5	13,22	1.3	3,6	4,2
5	31/2	101,6	88,6	6,5	15,22	1,4	4,5	5,0
6	4	114,3	100,3	7	18,47	1,6	5,1	6,3

Наносно-компрессорные трубы (НКТ) выпускаются с гладкими (имеющими одинаковый размер по всей трубе) и с высаженными наружу (утолщенными) концами.

У гладких труб прочность в резьбовой части составляет 80-85% прочности цельной части трубы, а у труб с высаженными наружу концами прочность в резьбовой части и теле трубы одинаковые.

В таблице 2 приведены предельные глубины спуска гладких насосно-компрессорных труб и с высаженными концами.

Таблица 2

№ п/п	Диаметр труб, мм	Группа прочности	Глубина спуска труб, м
			гладкие	с высаженными концами
1	2"	д Е	2050 3100	3000 4500
2	2 1/2	Д Е	2150 3100	3100 4500

В скважинах, где вместе с нефтью из пласта выходит песок, насосно-компрессорные трубы позволяют предотвращать образование песчаных пробок на забое, так как в насосно- компрессорных трубах создаются большие скорости движения жидкости, что способствует выносу песка вместе с жидкостью на поверхность. Для проведения ремонтно-профилактических работ или проведения различных геолого-технических мероприятий предварительно требуется глушить скважину. Глушение скважины также облегчается с помощью насосно-компрессорных труб, спущенных в скважину.

Для создания оптимальных условий движения газожидкостной смеси от забоя до поверхности, лучшего выноса песка и механических примесей с забоя скважин и т.д. подъемные трубы необходимо спускать до забоя скважины.

3.4 Газлифтная эксплуатация, условия применения

Составной частью энергии фонтанирования является подъемная сила газа. По разным причинам количество газа в нефти уменьшается, и фонтанирование скважин прекращается. Но оно может быть продлено за счет газа, искусственно вводимого в скважину. Такой способ эксплуатации получил название компрессорной или газлифтной. Существует несколько технологий газлифтной эксплуатации скважин.

НЕПРЕРЫВНЫЙ ГАЗЛИФТ

Скважина, подготовленная к газлифтной эксплуатации, оборудуется одним из способов, приведенных на рис.11. Газ может подаваться по кольцевому пространству, образованному эксплуатационной колонной и одним рядом труб, или между двумя „концентрично" расположенными рядами насосно-компрессорных труб.

Показателем эффективности работы газлифтной скважины является количество газа, расходуемого на подъем 1 мЗ жидкости. Предварительные исследования позволяют установить наиболее целесообразное значение этой величины. Подача газа в скважины осуществляется через газораспределительный блок,оборудованный системой регулирования и контроля.

На экономичность процесса оказывает существенное влияние давление закачиваемого газа, так как чем выше величина давления, тем должны быть более мощными и, следовательно, более дорогими компрессорные станции.

Рис. 5 - Конструкции компрессорных подъемников: а - двухярдный; б - одноярдный; в - ступенчатый

Снижение величины пускового давления (давления необходимого для пуска скважины в работу) достигается целым комплексом технологических мер. Опишем некоторые из них.

К методам снижения пускового давления можно отнести:

1. Метод нагнетания в скважину одновременно нефти и газа.

2. Метод переключения на центральную систему. Пусковое давление в однорядных подъемниках для центральной системы меньше, чем для кольцевой. Поэтому сначала рабочий агент при пуске скважины направляют в центральные трубы и вытесняют жидкость через кольцевое пространство, затем тут же переключают скважину на работу по кольцевой системе.

3. Метод применения пусковых отверстий в подъемной колонне.

При этом методе в подъемных трубах ниже статистического уровня на определенном расстоянии друг от друга устанавливаются трубы или муфты с отверстиями. После установки пусковых отверстий и сборки арматуры (иногда пусковые муфты устанавливаются заранее) в кольцевое пространство нагнетается рабочий агент (газ). Рабочий агент вытесняет из кольцевого пространства жидкость в подъемные трубы. Когда уровень жидкости в кольцевом пространстве снизится до первого пускового отверстия, часть газа прорывается через отверстие в подъемные трубы. В результате жидкость в подъемных трубах будет газироваться, за счет чего газожидкостная смесь перемещается до устья и далее выбрасывается в выкидную линию. После выброса газожидкостной смеси давление над вторым отверстием снижается и происходит дальнейшее вытеснение и газирование жидкости в подъемных трубах через второе отверстие. Таким образом, осуществляется пуск скважины в эксплуатацию.

4. Метод применения пусковых клапанов

Недостаток метода пусковых отверстий заключается в том, что в процессе эксплуатации скважин газ через отверстие проникает в подъемные трубы, в результате чего значительно увеличиваются удельные расходы газа. Поэтому после пуска скважины в эксплуатацию желательно отверстия закрывать с помощью специальных клапанов. Пусковой клапан должен отвечать следующим требованиям:

Пропускная способность клапана должна обеспечивать расход газа, необходимого для пуска скважины в эксплуатацию.

Клапан должен закрываться при перепаде, близком к максимальному давлению компрессора.

Принцип действия клапана следующий. В том случае, когда уровень жидкости оттеснен ниже клапана, газ через отверстия в ниппеле 4 поступает в подъемные трубы, газирует в них жидкость и выбрасывает ее на поверхность. Со временем давление в трубах понижается, а перепад давлений на уровне клапана повышается до максимального пускового, что способствует дальнейшему оттеснению уровня жидкости в кольцевом пространстве. Достигнув максимального перепада давлений, клапан закрывается, и газ поступает в трубы через следующий клапан. Закрывается клапан вследствие увеличения перепада давлений в пространстве 5 и 6 и над клапаном. Под действием этого перепада клапан поднимается, сжимая при помощи стержня пружину 1, опускается на седло 3 и закрывает отверстие, через которое проникает газ. Сила сжатия пружины регулируется гайкой 7.

На ниппеле 4 имеется наружная резьба, позволяющая при помощи кольца регулировать перед спуском клапана число отверстий и площадь их проходного сечения. Для рассмотренного клапана максимальное значение перепада давления, при котором клапан закрывается, 3,5 МПа, а давление перепада, при котором клапан открывается, составляет Ротк=1 + 0,1Рзакр.

Число пусковых клапанов в скважине зависит от глубины

подвески подъемных труб, диаметра обсадной колонны и статического уровня. Расстояние между клапанами определяется максимальным перепадом давления, мощностью компрессора и возможностью допустимого снижения уровня в скважине в зависимости от диаметра обсадной колонны.

С увеличением глубины расстояния между клапанами уменьшаются. На последнее отверстие устанавливают концевой клапан. Пусковой клапан У-1-м можно использовать и как концевой клапан.

Пусковые клапаны можно использовать только в однорядных подъемниках, работающих по кольцевой системе.

ПЕРИОДИЧЕСКИЙ ГАЗЛИФТ

Периодический газлифт - способ периодической эксплуатации скважины посредством накопления газа и получения достаточной энергии для подъема жидкости.

Этот способ применим в слабо фонтанирующих или прекративших фонтанирование скважинах (рис.13). Установка включает в себя колонну НКТ 4 с нижним 6 и верхним 2 амортизаторами, поршень 5, автомат регуляторациклов 1 и выкидной клапан с мембранно-исполнительным механизмом (МИМ) 3.

Установка работает так. В начале цикла клапан 3 закрыт. Газ, выделяющийся из нефти, не имея выхода, воздействует на поршень 5. При возникновении давления под поршнем, превышающего давление столба жидкости над ним, автомат 1 открывает.

клапан 3, поршень поднимается, вытесняя столб жидкости в трубопровод 7. Дойдя до верхнего амортизатора 2, поршень возвращается вниз. При этом жидкость, заполнившая трубы, перетекает в надпоршневую полость через клапан поршня. Ударившись о нижний амортизатор, клапан закрывается и цикл повторяется.

Компрессорная станция- сооружение с установленными машинами для сжатия газа до необходимого давления - компрессорами.

Станция оснащается различным технологическим оборудованием, обеспечивающим нормальный процесс сжатия и перекачку газа.

В качестве рабочего агента используется попутный нефтяной газ или газ, добываемый из расположенных на месторождении газовых скважин.

Рис. 6 - Схема периодического газлифта: 1 - автомат регулятора цикла; 2 - верхний амортизатор; 3 -мебранно-исполнительный механизм; 4 - колонна НКТ; 5 - поршень; 6 - нижний амортизатор

БЕЗКОМПРЕССОРНЫЙ ЛИФТ

При наличии на промысле фонтанных скважин с высоким газовым фактором, или газовых скважин с большим дебитом, энергия этого газа может быть использована для подъема нефти в скважинах, прекративших фонтанирование. Такая технология получила название - бескомпрессорный газлифт. Она осуществляется по схеме, приведенной на рис. 7.

Газ из газовой скважины 1 через распределительный блок 2 подается в теплообменник 3. Здесь он нагревается, осушается, затем поступает в газораспределительную батарею 4 и направляется в скважину 6. Добываемая газожидкостная смесь из скважины 6 поступает в трапы 7 и 8, где происходит процесс сепарации: жидкость направляется в резервуар 9 и откачивается на сборный пункт, а газ поступает в распределительный блок 2, где смешивается со скважинным газом, и используется повторно.

Рис. 7 - Схема бескомпрессорного лифта: 1 - газовая скважина; 2 - распределительный блок; 3 - теплообменник; 4 - газораспределительная батарея; 5 - расходомеры; 6 - нефтяная скважина; 7, 8 - сепараторы; 9 - резервуар

ВНУТРИСКВАЖИННЫЙ ГАЗЛИФТ

Внутрискважинный газлифт - способ подъема нефти из пласта за счет энергии газового пласта, вскрытого этой же скважиной.

Способ осуществляется за счет спуска в скважину специального оборудования включающего пакеры и струйный насос (рис. 8).

Пакер 1 отделяет газовый пласт от нефтяного, а пакер 6 исключает поступление нефти в затрубные пространство скважины.

Струйный насос 2 состоит из корпуса 4, эжектора 3 и сопла 5.

Подъем нефти производится движущимися из газового пласта в эжектор 3 газом и создающим в нем разряжение. За счет этого нефть поступает в эжектор и, смешиваясь с газом, выбрасывается через сопло 5 в НКТ.



Рис. 8 - Схема внутрискважинного газлифта: 1 - пакер; 2 - струйный насос; 3 - эжектор; 4 - корпус насоса; 5 - сопло; 6 - пакер; 7 - НКТ

Технологическая схема газлифтного цикла включает компрессорную станцию, трубопроводы высокого, среднего и низкого давления, газораспределительные нефтяные скважины, сепараторы (рис.9).

Рис. 9 - Комплекс газлифтного оборудования: 1 - концевые сепараторы, 2 - блок осушки и охлаждения, 3 - компрессорный блок, 4 - входные сепараторы, 5 - лебедка канатных работ, 6 - газлифтные клапаны, 7 - пакер, 8 - компрессорная станция

4.1 Глубиннонасосная эксплуатация

В случае, когда фонтанирование скважин невозможно, а компрессорная эксплуатация невыгодна, применяют скважинные насосы. Насосная эксплуатация может применяться в самых разных условиях, при производительности скважин от нескольких килограммов до сотен тонн в сутки и глубинах свыше 3000 м.

Существует несколько способов добычи нефти при помощи насосов:

с помощью поршневых насосов с приводом от колонны штанг и станка-качалки, установленного на поверхности;

погружными центробежными электрическими насосами;

поршневыми насосами с гидравлическим приводом;

с помощью винтовых насосов и экспериментальных технологий, находящихся в стадии разработки.

Принудительный подъем нефти из скважин с помощью насосов является наиболее продолжительным в жизни месторождения. Один из разновидностей этого способа - добыча нефти установками глубинных штанговых насосов (УШГН).

УШГН представляет собой поршневой насос одинарного дей- ствия, шток которого связан колонной штанг с наземным приводом станком-качалкой. Последний включает в себя кривошипно-шатун- ный механизм, преобразующий вращательное движение электродвигателя в возвратно-поступательное движение головки балансира и связанных с ней колонны штанг и плунжера насоса [14].Технологическая схема скважины, эксплуатируемой УШГН приведена на рис.17. Подземное оборудование установки включает: насосно-компрессорные трубы 4, насос 3, штанги 5 и другое технологическое оборудование, находящееся в скважине.