Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

 

2.4. Скважина, ее элементы

 

  Нефтяная скважина — горная выработка круглого сечения диаметром 75—400 мм, предназначенная для добычи либо разведки нефти и попутного газа. Как правило, скважины бурят вертикальная, но могут бурить под углом к горизонту. Не предполагается возможность непосредственного доступа человека внутрь.

  В состав скважины входит:

• устье - начало скважины;  
• забой - дно скважины;
• стенки - боковая поверхность скважины;
• диаметр - условный диаметр буровой скважины, равный номинальному диаметру породоразрушающего инструмента (фактический диаметр скважины больше номинального диаметра породоразрушающего инструмента за счет разработки стенок скважины).

  Конструкция скважины определяется величинами её диаметров на различных интервалах глубины, а также диаметрами и длинами направляющей трубы и обсадных колонн; направляющая труба - обсадная труба различной длины, предназначенная для закрепления устья скважины, придания направления бурящемуся стволу скважины и обеспечения направления движения потока промывочной жидкости; кондуктор - колонна обсадных труб, предназначенная для крепления верхней части скважины; ствол - собственно скважина от устья до забоя (внутреннее пространство).

 

 

 

 

2.5. Освоение скважин

 

Освоение скважин — комплекс работ по вызову притока пластового флюида из продуктивных горизонтов на поверхность с целью достижения проектной производительности скважины.

Освоение скважин  проводится после вскрытия пласта и проведения работ, связанных с монтажом наземного и скважинного оборудования. При эксплуатации скважиной нескольких продуктивных горизонтов освоение скважин проводят последовательно, в основном сверху вниз. Освоение скважин осуществляется посредством снижения давления столба промывочной жидкости в скважине ниже пластового; при этом создается депрессия на пласт, благодаря которой и происходит вызов притока пластового флюида. Для этого в случае, когда пластовое давление выше гидростатического, заменяют тяжёлую промывочную жидкость на воду, а затем (если нет притока флюида) на нефть (газовый конденсат). Если пластовое давление не превышает гидростатическое, а пласт хорошо проницаем и незагрязнён, освоение скважин достигается снижением уровня жидкости следующими способами: газированием промывочной жидкости воздухом (эрлифт) или газом (газлифт), а также свабированием и откачкой жидкости насосом. В случае низкой проницаемости или сильной загрязнённости пласта перед освоением скважин выполняют работы по интенсификации притока пластового флюида в скважину. Если пластовое давление значительно ниже гидростатического, работы по освоению скважин проводят с использованием поверхностно-активных веществ. При положительных результатах освоения скважину, после испытания на различных режимах, передают в эксплуатацию.

 

2.6. Порядок сдачи скважин в эксплуатацию

 

Сдача скважины после ремонта оформляется актом. Если скважина и территория принимаются  после ремонта одновременно, то в  акте указывается, что скважина принята окончательно. Если же территория не может быть сдана заказчику одновременно с отремонтированной скважиной, то в акте отмечаются имеющиеся замечания, а скважина принимается после ремонта предварительно. Уборку территории подготовительная бригада проводит в трехдневный срок после окончания ремонта. Затем проводится окончательная сдача скважины после ремонта, о чем делается отметка в ранее составленном акте о сдаче скважины.

 Сдача скважины в  ремонт оформляется актом при  участии представителя заказчика и исполнителя.

  После сдачи скважины  из ремонта исполнитель в пятидневный  срок передает заказчику необходимые  документы о выполненных ремонтных  работах.

При сдаче скважины в ремонт представитель заказчика обязан ознакомить бригаду с существующей схемой обвязки скважин с целью транспортирования продукции скважины на групповой нефтесборный пункт.

Перед сдачей скважин в  эксплуатацию проводят работы по вызову притока нефти и газа из продуктивного  пласта. Одним из способов снижения давления гидростатического столба промывочной жидкости, находящейся в скважине, является компрессорный Для этой цели используется передвижная установка четырехступенчатого вертикального поршневого компрессора УКП-80, создающего давление 80 МПа и подачу 8 м/мин.

Перед сдачей скважины в эксплуатацию буровое предприятие должно освободить площадку индивидуального морского основания от излишнего и негодного оборудования, материалов и привести площадку в исправное состояние.

Дата и время передачи и получения сообщения о необходимости сдачи скважины в ремонт фиксируются передающими и принимающими лицами в оперативном журнале. Представитель заказчика обязан прибыть на скважину для ее сдачи в ремонт в течение трех часов с момента получения сообщения от исполнителя.

После окончания ремонта специальная комиссия составляет гарантийный акт о сдаче скважины из капитального ремонта, в котором указано состояние скважины до и после проведения работ. Установлены специальные технические условия сдачи и приема скважин после капитального ремонта.

После окончания ремонта  специальная комиссия составляет гарантийный  акт о сдаче скважины из капитального ремонта, в котором указывается  состояние скважины до и после  проведения работ. Установлены специальные  технические условия сдачи и  приема скважин после капитального ремонта.

Поскольку скважина является долговременным капитальным сооружением  и высокие внутренние давления в  эксплуатационной колонне возникают  в основном уже после сдачи  скважины промыслу, учитывать положительное  влияние цементной оболочки на прочность колонны целесообразно лишь в том случае, если есть уверенность, что в период эксплуатации скважины сильное понижение прочности труб в результате износа или коррозии их, а также цементного камня исключено.

Основным требованием  при проектировании процесса заканчивания нефтяных и газовых скважин, начиная от вскрытия продуктивного пласта и кончая вызовом притока из него с последующей сдачей скважины в эксплуатацию, является сохранение естественных характеристик горных пород продуктивного пласта. Выполнение этого требования обеспечивает более полное извлечение нефти и газа из разведанной залежи, особенно для месторождений с низким пластовым давлением и малой проницаемостью коллектора, а также для месторождений, вступающих во вторую стадию разработки. При создании искусственных подземных газохранилищ сохранение естественных коллекторских свойств пласта способствует лучшему его заполнению.

 

2.7. Способы добычи нефти и газа

 

Под добычей нефти (или газа) понимается комплекс работ, позволяющий поднять  на поверхность из пласта нефть или газ. В настоящее время существует достаточно большое количество методов добычи нефти или газа. Выбор определенного метода зависит от очень многих факторов: режима работы залежи, геологического строения участка, физико-химических свойств пластовой нефти, физико-механических свойств пород коллекторов и др. В конечном итоге геолог-нефтяник должен выбрать такой метод добычи, который даст максимальную нефтеотдачу при возможно минимальных затратах. Следовательно, на основании тщательного изучения имеющихся данных необходимо выбрать оптимальный вариант.

Известно, что чем больше проницаемость  пород-коллекторов, тем легче добыча, тем больше нефтеотдача пласта.

Под нефтеотдачей пласта понимается количество нефти, которое можно  извлечь на поверхность при существующих методах. В среднем нефтеотдача сейчас равна 30 % или, иначе говоря, на современном этапе развития техники и технологии добычи в лучшем случае можно добыть только половину той нефти, которая находится в горной породе. Нефть, которую нельзя извлечь из пласта при существующих методах добычи, называется остаточной. Проблема увеличения нефтеотдачи — это проблема номер один.

Естественно, что в природе скопления  нефти или газа встречаются в  самых различных условиях. В одних  случаях условия бывают благоприятными для добычи нефти и газа на поверхность, в других эти условия сколько  сложны, что требуют значительных затрат эксплуатации месторождения. Естественно, что гости эти и являются предпосылкой для создания  способов и методов добычи.

Весь обширный круг вопросов разведки и разработки нефтяных и газовых  месторождений изучает нефтепромысловая геология. Сюда можно отнести геологические наблюдения в процессе бурения скважин, выявление геологической структуры месторождения и выбор дальнейшего направления разведки, изучение строения нефтегазосодержащих коллекторов и их физических свойств, исследование физико-химических свойств нефти, газа и воды в пластовых условиях, изучение природы, подсчет запасов нефти и газа и многое, многое другое.

Прежде чем приступить к добыче нефти или газа, необходимо по возможности  получить самые исчерпывающие сведения о месторождении, чтобы выбрать  наиболее рациональный метод добычи.

 

2.8. Характеристика устьевого и погружного оборудования (приборы и аппаратура)

 

Арматура устьевая предназначена для герметизации устья скважин, эксплуатируемых  штанговыми скважинными насосами.

Она состоит из устьевого патрубка с отборником проб, угловых вентилей и перепускного клапана.

Устьевой патрубок имеет два отвода с угловыми вентилями. Угловой вентиль и его отвод предназначен для регулирования давления в затрубном пространстве и проведения различных технологических операций, связанных с ремонтом и профилактикой скважины.

  Угловые вентили перекрывают потоки нефти. К угловому вентилю крепится быстросборная муфта, позволяющая быстро отсоединить выкидную линию и освободить пространство у скважины для проведения работ при ремонте и исследовании скважины.

Трубная подвеска, имеющая два уплотнительных кольца, является основным несущим звеном насосно-компрессорных труб с глубинным насосом на нижнем конце и сальниковым устройством наверху. Отличительная особенность сальника - наличие пространственного шарнира между головкой сальника (содержащей уплотнительную набивку) и тройником. Шарнирное соединение, обеспечивая самоустановку головки сальника при несоосности сальникового штока с осью ствола скважины, исключает односторонний износ набивки, увеличивает срок службы сальника, одновременно облегчает смену набивки.

Сальник рассчитан  на повышенные давления на устье скважины и обеспечивает надежное уплотнение штока при однотрубных системах сбора нефти и газа.

Корпус трубной головки имеет отверстие для выполнения исследовательских работ.

Продукция скважины поступает через боковое отверстие  трубной подвески. Для снижения давления в затрубном пространстве путем  перепуска продукции в трубную  часть предусмотрен перепускной клапан.

Самоустанавливающийся сальник СУС1 состоит из шаровой головки с помещенными в ней нижней и верхней втулками с вкладышами из прессованной древесины и уплотнительной набивки. На верхнюю часть шаровой головки навинчивается крышка с двумя скобами, которыми подтягивается уплотнительная набивка.

 

В верхней части  крышки головки над грундбуксой имеется кольцевой резервуарчик, служащий для смазки трущихся поверхностей сальникового штока, набивки и вкладышей. Для надежного уплотнения шаровой головки предусмотрено уплотнительное кольцо.

Два стопора в нижней части шаровой головки не позволяют ей проворачиваться вокруг своей оси при затяжке крышки.

Шаровая головка крепится к тройнику двумя откидными болтами, укрепленными на тройнике пальцами, которые входят в проушины болтов. Тройник снабжен быстроразборным соединением для подсоединения к выкидной линии.

Устьевой сальник  СУС2 в отличие от сальника СУС1 имеет вторую камеру, включающую шаровую головку с помещенными в ней уплотнительной набивкой и промежуточной втулкой с вкладышами и двумя резиновыми кольцами.

При этом основная уплотнительная набивка помещена в  корпусе, который навинчен на резьбу шаровой головки. Устьевой сальник  с двойным уплотнением позволяет  заменять изношенные верхние уплотнительные элементы на скважине. Изношенные направляющие втулки, необходимо заменять при текущем ремонте скважин, когда устьевой сальник вместе со штоком находится на мостках.

Запорное устройство оборудования - проходной кран с  обратной пробкой. Скважинные приборы  опускают по межтрубному пространству через специальный патрубок.

В связи с  недостаточно высокой подачей штанговых  насосов, необходимостью установки  громоздкого оборудования, опасностью обрыва штанг при больших глубинах скважин и другими причинами  ограничивается область использования  штанговых насосов. Поэтому применяют бесштанговые насосы, из которых наиболее широко распространены центробежные электронасосы. Отличительная черта таких насосных установок заключается в переносе двигателя непосредственно к месту установки насоса и устранении штанг.

Установка погружного центробежного электронасоса (УЭЦН) состоит из погружного насоса, спускаемого  в скважину на колонне подъемных  труб, кабельной линии и наземного  электрооборудования для питания  и управления работой насоса.

Центробежный  погружной электронасос состоит из следующих основных частей: многоступенчатого насоса электродвигателя и протектора, который предохраняет двигатель от проникновения в него нефти или воды и обеспечивает подачу смазки к подшипникам двигателя и насоса. Эти части закрыты стальными герметичными кожухами. Рабочие колеса насоса расположены на общем с электродвигателем валу. Число рабочих колес (ступеней) может изменяться в широком диапазоне (от 80 до 300). В нижней части насоса имеется приемный фильтр.