Способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин

Лекция 8 - Техника и технология извлечения нефти и газа

Проблеми забезпечення людства питною водою.

Прісної води на землі лише 3 % від загальної її кількості. Причому, 99 % містится в льодовиках (полярних і гірських, в айсбергах і вічній мерзлоті). Тобто, лише 1 % прісної води, що містится в ріках та озерах доступний людству. Але ця вода нерівномірно поширена по планеті.

Так, в Азії, де проживає близько 60 % населення планети, знаходиться лише

36 % прісної води; в Амазонці тіче майже 15 % світового запасу води, а користуються нею лише 0.4 % населення планети.

Дощові і підземні води також нервномірно поширені по Землі, а бездумна діяльність людства – масштабна вирубка лісів, осушення боліт ще більше сприяє зниженню рівня опадів і грунтових вод. Зараз уже води не вистачає в багатьох регіонах, а її нестача загрожує здоров'ю людей і економіці. У 80-и країнах, де живе близько 2 млрд людей, чистої прісної води майже немає. Немає тому, що в цих країнах майже немає централізованої каналізації, тому велика кількість стоків потрапляє в ріки і озера і сприяє поширенню хвороб ШКТ, печінки (дизентерії, холери, генатитів та ін.), а економіка цих країн неспроможна забеспечити якісне водопостачання населення.

Проблема і ще в тому, що чисельність населення цих країн зростає високими темпами, тому навіть великі кошти, витрачені світовою спільнотою на забеспечення якісною водою цих людей (134 млрд долларів за 1980-1990рр.) не дали змогу дати її близько 1 млрд людей.

З цього приводу Сандра Постел – віце президент інституту "Уорлдуоти" писала: "Те, що 1,2 млрд не можуть пити воду, не ризикуючи при цьому захворіти або вмерти, залишається колосальним моральним упущенням. Підрахунки показують, що для забеспечення всього людства якісною питною водою і каналізацією потрібно вирачати на 36 млрд долларів щорічно коштів більше, ніж витрачається."

Через неякісні води по данним ВОЗ в країнах Африки і Азії кожні 8 секунд вмирає дитина, 80% всіх хвороб розповсюджується через забруднену воду, що призводить до смерті 25 млн. чоловік на рік у цих регіонах.

Шляхи виходу з кризового становища:

1. Розробка і впровадження мвалоенергоємних установок для опріснування морської води, адже майже всі країни Африки мають вихід до моря.

2. Добування прісної води з водоносних пластів і під ними, хоча запаси води в них відновлюються дуже повільно, або ж зовсім не поновлюються.

3. Забеспечення населення якісною каналізацією, системами водоочищення і очищення стоків, що поступово змінить ситуацію на краще.

По способам эксплуатации скважин при добыче нефти и газа выделяются:

1) фонтанная,

2) газлифтная,

3) насосная эксплуатация.

При фонтанном способе давление в эксплуатационных сква-
жинах меньше, чем пластовое давление, в результате чего проис-
ходит самоизлив нефти либо за счет гидростатического напора,
либо за счет расширяющегося газа. Нефть поднимается по на-
сосно-компрессорнъш трубам, а устье эксплуатационных сква-
жин оборудуется стальной арматурой — трубной головкой и фон-
танной ёлкой. I

После спуска эксплуатационной колонны верхние концы об­садных труб обвязывают колонной головкой, которая представ­ляет собой фланец, навинченный или приваренный на конец эксплуатационной колонны.

На верхнем конце колонной головки укрепляют фонтанную арматуру, которая является основным эксплуатационным обо­рудованием фонтанных, компрессорных и газовых скважин.

Фонтанная арматура представляет собой соединение на флан­цах стальных тройников, крестовин, катушек, задвижек или кра­нов, которые образуют две части: трубную головку и фонтанную елку. Трубная головка присоединяется снизу к верхнему фланцу колонной головки, а фонтанная ёлка устанавливается на труб­ной головке.

Назначение трубной головки — подвеска фонтанных труб, герметизация пространства между подъёмными трубами и экс­плуатационной колонной, подача жидкостей и газов в кольце­вое пространство в целях фонтанирования. Назначение фон­танной ёлки — контроль и регулирование работы фонтанной скважины, что осуществляется разработчиками.

Контроль заключается в обеспечении оптимального дебита сква­жин при возможно меньшем газовом факторе (Г), который пока­зывает содержание газа (растворенного) в нефти (в см³, м³), а так­же регулирование количества воды в продукции скважин, чтобы предотвратить преждевременное обводнение нефтяной залежи.

Большие трудности создаются при эксплуатации фонтанных скважин в продуктивных пластах, насыщенных парафинистой нефтью. При подъеме нефти в таких условиях происходит осаж­дение парафина в эксплуатационном оборудовании (подъемных трубах и др.), что затрудняет подъем нефти на поверхность.

Поэтому в таких случаях ведется борьба с отложением парафина путем применения различных способов его удаления: нагревания, растворения различными растворителями и путем механического удаления специальными скребками. Кроме того, для предупрежде­ния парафинообразования в трубах производят покрытие внутрен­них поверхностей труб лаками, эмалями для снижения коррозии труб, которая задерживает на их поверхности парафин [36].

Когда прекращается фонтанирование скважины, переходят на механизированную эксплуатацию (газлифтным или насосным способами).

Принцип газлифтной эксплуатации заключается в подъеме нефти на поверхность за счет сжатого газа, нагнетаемого в ко­лонну подъемных труб. При этом по одному каналу в скважину нагнетают газ, а по другому — поднимают на поверхность нефть.

В случае если вместо газа нагнетают воздух, данную систему называют воздушным подъемником или эрлифтом.

Газлифтные скважины, как и фонтанные, оборудованы на-сосно-компрессорными трубами (НКТ), диаметры которых ко­леблются от 25 до 100 мм (обычно 50 и 62 мм).

Этот способ эксплуатации применяется в тех случаях, когда заданные отборы нефти не обеспечиваются за счёт энергии соб­ственного пластового газа (свободного или растворенного), что требует закачки газа с поверхности.

Для этого проводят сначала расчёт газлифтной скважины, т.е. определяют количество и давление подаваемого в скважину газа, рассчитывают диаметр труб, расстояние от устья скважины до места ввода в НКТ.

По результатам расчётов строятся графики режима работы газлифтной скважины. Затем выбирается оптимальный вариант, который позволит с наименьшими энергетическими и матери­альными затратами отбирать из продуктивного пласта необходи­мое количество нефти, при этом соблюдая определенные соот­ношения в отборах нефти и воды (по содержанию воды в про­дукции скважины), что предотвратит преждевременное обводне­ние продуктивной площади.

На промысле, где проводится газлифтная эксплуатация сква­жин, имеются компрессорные станции (КС). Сжатый газ пода­ется компрессорами сначала к газораспределительным батаре­ям (ГБ), затем — к скважинам, с которыми они соединены специальным газопроводом. При этом газ движется в замкну­том цикле, начиная движение от КС к ГБ, затем — к сборным сепарационным установкам (трапам), в последующем — к газоотбензинивающим установкам (ГУ) и вновь возвращаясь в КС.

Насосная эксплуатация является механизированным спосо­бом добычи и осуществляется с помощью глубинных насосов. Насосная установка состоит из насоса и станка-качалки. Насос представляет собой цилиндр, внутри которого находится пор­шень (плунжер). Последний при движении вверх через всасыва­ющий клапан пропускает жидкость в цилиндр насоса. При дви­жении же плунжера вниз нагнетательный клапан открывается, и жидкость переходит из цилиндра в пространство над плунже­ром, попадая в насосно-компрессорные трубы.

Насос спускается в скважину, причем цилиндр укрепляется на конце НКТ, а плунжер — на штангах. Поэтому для смены насоса на поверхность поднимаются только штанги, а НКТ ос­таются в скважине.

При глубинно-насосной эксплуатации используются различ­ные насосы и насосные установки, включая поршневые насосы с приводом от станка-качалки, погружные центробежные насо­сы с электроприводом, поршневые насосы с гидравлическим приводом, а также винтовые и другие насосы.

Наиболее распространен у нас на промыслах приводной ме­ханизм для привода глубинного насоса — шатунно-кривошип­ный механизм, называемый станок-качалка.

Станки-качалки различаются своими габаритами, нагрузкой и основными параметрами работы насосной установки.

Глубинно-насосная эксплуатация может осуществляться и бесштанговыми погружными центробежными электронасосами (ЭЦН). В этом случае в скважину на глубину спускают электро­двигатель на подъемных трубах, а наверху устанавливают устье­вую арматуру, трансформатор, барабан для кабеля. Электричес­кий ток, поступая к электродвигателю, приводит в движение вал насоса, и в результате нефть поднимается по насосно-компрес-сорным трубам вверх.

Применение бесштанговых электронасосов (ЭЦН) проводится при эксплуатации продуктивных пластов, расположенных на боль­шой глубине (более 5000 м), так как применение штанг в таких условиях намного бы осложнило процесс эксплуатации скважин.

Насосные штанги работают в сложных условиях, в частности, испытывают переменные нагрузки, нередко работая в среде, на­сыщенной сильно минерализованной водой и сероводородом. Поэтому штанги разрушаются, так как металл подвергается кор­розии и деформации. Такой процесс усталостного разрушения металла в коррозионной среде называется коррозионной усталос­тью.

Поэтому эксплуатация продуктивных пластов на большой глу­бине штанговыми насосами нецелесообразна.

Для предотвращения образования гидратов газа при эксплуа­тации газовых объектов проводят нагнетание антигидратных ин­гибиторов, обогревают отдельные узлы и участки, а также регу­лярно продувают газопровод в местах образования гидратов, про­водят осушку газа и др. Самым эффективным ингибитором гид-ратообразования является метиловый спирт (метанол, древесный спирт), однако он ядовит и дорог. Ингибиторами являются так­же гликоли и хлористый кальций.

Осушку газа проводят с целью предотвращения образования гидратов и водяных пробок на специальных установках с помо­щью различных поглотителей влаги.

В процессе разработки местоскоплений нефти и газа прово­дятся промысловые исследования скважин, в том числе замеря­ются дебиты жидкости (нефти и воды) и газа (в т/сут или м₃/ сут), пластовые и забойные давления и др. При этом для каждо­го периода разработки устанавливаются: рациональный способ эксплуатации, предусматривающий применение такого способа подъема нефти и газа, при котором обеспечивается заданное ко­личество отобранной жидкости и газа; нормальные условия ра­боты установки; минимальные энергетические затраты и мини­мальная себестоимость добываемой нефти.

Характеристика работы эксплуатационной скважины оцени­вается по ряду показателей, включая коэффициент эксплуата­ции скважин.

Коэффициент эксплуатации (K_э) обозначает отношение фак­тического времени эксплуатации скважины (Г_ф) к календарному времени (Т_к), например, за месяц.

.

При этом разница по времени между Г_к и Г_ф означает время простоев скважин, которое может объясняться разными причи­нами. При снижении применяют соответствующие меры, обес­печивающие заданный отбор нефти.

Дата добавления: 2014-01-05