Спаособы эксплуатации добывающих скважин

МИНИСТЕРСТВО  ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

 

Федеральное государственное  бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального  образования

 

«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ 

ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ  УНИВЕРСИТЕТ»

 

Институт природных  ресурсов

Кафедра транспорта и хранения нефти и газа

 

Реферат

«СПАОСОБЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН»

 

Выполнил:  студент гр. 2БТ91

         _________________________

Проверил:

_________________________

 

 

 

Томск 2013

Содержание

Введение…………………………………………………………………………3

1. Фонтанный способ  эксплуатации скважин …………………………………..4

1.1 Скважинное (подземное)  оборудование……………………………………5

1.2 Устьевое (земное) оборудование……………………………………………6

1.3 Особенности эксплуатации  фонтанных скважин………………………….10

2. Газлифтный способ эксплуатации  скважин…………………………………11

2.1 Принцип действия газлифта………………………………………………...11

2.2 Оборудования газлифтных  скважин………………………………………..12

3 Насосный способ  эксплуатации скважин……………………………………...14

3.1 Эксплуатация скважин штанговыми насосами……………………………...15

3.1.1 Составные части штангового  скважинного насоса……………………...16

3.2 Эксплуатация скважин погружными  электроцентробежными насосами..19

3.3 Установки погружных  винтовых электронасосов…………………...……20

3.4 Установка погружных диафрагменных  электронасосов………………….24

3.5 Установка гидропоршневых насосов………………………………………27

3.6 Струйные насосы…………………………………………………………….29

4 Эксплуатация газовых месторождений………………………………………30

Заключение……………………………………………………………………….35

Список используемых источников……………………………………………..36

 

 

 

 

Введение

Существует несколько  способов эксплуатации скважин: фонтанная, газлифтная и эксплуатация скважин штанговыми глубинными насосами.

Наиболее удобным и  выгодным способом эксплуатации скважин  является фонтанная эксплуатация. При  этом способе эксплуатации подъем газожидкостной смеси от забоя на поверхность  происходит под действием природной  энергии. При фонтанной эксплуатации подъем газонефтяной смеси осуществляется по колонне насосно-компрессорных труб, которые спускают в скважину перед освоением. На устье монтируют фонтанную арматуру (соединение различных тройников, крестовин и запорных устройств), предназначенную для подвешивания колонны.

Газлифтную эксплуатацию скважин можно рассматривать как искусственное продолжение процесса фонтанирования. При этом способе к пластовому газу в скважину с поверхности подводится газ или воздух, сжатый на компрессорной станции. Если подводится газ, то способ эксплуатации называется газлифтным, если воздух – эрлифтным. Иногда в качестве рабочего агента применяется газ из газовых пластов высокого давления, который не требуется дополнительно сжимать в компрессорах. В этом случае способ эксплуатации называется бескомпрессорным газлифтом.

Наиболее распространенный способ добычи нефти – с помощью  глубинных насосов. Различают штанговые  и бесштанговые насосы. Глубинные  штанговые насосы изготовляют двух видов: 1) трубные (невставные); 2) вставные.

 

 

 

1. Фонтанный способ эксплуатации скважин 

Фонтанный способ эксплуатации скважин применяется, если пластовое давление в залежи велико. В этом случае нефть фонтанирует, поднимаясь на поверхность по насосно-компрессорным трубам за счет пластовой энергии. Фонтанирование скважин может происходить под действием гидростатического напора, а также энергии расширяющегося газа.

Практически фонтанирование только под действием гидростатического  напора встречается очень редко. В большинстве случаев вместе с нефтью в пласте находится газ, и он играет главную роль в фонтанировании скважин.

В нефтяных залежах, где давление насыщения нефти газом равно  пластовому давлению газ делает двойную  работу: выделяясь в пласте он выталкивает  нефть, а в трубах поднимает ее на поверхность.

Для некоторых режимов  характерно содержание в нефти газа, находящегося в растворенном состоянии  и не выделяющегося из нефти в  пределах пласта. В этом случае по мере подъема жидкости в скважине давление снижается и на некотором расстоянии от забоя достигает величины, равной давлению насыщения, и из жидкости начинает выделяться газ, который способствует дальнейшему подъему жидкости на поверхность.

Оборудование любой скважины, в том числе фонтанной, должно обеспечивать отбор продукции в  заданном режиме и возможность проведения необходимых технологических операций с учетом охраны недр, окружающей среды  и предотвращения аварийных ситуаций. Оно подразделяется на скважинное (подземное) и устьевое (земное). [3] 

 

 

 

 

1.1 Скважинное (подземное)  оборудование

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.

В практике известны случаи, когда скважины больших диаметров (150 ¸ 300 мм), пробуренные на высокопродуктивные пласты с большим давлением, отличались высокой производительностью, но фонтанирование их в большинстве случаев было весьма непродолжительным. Иногда встречаются  скважины, которые при обычных  условиях не фонтанируют, хотя давление в пласте высокое. [2]

После спуска в такие скважины лифтовых труб малого диаметра удается достигнуть фонтанирования. Поэтому с целью  рационального использования энергии  расширяющего газа все скважины, где  ожидается фонтанирование, перед  освоением оборудуют насосно-компрессорными трубами (НКТ) с условными размерами (по внешнему диаметру): 27, 33, 42, 48, 60, 73, 89, 102 и 114 мм с толщиной стенок от 3 до 7 мм. Длина труб 5 ÷ 10 м.

Диаметр подъемных труб подбирают  опытным путем в зависимости  от ожидаемого дебита, пластового давления, глубины скважины и условий эксплуатации. Трубы опускают до фильтра эксплуатационной колонны.

 

 

 

 

1.2 Устьевое (земное) оборудование 

      Условия эксплуатации фонтанных скважин требуют герметизации их устья, разобщения межтрубного пространства, направления продукции скважин в пункты сбора нефти и газа, а также при необходимости полного закрытия скважины под давлением. Эти требования выполняются при установке на устье фонтанирующей скважины колонной головки и фонтанной арматуры с манифольдом.

Колонная  головка предназначена для соединения верхних концов обсадных колонн (кондуктора, технических и обсадных труб), герметизации межтрубных пространств и служит опорой для фонтанной арматуры.

Фонтанная арматура состоит в свою очередь из трубной головки и фонтанной елки.

Трубная головка служит для обвязки одного или двух рядов фонтанных труб, герметизации межтрубного пространства между эксплуатационной колонной и фонтанными трубами, а также для проведения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважины. Обычно трубная головка представляет собой крестовину с двумя боковыми отводами и трубной подвеской. Боковые отводы позволяют закачивать в межтрубное пространство воду и глинистый раствор при глушении скважины, ингибиторы гидратообразования и коррозии, измерять затрубное давление (манометром), а также отбирать газ из него. Трубная головка монтируется непосредственно на колонной головке.

Фонтанная елка предназначена для управления потоком продукции скважины и регулирования его параметров, а также для установки манометров, термометров и приспособлений, служащих для спуска и подъема глубинных приборов. Елка состоит из вертикального ствола и боковых отводов-выкидов (струн). На каждом отводе устанавливают по две задвижки: рабочую и резервную (ближайшую к стволу). На стволе установлены коренная (главная, центральная) и буферная  задвижки. На отводах имеются «карманы» для термометров и штуцеры для манометров, а также для регулирования расхода. Ствол заканчивается буфером с манометром. [3]

Фонтанные елки по конструкции делятся на крестовые  и тройниковые. В состав ствола крестовой елки входит крестовина, к которой и крепятся отводы-выкиды (Рисунок 1.1) Каждый из них может быть рабочим. Тогда второй является резервным. В конструкцию ствола тройниковой елки входят тройники, к которым присоединяются выкидные линии — верхняя, которая является рабочей и нижняя, являющаяся резервной (Рисунок 4.2). Такое распределение «ролей» связано с тем, что тройниковая арматура, как правило, применяется в скважинах, в продукции которых содержится песок или ил. 

 

Рисунок 1.1 — Фонтанная крестовая арматура (4АФК-50-700) высокого давления (70 МПа)  для однорядного подъемника: 1 — вентиль, 2 — задвижка, 3 — крестовина, 4 — катушка для подвески НКТ, 5 — штуцер, 6 — крестовины ёлки, 7 — буфер, 8 — патрубок для подвески НКТ, 9 — катушка 

 

Рисунок 1.2 — Фонтанная тройниковая арматура кранового типа для подвески двух рядов НКТ (2АФТ-60x40хКрЛ-125): 1 — тройник; 2 — патрубок для подвески второго ряда НКТ; 3 — патрубок для подвески первого ряда НКТ 

         Для обеспечения длительной и бесперебойной работы скважин в фонтанном режиме эксплуатации большое значение имеет регулирование пластовой энергии за счет изменения объема нефти, поступающего из скважины и называемого дебитом скважин. Для ограничения дебита скважин в боковом отводе фонтанной елки устанавливается сменный штуцер-вставка из износостойкого материала с калиброванным отверстием строго определенного диаметра (Рисунок 4.3). Диаметр штуцера определяет количество поступающей из скважины нефти в зависимости от принятого режима работы скважины. Обычно диаметр штуцера равен 3 ¸ 15 мм и больше. 

 

Рисунок 1.3 — Штуцер быстросменный для фонтанной арматуры высокого давления (ЩБА-50-700)

1 — корпус, 2 — тарельчатая  пружина, 3 — боковое седло, 4 —  обойма, 5 — крышка, 6 — нажимная  гайка, 7 — прокладка, 8 — гайка  боковая, 9 — штуцерная металлокерамическая  втулка 

            Могут применяться быстро сменяемые и быстро регулируемые забойные штуцеры, которые устанавливаются в фонтанных трубах на любой глубине и удерживаются пакерами. Спуск и подъем забойных штуцеров осуществляется на стальном канате при помощи лебедки.

Манифольд — система труб и отводов с задвижками или кранами — служит для соединения фонтанной арматуры с трубопроводом, по которому продукция скважины поступает на групповую замерную установку (ГЗУ). Он предусматривает наличие двух практически идентичных обвязок (рабочая и резервная), в каждой из которых есть регулируемый штуцер, вентили для отбора проб жидкости и газа, запорное устройство для сброса продукции на факел или в земляной амбар и предохранительный клапан. [4] 

 

 

1.3 Особенности  эксплуатации фонтанных скважин

Освоение и пуск в работу фонтанной скважины осуществляется снижением давления на пласт путем:

• последовательной замены глинистого раствора в скважине жидкостью и газожидкостной смесью меньшей плотности
• использования азота инертного или газа (вытеснением части жидкости из скважины, ее аэрацией);
• свабирования.

Одним из факторов, осложняющих  процесс эксплуатации скважин, является отложение парафина на стенках подъемных  труб, устьевой арматуры и выкидных линий.

Для борьбы с отложениями  парафина применяют следующие основные способы:

1.  Механический, при котором парафин со стенок труб периодически удаляется специальными скребками и выносится струей на поверхность.

2.     Тепловой, при котором скважина промывается теплоносителем (паром, горячей водой или нефтепродуктами).

3.       Использование подъемных труб с гладкой внутренней поверхностью (остеклованных или покрытых специальным лаком или эмалями).

4.  Химический, при котором парафин удаляется с помощью растворителей.

Неполадки в работе фонтанных  скважин — нарушение режимов:

• Парафино- и гидратообразование в трубах.
• Образование песчаных пробок на забоях.
• Разъедание штуцера.
• Забивание песком, парафином штуцера или выкидной линии.
• Появление воды в скважине.

Фонтанный способ эксплуатации нефтяных скважин применяется на начальном этапе разработки месторождений.