Основы нефтегазового дела

в ) учитываются   конструкция   скважины   и   состояние   газовой залежи;

г) не допускаются образование в скважине гидратов и накапливание воды;

д)  рабочее давление на устье скважины должно соответствовать условиям работы промысла и транспорта газа.

Рабочие дебиты скважин  устанавливаются и уточняются по данным эксплуатации и последующих испытаний скважин.

После проведения каких-либо мероприятий, вызывающих изменение продуктивности скважины (работы по интенсификации, которые нами рассматриваются ниже, ремонтно-изоляционные работы и т. д.), технологический режим и максимально возможные рабочие дебиты должны устанавливаться вновь.

Режим работы газовой скважины регулируют:

а)  штуцерами, установленными для каждой скважины на групповых сборных пунктах или  на устье скважины;

б) противодавлением газа в системе газосбора.

Установленный режим работы скважины должен поддерживаться и систематически контролироваться геологической и технологической службой промысла. В случае нарушения установленного режима работы скважины должны быть приняты меры к его восстановлению.

Обслуживание  газовых скважин

За работой газовых  скважин ведется регулярное оперативное наблюдение. Оператор по добыче газа обязан регулярно следить за состоянием устьевого оборудования (герметичностью фланцевых соединений, исправностью задвижек и пр.) и при обнаружении утечек, пропусков и пр. принимать меры по их ликвидации; регулярно продувать влагоотделители; систематически следить за выносом воды, песка, конденсата и нефти (при нефтяной оторочке). Все сведения об обнаруженных неполадках в состоянии оборудования и в работе скважин операторы передают на диспетчерский пункт.

По указанию диспетчера оператор регулирует режим работы скважин.

Наблюдение за газосборными коллекторами при развитой системе сбора газа ведут обходчики. Они следят за состоянием коллекторов и регулярно продувают водоотделители. Обходчики контролируют также состояние всей арматуры. Если обходчик не в состоянии устранить неисправность, он немедленно сообщает об этом диспетчеру.

Промыслы, питающие магистральные  газопроводы, имеют селекторную телефонную связь со всеми объектами газового промысла. Это позволяет осуществлять диспетчерское управление всей системой газового хозяйства промысла, т. е. обслуживать не только газовые скважины, но и газосборную сеть и пункты передачи газа по магистральным газопроводам.

Промысловый диспетчер  централизует все текущее управление эксплуатацией скважин,  сбором и  транспортом газа.

 

9. Подготовка  нефти на промыслах.

 

Процесс подготовки нефти  для ее переработки условно разделяется на две операции: обезвоживание (деэмульсация) и обессоливание. При обезвоживании содержание воды в нефти доводится до 1—2%. При обессоливании содержание воды в нефти еще более снижается (от 0,1 % до следов) и, кроме того, удаляются соли. Это достигается пропусканием нефти через слой пресной воды, в результате чего соли, имеющиеся в нефти, растворяются и удаляются вместе с водой.

Процессы разрушения нефтяных эмульсий можно разделить на два этапа: первый — слияние капель диспергированной воды и второй — осаждение укрупнившихся капель воды. Эти процессы можно осуществлять тепловым, химическим или электрическим способом.

При тепловом, или термическом, способе эмульсионную нефть нагревают  до 45—80° С. При последующем отстое в течение нескольких часов вода частично отделяется от нефти и осаждается в резервуаре-отстойнике, откуда сбрасывается в канализацию.

Тепловой способ деэмульсации нефти основан на том принципе, что при нагреве эмульсии ее вязкость снижается, капли воды соединяются друг с другом и осаждаются.

Нагревают эмульсию в резервуарах, теплообменниках или трубчатых печах.

Химический способ основан на воздействии химическими реагентами - деэмульгаторами на составные части эмульсии — нефть и воду.

В качестве деэмульгаторов используются различные поверхностно-активные вещества.

При введении деэмульгатора  в эмульсионную нефть он вследствие своей растворимости в обеих фазах эмульсии свободно проникает во внутреннюю фазу, разрушает пленки эмульгаторов, снижает поверхностное натяжение на границе «вода — нефть», что способствует разложению эмульсии.

Электрическое разрушение эмульсии основано на появлении разноименных электростатических зарядов на противоположных концах каждой капельки воды, на взаимном притяжении капелек и электрическом пробое пленок нефти между этими капельками при подаче переменного или постоянного тока высокого напряжения на электроды, опущенные в поток эмульсии. При электрической деэмульсации нефти в железный сосуд вводят изолированный от стенок сосуда электрод, по которому протекает электрический ток напряжением в несколько тысяч вольт. Вторым электродом являются стенки сосуда, заземленные и соединенные с трансформатором напряжения.

При прокачивании эмульсии между электродами, через которые тропу екают ток высокого напряжения, эмульсия разрушается, освобожденные капельки воды соединяются в более крупные частички и вода постепенно оседает на дно сосуда.

Самостоятельно каждый из описанных способов деэмульсации нефти почти не применяют. Обычно деэмульсацию осуществляют комбинированным способом, например тепловое воздействие комбинируют с химическим или термохимическое воздействие сочетают с электрическим.

На промыслах широко распространен термохимический  способ деэмульсации нефти.

10. Нефтедобывающие  скважины. Их технологические функции.

 

Скважиной называется цилиндрическая горная выработка, имеющая при малом  поперечном сечении весьма значительную длину. Начало скважины называется устьем, ее конец – забоем. Все полое пространство скважины, от ее устья до забоя, называется стволом. Скважины могут быть вертикальными или наклонно – направленными

Основное назначение скважины –  извлечение нефти, газа или воды из недр на поверхность, т.е. скважина является каналом, соединяющим нефтяной, газовый  или водяной пласт с поверхностью земли.

Способы эксплуатации нефтедобывающих  скважин – фонтанный, компрессорный  и насосный.

Фонтанный - способ, при котором подъем жидкости на поверхность происходит под действием природной пластовой энергии. Оборудование фонтанной скважины состоит из следующих основных элементов: подъемных (насосно-компрессорных) труб; устьевой фонтанной арматуры; выкидных линий; обвязки устьевой арматуры с выкидными линиями; трапной установки (нередко продукция скважин направляется под буферным давлением на участковые сборные пункты или на центральный сборный пункт).

Компрессорный способ. Компрессорная эксплуатация нефтяных скважин является воспроизведением естественного фонтанирования. Разница заключается в том, что при фонтанировании источником энергии является газ, поступающий из пласта, а при компрессорной эксплуатации подъем жидкости из скважины происходит под действием энергии сжатого воздуха или газа, нагнетаемого в скважину с поверхности. Сжатие воздуха или газа производится в специальных машинах, называемых компрессорами. Если в скважину нагнетают сжатый воздух, то такая установка называется эрлифтом (или воздушным подъемником), если же нагнетают газ, то газлифтом (или газовым подъемником).

Компрессорные скважины оборудуют однорядным или двухрядным подъемником, спуская те же насосно-компрессорные трубы, которые применяют при фонтанной эксплуатации. При двухрядном подъемнике трубы первого ряда (большего диаметра) служат для нагнетания рабочего агента, а трубы второго ряда (меньшего диаметра) — для   подъема   жидкости.

Насосный способ. При насосной эксплуатации подъем жидкости из скважин на поверхность осуществляется глубиннонасосными установками различных типов:

1. штанговыми насосными установками, в которых глубинный насос, спущенный в скважину, приводится в действие двигателем, размещенным на поверхности, при помощи специального привода через колонну насосных штанг; для откачки жидкости  применяются глубинные штанговые насосы;
2. бесштанговыми  насосными  установками, 
   при которых насос спускают в скважину одновременно с двигателем, 
   представляющим вместе с насосом единый агрегат. Агрегат спускают 
   в скважину на насосных трубах, насосные штанги в этой установке 
   отсутствуют. Насосы, применяемые для этого вида эксплуатации, 
   называются  бесштанговыми  погружными насосами.

Бесштанговые погружные  насосы в свою очередь делятся  на центробежные электронасосы и гидравлические поршневые насосы.

 

11. Газодобывающие скважины.

 

Конструкцию газовых скважин  для каждого конкретного месторождения выбирают с учетом особенностей геологического разреза месторождений и условий эксплуатации залежей. Конструкции забоев газовых скважин аналогичны конструкциям нефтяных скважин. В отличие от нефтяных скважин, которые эксплуатируются несколькими способами, газовые скважины эксплуатируются только фонтанным способом и, как правило, при спущенных фонтанных трубах, через которые газ поступает на поверхность. Фонтанные трубы спускают с целью: а) предохранения эксплуатационной колонны от истирания и разъедания при наличии в газе твердых примесей или агрессивных компонентов, вызывающих коррозию; б) выноса жидкостей и механических примесей с забоя на поверхность; в) облегчения процесса освоения и глушения скважины при необходимости проведения подземного ремонта; г) проведения различного рода исследовательских работ, связанных со спуском в скважину глубинных приборов. На нижнем конце колонны фонтанных труб должна быть установлена муфта с внутренней конусной расточкой для обеспечения спуска глубинных приборов ниже башмака. Фонтанные трубы следует спускать до середины фильтра. В газовых скважинах применяют фонтанные трубы диаметром 48, 60, 73, 89, 102 и 114 мм. Муфты фонтанных труб, находящиеся на нижнем конце колонны, нужно обточить в верхней части, чтобы при подъеме труб избежать осложнений в случае задевания муфт за пули, застрявшие в обсадной колонне при перфорации.

На скважинах с высоким давлением  и высокодебитных, где возможно повреждение плашек (коррозией, разъеданием песком), следует устанавливать на каждой выкидной линии по две задвижки — одну рабочую, другую резервную. Для замера температуры газа вваривают термометрические карманы в следующих местах: а) на буфере межтрубного пространства; б) на буфере фонтанной арматуры; в) на выкидных линиях; г) на газовой линии за сепаратором.

При монтаже фонтанной арматуры на устье скважины следует обращать внимание на тщательную сборку фланцевых  соединений, правильное положение металлических прокладок, равномерную затяжку болтов, а также на плотность сальников-задвижек. Для переключения струи газа с одного выкида на другой, для кратковременных остановок газовой скважины надо пользоваться, так же как и на нефтяной скважине, только боковыми задвижками.

Основная деталь фонтанной  арматуры — задвижка — на газовых скважинах работает в несколько иных условиях, чем на нефтяных. Резьба клина и шпинделя в корпусе задвижки на нефтяных скважинах смазывается нефтью, а на газовых скважинах такая смазка отсутствует; резьба шпинделя и клина находится в условиях сухой газовой среды, что затрудняет открытие и закрытие задвижки. На газовых скважинах следует применять арматуры, укомплектованные прямоточными задвижками с уплотнительной смазкой или проходными кранами с уплотнительной смазкой.

После установки на устье  газовой скважины фонтанной арматуры ее обвязывают с выкидными линиями, по которым продукция скважины направляется на сборную установку.

Газовые скважины осваиваются  теми же методами, что и нефтяные скважины.

 

12. Нагнетательные скважины для  закачки воды с целью поддержания  пластового давления.

 

 С целью увеличения темпа отбора нефти из залежи и повышения ее конечной нефтеотдачи применяют различные методы поддержания пластовой энергии путем нагнетания в залежь воды, газа или воздуха.

В большинстве случаев для поддержания  пластовой энергии применяют  законтурное заводнение, т. е. закачку воды в законтурные водоносные зоны залежи. Иногда законтурное заводнение дополняют внутриконтурным или центральным очаговым заводнением. При законтурном и внутриконтурном заводнении контур питания залежи добавочной энергией приближается непосредственно к залежи или находится в ней, что позволяет вести разработку залежи высокими темпами.

При искусственном воздействии на залежь с целью поддержания пластовой энергии рабочий агент целесообразно нагнетать в залежь с самого начала разработки. Это позволяет поддерживать пластовое давление на высоком уровне, близком к первоначальному, сохранять повышенные дебиты скважин и интенсифицировать разработку залежи, а также обеспечивает получение повышенных коэффициентов нефтеотдачи, присущих напорным режимам.

Для поддержания среднего пластового давления в залежи примерно на одном уровне общий объем закачиваемой в пласт воды при заводнении должен равняться объему извлекаемых из пласта жидкости и газа. Число нагнетательных скважин как при законтурном, так и при внутриконтурном заводнении при известном объеме закачки зависит от поглотительной способности каждой скважины при данной величине давления нагнетания. Поглотительная способность нагнетательной скважины определяется коэффициентом приемистости, так же как производительность нефтяной скважины определяется коэффициентом продуктивности.