Основы нефтегазопромыслового дела

Эксплуатационная колонна IV предназначена непосредственно для подъёма нефти и газа к устью скважины от забоя, а также для нагнетания воды в продуктивный пласт для поддержки в нём необходимого давления. Пространство между стенками скважины и эксплуатационной колонны также цементируют.

Существуют разные методы извлечения из пластов нефти и газа. Обычно в нижней части эксплуатационной колонны перфорируют несколько отверстий 4 в стенке обсадных труб и цементной пробке.

Если  породы устойчивы, то зону скважины при  забое не цементируют, а оборудуют  различными фильтрами или опускают обсадную колонну только до кровли продуктивного пласта. В этом случае разбуривание и соответственно эксплуатацию скважины производят без крепления ствола скважины.

В зависимости от назначения скважины, её устье оборудуют арматурой (задвижки, колонная головка, крестовина и т.д.).

 

 

Фонтанная добыча газа

Фонтанный способ добычи нефти. Фонтанная эксплуатация скважин, как уже отмечалось выше, является одним из наиболее эффективных способов добычи нефти, особенно на новых площадях. Поскольку он не требует дополнительных затрат энергии на подъем жидкости, а при его применении используют исключительно энергетические ресурсы пласта, фонтанный способ добычи нефти, кроме того, является наиболее дешевым. Он обладает рядом преимуществ по сравнению с другими способами эксплуатации скважин, таких как:

1) простота оборудования скважины;

2) отсутствие подачи энергии в скважину с поверхности;

3) возможность регулирования режима работы скважины в широких пределах;

4) удобства выполнения исследований скважин и пласта с применением практически всех современных методов;

5) возможность дистанционного управления скважиной;

6) значительная продолжительность межремонтного периода работы скважины и др.

Геолого-физические условия нефтяных месторождений, из которых добывается нефть и газ, различны. Они отличаются глубиной залегания продуктивного пласта, характеристикой и устойчивостью нефтегазоводонасыщенных пород, пластовыми температурой, продуктивностью пласта и т.д.

В зависимости от этих факторов выбирается схема оборудования фонтанной скважины. Основными элементами схемы являются: колонная головка , фонтанная арматура с лубрикатором  для проведения различных операций в работающей скважине, насосно-компрессорные трубы. Возможна установка пакера  или башмачной воронки для устранения пульсирующей работы фонтанного подъемника. В высокопродуктивных пластах НКТ оборудуются скважинными отсекателями для аварийного отключения. На фонтанной арматуре устанавливаются штуцер, предохранительные клапаны, пробоотборные устройства, приборы контроля.

Условия фонтанирования в виде неравенства  оцениваются по А.П. Крылову для  оптимального режима работы подъемника. Поэтому нарушение этих условий  не означает полного прекращения  поступления газожидкостной смеси  к устью скважины. Ухудшение условий  работы подъемника (уменьшение эффективного газового фактора, снижение р_с, увеличение п_в и т.п.) приводит к снижению его производительности до полного прекращения излива.

В связи с этим предложены и другие методы оптимизации работы фонтанных скважин . В частности, для решения этой задачи рекомендовано использовать кривые распределения давления р(Г) и температуры Т([) по длине одного фонтанного подъемника при различных условиях его работы. Для построения кривых распределения давления р(Г) и температуры Т(Г) необходимо задавать дебит скважины и соответствующее этому дебиту забойное давление, что позволяет согласовать совместную работу пласта и подъемника. Важное значение приобретает при этом достоверность коэффициента продуктивности скважины. Если нет точной информации о продуктивности, то любой инженерный расчет становится невозможным и бессмысленным. Это относится к любым расчетам по оптимизации работы скважин и оценке эффективности проводимых геолого-технических мероприятий при добыче нефти.

Решение задачи о выборе фонтанного подъемника сводится к построению графиков зависимости производительности подъемника (дебита скважины) Q и устьевого давления р₂ от забойного давления р_с, т.е. Q =fiPc) ^ИР2= ф(л) . Эти графики строятся при заданных диаметре и длине подъемника по одной из методик, приведенных в работах .

Очевидно, одной из основных характеристик  работы фонтанной скважины является давление на устье, являющееся начальным  давлением при движении добываемой продукции по трубопроводам системы  сбора.

Таким образом, зная значение этого давления, по графикам на оси р2 находим точку р2 = р„. Затем, проведя горизонтальную линию до пересечения с графиком р2(2), находим точку а, соответствующую потребному давлению на устье. Проекция точки а на ось абсцисс определяет соответствующее этому режиму забойное давление рс.

Пересечение вертикали с кривой 1 (точка Ь) дает критический дебит скважины Q^, превышение которого приведет к уменьшению устьевого давления. Таким образом, область режимов фонтанирования скважины, лежащая влево от вертикали, проходящей через точки а и Ъ, нереальная, а область режимов, лежащая вправо от той же вертикали, осуществима, так как при условиях р_с, Q, р₂ пластовая энергия превышает необходимую для подъема жидкости.

Как видно из рассматриваемой схемы, уже при составлении проектов разработки представляется возможным  рассмотреть варианты системы разработки по параметрам работы проектных скважин, таких как Q, р₂, р_с, d,Lvi др.

При достижении определенной степени  обводненности продукции скважин, снижения пластового давления и уменьшения количества газа, поступающего из пласта, пластовая энергия не обеспечивает процесс фонтанирования скважины на заданных режимах. Фонтанирование скважины прекращается. Для подъема жидкости необходимо подавать с дневной поверхности определенное количество энергии.

 

Скважины оборудованные  УЭЦН

Максимальное содержание попутной воды - 99% , Водородный показатель попутной воды - 5,0-8,5 рН, Плотность жидкости - 700-1400 кг/м3 
Максимальная кинематическая вязкость однофазной жидкости, при которой обеспечивается работа насоса без изменения напора и КПД - 1 мм2/сек  
Максимальная массовая концентрация твердых частиц для насосов: 
- обычного исполнения - 0,1 г/л 
- коррозионностойкого исполнения (К) - 0,5 г/л 
- коррозионноизносостойкого исполнения (КИ) - 1,0 г/л  
Максимальное содержание свободного газа па приеме насоса - 25 %  
Максимальная концентрация сероводорода (H2S) для насосов: 
- обычного исполнения - 0,01 г/л 
- коррозионностойкого (К) и коррозионноизносостойкого (КИ) исполнений - 1,25 г/л. Максимальная температура откачиваемой жидкости - 150 °С 
Максимальное гидростатическое давление в зоне подвески установки - 250 кгс/см2

 

 

 

Установка погружного центробежного насоса включает в себя погружное и наземное оборудование. В погружное оборудование входит: электронасосный агрегат, который спускают в скважину под уровень жидкости на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ). Электронасосный агрегат состоит из: электродвигателя с гидрозащитой, газосепаратора, центробежного насоса, а также обратного и сливного клапанов.

К наземному оборудованию относится: электрооборудование установки  и устьевое оборудование скважины (колонная головка и устьевая арматура, обвязанная с выкидной линией). Электрооборудование, в зависимости от схемы токоподвода, включает в себя либо комплектную трансформаторную подстанцию для погружных насосов (КТППН), либо трансформаторную подстанцию (ТП), станцию управления и трансформатор.

Электроэнергия  от трансформатора (или от КТППН) к  погружному электродвигателю подается по кабельной линии, которая состоит из наземного питающего кабеля и основного кабеля с удлинителем. Соединение наземного кабеля с основным кабелем кабельной линии осуществляется в клеммной коробке, которая устанавливается на расстояние 3-5 метров от устья скважины.

          

    Погружное оборудование УЭЦН

Основным видом погружных электродвигателей, служащих для привода центробежных насосов, являются асинхронные маслонаполненные с короткозамкнутыми роторами двигатели, вертикального исполнения, выполненные в стальном корпусе, цилиндрической формы. При частоте тока 50 Гц синхронная частота вращения их вала равна 3000 оборотов в минуту (частота тока 1 Гц соответствует 1 обороту вала двигателя в секунду). Диаметр электродвигателей, определяемый внутренним диаметром эксплуатационной колонны, находится в пределах от 96 до 130 мм.

Основные  параметры двигателя: мощность, ток  и напряжение, зависят от типоразмера  двигателя. В настоящее время  выпускают двигатели с номинальной  мощностью от 8 до 500 кВт, рабочим  током от 18 до 180А и рабочим  напряжением от 300 до 3600 В. Малые диаметры и большие мощности вызывают необходимость увеличивать длину двигателей, которая иногда превышает 20м.

Погружной электродвигатель состоит из статора, ротора, головки и основания. Статор - неподвижная часть двигателя. Корпус статора изготавливается в виде стальной трубы с резьбой на концах для подсоединения головки и основания электродвигателя. Статор состоит из чередующихся между собой магнитных (активных) и немагнитных пакетов, которые запрессованы в корпус. Пакеты собираются из отдельных кольцевых пластин с отверстиями (пазами). Пластины активных пакетов штампуются из электротехнической стали, а немагнитных пакетов из латуни или немагнитной стали. Немагнитные пакеты служат опорами для промежуточных подшипников ротора.

Количество активных пакетов статора  зависит от мощности двигателя, а  немагнитных определяется количеством  промежуточных подшипников ротора. Сборка пакетов имеет сквозные пазы, в которые уложена изолированная  трехфазная протяжная обмотка из специального обмоточного провода. Фазы обмотки соединены в "звезду", а выводные концы обмотки статора соединяются с выводными концами колодки кабельного ввода и изолируются.

Внутри статора размещается  ротор, который представляет собой  набор пакетов, разделенных между  собой промежуточными подшипниками и последовательно надетыми на вал. Вал пустотелый и имеет продольные отверстия диаметром 6-8 мм для циркуляции масла, которым заполнен двигатель. Пакеты ротора собираются из отдельных  кольцевых пластин электротехнической стали, внешний диаметр которых  меньше внутреннего диаметра пластин  статора. В пазы каждого пакета ротора вставлены медные стержни, которые, с обеих сторон пакета, спаиваются с медными кольцами, образуя так  называемое "беличье колесо". Пакеты ротора удерживаются на валу стопорными кольцами.

Передача крутящего момента  от пакетов ротора к валу осуществляется посредством продольной шпонки, которая  укладывается в продольные пазы вала и пакетов ротора. Количество пакетов  ротора соответствует количеству активных пакетов статора. Между пакетами ротора на вал устанавливают подшипники скольжения, которые опираются на немагнитные пакеты ротора. Головка вворачивается в верхнюю часть корпуса статора. В головке располагается узел опорного подшипника, который воспринимает осевые нагрузки от веса ротора и узел токоввода, служащий для питания обмотки статора.

Узел опорного подшипника состоит  из пяты, которая крепится на вал  ротора и подпятника, который устанавливается  в головке. В пяте имеется два  отверстия, которые играют роль турбинки для создания циркуляции масла во внутренней полости двигателя. Подпятник имеет шесть сегментов, между которыми в зону трения подается масло. Узел токоввода содержит электроизоляционную колодку, внутри которой размешены контактные гильзы, связанные с выводами обмотки статора. В основании, расположенном в нижней части электродвигателя, размешается масляный фильтр и нижний подшипник, при помощи которого центруется нижняя часть вала ротора. При использовании двухкорпусной гидрозащиты, в основании дополнительно размешается перепускной клапан, которым обеспечивает сообщение полости электродвигателя с компенсатором.

Для зашиты двигателя oт проникновения в ею полость окружающей пластовой жидкости, для охлаждения обмоток и смазывания подшипников, двигатель заполняется специальным маслом. Циркуляция масла внутри двигателя осуществляется из полости фильтра по внутреннему отверстию в валу, затем масло поступает для смазки радиальных подшипников, откуда попадает в зазop между статором и ротором и возвращается к фильтру.

Циркулирующее внутри двигателя масло передает тепло статору и через железо и корпус статора - омывающей двигатель  пластовой жидкости. Поэтому для  охлаждения двигателя необходимо непрерывное  протекание пластовой жидкости по кольцевому зазору между корпусом электродвигателя и эксплуатационной колонной. И чем  больше будет скорость прохождения  пластовой жидкости, тем лучше  будет осуществляться охлаждение ПЭД.В настоящее время выпускают электродвигатели различных исполнений по теплостойкости для работы в пластовой жидкости с разной рабочей температурой. Теплостойкость ПЭД является основным параметром для эксплуатирующего персонала, поскольку оказывает влияние на режим эксплуатации ПЭД, на режим проведения тепловых обработок, а также на процесс вывода скважины на режим.

 

     Оборудование фонтанных скважин.

Геологические условия нефтяных и  газовых месторождений, из которых  добываются нефть и газ, различны. Они отличаются глубиной залегания  продуктивного пласта, характеристикой  и устойчивостью проходимых горных пород, пластовыми давлениями и температурой, газовым фактором, плотностью нефти, давлением насыщения и другими характеристиками. В зависимости от этих геологических характеристик и особенностей продуктивного пласта применяются различные конструкции скважин. В этих конструкциях обязательными элементами являются короткое направление (5 - 15 м), кондуктор (100 - 500 м) и обсадная - эксплуатационная колонна (до продуктивного горизонта). Однако такая простая одноколонная конструкция употребляется при глубинах порядка до 2000 м с устойчивыми породами, не вызывающими осложнений при бурении и освоении скважины. При сложных геологических условиях, трудностях спуска одной колонны до проектной глубины, осложнениях при бурении, необходимости перекрытия промежуточных горизонтов с большим пластовым давлением, а также по ряду других причин необходимо применять более сложные и дорогостоящие многоколонные конструкции скважин. Например, на скважинах, пробуренных на меловые отложения в Чечено-Ингушетии, залегающие на глубине 5300 - 6000 м, вынуждены применять многоколонные конструкции, состоящие кроме направления и кондуктора из четырех-семи колонн, в том числе с так называемыми хвостовиками, т. е. обсадными колоннами, закрепляющими только вскрытую часть пород ниже башмака последней обсадной колонны. Условия эксплуатации месторождений нефти и газа, а также охрана недр и техника безопасности требуют герметизации и разобщения межтрубных пространств, спуска в скважину НКТ, направления продукции в замерные устройства, регулирования работы скважины, ее кратковременного закрытия для ремонтных работ.