Процесы и агрегаты нефтегазовых тенологий. Конспект лекций по дисциплине Процессы и агрегаты нефтегазовых технологий для специальности 170200 Машины и оборудование
 Скачать 2.83 Mb.
|
|
Турбобуры Поток промывочной жидкости, двигающийся вниз по бурильной колонне с большой скоростью, характеризуется значительной гидравлической мощностью. Долгое время изобретатели искали пути преобразования этой мощности в механическую работу долота на забое. Однако только в 1923 г. бакинскому инженеру М. А. Капелюшникову удалось создать работоспособный гидравлический забойный двигатель (турбобур), позволивший бурить скважины без вращения бурильной колонны. Принципиальная схема устройства турбобура Капелюшникова показана на рис. 4.34. Этот турбобур имел одно направляющее колесо-статор и одно рабочее колесо-ротор. Статор неподвижно устанавливался в корпусе турбобура, а ротор укреплялся на валу турбобура, который подвешивался на упорном шариковом подшипнике, закрытом кожухом. Современные турбобуры (рис.4.35) работают аналогично турбобуру Капелюшникова. Лоток промывочной жидкости, двигающийся с большой скоростью по бурильной колонне, попадает на лопатки статора 2. Здесь он меняет свое направление и ударяет о лопатки ротора 5, приводя вал турбобура во вращение. Турбина первого турбобура имела скорость вращения более 3000 об/мин, а вращающий момент на валу был ничтожно мал. Для увеличения вращающего момента и снижения числа оборотов между валом турбобура и долотом устанавливался редуктор, заключенный в кожух, внутри которого находилась смазка. В 1924 г. в районе г. Баку впервые в мире была пробурена скважина турбинным способом. Опыт проходки первых скважин показал, что турбобур Капелюшникова имеет ряд крупных недостатков: низкая мощность турбины, малый вращающий момент на валу, быстрый выход из строя турбины турбобура в связи с высокими скоростями движения жидкости, содержащей абразивные частицы выбуренной породы, и сложную, но слабую, конструкцию редуктора турбобура. В 1936 г. П. П. Шумилов, Р. А. Иоаннесян, Э. И. Тагиев и М. Т. Гусман разработали новый тип безредукторного турбобура, обеспечивающего мощность на забое, в 10-15 раз большую по сравнению с турбобуром Капелюшникова. Мощность турбобура была увеличена не за счет увеличения скорости вращения ротора турбины, т. е. скорости протекания потока жидкости, а путем увеличения числа роторов и статоров. Жидкость, пройдя первый статор (рис. 4.35), попадает в первый ротор и, отдавая ему часть своей гидравлической мощности, создает на его лопатках вращающий момент. Из первого ротора жидкость поступает во второй статор, а затем во второй ротор, где также отдает часть гидравлической мощности и создает вращающий момент. Расчеты показали, что для эффективной работы турбобура необходимо иметь около ста турбин, т. е. сто роторов и сто статоров. Увеличение числа турбин обеспечивает не только повышение мощности и вращающего момента, но и уменьшает число оборотов вала турбины в требуемых пределах, что позволяет отказаться от редуктора. Так был разработан многоступенчатый безредукторный турбобур, широко применяющийся в настоящее время (рис. 4.36).   4.2 Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений на суше 4.2.1 Системы разработки отдельных залежей нефти При отборе нефти и газа из залежи одновременно происходят взаимосвязанные процессы движения жидкости и газа в пласте под действием пластовых сил, а также подъем жидкости и газа по стволу скважины. Эти процессы регулируются путем ввода в эксплуатацию оптимального числа скважин и установлением режимов их работы. Обычно имеется возможность изменить режим процесса и увеличить его эффективность нагнетанием в пласт воды и газа. Можно управлять процессом разработки путем изменения числа скважин и порядка размещения их на залежи. Увеличение плотности сетки скважин (число скважин на единицу площади залежи) повышает темп отбора запасов и конечный коэффициент извлечения нефти. Регулирование движением жидкости и газа в пласте к забоям эксплуатационных скважин при помощи размещения скважин, установления их числа и порядка ввода в эксплуатацию, установления режима их работы и баланса пластовой энергии называется разработкой залежи. Совокупность условий, при которых происходит разработка залежи, определяет собой систему разработки. Системы разработки отличаются по расположению скважин, числу и порядку ввода их в эксплуатацию, а также по способу воздействия на пласт. По расположению скважин различают системы с равномерным и неравномерным их расположением.  Системы по числу и порядку ввода скважин в эксплуатацию подразделяются на сплошные (одновременное разбуривание всей площади), сгущающиеся (одновременное разбуривание всей площади с последующим уплотнением сетки скважин) использующие (разбуривание площади последовательно параллельными рядами). По способу воздействия на пласт различают системы: без поддержания пластового давления и с его поддержанием. В первом случае используется внутренняя энергия пласта: естественный напор контурных вод, упругие силы пласта, газа, жидкости; во втором - энергия пополняется путем нагнетания воды или газа в пласт. В зависимости от способа поддержания пластового давления различают системы: 1) с законтурным заводнением; 2) с приконтурным заводнением; 3) с внутриконтурным заводнением; 4) с площадным заводнением; 5) с поддержанием давления путем нагнетания газа в газовую шапку; 6) при закачке газа по всей площади залежи. Нефтяные месторождения (залежи) вводятся в разработку в соответствии с проектами разработки и технологическими схемами разработки. Для получения достаточного для проектирования разработки объема геолого-промысловой информации осуществляют пробную эксплуатацию месторождений, для чего составляется проект пробной эксплуатации. 4.2.2 Методы вызова притока нефти или газа Перед сдачей скважины в эксплуатацию ответственным и важным мероприятием является проведение процесса освоения или вызов притока жидкости из пласта. Приток жидкости к забою скважины возможен только благодаря уменьшению давления столба жидкости на забой до значения ниже пластового давления. Кроме понижения давления на забой, необходима очистка забоя от грязи, песка и бурового раствора с целью максимального снижения сопротивлений притоку в призабойной зоне пласта. Обычно после окончания бурения скважина бывает заполнена промывочным (глинистым) раствором. Этот раствор нужно быстро удалить из скважины, так как со временем твердые частицы раствора выпадают в осадок в зоне пласта, что приводит к уменьшению проницаемости и загрязнению пласта. Промывка скважины - замещение столба раствора после бурения в скважине водой, снижение за счет этого давления на забой, очистка стенок забоя от глинистой корки и удаление осадка грязи и песка в скважине. Иногда с целью постепенного снижения давления на забой после промывки водой переходят на замещение воды нефтью. Такое проведение процесса освоения хотя и задерживает сроки освоения скважины, но является приемлемым, если призабойная зона пласта сложена рыхлыми песчаниками. Наиболее распространенным способом в промысловой практике освоения скважины являлась аэрация раствора, т.е. использование сжатого воздуха или газа, так называемое "компрессирование" скважин. В настоящее время этот метод освоения запрещен из-за его взрывоопасности. Сейчас скважины в основном осваивают путем понижения уровня жидкости в скважине, т.е. удаления ее при помощи специального поршня - сваба, спускаемого в скважину на стальном канате. Свабирование обычно производится в НКТ диаметром 73-114 мм, спущенных до забоя при установленной на устье арматуре. При погружении сваба жидкость, приподнимая нижний клапан, поступает в полость НКТ над поршнем. При подъеме сваба клапан закрывается, и вся жидкость над свабом извлекается на поверхность. Для очистки забоя от грязи, песка иногда проводят тартание желонкой. Желонка - длинное узкое ведро с клапаном внизу, спускаемое в скважину, подобно свабу на канате. Диаметр желонки составляет примерно 0,7 диаметра скважины, а ее длина может достигать 10-15 м. Спускоподъемные операции сваба или желонки осуществляют с помощью лебедки. После начала притока обычно проводится процесс самоочистки забоя, который ведется до полного удаления промывочной жидкости. Один из ответственных этапов при закачивании скважин в бурении - этап вскрытия пластов. Методы вскрытия пластов в зависимости от пластового давления, значения нефтенасыщенности пласта, степени несовершенства зоны пласта, положения газоводонефтяного контакта, глубины залегания пласта и других факторов могут быть различными при выполнении следующих требований:
Важнейшим моментом при вскрытии пласта бурением является качество промывочного раствора. При использовании буровых растворов на водной основе в пласт могут проникать фильтрат и твердая фаза раствора, что ведет к ухудшению коллекторских свойств пласта и уменьшению продуктивности скважин. При попадании воды из бурового раствора в нефтяной пласт происходит образование водонефтяной эмульсии. При взаимодействии фильтрата с пластовой водой в порах пласта могут образовываться осадки. Глинистые частицы при контакте с фильтром набухают. Поры пласта заполняются фильтратом. Эти процессы снижают проницаемость призабойной зоны для нефти. Для устранения этих последствий к растворам на водной основе добавляют специальные поверхностно-активные вещества (ПАВ), а также используют растворы на нефтяной основе, пены и газообразные агенты. Пласты с давлением выше гидростатического, сложенные породами низкой проницаемости и содержащие глинистые частицы, вскрывают на утяжеленном растворе на нефтяной основе. Для высокопроницаемых пород и трещиноватых без глинистых частиц применяют утяжеленный глинистый раствор с добавками ПАВ. Для продуктивных горизонтов с давлением, равным гидростатическому, при вскрытии используют хлоркальциевые или меловые растворы с высокой проницаемостью. Если породы слабопроницаемые и содержат глинистые частицы, применяют растворы на нефтяной основе, эмульсии или пены. При вскрытии пластов с давлением ниже гидростатического необходимо использовать пены низкой плотности, газообразные агенты или местную циркуляцию. Глубина вскрытия пласта зависит от положения скважины на структуре по отношению к газоводонефтяному контакту. Глубина вскрытия обычно несколько ниже продуктивного горизонта с целью получения зумпфа, если в подошве пласта отсутствует пластовая вода. 4.2.3 Контроль и регулирование процесса разработки нефтяного месторождения Для поддержания установленного режима эксплуатации залежи необходимо вести непрерывный контроль над работой отдельных скважин и всей залежи в целом. Средствами контроля и регулирования этой работы являются:
Самый строгий контроль необходим при работе на режимах вытеснения, так как непредусмотренные прорывы воды и газа к забоям эксплуатационных скважин могут резко снизить эффективность всего процесса разработки. При использовании в качестве вытесняющего агента воды добыча ее вместе с нефтью неизбежна. Скорость продвижения воды в насыщенных нефтью породах зависит, помимо прочих факторов, от пластового давления. Добычу нефти во избежание перехода к режиму, истощения желательно вести при повышенном давлении наступающей воды. Общий отбор жидкости необходимо вести в таком темпе, чтобы это давление поддерживалось длительное время. При этом отбор воды из залежи должен быть по возможности ограничен. Повышение интенсивности отбора нефти возможно при восполнении отобранных из пласта объемов жидкости, например, путем закачки воды с поверхности в пласт. При использовании энергии газовой шапки необходимо стремиться к получению с нефтью только растворенного в ней газа. Газ газовой шапки добывать нежелательно. Регулирование процесса в этом случае сводится к закрытию всех скважин, вскрывших газовую зону, или проведению в них изоляционных работ с целью сохранения энергии газа в пласте. Основным мероприятием по сохранению пластовой энергии является закачка воды в пласт (поддержание пластового давления), а также газа в повышенные части залежи. В ряде случаев более эффективна закачка водогазовой смеси. С целью лучшего регулирования режима все скважины на площади можно разделить на две группы: скважины приконтурные (расположенные близ водо- и газонефтяного контактов) и центральные. Скважины первой группы решают задачу предотвращения прорывов газа или воды. В этих скважинах необходимо обеспечить соответствующее противодавление на забой с целью регулирования отбора. С целью предотвращения чрезмерного поступления в скважины воды или газа иногда возникает необходимость проведения изоляционных работ. В скважинах второй группы контроль необходим с целью недопущения в призабойной зоне пласта условий, которые ведут к усиленному выделению газа из раствора и частичному переходу к режиму "истощения". Для этого забойное давление ограничивают снизу. Общее число скважин (эксплуатационных и нагнетательных) должно обеспечить установленный суммарный отбор нефти из залежи. 4.2.4 Эксплуатация нефтяных и газовых скважин Все известные способы эксплуатации скважин подразделяются на следующие группы:
Выбор способа эксплуатации нефтяных скважин зависит от величины пластового давления и глубины залегания пласта. Фонтанный способ применяется, если пластовое давление велико. В этом случае нефть фонтанирует, поднимаясь на поверхность по насосно-компрессорным трубам за счет пластовой энергии. Условием фонтанирования является превышение пластового давления над гидростатическим давлением столба жидкости, заполняющей скважину. Устройство скважины для фонтанной добычи нефти показано на рис. 4.37. Н  ефть поступает в нее из пласта через отверстия в колонне эксплуатационных труб 1. Внутри эксплуатационной колонны находятся насосно-компрессорные трубы 2. Нефть поступает в них через башмак 3. Верхний конец насосно-компрессорных труб через фланец 4 соединяется с фонтанной арматурой 5. Фонтанная арматура представляет собой систему труб с задвижками. К этой системе присоединен штуцер 6, представляющий собой стальную болванку с цилиндрическим каналом малого сечения. Назначение штуцера заключается в ограничении притока нефти в скважину путем дросселирования давления на выходе из нее.Установка штуцера позволяет обеспечить длительную и бесперебойную работу скважины в фонтанном режиме. Кроме того, благодаря низким скоростям притока нефти, уменьшается загрязнение скважины частицами породы. Из штуцера пластовая нефть попадает в сепаратор (или трап), где происходит ее разделение на нефть и нефтяной газ. Фонтанный способ эксплуатации нефтяных скважин применяется на начальном этапе разработки месторождений. В  се газовые скважины эксплуатируются фонтанным способом. Газ поступает на поверхность за счет пластового давления.Компрессорным называется способ эксплуатации нефтяных скважин, при котором подъем жидкости из пласта на поверхность осуществляется сжатым газом, нагнетаемым в колонну подъемных труб. Устройство скважины для компрессорной добычи нефти показано на рис. 4.38. При компрессорном способе в скважину опускают две соосные трубы. Внутреннюю 2, по которой смесь извлекается наверх, называют подъемной, а наружную 3, по затрубному пространству между которой и трубой 2 в скважину под давлением подается газ, - воздушной. Подъемная труба короче воздушной. М  еханизм компрессорной добычи нефти следующий (рис. 4.39). При закачке газа в скважину нефть сначала полностью вытесняется в подъемную трубу. После этого в подъемную трубу проникает закачиваемый газ. Он смешивается с нефтью, в результате чего плотность смеси в подъемной трубе становится значительно меньше плотности нефти. Вследствие этого чтобы уравновесить давление, создаваемое столбом нефти между трубами 1 и 3, столб смеси в подъемной трубе 2 удлиняется, достигает поверхности земли и поступает в выкидную линию скважины.В зависимости от того какой газ под давлением закачивается в скважину различают два способа компрессорной добычи нефти: газлифт (рабочий агент - природный газ) и эрлифт (рабочий агент - воздух). Применение эрлифта менее распространено, т.к. при контакте с воздухом нефть окисляется. Для закачки газа в скважину сооружают специальные газлифтные компрессорные станции. Достоинствами компрессорного способа эксплуатации нефтяных скважин являются:
Однако у способа имеются и недостатки:
Для уменьшения капиталовложений там, где возможно, в нефтяную скважину подают под давлением без дополнительной компрессии газ из газовых пластов. Такой способ называют бескомпрессорным лифтом. В зависимости от конкретных условий месторождений и геолого-технических характеристик скважин применяют непрерывный и периодический газлифтные способы эксплуатации. При периодическом газлифте подача газа в скважину периодически прерывается с тем, чтобы в ней накопилось необходимое количество жидкости. Таким образом, эксплуатируют скважины с низкими забойным давлением и коэффициентом продуктивности. При низком забойном давлении, но высоком коэффициенте продуктивности применяют тот из двух способов, который имеет лучшие показатели (например, меньший расход нагнетаемого газа). П  ринципиальная схема газлифтного цикла приведена на рис. 4.40.При наличии газовой скважины высокого давления реализуется бескомпрессорный лифт. Газ из скважины 1 через газовый сепаратор 2 подается в теплообменник 3. Нагретый газ после дополнительной очистки в сепараторе 4 проходит через газораспределительную батарею 5 и направляется к газлифтным скважинам 6. Продукция скважин направляется в газонефтяной сепаратор 7, после которого нефть поступает в коллектор, а газ, содержащий капельки нефти проходит дополнительную очистку в сепараторе 8 и после сжатия в компрессорной станции 9 поступает в систему промыслового сбора. Если газовой скважины высокого давления нет, то для газлифта используется попутный нефтяной газ. После компримирования газ из компрессорной станции 9 последовательно проходит теплообменник 3, газовый сепаратор 4 и так далее, пока вновь не поступит на станцию 9. В данном случае используется замкнутый газлифтный цикл, при котором нагнетаемый в скважины газ многократно используется для подъема жидкости. |