Лекция 3 Способы добычи нефти Основные сведения Накопление

Лекция 3 Способы добычи нефти

Основные сведения Накопление нефти происходит в пористых породах, окруженных кольцом плотных слоев земли (коллектор) При обнаружении месторождения нефти в первую очередь необходимо оценить ее количество и качество в подземном резервуаре Отношение нефти находящейся под землей к количеству нефти, которую можно извлечь называется – коэффициентом нефтеотдачи. Ранее величина коэффициента 30% процентов считалась приемлемой. С развитием технологий величина коэффициента увеличилась до 45%. С ростом технологий добычи нефти этот показатель должен неуклонно увеличиваться

Фонтанная арматура

Фонтанная арматура Фонтанная арматура служит для: подвески насосно-компрессорных (подъемных) труб; герметизации устья скважины; контроля за межтрубным (между НКТ и обсадной колонной) пространством; направления нефти и газа в выкидную линию; проведения геолого-технических операций при эксплуатации скважин; регулирования режима работы скважины; проведения исследований в скважине;

Фонтанная арматура Колонная головка предназначается для обвязки устья скважины с целью герметизации межтрубных пространств, а также для подвески обсадных колонн (при многоколонной конструкции скважин) и установки фонтанной арматуры. Существуют одно-, двух-, трех-, четырех- и пятиколонные головки. Трубная головка предназначена для подвески насосно-компрессорных труб и герметизации кольцевого пространства между фонтанными трубами (НКТ) и эксплуатационной колонной, а также для проведения различных геолого-технических мероприятий. Фонтанная елка устанавливается на трубную головку. Фонтанная елка предназначается для регулирования отбора нефти и газа, направления их в выкидные линии, проведения ремонтных работ и исследований, а также для закрытия скважины при необходимости. Фонтанная елка состоит из тройников.

Фонтанная арматура Фонтанные ёлки по конструкции делятся на крестовые и тройниковые. Характерным узлом крестовой арматуры является крестовина с двумя боковыми отводами, каждый из которых может быть рабочим, а второй запасным. Для тройниковой фонтанной ёлки характерным узлом являются тройники , к которым присоединяются выкидные линии — верхняя и нижняя. Причем рабочим выкидом всегда должна быть верхняя линия, а нижняя — запасной. Это продиктовано безопасностью работы и возможностью предотвращения открытого фонтанирования. Тройниковые арматуры, как правило, применяются в скважинах, дающих вместе с нефтью абразивный материал — песок, ил. При разъедании песком верхнего тройника скважина может быть переведена на работу через нижний отвод. При этом промежуточная (между отводами) задвижка или кран закрывается; и верхний тройник, и отвод могут быть отремонтированы. При применении в этих условиях крестовой арматуры разъедание крестовины приводит к необходимости перекрытия скважины центральной задвижкой для замены крестовины. Однако крестовые арматуры более компактны, высота их меньше, обслуживание, которое заключается в снятии показаний манометров, смене штуцеров и осуществляется с мостков без лестниц. Тройниковые арматуры имеют большую высоту и требуют для обслуживания специальных вспомогательных сооружений.

Основные способы добычи

Фонтанный способ (фонтанирование) Преимущества: несложное оборудование скважины; в скважину с поверхности не подается электричество; широкие возможности для регулировки функционирования скважины; применение практически всех известных методов при исследованиях скважин и пластов горной породы; возможность управлять добычей на расстоянии; длительный межсервисный интервал работы механизмов; Чтобы начать эксплуатировать скважину фонтанным способом ее необходимо оборудовать специальной запорной арматурой, которая позволит загерметизировать устье скважины, производить регулировку и контроль режимов работы скважины, надежно обеспечить абсолютное закрытие скважины под давлением.

Фонтанный способ (фонтанирование)

Типы фонтанирования а - артезианское; б - газлифтное с началом выделения газа в скважине; в - газлифтное с началом выделения газа в пласте; 1 - подъемные трубы; 2 - эксплуатационная колонна.

Типы фонтанирования I-й тип - артезианское фонтанирование: Рз>Рнас , Ру>Рнас , то есть фонтанирование происходит за счет гидростатического напора (а). В скважине происходит перелив жидкости, по трубам движется негазированная жидкость. В затрубном пространстве между НКТ 1 и обсадной колонной 2 находится жидкость. Газ выделяется из нефти за пределами скважины в выкидной линии. Такое фонтанирование встречается крайне редко и характерно для пластов с аномально высоким пластовым давлением.

Типы фонтанирования II-й тип - газлифтное фонтанирование с началом выделения газа в стволе скважины: Рз >Рнас>Ру ( б). в пласте движется негазированная жидкость, а в скважине, начиная с интервала, где давление становится равным давлению насыщения, движется газожидкостная смесь. По мере приближения к устью давление снижается, увеличивается количество свободного газа, происходит его расширение, растет газосодержание потока, то есть фонтанирование осуществляется по принципу работы газожидкостного подъемника. При давлении у башмака НКТ Р>Рнас в затрубном пространстве на устье находится газ и затрубное давление Рзатр обычно небольшое (0,1-0,5 МПа). Такой вид фонтанирования присущ большинству фонтанных скважин.

Типы фонтанирования III- й тип - газлифтное фонтанирование с началом выделения газа в пласте: Рнас>Р3 (в), в пласте движется газированная жидкость, на забой к башмаку НКТ поступает газожидкостная смесь. После начала притока основная часть газа увлекается потоком жидкости и поступает в НКТ. Часть газа отделяется и поступает в затрубное пространство, где он накапливается, при этом уровень жидкости снижается и достигает башмака НКТ. Со временем наступает стабилизация и уровень устанавливается у башмака НКТ. Затрубное давление газа, как правило, высокое, почти достигает значений Р1 и Р3. Чем меньше расход и вязкость жидкости, больше расход газа у башмака, зазор между НКТ и эксплуатационной колонной, тем больше газа сепарируется в затрубное пространство.

Оборудования устья

Исследование фонтанных скважин 1) метод прослеживания уровней или давлений; 2) метод пробных откачек или установившихся отборов Первый метод заключается в том, что в скважине отбором или подливом жидкости понижают или повышают уровень жидкости относительно статического уровня, т.е. выводят скважину из состояния равновесия. Затем, прекратив отбор или подлив жидкости, прослеживают во времени изменение положения уровня жидкости в скважине или забойного давления.

Метод прослеживания уровней Уровень жидкости в скважине понижается, т.е. давление на забой становится меньше пластового, и начинается движение жидкости из пласта в скважину. После прекращения отбора жидкость из пласта продолжает поступать в скважину, повышая i ней уровень. Рост уровня вызывает: повышение давления на забой, уменьшение депрессии (разница между пластовым и забойным давлением) и в конечном счете снижение притока жидкости из пласта. Темп подъема уровня замедляется и приближается к статическому. Скорость подъема уровня, очевидно, будет зависеть от значения коэффициента продуктивности исследуемой скважины. По значениям отбора и забойного давления при этом отборе и изменения их во времени в результате расчетов можно получить уравнение притока жидкости.

Метод пробных откачек (при установившемся режиме) Производят одновременный замер дебита и забойного давления скважины при установившемся режиме, затем изменяют режим работы скважины, т.е. изменяют значение отбора жидкости, и после установления нового режима эксплуатации скважины вновь одновременно замеряют дебит и забойное давление. Ряд подобных операций (не менее трех) позволяет установить зависимость дебита скважины от забойного давления, т.е. установить уравнение притока. Для фонтанных скважин второй метод исследования преобладает. На основе полученных данных строят график зависимости притока жидкости или газа от значения депрессии (разности между пластовым и забойным давлением). Этот график называется индикаторной диаграммой.

Гидроструйный насос (гсн) Эти насосы надёжны, просты по конструкции, невелики по размерам, способны успешно работать в искривлённых скважинах при высоких температурах и газосодержаниях. Недостатками гидроструйных насосов являются относительно низкий КПД и необходимость установки наземной силовой насосной станции.

Гидроструйный насос (гсн)

газлифт После прекращения фонтанирования из-за нехватки пластовой энергии переходят на механизированный способ эксплуатации скважин, при котором вводят дополнительную энергию извне (с поверхности). Одним из таких способов, при котором вводят энергию в виде сжатого газа, является газлифт. Газлифт (эрлифт) — система, состоящая из эксплуатационной (обсадной) колонны труб и опущенных в нее НКТ, в которой подъем жидкости осуществляется с помощью сжатого газа (воздуха). Иногда эту систему называют газовый (воздушный) подъемник. Способ эксплуатации скважин при этом называется газлифтным. По схеме подачи от вида источника рабочего агента — газа (воздуха) различают компрессорный и безкомпрессорный газлифт, а по схеме действия — непрерывный и периодический газлифт. Дебит газлифтной скважины зависит от количества и давления нагнетаемого газа, глубины погружения НКТ в жидкость, их диаметра, вязкости жидкости

газлифт а – однорядный кольцевой б – однорядный центральный в - двухрядным кольцевой; г – двухрядный центральный; д – полуторорядный

газлифт При однорядном подъемнике в скважину спускают один ряд НКТ. Сжатый газ нагнетается в кольцевое пространство между обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами, а газожидкостная смесь поднимается по НКТ, или газ нагнетается по насосно-компрессорным трубам, а газожидкостная смесь поднимается по кольцевому пространству. В первом случае имеем однорядный подъемник кольцевой системы (а), а во втором — однорядный подъемник центральной системы (б). При двухрядном подъемнике в скважину спускают два ряда концентрически расположенных труб. Если сжатый газ направляется в кольцевое пространство между двумя колоннами НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по внутренним подъемным трубам, то такой подъемник называется двухрядным кольцевой системы (в). Наружный ряд насосно-компрессорных труб обычно спускают до фильтра скважины. Если сжатый газ подается по внутренним НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по кольцевому пространству между двумя рядами насосно-компрессорных труб, то такой подъемник называется двухрядным центральной системы (г)

газлифт Недостатком кольцевой системы является возможность абразивного износа соединительных труб колонн при наличии в продукции скважины механических примесей (песок). Кроме того, возможны отложения парафина и солей в затрубном пространстве, борьба с которыми в нем затруднительна. Преимущество двухрядного подъемника перед однорядным в том, что его работа происходит более плавно и с более интенсивным выносом песка из скважины. Недостатком двухрядного подъемника является необходимость спуска двух рядов труб, что увеличивает металлоемкость процесса добычи. Поэтому в практике нефтедобывающих предприятий более широко распространен третий вариант кольцевой системы — полуторарядный подъемник (д), который имеет преимущества двухрядного при меньшей его стоимости

газлифт Преимущества: Возможность отбора больших объемов жидкости практически при всех диаметрах эксплуатационных колонн и форсированного отбора сильнообводненных скважин. Эксплуатация скважин с большим газовым фактором, т.е. использование энергии пластового газа. Малое влияние профиля ствола скважины на эффективность работы газлифта, что особенно важно для наклонно-направленных скважин, т.е. для условий морских месторождений и районов освоения Севера и Сибири. Отсутствие влияния высоких давлений и температуры продукции скважин, а также наличия в ней мехпримесей (песка) на работу скважин. Гибкость и сравнительная простота регулирования режима работы скважин по дебиту. Простота обслуживания и ремонта газлифтных скважин и большой межремонтный период их работы при использовании современного оборудования. Возможность применения одновременной раздельной эксплуатации, эффективной борьбы с коррозией, отложениями солей и парафина, а также простота исследования скважин.

газлифт Недостатки: Большие начальные капитальные вложения в строительство компрессорных станций. Сравнительно низкий коэффициент полезного действия (КПД) газлифтной системы. Возможность образования стойких эмульсий в процессе подъема продукции скважин.

Запуск газлифта в эксплуатацию Схема запуска: а) до пуска; б) после достижения рабочим агентом башмака подъемных труб

Запуск газлифта в эксплуатацию Пусковое давление для двухрядного кольцевого газлифта: Где dB - внутренний диаметр воздушных труб; d - наружный диаметр подъемных труб; D -внутренний диаметр колонны обсадных труб; d1 - внутренний диаметр подъемных труб

Запуск газлифта в эксплуатацию Пусковое давление для однорядного кольцевого газлифта: Пусковое давление для однорядного центрального газлифта:

Снижение пускового давления 1. Метод нагнетания в скважину одновременно нефти и газа. 2. Метод переключения на центральную систему. Из формул видно, что пусковое давление в однорядных подъемниках для центральной системы меньше, чем для кольцевой. Поэтому сначала рабочий агент при пуске скважины направляют в центральные трубы и вытесняют жидкость через кольцевое пространство, затем тут же переключают скважину на работу по кольцевой системе. 3. Метод применения пусковых отверстий в подъемной колонне.

Снижение пускового давления В том случае, когда уровень жидкости оттеснен ниже клапана, газ через отверстия в ниппеле 4 поступает в подъемные трубы, газирует в них жидкость и выбрасывает ее на поверхность. Со временем давление в трубах понижается, а перепад давлений на уровне клапана повышается до максимального пускового, что способствует дальнейшему оттеснению уровня жидкости в кольцевом пространстве. Достигнув максимального перепада давлений, клапан закрывается, и газ поступает в трубы через следующий клапан. Закрывается клапан вследствие увеличения перепада давлений в пространстве 5 и 6 и над клапаном. Под действием этого перепада клапан поднимается, сжимая при помощи стержня пружину 1, опускается на седло 3 и закрывает отверстие, через которое проникает газ. Сила сжатия пружины регулируется гайкой 7. На ниппеле 4 имеется наружная резьба, позволяющая при помощи кольца регулировать перед спуском клапана число отверстий и площадь их проходного сечения

Снижение пускового давления Число пусковых клапанов в скважине зависит от глубины подвески подъемных труб, диаметра обсадной колонны и статического уровня. Расстояние между клапанами определяется максимальным перепадом давления, мощностью компрессора и возможностью допустимого снижения уровня в скважине в зависимости от диаметра обсадной колонны. С увеличением глубины расстояния между клапанами уменьшаются. На последнее отверстие устанавливают концевой клапан. Пусковой клапан У-1-М можно использовать и как концевой клапан. Пусковые клапаны можно использовать только в однорядных подъемниках, работающих по кольцевой системе.

Плунжерлифт

Плунжерлифт В лифтовую колонну непрерывно поступает газ, и над трубным ограничителем скапливается жидкость. Элементы плунжера (втулка и шар) падают в восходящем потоке. Шар прекращает своё падение на трубном ограничителе, находящемся под уровнем жидкости. Втулка, падающая за шаром, доходит до трубного ограничителя и садится на шар. С этого момента начинается движение плунжера вверх. При подъеме шар перекрывает нижнее отверстие втулки. Столб жидкости, находящийся над плунжером, вытесняется газом, поднимающимся по трубе. Когда уровень жидкости поднимается до перфорированного патрубка на устье втулки, жидкость выбрасывается через линию сброса в сепаратор. Верхним амортизатором шар отбивается от втулки и падает в восходящем потоке газа. Втулка падает за шаром. Процесс повторяется. Плунжеры типа летающий клапан могут использоваться в другой разновидности лифта Многоплунжерный лифт.

Винтовой насос (уэвн)

Винтовой насос (уэвн) Благодаря своей конструкции они обладают высоким КПД и значительной стойкостью к взаимодействию с твердыми абразивными частицами. Применение двигателей малой мощности обеспечивает небольшое потребление электроэнергии и сокращение затрат, связанных с подъемом нефти.

Винтовой насос (уэвн) Преимущества: Более высокий КПД; Меньшие габариты; Возможность регулирования подачи насоса изменением частоты вращения без потери напора; Более широкий диапазон рабочей области насоса; Эксплуатация в постоянном режиме скважин с притоком от 3 до 20м3/сут., В процессе работы УЭВН не образует высоковязких водонефтяных эмульсий и эффективна при откачке тяжелой высоковязкой нефти

Винтовой насос (уэвн) Недостатки: Не эксплуатируется при добыче жидкости с сероводородом и химически агрессивными веществами

Установка электроцентробежного насоса (УЭЦН)

Установка электроцентробежного насоса (УЭЦН) Электроцентробежные погружные насосы могут применяться в глубоких и наклонных нефтяных скважинах (и даже в горизонтальных), в сильно обводненных скважинах, в скважинах с йодо-бромистыми водами, с высокой минерализацией пластовых вод, для подъема соляных и кислотных растворов Преимущества: Простота наземного оборудования; Возможность проведения исследований в скважинах без подъема насосного оборудования; Менее трудоемкие методы удаления парафина со стенок насосно-компрессорных труб

Маркировка УЭЦНК5-125-1300 УЭЦНК — установка электроцентробежного насоса модульного и коррозионно-стойкого исполнения; 5 — группа насоса; 125 — подача, м3/сут; 1300 — развиваемый напор, м вод. ст. Габарит мин.внутренний диаметр ЭК 5 121,7 5А 130,0 6 144,3 (с подачей до 500 м3/сут) 148,3 (с подачей более 500 м3/сут)

Штанговый глубинный насос (шгн) Электроцентробежные погружные насосы могут применяться в глубоких и наклонных нефтяных скважинах (и даже в горизонтальных), в сильно обводненных скважинах, в скважинах с йодо-бромистыми водами, с высокой минерализацией пластовых вод, для подъема соляных и кислотных растворов Преимущества: Простота наземного оборудования; Возможность проведения исследований в скважинах без подъема насосного оборудования; Менее трудоемкие методы удаления парафина со стенок насосно-компрессорных труб

Штанговый глубинный насос (наземное оборудование)

Штанговый глубинный насос (шгн) СК8 — 3.0-4000; 8 — наибольшая допускаемая нагрузка на головку балансира в точке подвеса штанг, умноженная на 10 кН; 3.0 — наибольшая длина хода устьевого штока, м; 4000 — наибольший допускаемый крутящий момент на ведомом валу редуктора, умноженный на 10-2 кН*м.

Штанговый глубинный насос (подземное оборудование) Штанговые насосы бывают вставные (НВ) и невставные (НН): Вставные штанговые насосы спускают в скважину в собранном виде. Предварительно в скважину на НКТ спускается специальное замковое приспособление, а насос на штангах спускают в уже спущенные НКТ. Соответственно для смены такого насоса не требуется лишний раз производить спуск-подъем труб. Невставные насосы спускаются в полуразобранном виде. Сначала на НКТ спускают цилиндр насоса. А затем на штангах спускают плунжер с обратным клапаном. Поэтому при необходимости замены такого насоса приходится поднимать из скважины сначала плунжер на штангах, а потом и НКТ с цилиндром.

Штанговый глубинный насос (подземное оборудование)

Штанговый глубинный насос НВ1 — вставные с заулком наверху; НВ2 — вставные с замком внизу; НН — невставные без ловителя; НН1 — невставные с захватным штоком; НН2 — невставные с ловителем. Б — с толстостенным цельным (безвтулочным) цилиндром; С — с составным (втулочным) цилиндром. ЦБ — цельный безвтулочный толстостенный; ННБА — невставной без ловителя, с цельным цилиндром исполнения ЦБ, сцепляющим устройством, одноступенчатый, одноплунжерный, нормального исполнения по стойкости к среде;

Штанговый глубинный насос Скважинный штанговый насос исполнения НВ2Б 1 — защитный клапан; 2 — упор; 3 — шток; 4 — контргайка; 5 — цилиндр; 6 — клетка плунжера; 7 — плунжер;8 — нагнетательный клапан; 9 — всасывающий клапан; 10 — упорный ниппель с конусом.

Штанговый глубинный насос Скважинный штанговый насос исполнения НН2Б и НН2Б…И 1 — цилиндр; 2 — шток; 3 — клетка плунжера; 4 — плунжер; 5 — нагнетательный клапан; 6 — шток ловителя; 7 — всасывающий клапан; 8 — седло конуса.

Штанговый глубинный насос (доп.оборудование) · якорь для предотвращения перемещений нижнего конца насосно-компрессорных труб; · хвостовик - колонна насосно-компрессорных труб малого диаметра (25-40 ниже насоса для выноса воды; · газовые и песочные якори для защиты насоса от попадания свободного газа и абразивных механических примесей; · штанговые протекторы (полимерные или с катками) для уменьшения износа труб и штанговых муфт в наклонных скважинах; · скребки на штангах для удаления парафиновых отложений с насосно-компрессорных труб: · динамограф, показывающий зависимость нагрузки от перемещения точки подвеса штанг, для технической диагностики узлов ШГН.