Студопедия
Новини освіти і науки:
Контакти
 


Тлумачний словник






Способи експлуатації нафто-газових свердловин.

Нафта знаходиться в капілярах пласта під тиском (пластовим). Причини наявності в пластах пластового тиску пов’язані в основному з тиском води й газу, які знаходяться в контакті з нафтою (водонафтові і газонафтові контакти), а також із пружним стисненням гірських порід пластів, а також за рахунок сили тяжіння нафти в пласті. Початковий пластовий тиск – Рпл = ρgh. При відкачці нафти тиск зменшується, виникає депресія (Рплвиб), яка слугує рушійною силою, що забезпечує приплив нафти у свердловину. При цьому на гирлі свердловини буде певний тиск, який називається гирловим Р1виб - ρgh. Тиск може бути – нормальний, аномально високий й низький. Режими експлуатації – водонапірний, газонапірний, розчиненого газу й гравітаційний.

Коефіцієнт нафтовіддачі – відношення об'єму видобутої нафти до об'єму первісної нафти в пласті.

Для видобутку нафти в свердловину опускають колону насосно-компресорних труб, називаних фонтанними, компресорними, насосними й піднімальними діаметром 33 – 104 мм, довжиною 5-9,5 м.

Експлуатація нафтових свердловин проводиться фонтанним, газліфтним або насосним способами, залежно від пластового тиску.

Ерліфтна технологія видобутку нафти й газу за допомогою стисненого газу спеціальним підйомником ерліфтом, що працює на основі теорії сполучених судин. Видування рідини газом називається газліфтом. Ерліфт і газліфт може бути компресорним і безкомпресорним.

Желонковий спосіб – труба із плоским клапаном унизу, поршнева, заповнюється після удару по вибою за допомогою поршня, пневматична – за рахунок надлишкового тиску, що виникає в її камері.

Фонтанний – якщо тиск достатній для підйому стовпа рідини на поверхню (рис. 8). Нафта зі свердловини надходить приймальними трубопроводами до вимірювальних приладів, потім до установок комплексної підготовки нафти. При цьому важливе значення має оптимальний розмір фонтанного підйомника (колони фонтанних труб) – його довжина і діаметр, також важливе регулювання дебіту свердловин. Якщо продуктивний пласт складений сипучим піском, то підйомні труби опускають до вибою. Якщо продуктивний пласт складений міцними гірськими породами то глибина підвіски фонтанних труб у свердловині обмежують зоною, де тиск дорівнює тиску насичення нафти газом. Діаметр фонтанних труб повинний забезпечити максимальну тривалість роботи свердловини у фонтанному режимі. Відкладений під час експлуатації свердловин парафін із стінок труб видаляють за допомогою дії водяної пари або забирають шкребками. Для запобігання відкладення парафіну внутрішню поверхні труб покривають лаком, склом, або емаллю. Якщо тиск упав, і нафта не досягає поверхні, використовують газліфтний, або насосний способи.


Рисунок 8 - Типи фонтанних свердловин і види фонтанування: а – артезіанське; б – газліфтне з початком виділення газу в свердловині; в – газліфтне з початком виділення газу в пласті

Газліфт – закачування в свердловину газу або повітря компресорними станціями. Безкомпресорний спосіб оснований на витяганні газу із газових пластів. У свердловину опускають два ряди труб з однією віссю (рис. 9). В затрубний простір між зовнішньою і внутрішньою трубами подають під тиском газ або повітря, зовнішня труба при цьому повітряна, а внутрішня – підйомна. Перед закачуванням газу рівень рідини в трубах однаковий – статичний. Тиск рідини на вибої при цьому дорівнює пластовому тиску Рпл=ρgh. При закачуванні газу він надходить у змішувач (кільцева камера), розташований між всмоктувальним наконечником і пульповодом – піднімальною трубою, де змішується з рідиною, потім газована рідина, витісняючись щільною рідиною, надходить через підйомну трубу до поверхні в систему збору. При проходженні суміші через газовідокремлювач, газова фракція відділяється, а гідросуміш транспортується до споживача. Установлюється динамічний рівень рідини, рівний Рвиб/ρg, де Рвиб – вибійний тиск у свердловині. При цьому тиск у башмака підіймальної труби Р1= ρgh, де h = L - ho – глибина занурення підіймальної труби у рідину; ho – відстань від устя свердловини до динамічного рівня; L – довжина підіймальної труби.

       
 
 
   
Рисунок 9 - Схема газліфтних підйомників: а – в – дво-, півтора та однорядних кільцевої системи; г – однорядного центральної системи

 


На практиці застосовують газліфтні підйомники двох видів – однорядні і дворядні. В однорядному газліфтному підйомнику в свердловину опускають тільки одну колону труб, якою газорідинна суміш піднімається із свердловини на поверхню. На свердловинах без виносу піску й води використовують однорядний підйомник. У дворядному підйомнику винос газово-рідкої суміші здійснюється через внутрішню трубу меншого діаметра (економія газу). За рахунок цього зростає швидкість піднімання газорідинної суміші і поліпшуються умови для винесення із свердловини води і піску. Газліфтний спосіб дозволяє добувати до 1900 т/доб, характеризується простою конструкцією, можливістю експлуатації в умовах високої наводненості й високого вмісту піску, простим регулюванням дебіту свердловин, низькими експлуатаційними витратами, високими капіталовкладеннями, низьким коефіцієнтом корисної дії (ККД) підйомника і компресорних свердловин, великою кількістю насосно-компресорних труб (НКТ), значними витратами енергії на підйомі 1т нафти, меншою собівартістю видобутку 1т, ніж насосним способом, тому цей метод є найпоширенішим. Найбільше використовують однорядний підйомник, при цьому підйомні труби спускають до вибою, а газ уводять вище на необхідній глибині через робочий газліфтний клапан, котрий створює постійний перепад тиску 0,15 мПа, що втримує рівень рідини нижче крапки введення газу на 10-15 м, забезпечуючи рівномірне надходження газу в підйомні труби.

У кільцевих підйомниках газ накачують у затрубний або міжтрубний простір, у центральних - у центральні труби. Найбільше використовують кільцеві підйомники.

Насосний спосіб використовується після зниження рівня нафти до межі, коли газліфтний спосіб стає економічно невигідний. Насос опускають нижче динамічного рівня, використовуючи штангові плунжерні насоси й безштангові заглибні відцентрові насоси.

Плунжерні насоси опускають нижче динамічного рівня рідини на 5-6 м. Для видобування нафти використовують штангові плунжерні насоси двох видів: невставні НСН-1, НСН-2 і вставні НСВ-1 свердловинні насоси. Штангова насосна установка включає штанговий насос і верстат качалку (рис. 10).

Насос складається із зовнішнього циліндра, плунжера, що рухається усередині його, всмоктувального й нагнітального клапанів. Плунжер штангового насос виготовляють зі сталевої труби довжиною 1,2м. Поверхню плунжера шліфують, хромують і полірують, що підвищує зносостійкість пари «циліндр-плунжер». При русі плунжера разом із колоною штанг нагору у циліндрі під плунжером створюється розрідження. Всмоктувальний клапан під тиском нафти відкривається і нафта проходить в цю порожнину циліндра. При русі плунжера вниз всмоктувальний клапан закривається, а при стиснені рідини відкривається нагнітаючий клапан і порція рідини попадає із плунжера в колону насосно-компресорних труб. Такі цикли роботи насоса безперервно повторюються і нафта по колоні насосно-компресорних труб за рахунок тиску, що створює насос, поступає на поверхню землі. Плунжер штангового свердловинного насоса здійснює від 5 до 15 ходів в хвилину. При цьому штангові насоси забезпечують подачу із свердловин до 30-50 т/доб. Максимальна глибина підвіски штангових насосів не перевищує 3,5 км. Недоліком штангових насосів є обмеженість глибини їх підвіски і мала подача нафти із свердловини. Вказаних недоліків не мають занурені ценробіжні електронасоси.

 

 


Занурені насоси (рис. 11) – це малогабаритні (за діаметром) центр обіжний насос з приводом від електродвигуна, які розміщуються з електродвигуном на необхідній глибині підвіски в свердловині, вище йде перехідник (протектор) і насос, підвішений на насосно-компресорних трубах, а останнім часом – на спеціальних кабелях і канатах. Занурені насоси забезпечують подачу від 40 до 700 м3/добу з напором від 1400 до 3000 м стовпа рідини. Обладнання містить також гирлову арматуру, автотрансформатор, станцію керування.

               
 
   
     
 
     
 
   
 

 


В склад насосного агрегату входить занурений центробіжний насос, занурений електродвигун і протектор, розміщені знизу вверх в наступній послідовності: електродвигун, протектор, насос. Електричний струм до електродвигуна подається з поверхні спеціальним броньованим кабелем. Електродвигун і насос з’єднують за допомогою протектора.

Зараз для механізованого видобутку нафти розроблені і використовуються гвинтові і гідро поршневі насоси.

Гвинтовий насос – це занурений насос із приводом електродвигуна, а рідина в насосі переміщається за рахунок обертання ротора-гвинта. Використовується гвинтовий насос переважно для видобутку нафти з підвищеною в’язкістю.

Гідропоршневий насос – це занурений поршневий насос, що приводиться в дію потоком рідини. Він подається в свердловину з поверхні насосною установкою. Такий насос працює на глибинах до 4км, із продуктивністю 20 м3/добу. Установка включає в себе надземний гідропривід, який подає в затрубний або міжтрубний простір під тиском до 25 мПа робочу рідину до глибинного гідропоршневого насоса. Привід складається з плунжерних насосів, які помпують у свердловину робочу рідину (воду або нафту) з продуктивністю 10-25 л/с. Ці насоси незадовільно працюють в умовах великого вмісту піску і газу у нафті.

Насосно-ежекторні установки використовують на родовищах з високою температурою, високою в'язкістю, високим вмістом газу й піску. Для цих насосів використовується наземний гідропривід, як і в гідропоршневих насосах, а самі насоси являють собою високонапірний ежектори, у якому робочими органами є робоча насадка, камера змішування й камера інжекції. В Україні розробником таких установок є Івано-Франківський державний технічний університет нафти і газу.

Розробка газових родовищ. Газові родовища поділяють на дві групи – чисто газові (90%) і газоконденсатні. На газових родовищах із свердловин надходить чистий газ (називають природним газом) разом із невеликою кількістю вологи і твердими частками механічних домішок. Природний газ складається з метану на 94-98%, який не конденсується при зміні пластового тиску. До складу газів газоконденсатних родовищ входить легкий вуглеводень парафінового ряду, метан і більш важкі вуглеводні цього ряду (бензин, гас та ін.). При цьому вміст метану знижується до 70-90% за об’ємом. При зміні тиску більш важкі вуглеводні переходять в рідкий стан (конденсуються), утворюючи конденсат. При підвищеному вмісті сірководню й вуглекислоти (до 25%) гази називають кислими.

На деяких родовищах разом із газом із свердловин надходить велика кіль кість інертних газів (в основному гелію).

Найпоширеніший метод видобування газу і газового конденсату – фонтанний, оскільки газ у продуктивному пласті має достатньо велику енергію, яка забезпечує його переміщення до вибою газових свердловин. Далі газ з вибою свердловин надходить до гирла свердловини колоною фонтанних труб. При розробці родовища бурять експлуатаційні, спостережливі, і п’єзометричні свердловини (обсадні, фонтанні труби), газозбірні колектори, компресорні станції й допоміжні об'єкти. Розрізняють компресорну і безкомпресорну технології експлуатації. Свердловини розташовують ланцюжком, у вершинах трикутників, квадратів, у центральній частині покладу, нерівномірно по площі, кущовим способом. При розробці газоконденсатних родовищ використовують закачування води й газу.

При значному піскопроявленні продуктивного пласта на вибої утворюються мало проникні для газу піщані пробки, які значно знижують дебіт свердловини. Для захисту вибою від піску встановлюють фільтри: із круглими (1,5-2 мм) і щілинними отворами, дротяні (обрізки труб із великими отворами, які обмотані дротом із малим кроком). Для закріплення слабких порід при вибійної зони пласта з метою запобігання їх руйнуванню і засміченню вибою у свердловину закачують водяні суспензії різних смол (фенольно-формальдегідних, карбамідних та ін.), що цементують піщинки.

У процесі експлуатації заводнених газових свердловин застосовують періодичне або безперервне видалення вологи із свердловини. До періодичних методів відносять: зупинку свердловини (періодичну) для зворотного поглинання рідини пластом; продування свердловини; вспінювання рідини в свердловині за рахунок введення в свердловину піноутворювальних речовин. До безперервних методів видалення вологи із свердловини відносять: експлуатацію свердловин з швидкістю газу, який забезпечує винесення води із вибою; безперервне продування свердловин через сифонні труби; використання плунжерного ліфта; відкачування рідини свердловинними насосами; безперервне вспінювання (сульфанол, синтетичні миючі порошки) рідини в свердловині, що легко виноситься на поверхню потоком газу.

Захист від корозії сірчаних і вуглекислих газів здійснюється за допомогою речовин-інгібіторів корозії, використанням для обладнання легованих корозійно-стійких сталей і сплавів, корозійностійких металевих і неметалічних покрить, електрохімічних методів захисту від корозії (обсадні труби вводять у контакт із електронегативними металами (магній, цинк), використовують катодний захист - на встаткування подають негативний, а на анод, що руйнується (труба) - позитивний заряд), використанням спеціальних технічних режимів експлуатації обладнання. Найбільш розповсюджений метод захисту від корозії – введення інгібіторів.

Під час експлуатації багато пластових родовищ однією свердловиною відпрацьовують як один, так і декілька газоносних пластів одночасно.


Читайте також:

  1. Автоматизація помпових станцій підкачування і перекачування. Охорона праці під час експлуатації систем автоматизації.
  2. Аналіз програм на етапі їх експлуатації
  3. Безпека під час експлуатації резервуарів і балонів
  4. Безпека під час експлуатації систем під тиском.
  5. Безпека праці під час експлуатації електронно-обчислювальних машин
  6. Безпека при експлуатації балонів.
  7. Безпека при експлуатації компресорних установок.
  8. Безпека при експлуатації котельних установок.
  9. Безпека при експлуатації посудин, що працюють під тиском.
  10. Безстатеве розмноження, його визначення та загальна характеристика. Спори — клітини безстатевого розмноження, способи утворення і типи спор.
  11. Біологічні способи лікування ран.
  12. Будинків іспоруді забезпечення нормальних умов їх будівництва й експлуатації




<== попередня сторінка | наступна сторінка ==>
Технології розробки | Методи підвищення ефективності використання видобувних свердловин

Не знайшли потрібну інформацію? Скористайтесь пошуком google:

 

© studopedia.com.ua При використанні або копіюванні матеріалів пряме посилання на сайт обов'язкове.


Генерація сторінки за: 0.003 сек.