Добыча нефти и газа

Устье фонтанных скважин  оснащается прочной стальной фонтанной арматурой (рис. 3), предназначенной для управления скважиной, то есть с её помощью можно регулировать добычу нефти – уменьшать или при необходимости совсем останавливать.

 

Рис. 3. Арматура фонтанная  крестовая для однорядного подъемника:

1 – манометры; 2 – трехходовой  кран; 3 – буфер; 4, 9 – задвижки; 5 –  крестовик ёлки; 6 – переводная  катушка; 7 – переводная втулка; 8 – крестовик трубной головки; 10 – штуцеры; 11 – фланец колонны; 12 - буфер

Все оборудование фонтанной скважины можно разделить на две группы – подземное и наземное.

К подземному оборудованию относятся все устройства и приспособления, работающие в скважине и находящиеся ниже фланца обсадной колонны (НКТ, пакер, якорь, клапаны, муфты).

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.

Пакеры (скважинные уплотнители) – 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.

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.

Наземное оборудование включает все оборудование, работающее на поверхности (устьевая арматура, рабочие манифольды, штуцеры, клапаны, задвижки).

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. Фонтанная елка служит для направления и регулирования продукции скважины.

Осложнения при работе фонтанной скважины.  Нефти многих нефтяных месторождений парафинистые. В соответствующих условиях парафин выпадает из нефти в осадок в виде тончайших кристаллов. Кроме того, ломаются, развинчиваются штанги, засоряется арматура; появляются отложения солей, песка; посторонняя вода и т. д.

Добыча нефти при  наличии в ней парафина осложняется  выпадением парафиновых отложнений в трубах, затрубном пространстве, в выкидных линиях (промысловые трубопроводы), в резервуарах.

Парафиновые отложения состоят  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. На примере месторождений 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.

Фонтанные трубопроводы (фонтанный  лифт) диаметром 73 мм при дебите скважины 75 т/сут. полностью запарафиниваются примерно за пять суток. За это время в лифте скапливается более 1000 кг парафина. Средний дебит скважины при этом снижается до 50 т/сут.

Рассмотрим некоторые факторы, влияющие на выпадение парафина из нефти. 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.

В основу существующих методов борьбы с парафином положено свойство парафина прилипать только к шероховатым поверхностям. Учеными установлено, что на гладких поверхностях отложение парафина не наблюдается. Были разработаны рецептуры материалов, созданы установки для их нанесения на внутреннюю поверхность насосно-компрессорных труб и испытаны поверхности, выполненные из стекла, эмали, эпоксидной смолы.

Свойство покрытий различны: стекло температуростойко, кислотоупорно, но хрупко. Вследствие больших нагрузок, действующих на насосно-компрессорные трубы в скважине и разных величин деформаций металла и стекла, стекло отделяется от труб, осыпается, образуя стеклянные пробки.

Эмаль более прочна, чем стекло, стойка к агрессивным жидкостям, но также разрушается при механическом воздействии.

Следует сказать, что процесс нанесения стекла и эмали требует нагрева трубы до 700^оС и выше, что вызывает изменения в структуре металла и ведет к снижению прочности.

Эпоксидная смола является упругим материалом, наносится при температуре +100^оС, процесс нанесения может быть осуществлен в условиях промысловых мастерских. При высоком качестве подготовки поверхности и соответствующем подборе материалов покрытие долговечно и надежно, противостоит парафинообразованию.

Следует упомянуть и метод борьбы с парафином, заключающийся в периодическом соскабливании его с поверхности НКТ. Для этой цели была создана целая система, состоящая из скребков переменного сечения, опускаемых в НКТ на проволоке специальной лебедкой, программного реле времени и концевых выключателей.

Очистка устьевой арматуры, а также труб от парафина производится депарафинизационным передвижным агрегатом, представляющим собой автомобиль, на котором установлен нагреватель. В нагревателе монтируется труба, через которую прокачивается жидкость. Здесь она нагревается до определенной температуры и направляется в скважину. Агрегат может быть подключен на «циркуляцию», т.е. выходящая из скважины жидкость направляется в печь, подогревается до 100^оС и возвращается в затрубное пространство скважины. В процессе циркуляции производится очистка ствола скважины и НКТ.

Основные осложнения, возникающие при добыче природного газа:

1. Разрушение призабойной зоны, вынос частиц породы в скважину, образование песчаных пробок;
2. Обводнение скважины краевой или подошвенной водой;
3. Вынос в призабойную зону кристаллов соли, ила и закупорка её;
4. Чрезмерное охлаждение газа, обмерзание оборудования, гидратообразование;
5. Значительное понижение давления внутри скважины и опасность смятия колонны под действием внешнего давления;
6. Неудовлетворительное состояние скважины (некачественное цементирование, негерметичность, обводнение чужеродной водой).

 

3. Добыча  нефти глубинно-насосным способом

При недостаточной производительности фонтанных скважин (с самого начала или из-за постепенного снижения дебита) применяется глубинно-насосная добыча. Это является механизированным способом подъема нефтегазовой продукции (обычно с каким-то количеством воды) штанговыми, электроцентробежными или гидропоршневыми насосными установками.

Эксплуатация нефтяных скважин штанговыми насосами – один из основных  способов добычи нефти. Штанговый насос представляет собой плунжерный насос специальной конструкции, привод которого осуществляется с поверхности через колонну штанг (рис. 4).      

                                                                                               

Рис. 4. Схема штанговой  насосной установки (1 – приемный клапан, открывающийся только вверх; 2 –  выкидной клапан на поршне насоса; 3 –  колонна насосных штанг; 4 – тройник  на устье скважины; 5 – сальник  в тройнике, через который пропускается полированный шток – верхняя штанга; 6 – головка балансира станка-качалки; 7, 8 – кривошипно-шатунный механизм; 9 – двигатель

 

При сравнительно небольшой глубине  коллекторов - до 1500 м, реже до 3200 м широко применяются штанговые насосы-качалки производительностью до 20 м³/сут. При глубине 200-400 м возможна производительность до 500 м³/сут. Поршневой насос устанавливается в колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) диаметром 38-102 мм. Плунжер насоса соединен колонной штанг с балансиром станка-качалки, который придает ему возвратно-поступательное движение. Последовательная работа клапанов плунжера и цилиндра насоса периодически выталкивает жидкость на поверхность, где она поступает в сборный трубопровод.

Колонна насосно-компрессорных труб, по которой жидкость от насоса поднимается на поверхность, заканчивается на устье тройником. Возвратно- поступательное движение колонне насосных штанг передаётся от электродвигателя через редуктор и кривошипно-шатунный механизм станка-качалки.

Длительность и безаварийность работы станка-качалки зависят во многом от степени его уравновешенности.

При эксплуатации скважины штанговыми насосами к добываемой нефти не предъявляются  строгие требования, которые имеют  место при других способах эксплуатации. Штанговые насосы могут качать нефть, характеризующуюся наличием механических примесей, высоким газовым фактором и т.д. К тому же, данный способ эксплуатации отличается высоким КПД.

В России изготавливаются станки-качалки 13 типоразмеров по ГОСТ 5688-76. Штанговые насосы производят ОАО «Элкамнефтемаш» г. Пермь и ОАО «Ижнефтемаш» г. Ижевск.

Добыча нефти бесштанговыми скважинными насосами. Недостаточно высокая подача штанговых насосов, необходимость установки громоздкого оборудования, опасность обрыва штанг при больших глубинах скважин и другие причины ограничивают область применения штанговых насосов.

Главной отличительной  особенностью бесштанговых скважинных насосов (БШГН), позволяющей выделить их в самостоятельную группу, является отсутствие механической связи между приводом и самым насосом, как это имеет место в установке штангового глубинного насоса. Погружные скважинные насосы спускают на трубах и устанавливают на глубине, соответствующей развиваемому насосом напору.

Наиболее обширную группу в классе БШНГ составляют установки электроцентробежных насосов (УЭЦН). В качестве привода УЭЦН применяют погружной электродвигатель, спускаемый в скважину совместно с насосом на заданную глубину. В зависимости от его мощности (от 16 до 125 кВт) они обеспечивают добычу от 25 до 900 м³/сут при напоре от 5,5 до 18,5 МПа. Около устья скважины размещается трансформатор и блок управления, а электрический кабель закрепляется вдоль колонны труб, на которой спускается погруженный в скважину электронасос.

Вторую группу составляют установки электровинтовых насосов (УЭВН). Их доля в общем балансе добычи нефти незначительна. Приводом винтового насоса тоже служит погружной электродвигатель, спускаемый вместе с насосом на заданную глубину.

Установка винтового насоса состоит  из тех же узлов, что и установка погружного центробежного насоса. Вместо центробежного насоса в подземном агрегате используется винтовой насос. Погружной винтовой электронасос сочетает в себе положительные качества центробежного и поршневого, обеспечивая плавную, непрерывную подачу жидкости без пульсации, с постоянным высоким КПД при широком диапазоне изменения давления. Характерная особенность винтовых насосов – значительное улучшение параметров с увеличением вязкости перекачиваемой жидкости. Поэтому наиболее эффективны эти насосы при добыче вязкой и высоковязкой нефти.