эксплутация скважины. Скважина Скважина
 Скачать 208.54 Kb.
|
|
Скважина Скважина — горная выработка круглого сечения, пробуренная с поверхности земли или с подземной выработки без доступа человека к забою под любым углом к горизонту, диаметр которой намного меньше её глубины. Бурение скважин проводят с помощью специального бурового оборудования. Различают вертикальные, горизонтальные, наклонные скважины[1]. Начало скважины называется её устьем, дно — забоем, внутренняя боковая поверхность — стенками. Диаметры скважин колеблются от 25 мм до 3 м. Скважины могут иметь боковые стволы (БС), в том числе горизонтальные (БГС). Средняя глубина добывающих скважин на данный момент в различных нефтегазовых провинциях Российской Федерации составляет 1500—3000 м, в перспективе из-за выработанности существующей ресурсной базы углеводородов России она может достигнуть значения 4000—6000 м, что повлечёт удорожание себестоимости добычи нефти и газа на 15—20 %.[ Некоторые виды скважин
Обсадная колонна Обсадная колонна — предназначена для крепления буровых скважин, а также изоляции продуктивных горизонтов при эксплуатации; составляется из обсадных труб путем последовательного их свинчивания (иногда сваривания). Обсадные трубы, применяемые при бурении нефтяных и газовых скважин, изготовляются в основном из стали с двумя нарезанными концами и навинченной муфтой на одном конце (иногда безмуфтовые с раструбным концом). Резьба труб выполняется конической, треугольной или специального трапецеидального профиля. Для создания герметичности при высоких давлениях нефти и газа (более 30 МПа) применяются соединения с уплотнительными элементами. Назначение обсадных труб - Основная задача обсадки — обеспечение целостности стенок скважины на всем протяжении эксплуатационного периода. Обсадные трубы должны иметь хорошую прочность, чтобы противостоять любым сдвижкам грунта. При правильно выбранном материале срок службы скважины должен составлять более 50 лет на грунтах любой сложности. Применяются обсадные колонны трех видов:
Промежуточные колонны предназначены для крепления стенок нижних интервалов скважин. Кондукторы и промежуточные колонны обычно цементируются, но могут быть и съемными (например, при бурении некоторых геологоразведочных скважин или глубоких скважин для борьбы с износом спущенных предыдущих промежуточных колонн). Эксплуатационная колонна перекрывает продуктивные горизонты. Через перфорационные отверстия в колонне в скважину поступают нефть и газ, которые перемещаются к устью по колонне насосно-компрессорных труб. Оборудование и способы добычи нефти Современное оборудование для нефтедобычи – это многофункциональные агрегаты и механизмы, которые существенно облегчают добычу сырой нефти и делают ее более эффективной и качественной.Обычно среди таких устройств, прежде всего, выделяют буровое оборудование необходимое для разработки скважин. Отметим также, что выбор оборудования напрямую зависит от способа добычи нефти. Сейчас основными являются три таких способа – насосный, компрессорный (газлифтный) и фонтанный. Насосная добыча нефти характеризуется применением внедренных электрических насосов и скважинных насосов. При фонтанной добыче нефть поднимается наверх, благодаря энергии пласта. А при газлифтном способе добычи используется энергия сжатия газа и воды. Насосный способ добычи нефти применяют при прекращении фонтанирования скважин и снижении уровня нефти в скважинах до пределов, когда применение газлифтного способа эксплуатации становится неэ ко-номичным. При насосной эксплуатации подъем жидкости осуществляют Засосами, опущенными в скважину ниже динамического уровня. Нефтяные насосы бывают следующих видов:
Штанговые глубинные насосы для добычи нефти (ШГН) Глубинный штанговый насос в простейшем виде (см. рисунок справа) состоит из плунжера, движущегося вверх-вниз по хорошо подогнанному цилиндру. Плунжер снабжен обратным клапаном, который позволяет жидкости течь вверх, но не вниз. Обратный клапан, называемый также выкидным, в современных насосах обычно представляет собой клапан типа шар-седло. Второй клапан, всасывающий, - это шаровой клапан, расположенный внизу цилиндра также позволяет жидкости течь вверх, но не вниз. Штанговый насос относится к объемному типу насоса, работа которого обеспечивается возвратно-поступательным перемещением плунжера с помощью наземного привода через связующий орган (колонну штанг). Самая верхняя штанга называется полированным штоком, она проходит через сальник на устье скважины и соединяется с головкой балансира станка-качалки с помощью траверсы и гибкой канатной подвески. Основные узлы привода УШГН (станка-качалки): рама, стойка в виде усеченной четырехгранной пирамиды, 6алансир с поворотной головой, траверса с шатунами, шарнирно подвешенные к балансиру, редуктор с кривошипами и противовесами, комплектуются набором сменных шкивов для изменения числа качаний. Для быстрой смены и натяжения ремней, электродвигатель устанавливают на поворотной салазке. Штанговые насосы бывают вставные (НСВ) и невставные (НСН). Вставные штанговые насосы спускают в скважину в собранном виде. Предварительно в скважину на НКТ спускается специальное замковое приспособление, а насос на штангах спускают в уже спущенные НКТ. Соответственно для смены такого насоса не требуется лишний раз производить спуск-подъем труб. Невставные насосы спускаются в полуразобранном виде. Сначала на НКТ спускают цилиндр насоса. А затем на штангах спускают плунжер с обратным клапаном. Поэтому при необходимости замены такого насоса приходится поднимать из скважины сначала плунжер на штангах, а потом и НКТ с цилиндром. И тот и другой вид насоса имеет как свои преимущества, так и недостатки. Для каждых конкретных условий применяют наиболее подходящий тип. Например, при условии содержания в нефти большого количества парафина предпочтительно применение невставных насосов. Парафин, откладываясь на стенках НКТ, может заблокировать возможность поднятия плунжера вставного насоса. Для глубоких скважин предпочтительнее использовать вставной насос, чтобы снизить затраты времени на спуск-подъем НКТ при смене насоса.  Начало формыКонец формы Схема штанговой насосной установки Штанговая глубинная насосная установка (рисунок 1) состоит из скважинного насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4, насосно-компрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8 устьевой арматуры, сальникового уплотнения 6, сальникового штока 7, станка качалки 9, фундамента 10 и тройника 5. На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра 1. Станок-качалка Станки-качалки предназначены для передачи поступательного движения глубинному штанговому насосу, расположенному на дне скважины. Для уменьшения затрат на энергию оборудование должно обладать уникальной кинематической схемой. Дополнительным условием является применение современных комплектующих и компонентов. Для анализа функциональности и особенности работы необходимо ознакомиться с конструкцией, которой обладает станок-качалка. Он состоит из силовой установки, вращательное движение от которой поступает на ведущий вал редуктора. На нем расположен кривошип с системой противовесов. Для связи кривошипа с балансиром предусмотрены шатуны и траверсы. В свою очередь, балансир установлен на опорной стойке. Для уменьшения затраты энергии на торцевой части балансира расположена откидная головка  Штанговые винтовые насосы для нефтедобычи Эту разновидность штанговых установок, как правило, используют при механизированной эксплуатации добывающих скважин в случаях добычи тяжелых сортов нефтяного сырья, а также шлифовальных и тягучих флюидов. Электроцентробежные добывающие насосы (ЭЦН) Несмотря на то, что количество скважин, оборудованное установками данного типа, значительно меньше по сравнению с ШГН, по объемам добываемого с помощью центробежных электронасосов сырья они намного превосходят штанговые насосы. Достаточно сказать, что на территории нашей страны при помощи ЭЦН добывают около 80-ти процентов всего российского «черного золота». Если кратко описать это устройство, то оно представляет собой обычный насосный механизм, оборудованный электрическим приводом (разве что, в отличие от штангового, он не имеет наземной части, длинный и тонкий). ЭЦН отлично зарекомендовали себя при работе в средах, отличающихся повышенной коррозионной агрессивностью. В состав таких насосных установок входят:
ЭЦН (электроцентробежный насос) – ключевой элемент установки, который собственно и осуществляет подъем жидкости из скважины на поверхность. Состоит он из секций, которые в свою очередь состоят из ступеней (направляющих аппаратов) и большого числа рабочих колес собранных на валу и заключенных в стальной корпус (трубу). Основные характеристики ЭЦН – это дебит и напор, поэтому в названии каждого насоса присутствуют эти параметры. Например, ЭЦН-60-1200 перекачивает 60 м3/сут жидкости с напором 1200 метров. ПЭД (погружной электродвигатель) – второй по важности элемент. Представляет собой асинхронный электродвигатель, заполненный специальным маслом. Протектор (или гидрозащита) – элемент, расположенный между электродвигателем и насосом. Отделяет электродвигатель, заполненный маслом от насоса заполненного пластовой жидкостью и при этом передает вращение от двигателя к насосу. Кабель, с помощью которого к погружному электродвигателю подводится электроэнергия. Кабель бронированный. На поверхности и до глубины спуска насоса он круглого сечения (КРБК), а на участке погружного агрегата вдоль насоса и гидрозащиты - плоский (КПБК). Дополнительное оборудование: Газосепаратор – используется для снижения количества газа на входе в насос. Если необходимости в снижении количества газа нет, то используется простой входной модуль, через который в насос поступает скважинная жидкость. ТМС – термоманометрическая система. Градусник и манометр в одном лице. Выдает нам на поверхность данные о температуре и давлении той среды, в которой работает спущенный в скважину ЭЦН. Вся эта установка собирается непосредственно при ее спуске в скважину. Собирается последовательно снизу вверх не забывая про кабель, который пристегивается к самой установке и к НКТ, на которых все это и висит, специальными металлическими поясами. На поверхности кабель запитывается на устанавливаемые вблизи куста повышающий трансформатор (ТМПН) и станцию управления. Помимо уже перечисленных узлов в колонне насосно-компрессорных труб над электроцентробежным насосом устанавливаются обратный и сливной клапаны. Обратный клапан (КОШ - клапан обратный шариковый) используется для заполнения насосно-компрессорных труб жидкостью перед пуском насоса. Он же не позволяет жидкости сливаться вниз при остановках насоса. Во время работы насоса обратный клапан находится в открытом положении под действием давления снизу. Над обратным клапаном монтируется сливной клапан (КС), который используется для спуска жидкости из НКТ перед подъемом насоса из скважины.  Магистральные нефтяные насосы Их основное назначение – перекачивать добываемое сырьё или нефтепродукты по промысловым, техническим и магистральным трубопроводам. Такие агрегаты способны обеспечить высокий напор для обеспечения прокачки транспортируемого сырья. Их основные отличительные характеристики – экономичность процесса эксплуатации и высокая степень надежности. Фонтанный и газлифтный способы добычи нефти После того как скважина пробурена и освоена, необходимо начать добывать из нее нефть. Хотя нужно отметить, что не из всех даже эксплуатационных скважин добывается нефть. Существуют так называемые нагнетательные скважины. В них наоборот закачивается, только не нефть, а вода. Это необходимо для эксплуатации месторождения в целом. Об этом мы поговорим попозже. Наверное, у многих из Вас отложились в памяти кадры из старых советских фильмов о первых добытчиках сибирской нефти: буровая установка, сверху бьет фонтан, кругом бегают радостные люди и умываются первой нефтью. Нужно отметить, что с того времени много что изменилось. И если сейчас возле буровой вышки появится фонтан нефти, то возле нее будет бегать много людей, но только они не станут радоваться, а больше будут озабочены тем, как предотвратить этот экологически вредный выброс. В любом случае то, что было показано на экране – это нефтяной фонтан. Нефть находится под землей под таким давлением, что при прокладке к ней пути в виде скважины она устремляется на поверхность. Как правило, фонтанируют скважины только в начале своего жизненного цикла, т.е. сразу после бурения. Через некоторое время давление в пласте снижается и фонтан иссякает. Конечно, если бы на этом прекращалась эксплуатация скважины, то под землей оставалось бы более 80% нефти. В процессе освоения скважины в нее опускается колонна насосно-компрессорных труб (НКТ). Если скважина эксплуатируется фонтанным способом, то на поверхности устанавливают специальное оборудование – фонтанную арматуру.  это оборудование необходимо для управления скважиной. С помощью фонтанной арматуры можно регулировать добычу нефти – уменьшать или совсем остановить. После того, когда давление в скважине уменьшится, и скважина начнет давать совсем мало нефти, как посчитают специалисты, ее переведут на другой способ эксплуатации. При добыче газа фонтанный способ является основным. Газлифтный способ добычи нефти После прекращения фонтанирования из-за нехватки пластовой энергии переходят на механизированный способ эксплуатации скважин, при котором вводят дополнительную энергию извне (с поверхности). Одним из таких способов, при котором вводят энергию в виде сжатого газа, является газлифт. Газлифт (эрлифт) — система, состоящая из эксплуатационной (обсадной) колонны труб и опущенных в нее НКТ, в которой подъем жидкости осуществляется с помощью сжатого газа (воздуха). Иногда эту систему называют газовый (воздушный) подъемник. Способ эксплуатации скважин при этом называется газлифтным. По схеме подачи от вида источника рабочего агента — газа (воздуха) различают компрессорный и безкомпрессорный газлифт, а по схеме действия — непрерывный и периодический газлифт.  В затрубное пространство нагнетают газ высокого давления, в результате чего уровень жидкости в нем будет понижаться, а в НКТ — повышаться. Когда уровень жидкости понизится до нижнего конца НКТ, сжатый газ начнет поступать в НКТ и перемешиваться с жидкостью. В результате плотность такой газожидкостной смеси становится ниже плотности жидкости, поступающей из пласта, а уровень в НКТ будет повышаться. Чем больше будет введено газа, тем меньше будет плотность смеси и тем на большую высоту она поднимется. При непрерывной подаче газа в скважину жидкость (смесь) поднимается до устья и изливается на поверхность, а из пласта постоянно поступает в скважину новая порция жидкости. Дебит газлифтной скважины зависит от количества и давления нагнетаемого газа, глубины погружения НКТ в жидкость, их диаметра, вязкости жидкости и т.п. Конструкции газлифтных подъемников определяются в зависимости от числа рядов насосно-компрессорных труб, спускаемых в скважину, и направления движения сжатого газа. По числу спускаемых рядов труб подъемники бывают одно- и двухрядными, а по направлению нагнетания газа — кольцевыми и центральными (см. рис.). При однорядном подъемнике в скважину спускают один ряд НКТ. Сжатый газ нагнетается в кольцевое пространство между обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами, а газожидкостная смесь поднимается по НКТ, или газ нагнетается по насосно-компрессорным трубам, а газожидкостная смесь поднимается по кольцевому пространству. В первом случае имеем однорядный подъемник кольцевой системы (см. рис. А), а во втором — однорядный подъемник центральной системы (см. рис. Б). При двухрядном подъемнике в скважину спускают два ряда концентрически расположенных труб. Если сжатый газ направляется в кольцевое пространство между двумя колоннами НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по внутренним подъемным трубам, то такой подъемник называется двухрядным кольцевой системы (см. рис. В). Наружный ряд насосно-компрессорных труб обычно спускают до фильтра скважины. При двухрядном ступенчатом подъемнике кольцевой системы в скважину спускают два ряда насосно-компрессорных труб, один из которых (наружный ряд) ступенчатый; в верхней части — трубы большего диаметра, а в нижней — меньшего диаметра. Сжатый газ нагнетают в кольцевое пространство между внутренним и наружным рядами НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по внутреннему ряду. Если сжатый газ подается по внутренним НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по кольцевому пространству между двумя рядами насосно-компрессорных труб, то такой подъемник называется двухрядным центральной системы (см. рис. Г). Недостатком кольцевой системы является возможность абразивного износа соединительных труб колонн при наличии в продукции скважины механических примесей (песок). Кроме того, возможны отложения парафина и солей в затрубном пространстве, борьба с которыми в нем затруднительна. Преимущество двухрядного подъемника перед однорядным в том, что его работа происходит более плавно и с более интенсивным выносом песка из скважины. Недостатком двухрядного подъемника является необходимость спуска двух рядов труб, что увеличивает металлоемкость процесса добычи. Поэтому в практике нефтедобывающих предприятий более широко распространен третий вариант кольцевой системы — полуторарядный подъемник (см. рис. Д), который имеет преимущества двухрядного при меньшей его стоимости. |