Способы добычи нефти и газа

Содержание

Введение…………………………………………………………………….3

1. Баланс пластовой энергии…………………………………………..4
2. Продление сроков фонтанирования………………………………..5
3. Осложнения при работе фонтанной скважины………………........5
4. Оборудование фонтанной скважины………………………………6

• Насосно-компрессорные трубы………………………….......7

• Пакеры и якоря………………………………………………..8
• Фонтанная арматура………………………………………. …9

5. Роль фонтанных труб………………………………………….. ….14

6. Освоение и пуск в работу фонтанных скважин………………….14
7. Достоинства и недостатки фонтанной эксплуатации скважин….15
8. Литература………………………………………………………….16

Введение

     Подъем  нефти на дневную поверхность  получил название «добыча нефти», по аналогии с известными «добыча угля», «добыча руды». Однако, кроме названия, они существенно отличаются по технологии процесса извлечения.

     Разделяют два вида осуществления этого  процесса – фонтанный и механизированный. При фонтанном способе нефть поднимается на поверхность за счет внутренней энергии пласта, при механическом способе – прибегают к принудительному способу подъема с помощью различных устройств, спускаемых в скважину.

      Фонтанный способ добычи экономичен  и существует в первоначальный период разработки месторождения, пока запасы пластовой энергии достаточно велики. Затем на смену ему приходят механизированные способы 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

1. Баланс  пластовой энергии

     Когда давление, под  которым  находится  нефть  в  пласте,  достаточно велико,  нефть  самопроизвольно  поднимается  на   поверхность   по   стволу

скважины. Такой способ подъема нефти получил название фонтанного.

     На  что же расходуется пластовое  давление  и  какова  должна  быть  его

величина, чтобы обеспечить фонтанирование? Во-первых, необходимо  преодолеть противодавление заполненного жидкостью ствола  скважины  –  гидростатическое давление  Ргст.  Во-вторых,  надо  компенсировать  потери,  возникающие  при движении жидкости в колонне обсадных труб  и  насосно-компрессорных  труб  – гидравлические    потери    Ргид.    В-третьих,    необходимо     обеспечить транспортировку жидкости от устья скважины до сборного пункта –  Ртр.  Кроме того устье скважины может оказаться выше или ниже сборного  пункта  и  когда необходима энергия на преодоление геометрической разницы высот  –  Рт.  Надо также учесть,  что  при  движении  жидкости  из  зоны  повышенного  давления (пласт) в зону  пониженного давления  (скважина)  из  нее выделяется  газ, который, расширяясь, помогает подъему.  Обозначив  это  влияние  газа  через Ргаз, получим условие фонтанирования:

                                        Рпл =  Ргст + Ргид + Ртр - Ргаз + Рг    (4.1)

       При проектировании режима работы фонтанной скважины надо  иметь  ввиду следующее.

       Приток жидкости из пласта тем больше, чем меньше  будет давление  на забое – Рзаб. В то же время  пропускная  способность  подъемника  будет  тем выше, чем больше будет  давление  на  забое.  В  процессе  работы  пласта  и подъемника установится равновесие системы – «пласт-подъемник».

       Приток жидкости из пласта описывается формулой.

qn = K(Pпл - Рзаб)              (4.2)

Где К  –  коэффициент  продуктивности,  куб.м./сут.Мпа;  Рпл-пластовое

давление, Мпа; Рзаб – забойное давление, Мпа.

       Пропускная способность подъемника  определяется по формуле (4.5),

поэтому необходимо стремиться к соблюдению условия   qn = qmax

      Если НКТ спущены до забоя,  то  Рзаб  в  формуле  (4.2)  есть  забойное давление. Если НКТ выше забоя, так что глубина  скважины  Н  больше  глубины спуска НКТ L: (LH), то:

Рзаб  – Рбаш + (H – L)* p*q     (4.3)

В этом случае формула (4.2) примет вид

qn = K[Pпл  – Рбаш - (H – L)* p*q]n        (4.4)

где Рбаш – давление на входе в лифт;

 р-плотность  жидкости.

2. Продление сроков фонтанирования

   Рост  обводненности продукции скважин  приводит к росту статического давления столба смеси в скважине (плотность  воды больше плотности нефти) и потерь давления на трение (вязкость эмульсии больше вязкости чистых жидкостей), так  что даже при постоянстве пластового давления происходит уменьшение депрессии  на пласт и снижение дебита нефти. Так как устьевое давление для  стабильной работы системы пласт - скважина - нефтесборный пункт должно поддерживаться на заданном уровне, то при определенной обводненности режим фонтанирования скважины нарушается. Если скважины не переводят на газлифтный или насосный способы эксплуатации, то любой технологический  прием для стабилизации фонтанирования должен быть направлен на снижение статического давления и потерь на трение. В практике нашел применение способ продувки скважин компрессором, что снижает (временно) содержание воды в скважинном потоке, а тем самым  временно продлевает фонтанирование. С этой же целью используют замену жидкости в скважине на нефть. Одним  из эффективных методов стабилизации фонтанирования скважин является ввод на забой концентрированного раствора ПАВ, периодически (несколько раз  в сутки) закачиваемого в затрубное  пространство дозировочным насосом. При  вводе ПАВ в поток скважинкой жидкости изменяются свойства эмульсии (снижение вязкости), образуются пенообразные системы в зоне разгазирования жидкости, что резко увеличивает КПД  газовых пузырьков в процессе подъема. 

3. Осложнения при работе фонтанной скважины

   Часто встречающимся осложнением при работе фонтанных скважин  является выпадение из нефти парафина, солей, вынос песка, прорывы газа. По содержанию парафина нефти принято делить на три класса:

1 – беспарафинистая  (содержит  менее  1%  парафина  по  массе); 

2 – слабопарафинистая (содержит  1-2%  парафина  по  массе); 

3 –  парафинистая (содержит более 2% парафина по массе).

   Безводная девонская нефть Туймазинского нефтяного месторождения,

например, содержит от 3,7 до 5,5% парафина: пласт  Д1 – 5%, пласт Дп – 6 %,

турнейский - 1,9%, угленосный – 3,7%. Месторождения  Мангышлака содержат 15- 20% парафина (Узень и Жетыбай).

       Добыча  нефти  при  наличии  в  ней  парафина  осложняется  выпадением парафиновых отложений в трубах, затрубном пространстве, в выкидных  линиях, в резервуарах.

       Парафиновые  отложения   состоит   из   парафина,   нефти,   смолистых

компонентов нефти, а также воды, твердых частиц, глины и песка.

       Парафиновые  отложения  нарушают   нормальную   работу   скважин:   их приходится останавливать на ремонт, что приводит к потере добычи нефти.

     В  условиях   Башкирии   затраты   на   депарафинизацию   промыслового оборудования составляют около 10% от себестоимости добываемой нефти.

       Начало отложения парафина отмечается на глубине 800-900 м.  Наибольшие отложения наблюдаются примерно на глубине 100-200 м.

Фонтанный лифт диаметром 73 мм при дебите скважины 75 т/сут. полностью

запарафинивается  примерно за пять суток. За это время  в  лифте  скапливается более 1000 кг парафина. Средний дебит скважины  при  этом  снижается  до  50 т/сут.

     В пластовых условиях парафин обычно находится в растворенном состоянии. При снижении давления и температуры нарушается первоначальное физико-химическое равновесие. В результате начинает выделяться из раствора парафин в виде мельчайших кристаллов, которые сначала находятся в нефти во взвешенном состоянии, а впоследствии осаждаются на твердых поверхностях оборудования.

       Выпадению  парафина  способствует  снижение   температуры   в   лифте. Температура начала  кристаллизации  парафина  для  месторождений  Татарии  и Башкирии находится в пределах 15…35 градусов С.

   Снижение  температуры в лифтовых трубах происходит в связи с выделением газа из нефти, которое обусловлено в  свою  очередь  снижением  давления  по мере перемещения частиц газа в нефти от забоя скважины к устью, а также  при снижении устьевого давления. 

4. Оборудование  фонтанной скважины

     Наиболее  простым  способом  подъема  жидкости  из  фонтанной  скважины является использование для этой  цели  эксплуатационной  колонны.  При  этом возможно возникновение осложнений: а) эрозия  колонны  за  счет  воздействия движущейся жидкости и содержащихся  в  ней  компонентов;  б)  нерациональное использование пластовой энергии вследствие значительного  диаметра  колонны; в) возникновение осложнений  за счет выделяющихся из жидкости компонентов  – солей, парафина, мехпримесей.

     Восстанавливать поврежденную колонну и устранять  осложнения  трудоемко и не  всегда  эффективно.  Надо  также  иметь  ввиду,  что эксплуатационная колонна является в скважинах, как правило, и обсадной  колонной  и  призвана надежно защищать скважину от разрушения и проникновения  в  нее  посторонних агентов в течение всей жизни месторождения.

     Все оборудование фонтанной скважины можно  разделить на  две  группы  – 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,  работающие  на поверхности.

       Рассмотрим  назначение  и  конструкционные особенности оборудования, соответствующие требованиям технологического процесса. 
 

Насосно-компрессорные  трубы

     Насосно-компрессорные  трубы в нефтяных скважинах  выполняют  следующие основные функции: а) являются каналом для подъема  добываемой  жидкости;  б) служат  для  подвески  глубинного  оборудования;  в)  являются  каналом  для проведения различных технологических операций; г) являются инструментом  для воздействия на забой и призабойную зону.

     В зависимости от назначения и условия  их применения НКТ  называют:  а) фонтанными (или лифтовыми)  –  при  применении  в  фонтанных  скважинах  для подъема жидкости; б) насосными при эксплуатации  в  насосных  скважинах;  в) компрессорными при применении в компрессорных скважинах.

      Насосно-компрессорные  трубы  по  конструкции  подразделяются  на:  а) гладкие; б) с высаженными наружу концами.

       Гладкие НКТ имеют одинаковый внутренний диаметр по всей длине. Они  не равнопрочны: прочность их в  резьбовой  части  составляет  80-85%  прочности тела трубы. НКТ  с высаженными наружу концами – равнопрочны: прочность их  в резьбовой части равна прочности в любом сечении трубы.

       ГОСТ  633-80  регламентирует  выпуск  бесшовных  (цельнотянутых)   НКТ следующих условных (наружных) диаметров, мм: гладкие – 48, 60, 73, 83,  102, 114 и с высаженными наружу концами – 33, 42,  48,  60,  73,  89,  102,  114. Толщина стенок от 4 до 7 мм, длина трубы от 5,5 до 10 м  (в  среднем  8  м). НКТ  выпускаются  из  стали  группы  прочности   Д, К, Е, Л, М.   Конструкция резьбового соединения специальная.

       Резьба в НКТ – коническая. Преимущества таких  резьб: а)  возможность обеспечить герметичность без уплотняющих средств; б) возможность  ликвидации в  резьбе  зазоров;  в)  более  равномерное   распределение   нагрузки;   г) сокращение времени на сборку – разборку. 

Пакеры  и якоря 

     Пакеры  – устройства, предназначенные для  разобщения отдельных участков скважины, например, призабойной  зоны  от  остальной  части.  При  этом  они выполняют следующие функции:

- защищают  обсадную колонну от воздействия  пластового давления;

- препятствуют  контакту  с  ней  агрессивных   пластовых  жидкостей  и

газов;

- способствуют  давлению газа только в НКТ,  увеличивая их  коэффициент полезного действия;

- создают   возможность  раздельной  разработки  отдельных  пластов  и пропластков;

-  позволяют   осуществлять  направленное  устьевое   воздействие   на отдельные пропластки и пласты при технологических операциях.

     Процесс  разобщения  производится   механическим,   гидравлическим   и гидромеханическим   воздействием   на    резиновый    пакерующий    элемент, увеличивающий  при  этом  диаметральный  габарит.  В  зависимости  от   вида воздействия на разобщающий элемент получили применение пакеры  механического («М») или гидравлического («ГМ») действия.

     Пакер работает так. После спуска на заданную глубину на насосно-

компрессорных трубах в последние бросают шарик, который устанавливается в седле. Закачкой жидкости в НКТ в пакере создают давление, которые передается через канал «А» под поршнем и вызывает его перемещение. Поршень толкает плашкодержатель с усилием, обеспечивающим срезание удерживающего винта. Продолжая движение вверх, он надвигает плашки на корпус и прижимает их к эксплуатационной колонне. При дальнейшем увеличении давления (до 21 МПа) срезается винт, удерживающий седло с шариком, и они выпадают из корпуса, освобождая проходное сечение пакера. Подъем пакера осуществляется после снятия осевой нагрузки и перемещения вверх ствола, конуса, упора. Это способствует возвращению в первоначальное положение плашек и манжет.

     Якорь предназначен обеспечить дополнительную силу для надежного удержания пакера в заданном интервале. Для этого якорь соединяется в один блок с пакером и спускаются в скважину одновременно. Удерживающими элементами в якоре являются плашки, срабатывающими от давления, создаваемого в колонне НКТ и передаваемого через канал под поршень. Принцип его работы аналогичен работе пакера. При снятии давления и подъеме НКТ плашки возвращаются на свое место, освобождая якорь. Якорь может быть конструктивно совмещен с пакером и тогда в шифр пакера вводится буквы «я» (например, ПД-ЯГМ). 
 

Фонтанная арматура

     Фонтанная арматура относится к оборудованию скважин, которое  призвано выполнять следующие функции: а) герметизация кольцевого  пространства  между обсадной  колонной   и   подъемными   трубами;   б)   направление   движения газожидкостной смеси;  в)  подвески  глубинного  оборудования;  г)  создание противодавления на устье; д)  проведение  исследований,  освоения  и  других технологических операций.

     Арматура  состоит из ряда  конструктивных  элементов.  Трубная  головка служит  для  подвески  фонтанных  труб,   герметизации   устья,   проведения различных  технологических  операций.  Включает  в  себя  колонный   фланец, крестовик трубной головки,  тройник  трубной  головки,  переводную  катушку. Фонтанная елка служит для направления и  регулирования  продукции  скважины. Включает  в  себя  центральную  задвижку,  крестовик  елки  (в   тройниковой арматуре тройки), буферную задвижку, буферный патрубок, штуцер.

     Назначение  каждого  из  элементов  арматуры:  колонный  фланец  –  для

присоединения  арматуры  к  обсадной  колонне  и   герметизации   затрубного

пространства;  крестовик  трубной  головки  –  для  сообщения  с   затрубным пространством скважины; тройник трубной головки – для подвески первого  ряда труб и сообщения с ним; переводная катушка – для подвески второго ряда  труб и сообщения с ним; центральная задвижка – для закрытия  скважины;  крестовик елки служит для  направления  продукции  скважины  в  трубопровод;  буферная задвижка – для спуска глубинных приборов в  скважину;  буферный  патрубок  – для помещения приборов перед  спуском  в  скважину  и  уменьшения  колебаний давления в арматуре (там скапливается газ)  ;  штуцер  –  для  регулирования дебита скважины; рабочий монифольд – часть арматуры между штуцерами и  общей выкидной  линией,  предназначенная  для  соединения  двух  выкидов  в  один; вспомогательный монифольд – лилия, соединяющая  затрубное  пространство  или насосно-компрессорные трубы и служит для подачи в скважину воздуха,  газа  и других агентов при технологических операциях.

     Конструкция  основных   элементов   арматуры.   Основное   требование, предъявляемое в  арматуре,  это  ее  абсолютная  герметичность  при  высокой прочности деталей, их быстросборности и взаимозаменяемости.

     Запорные  устройства.  Применяются  три   типа   запорных   устройств:

прямоточные задвижки, краны, угловые вентили.

     Штуцер  или дроссель, предназначен  для  поддержания  заданного  режима работы скважин.

     Колонные  головки предназначены для герметизации пространства между спущенными в скважину обсадными трубами. В зависимости от конструкции скважины применяют различные типы колонных головок. 

                               Рис. Фонтанная арматура:

                            1 – трубная обвязка ; 2 – фонтанная елка 

Рис. 4. Схемы  трубных обвязок фонтанной арматуры:

1 - ответный фланец; 2 - запорное устройство; 3 - трубная головка; 4 - манометр с запорно-разрядным устройством. 

      Фонтанная арматура выпускается на рабочее  давление - 14,21,35,70,105, и 140 МПа, сечением ствола от 50 до 150 мм, по конструкции фонтанной елки крестовые и тройниковые, по числу спускаемых в скважину рядов труб однорядные и двухрядные и оборудованы задвижками или кранами.

Рис. 5. Типовые  схемы фонтанных елок:

тройниковые - схемы 1,2,3 и 4; крестовые - схемы 5 и 6 (1 - переводник к трубной головке; 2 - тройник; 3 - запорное устройство; 4 - манометр с запорно-разрядным устройством; 5 - дроссель; 6 - ответный фланец 7 - крестовина). 

      Типовые схемы фонтанных елок (рис. 5) включают либо один (схемы 2 и 1), либо два (схемы 3 и 4) тройника (одно или двухъярусная арматура), либо крестовину (крестовая арматура - схемы 5 и 6).

      Двухструнная (двухъярусная тройниковая и крестовая) конструкция елки целесообразна  в том случае, если нежелательны остановки скважины, причем рабочей  является верхняя или любая боковая  струна, а первое от ствола запорное устройство - запасным. Сверху елка заканчивается  колпаком (буфером) с трехфазовым  краном и манометром. Для спуска в работающую скважину приборов и  устройств вместо буфера ставится лубрикатор.

Типовые схемы фонтанной арматуры приведены  на рис. 6. Монтаж-демонтаж фонтанной  арматуры на устье скважины производится автомобильными кранами или другими  подъемными механизмами.

Рис. 6. Типовые  схемы фонтанной арматуры:

1 - фонтанная елка; 2 - трубная обвязка 

      Запорные  устройства фонтанной арматуры изготовляются  трех типов: пробковые краны со смазкой, прямоточные задвижки со смазкой  типа 5М и ЗМС с однопластинчатым и ЗМАД - с двухпластинчатым шибером. Задвижки типов ЗМС и ЗМАД имеют  модификации с ручным пневмоприводом.

  На  выкидных линиях, после запорных устройств  для регулирования режима работы скважины ставят регулирующие устройства (штуцеры), обеспечивающие дрессирование  потока вследствие изменения площади  проходного сечения. Они подразделяются на нерегулируемые и регулируемые.

     Нерегулируемый  штуцер зачастую представляет собой  диафрагму или короткую втулку (насадку) с малым отверстием. Диаметр отверстия  штуцера может составлять 5¸25 мм. 

     Пример  нерегулируемого штуцера (дросселя) представлен на рис. 9.

Рис. 9. Нерегулируемый дроссель:

1 – корпус; 2 – корпус насадки; 3 - пробка 
 

 Регулирование режима эксплуатации осуществляется заменой корпуса с насадкой на другой диаметр.

Более удобны регулируемые дроссели (рис. 10), предназначенные для ступенчатого и бесступенчатого регулирования  режима работы скважины.

           Рис. 10. Регулируемый дроссель ДР-65´35 

     Манифольд предназначен для обвязки фонтанной  арматуры с выкидной линией (шлейфом), подающей продукцию на групповую  замерную установку. Манифольд монтируют  в зависимости от местных условий  и технологии эксплуатации. В общем  случае они обеспечивают обвязку  двух струн со шлейфом струн с  затрубным пространством, струн  и затрубного пространства с факелом  или амбаром и т.д. 
 

     Необходимость в фонтанной арматуре возникла в  связи с началом применения подъемника и устройств для регулирования  расхода (дебита) жидкости или газа фонтанной скважины с помощью  дросселей, получивших название штуцеры, а также для контроля давления жидкости или газа в подъемнике на устье (буфере) скважины. Для этого  сначала применялась простейшая фонтанная арматура, включающая тройник, запорное устройство, вентиль, манометр, штуцер; запорное устройство использовалось при смене штуцера. Необходимость  смены штуцера без остановки  скважины привела к появлению  арматуры с двумя выкидными линиями - струнами. Эта арматура состоит  из трех тройников и трех запорных устройств и штуцеров, сочетание  которых начали называть фонтанной  елкой.

     Необходимость в контроле давления в межтрубном пространстве в более удобной  и надежной системе подвески фонтанного подъемника привела к дополнению фонтанной арматуры узлом 5, состоящим  из тройника, запорного устройства, вентиля и манометра, получившего  название трубной головки и служащего  для удержания колонны подъемных  труб. С этого момента фонтанная  арматура начала изготовляться из двух главных частей - елки и трубной  головки.

     Изнашивание узлов арматуры в скважинах с  большими дебитами и высокими давлениями при наличии в пластовой жидкости или газе даже небольших количеств  механических примесей привело к  необходимости установки дополнительных запорных устройств по стволy арматуры. Необходимость спуска в подъемник  работающей скважины измерительных  приборов, средств депарафинизации  обусловила дополнение елки арматуры лубрикатором, а для его установки  или смены введение еще одного стволового запорного устройства. Такая  арматура способствовала дальнейшему  увеличению и вертикального ее размера.

     Эксплуатация  скважин в особо тяжелых условиях вследствие высоких дебитов, давлений, агрессивности сред, высокой температуры, большого количества абразива сделали  необходимым наличие в фонтанной  арматуре резервных элементов, прежде всего наиболее часто отказывающих запорных устройств. Фонтанная арматура при этом еще более усложнилась, а ее размеры стали еще большими, что привело к усложнению обслуживания скважины. Для уменьшения габарита фонтанной арматуры была разработана арматура, построенная не из тройников, а из крестовин, что позволило улучшить ее уравновешенность и упростить обслуживание.

     Разработан  стандарт, который регламентирует схемы  фонтанных арматур, проходные размеры, ряд рабочих и испытательных  давлений, исполнения, а также размеры, что позволяет резко сократить  номенклатуру и унифицировать элементы арматуры.

5. Роль фонтанных труб

     При одном и том же количестве газа не в каждой скважине можно получить фонтанирование. Если количество газа достаточно для фонтанирования в 150-миллиметровой скважине, то его может не хватить для 200-миллиметровой скважины.

     Смесь нефти и газа, движущаяся в скважине, представляет собой чередование прослоев нефти с прослоями газа: чем больше диаметр подъемных труб, тем больше надо газа для подъема нефти.