Способы эксплуатации нефтяных скважин

Извлечение нефти из скважин производится либо за счёт естественного фонтанирования под действием пластовой энергии, либо путём использования одного из несколь­ких механизированных способов подъёма жидкости. Обычно в начальной стадии разработки месторождений преобладает фонтанная добыча, а по мере ослабления фонтанирования скважину переводят на механизированный способ добычи. К ме­ханизированным способам относятся: газлифтный или эрлифтный, и глубинно-насосный (с помощью штанговых, по­гружных электроцентробежных, гидро­поршневых н винтовых насосов). Штанговые глубинно-насосные скважины составляют до 50% всех эксплуатируемых скважин, 15,0% фонтанные, 12% сква­жины с погружными электроцентробеж­ными насосами, 30% газлифтные сква­жины. Развивающимися спосо­бами эксплуатации скважин являются газлифтный, и способ, исполь­зующий погружные электроцентробеж­ные насосы, который позволяет отбирать из скважин большое кoличecтвo жидко­сти (воды и нефти). В США 8% скважин эксплуатируются фонтанным способом и 92% – механизированным. На месторождениях нефти Ближнего Востока боль­шая часть скважин эксплуатируется фон­танным способом.

Нефть на нефтяных месторождениях находится в тонких каналах - капиллярах - продуктивных пластах под давлением, которое называют пластовым. Причины наличия в пластах пластового давления связаны большей частью с давлением воды, а также и газа, которые контактируют с нефтью (воднонефтевые и газонефтевые контакты), а также с упругим сжатием горных пород пластов: силами гравитации.

Начальное пластовое давление при отсутствии отбора нефти из буровой скважины (при закрытой буровой скважине) можно определить как гидростатическое по формуле

 

P_пл = ρgh,

 

где ρ; - плотность жидкости; g - ускорение свободного падения; h -глубина залегания пласта.

Когда из буровой скважины отбирают нефть, давление на забое снижается, а разность давлений Р_пл. – Р_заб. – является движущей силой, которая обеспечивает приток нефти в буровую скважину. При этом на устье скважины будет определенное давление, которое называется устьевым Р _у. Тогда

 

Р_заб. – Р_у = ρgh

 

Следует отметить, что разность между пластовым Р_пл и забойным Р_заб. давлениями называется депрессией буровой скважины. Поэтому, чем выше депрессия, тем больше приток нефти на забой буровой скважины.

Различают такие виды режимов эксплуатации залежей: водонапорный, газонапорный, растворенного газа и гравитационный.

Водонапорный режим связан с вытеснением нефти и перемещением ее по капиллярам в пласте за счет подпора воды, которая с ней контактирует. Различают жесткий и упругий водонапорный режимы. При жестком водонапорном режиме нефть к буровым скважинам перемещается за счет подпора крайних и подошвенных пластовых вод. При этом в процессе эксплуатации залежи количество воды в пласте возобновляется за счет атмосферных осадков и поверхностных водоемов. В таком режиме эксплуатации вода вытесняет нефть из капилляров в пласте. При жестком водонапорном режиме эксплуатации достигают высочайшего коэффициента нефтеотдачи пласта 0,5-0,8. Коэффициент нефтеотдачи пласта характеризует собой полноту выемки нефти из залежи и является отношением объема добытой из залежи нефти к ее начальному объему в пластах залежи. Чем выше коэффициент нефтеотдачи, тем большая эффективность разработки нефтяного месторождения. Упругий водонапорный режим эксплуатации базируется на упругом сжатии жидкости (воды) и горных пород пласта в естественном состоянии и накоплении ими упругой энергии. При отборе жидкости (нефти) из пласта происходит упругое расширение горной породы и самой жидкости, которое предопределяет ее перемещение капиллярами пласта к забою буровой скважины. Хотя упругое расширение горных пород и жидкости относительно единицы их объема незначительное, но, учитывая огромные объемы горных пород и жидкости, их упругая энергия достигает значительных величин. При упругом водонапорном режиме коэффициент нефтеотдачи пласта приблизительно равен коэффициенту при жестком водонапорном режиме.

Газонапорный режим эксплуатации нефтяных буровых скважин связан с перемещением нефти в капиллярах пласта под давлением газа, который с ней контактирует. Газ, в отличие от воды, размещается в верхней части пласта, образовывая так называемую газовую шапку. Естественно, что газ в газовой шапке находится под высоким давлением. Во время добычи нефти из буровых скважин давление в пласте будет снижаться, газ расширяться и за нефтью будет проникать в поры пласта, вытесняя при этом нефть из пласта в буровую скважину. Вязкость газа намного меньше, чем нефти, и поэтому газ через капилляры пласта может прорываться через пласты нефти. Если забой буровой скважины находится недалеко от границы газовой шапки, то газ прорывается в буровую скважину. Это снижает приток нефти к забою буровой скважины. В этом случае сложно поддерживать оптимальные режимы эксплуатации буровых скважин с целью сохранения пластовой энергии. Поэтому коэффициент нефтеотдачи при газонапорном режиме меньше, чем при водонапорном, и составляет 0,4-0,7.

Режим растворенного газа характерен для нефтяных месторождений, в которых свободный газ в залежи отсутствует, а в нефтяную часть пласта практически не поступает пластовая вода. Движущей силой, которая перемещает нефть в пласте к забою буровой скважины, есть растворенный газ. При добыче нефти из буровой скважины и снижении давления в пласте растворенный газ выделяется из нефти и расширяется в свободном состоянии. Свободный газ опережает движение нефти по капиллярам пласта и только частично выносит ее за собой.

Эффект действия этого механизма незначителен из-за интенсивного действия сил трения. Поэтому к забою буровой скважины поступает только часть нефти из пласта, а энергия газа быстро снижается. Коэффициент нефтеотдачи при режиме растворенного газа очень низкий и составляет 0,15-0,3.

Гравитационный режим эксплуатации нефтяных буровых скважин наступает при полной потере пластовой энергии. При гравитационном режиме одной движущей силой перемещения нефти по капиллярам пласта есть лишь сила тяжести нефти в пласте. В этом случае перемещение нефти происходит только в наклонных к буровым скважинам, размещенным в их нижних точках, пластах.

Гравитационный режим есть наименее эффективным из всех режимов эксплуатации буровых скважин. Следует отметить, что в изолированном (чистом) виде каждый из режимов эксплуатации случается чрезвычайно редко.

Нефть добывается при помощи пробуренных с поверхности земли скважин. Процесс эксплуатации нефтяных буровых скважин состоит в поднятии нефти от уровня продуктивных пластов (из забоя) на поверхность земли. На практике эксплуатацию нефтяных буровых скважин проводят фонтанным, газлифтним или механическим (насосным) способом.

Выбор способа эксплуатации нефтяных буровых скважин в первую очередь определяется пластовым давлением Р. Если пластовое давление достаточное для подъема столба жидкости (нефти с растворенным газом и водой) на поверхность с некоторым избыточным давлением, то тогда используют фонтанный способ эксплуатации нефтяных буровых скважин.

При фонтанном способе на колонную головку буровой скважины монтируют фонтанную арматуру – " елку ". Фонтанная арматура получила такое название за сходство ее контура с елкой. Фонтанная арматура предназначена для контроля и регулирования режима эксплуатации фонтанной буровой скважины. Ветви "елки" соединяют с трубопроводами промысла. Задвижки, установленные на ветках фонтанной "елки", дают возможность направить поток нефти из буровых скважин в одну или другую линию промышленного трубопровода. При необходимости можно перекрыть подачу нефти из буровой скважины.

Большое значение для режима фонтанной эксплуатации имеет определение оптимальных размеров фонтанного подъемника (колонны фонтанных труб) – его длины и диаметра. Длина фонтанного подъемника зависит от состояния пород продуктивного пласта. Если продуктивный пласт составлен сыпучим песком, то подъемные трубы опускают к забою. Это дает возможность обеспечить лучшие условия для выноса песка на поверхность. Если продуктивный пласт составлен плотными и крепкими горными породами, то нет необходимости размещать фонтанные трубы у забоя. В этом случае глубину расположения фонтанных труб в буровой скважине ограничивают зоной, где давление равняется давлению насыщения нефти газом.

При выборе оптимального диаметра фонтанных труб необходимо обеспечить максимальную продолжительность работы буровой скважины в фонтанном режиме за счет снижения энергии при подъеме жидкости. Исходя из этих условий, диаметры фонтанных труб подбираются специальным расчетом.

Для обеспечения продолжительной бесперебойной работы буровой скважины в фонтанном режиме эксплуатации большое значение имеет регулирование пластовой энергии за счет изменения объема нефти, которая поступает из буровой скважины и называется дебитом буровой скважины. Для контроля за дебитом буровой скважины в боковом отводе фонтанной "елки" устанавливают сменный штуцер, которым регулируется принятый режим эксплуатации буровой скважины.

Во время фонтанной эксплуатации необходимо обеспечить сохранение дебита на всем периоде. Наиболее частая причина изменения режима эксплуатации – уменьшение проходного сечения фонтанных труб из-за отложения парафина на их внутренней поверхности. На некоторых месторождениях содержание парафина в нефти составляет 3%. В условиях пластового давления парафин растворен в нефти. В процессе добычи парафин вследствие снижения давления выделяется из нефти и откладывается на стенках внутренней поверхности труб, сужает их и, если не принять меры, полностью закупоривает. Для устранения этого явления используют тепловое действие водяного пара или механические скребки. В затрубное пространство закачивают водяной пар, при прохождении которого отложения твердого парафина на стенках труб расплавляются и выносятся с потоком нефти на поверхность. Скребки, опущенные в колонну, срезают парафин со стенок труб и поток нефти выносит его на поверхность. Наиболее эффективно предотвращают отложения парафина нанесенные на внутреннюю поверхность труб стекло, лак или эмаль.

Если уровень пластового давления уже недостаточен для поднятия нефти на поверхность, переходят к механизированным способам добычи – газлифтному и насосному.

Газлифтную эксплуатацию осуществляют путем закачки в буровую скважину газа или воздуха. В первом случае метод эксплуатации называется газлифтным, а во втором – эрлифтным. Газ с поверхности подают под давлением вследствие его сжатия специальными газлифтными компрессорными станциями. Такой способ называют компрессорным. Если газ подают в нефтяную буровую скважину из газовых пластов под давлением без его дополнительной компрессии, то такой способ называют бескомпрессорным. В практике добычи нефти большей частью используют газлифтный способ, поскольку при подаче воздуха в буровую скважину возможное окисление нефти и ухудшение ее свойств.

Рассмотрим принцип действия газлифтного подъемника. При газлифтной (или эрлифтной) эксплуатации в буровую скважину опускают два ряда труб. В одну из них подают под давлением газ или воздух. Ее называют воздушной. По другой поднимается нефть в смеси с газом или воздухом. Ее называют подъемной. Подъемная труба имеет меньшую длину сравнительно с воздушной. Перед закачкой газа или воздуха жидкость в подъемной и воздушной трубах находятся на одном уровне. Этот уровень называют статическим и обозначают Н. В этом случае давление жидкости на забое отвечает пластовому давлению

 

 

Через воздушную трубу в буровую скважину, заполненную жидкостью, под давлением закачивают газ. После этого газ проникает в подъемную трубу и смешивается с жидкостью, при этом плотность жидкости уменьшается и вследствие этого более густая жидкость будет вытеснять из подъемной трубы вверх гидросмесь из буровой скважины в систему сбора на поверхности. При этом в затрубном пространстве подъемной трубы устанавливается новый уровень жидкости, который называют динамической высотой

 

 

где Р_заб. - забойное давление в буровой скважине.

 

ГАЗЛИФТ (от газ и англ. lift— поднимать), устройство для подъема капельной жидкости за счёт энергии, содержащейся в смешиваемом с ней сжатом газе. Газлифт при­меняют главным образом для подъёма нефти из буровых скважин, используя при этом газ, выходящий из нефтеносных пластов. Известны подъёмники, в которых для пода­чи жидкости, главным образом воды, используют атмосферный воздух. Такие подъёмники называют эрлифтами или мамут - насосами.

В газлифте, или эрлифте (рис.), сжатый газ или воздух от компрессора подаётся по трубопроводу 3, смешивается с жидкостью, образуя газо-жидкостную или водовоздушную эмульсию, которая поднимается по трубе 2. Смешение газа с жидкостью происходит в башмаке 4, соединяющем трубы. На поверхности земли газообразную фазу эмульсии от жидкой отделяет сепаратор 1. Действие газлифта основано на уравновешивании столба газо-жидкостной эмульсии столбом капельной жидкости на основе за­кона сообщающихся сосудов. Один из них - буровая скважина пли резервуар, а другой - труба, в которой находится газо­жидкостная смесь.

Для статических условий

,

где - плотность жидкости, - плотность смеси, Н — высота подъё­ма газо-жидкостной смеси, h — глубина погружения трубы. При γ_cм < γ_ж h + Н > h, т. е. с увеличением заглубле­ния башмака газлифта. можно получить большую высоту подъёма жидкости.

Рабочий процесс газлифта сопровождается явлением увле­чения жидкости пузырьками газа или воздуха, которые, поднимаясь вверх, расширяются и увеличивают скорость дви­жения газо-жидкостной смеси. Оптимальные скорости движения эмульсии в нижней части трубы 3 м/сек, а в верхней 6— 8 м/сек.

 

Схема эрлифта: 1 - се­паратор; 2 - труба для подъёма эмульсии; 3 - труба для подачи возду­ха; 4 - башмак; Н - вы­сота подъёма водо-воздушной смеси; h - глу­бина погружения трубы.

 

 

Газлифты могут подавать воду на высоту до 200 м и нефть до 1000 м при часовой по­даче до 500 м3. Газлифты имеют кпд от 15 до 36%.

Несмотря на наличие более эффек­тивных технических средств для подъёма жидкости, газлифты и в настоящее время имеют при­менение.

На практике применяют газлифтные подъемники двух видов – однорядные и двухрядные.

В однорядном газлифтном подъемнике в буровую скважину опускают только одну колонну труб, по которой газожидкостная смесь поднимается из буровой скважины на поверхность. Однорядный подъемник отличается от двухрядного меньшей металлоемкостью, но при этом не обеспечивается вынос песка и жидкости из забоя буровой скважины. Его применяют на буровых скважинах, которые эксплуатируются без воды и выноса песка.

В двухрядном подъемнике вынос газожидкостной смеси проходит через внутреннюю трубу меньшего диаметра. За счет этого возрастает скорость подъема газожидкостной смеси и улучшаются условия для выноса из скважины воды и песка. При этом, двухрядный подъемник работает с меньшей пульсацией рабочего давления и сжатия жидкости, что, в свою очередь, снижает затрату рабочего агента – газа.

Для оборудования газлифтных подъемников используют насосно-компрессорные трубы таких диаметров:

- в однорядных подъемниках - от 48 до 89; редко 114мм;

- в двухрядных подъемниках - для внешнего 48, 60, 173 мм

Преимущества газлифтного метода:

- простота конструкций скважин, поскольку в ней отсутствуют насосы, детали которых быстро изнашиваются;

- упрощается проведение ремонтных работ;

- обеспечивается возможность отбора больших объемов жидкости независимо от глубины размещения продуктивных пластов (до 1800-1900 т/сут);

- возможность эксплуатации нефтяных буровых скважин при сильном обводнении и большом содержании песка;

- простое регулирование дебита буровых скважин.

Недостатки газлифтного метода:

- большой объем начальных капиталовложений для строительства мощных компрессорных станций и разветвленной сети газопроводов,

- низкий КПД газлифтного подъемника и системы "компрессор-скважина";

- повышенный расход насосно-компрессорных труб, особенно при использовании двухрядных подъемников;

- резкое увеличение затрат энергии на подъем 1 т нефти по мере уменьшения дебита буровой скважины.

В то же время большие первоначальные затраты на строительство мощных компрессорных станций и систем газопроводов быстро окупаются за счет малых эксплуатационных затрат, а себестоимость добычи 1 т нефти значительно ниже в сравнении с насосными способами эксплуатации. Вот почему газлифтный метод эксплуатации более распространен.

Насосный способ добычи нефти применяют при прекращении фонтанирования буровой скважины и снижении уровня нефти в буровой скважине, когда использование газлифтного способа неэкономично. При насосной эксплуатации поднимают жидкость насосами, опущенными в буровую скважину ниже динамического уровня. Для этого используют погружные штанговые плунжерные и безштанговые центробежные электронасосы, опускаемые в буровую скважину ниже динамического уровня жидкости (на 5-6 м).

Штанга – это круглый стальной стержень длиной 8 м и диаметрами 16, 19, 22 и 25 мм. Между собой штанги соединены резьбовыми муфтами.

Станок - качели состоит из рамы, стойки сопротивления, балансира 5, электропривода и кривошипно-шатунного механизма с балансир - качелями - 6. Электродвигатель 7 через редуктор вращает кривошип. Последний через шатун приводит в движение балансир. На переднем конце балансира закрепленная головка качели 4 с опорной поверхностью в виде части круга. В верхней точке головки балансира закрепленные два стальных каната, нижние конца которых, в свою очередь, крепятся в канатной подвеске.

Рис. Штанговая насосная установка

 

1 – штанговый насос; 2 – штанги; 3 – тройник; 4 – головка качели; 5 – балансир; 6 – кривошипно-шатунный механизм; 7 – электродвигатель; 8 – обсадная труба; 9 – +нагнетательный клапан; 10 – плунжер; 11 – цилиндр; 12 – всасывающий клапан

 

В канатной подвеске закрепляют верхний конец колонны штанг в виде полированного штока. Раскачиваясь, балансир приводит в возвратно-поступательное движение колонну насосно-компрессорных штанг, приводит в действие плунжер штангового насоса. Наличие опорной поверхности головки балансира в виде круга, к которой плотно прилегают тяговые канаты, обеспечивает плавное (без рывков) движение колонны насосных штанг. Для подвески колонны насосно-компрессорных труб герметизации и подачи нефти в сборные промышленные коллекторы в устье буровой скважины устанавливают специальное устьевое оборудование, которое состоит из колонного фланца, тройника 3 для отвода нефти и сальника, через который проходит полированный шток. Колонну насосно-компрессорных труб подвешивают на колонном фланце внутри обсадной трубы 8.

Штанговый скважный насос работает таким образом. Во время движения плунжера вместе с колонной штанг вверх в цилиндре под плунжером создается разрежение. Всасывающий клапан под давлением нефти, которая находится в буровой скважине, приоткрывается и нефть проходит в пустоту цилиндра Во время движения плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, а при сжатии жидкости приоткрывается нагнетательный клапан и порция жидкости попадает из плунжера в колонну насосно-компрессорных труб. Такие циклы работы насоса беспрерывно повторяются и нефть по колонне насосно-компрессорных труб за счет давления, которое создает насос, поступает на поверхность земли. Плунжер штангового скважинного насоса осуществляет от 5 до 15 циклов в минуту.

Штанговые насосы обеспечивают подачу из буровой скважины от 0,5 до 30-50 т/сут. Максимальная глубина подвески штанговых насосов не превышает 3500 м., поскольку увеличение глубины подвески значительно утяжеляет колонну штанг и для их изготовления необходимы дорогие легированные стали. Недостатком штанговых насосов является ограниченность глубины их применения и малая подача нефти из буровой скважины. Особенно на заключительной стадии эксплуатации, когда вместе с нефтью из буровой скважины поступает большое количество пластовой воды и использование штанговых насосов становится малоэффективным. Перечисленных недостатков не имеют погружные центробежные электронасосы.

Погружные насосы – это малогабаритные (по диаметру) центробежные насосы, которые вместе с электродвигателем размещаются на необходимой глубине в буровой скважине. Такие насосы подвешивают в насосно-компрессорных трубах, а в последнее время – на специальных кабелях канатах. Погружные насосы обеспечивают подачу нефти от 40 до 700 м³ /сут при глубине от 1400 до 3000 м. В собранном виде насосная установка состоит из: насосного агрегата, бронированного кабеля, устьевой арматуры, автотрансформатора и станции управления. В состав насосного агрегата входят погружной центробежный насос с электродвигателем и протектором, размещенные снизу вверх в следующей последовательности: электродвигатель, протектор, насос. Электродвигатель – это малогабаритный асинхронный трехфазный двигатель необходимой мощности, выполненный герметично и размещен в стальной трубе - корпусе, которая заполнена маслом. Электричество подается с поверхности по специальному бронированному кабелю, проложенному параллельно с насосно-компрессорными трубами, который крепится к ним с помощью хомутов. Длина электродвигателя в зависимости от мощности достигает 10 м. Внешние диаметры корпуса электродвигателей - 103, 117, 123 мм. Мощность электродвигателей от 10 до 125 кВт. Количество рабочих ступеней насоса (статоров и роторов) - от 84 до 332. Длина корпуса насоса не превышает 5,5 м. При большом количестве рабочих ступеней их размещают не в одном, а в двух, а иногда и в трёх объединенных корпусах. Электродвигатель и насос соединяют с помощью протектора.

В настоящее время для добычи нефти разработаны и применяются винтовые и гидропоршневые насосы.

Винтовой насос - это погружной насос с приводом электродвигателя, но жидкость в насосе перемещается за счет вращения ротора-винта. Использование подобных винтовых насосов особенно эффективно при добыче нефти с повышенной вязкостью.

Гидропоршневой насос - это погружной поршневой насос, который приводится в действие потоком жидкости. И может работать на глубине до 4000 м с производительностью 20 м³ /сут. Оборудование состоит из наземного гидропривода, который подает под давлением рабочую жидкость к глубинному гидропоршневому насосу. Сам привод имеет 2-3 плунжерных насоса типа "Триплекс", которые нагнетают в буровую скважину рабочую жидкость (воду или нефть) давлением до 25 МПа и производительностью от 10 л/с до 25 л/с. Недостатком этих насосов как и всех других, есть неудовлетворительная работа в условиях пескопроявления и большого содержания газа в нефти, а также сложность самой конструкции гидропоршневого насоса.

Насосно-эжекторные установки сегодня используют для эксплуатации буровых скважин с аномальными условиями: большой температурой, высокой вязкостью нефти, большим содержанием газа и песка. Для этих насосов используют наземный гидропривод, как и в гидропоршневых насосах, а сами насосы представляют собой високонапорний эжектор, в котором рабочими органами является рабочая насадка, камера смешивания и камера инжекции.

В Украине разработчиком этих установок является Ивано-Франковский государственный технический университет нефти и газа.