СПОСОБЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

Скважина может использоваться для различных целей, соот­ветственно и называют ее: добывающей — если она служит для извлечения нефти или газа из пласта, нагнетательной — для закачки в пласт жидкости или газа, контрольной — для наблюдения за пластом. Одна и та же скважина в различный пе­риод эксплуатации месторождения может последовательно выпол­нять функции добывающей, нагнетательной или контрольной.

Способ эксплуатации скважин определяет ряд факторов, к ко­торым прежде всего относятся: геологическое строение участка ме­сторождения, на котором она расположена, особенность поверхно­сти, где располагается устье скважины, материальные возможно­сти организации, обслуживающей промысел, и т. п.

Особенности геологического строения и режима работы пласта находят отражение в двух основных показателях — пластовом давлении и дебите скважины. Причем важны не только их перво­начальные значения, но и предполагаемый характер их изменения, поскольку именно они, в первую очередь, предопределяют обору­дование, которое должно быть спущено и смонтировано на поверх­ности для эксплуатации скважины.

 

 

Помимо дебита и пластового давления существенное значение имеют физико-химические свойства пластовой жидкости — ее вязкость, содержание воды, песка, агрессив­ных веществ (сероводорода и угле­кислого газа) и др. Эти характери­стики непрерывно меняются в про­цессе эксплуатации.

В настоящее время для эксплуа­тации скважин применяют две груп­пы способов — фонтанный и меха­низированные.

Рис. 1.4. Схема фонтанного спо­соба эксплуатации скважин: 1 — эксплуатационная колонна; 2 — колонна подъемных труб; 3 — фон­танная арматура

Фонтанный способ (рис. 1,4) эксплуатации может приме­няться в тех случаях, когда энер­гия пласта достаточно для подъема пластовой жидкости от забоя до по­верхности. Фонтанирование скважи­ны может происходить как за счет гидростатического давления пласта, так и за счет энергии газа, раство­ренного в нефти. Гидростатическое

давление может быть природным, или искусственным, создавае­мым за счет нагнетания в пласт жидкости или газа.

Фонтанный способ эксплуатации наиболее выгодный, поскольку не требует ни сложного специального оборудования, спускаемого в скважину,, ни затрат энергии на приведение его в действие. Поэ­тому одной из важнейших задач является обеспечение длительного и бесперебойного фонтанирования скважины при рациональном расходовании пластовой энергии. Работу скважины регулируют за счет изменения ее дебита специальными штуцерами, установ­ленными на устье скважины. Штуцеры бывают регулируемые и нерегулируемые. Первые представляют собой, по существу, иголь­чатый вентиль, величину проходного сечения которого можно изменять, вторые — втулки или диски с отверстиями диаметром 3—15 мм. Детали, взаимодействующие с потоком пластовой жидкости, выполняются из износостойких материалов, твер­дость которых обеспечивает постоянство величин поперечных сечений.

Все остальные способы эксплуатации скважин — механизиро­ванные. Они имеют один общий признак: энергия для подъема пластовой жидкости на поверхность подводится извне и с помощью оборудования, расположенного в скважине, передается жидкости. Так как высота всасывания насоса не превышает 5—8 м, то для подъема жидкости из скважины глубиной в несколько сотен млн тысяч метров насос приходится опускать в скважину и для обес­печения его надежной работы погружать под уровень пластошш жидкости.

П

Рис. 1.5. Схема газлифтного способа эксплуатации:

а — двухрядный подъемник; б — полуторарядный  подъемник; в — однорядный подъем­ник; г — однорядный подъемник с рабочим отверстием; 1 — первый ряд труб; 2 — второй ряд труб; 3 — хвостовая часть первого ряда труб

Существует несколько способов механизированной эксплуата­ции скважин.

Газлифтный способ обеспечивает подъем пластовой жид­кости на поверхность за счет рабочего агента — газа, нагнетаемо­го специальным компрессором в колонну подъемных труб. В ка­честве рабочего агента может использоваться газ — в этом слу­чае способ эксплуатации называется газлифтом — или воздух — эрлифтом. В подавляющем большинстве случаев газ подается в скважину с помощью специальных компрессоров. В тех случаях, когда используют газ, находящийся под давлением в газосодержащем пласте, система называется бескомпрессорным газлифтом. В зависимости от числа рядов труб, спущенных в скважину, их взаимного расположения и назначения различают несколько ос­новных типов конструкций.

Принцип работы газлифта заключается в следующем (рис. 1.5). Если в кольцевое пространство между колонной подъ­емных труб и эксплуатационной колонной нагнетать газ, то после вытеснения жидкости из кольцевого пространства газ в виде пу­зырьков начнет поступать в центральную колонну и двигаться по ней вверх. При этом удельный вес смеси жидкости и газа будет уменьшаться, в результате чего уровень ее начнет подниматься вверх. Изменяя глубину спуска подъемных труб, давление подава­емого газа и его расход, можно обеспечить подъем пластовой жидкости пузырьками газа на поверхность. Поднятию жидкости способствуют также и движущиеся вверх пузырьки газа.

Газ может подаваться не только по кольцевому пространству,

но и по центральной трубе. В этом случае газожидкостная смесь будет подниматься по кольцевому пространству.

Применяют также двухрядные подъемники, в которых газ наг­нетается в кольцевое пространство между двумя рядами колонн подъемных труб, а газожидкостная смесь поднимается по цент­ральной колонне. В зависимости от глубины динамического уровня длина наружного, второго, ряда труб может быть больше внутрен­него, в этом случае подъемник называют полуторарядным.

Для пуска газлифтной скважины необходимо создать давление газа, обеспечивающее снижение уровня жидкости до башмака подъемной колонны. При этом газ будет попадать в колонну, по которой поднимается смесь. Это давление (пусковое) значительно превышает давление, необходимое для установившегося режима работы газлифта. Так, при эксплуатации скважины оно уравно­вешивает столб газированной жидкости с небольшой средней плот­ностью, а при пуске — столб пластовой жидкости большей плот­ности.

Раньше для пуска применяли специальные пусковые компрес­соры высокого давления, которые соединялись со скважинами спе­циальными трубопроводами; в настоящее время используют пус­ковые клапаны, устанавливаемые на колонне подъемных труб для ступенчатого аэрирования столба жидкости.

Клапаны в зависимости от места их установки должны иметь различную настройку. В процессе эксплуатации они нуждаются в периодической регулировке и осмотре, для чего их необходимо извлекать на поверхность.

Часто скважину перед пуском в эксплуатацию фонтанным спо­собом оснащают газлифтным оборудованием, а вместо пусковых клапанов устанавливают их макеты — детали, имеющие размеры клапанов и обеспечивающие герметизацию отверстий, соединяю­щих внутреннюю и наружные полости подъемных труб. После ис­тощения энергии пласта и прекращения фонтанирования макеты заменяют клапанами, а скважину переводят на газлифтную эк­сплуатацию.

Один из самых массовых механизированных способов эксплуа­тации связан с использованием штанговых скважинных насосов (ШСН). При его применении плунжерный насос опускают на ко­лонне подъемных труб под уровень пластовой жидкости и соединя­ют с приводящим его станком-качалкой колонной штанг (рис. 1.6). Насосная установка включает скважинный насос, цилиндр которо­го закреплен на колонне подъемных труб, а плунжер колонной штанг соединен с приводом — балансирным станком-качалкой. Насос снабжен нагнетательным и всасывающим клапанами.

Колонна штанг соединена устьевым штоком, проходящим через устьевой сальник с балансиром станка-качалки. Приводной двига­тель посредством редуктора и кривошипно-шатунного механизма обеспечивает возвратно - качательное движение балансира, а он и свою очередь перемещает колонну штанг, и плунжер скважинного насоса. Пластовая жидкость поднимается по внутренней полости

колонны подъемных труб и через боковой отвод направляется в промысловую сеть.

Принцип работы скважинного насоса следующий. При движе­нии плунжера вверх всасывающий клапан открывается и жидкость поступает в цилиндр насоса. В это же время нагнетательный кла­пан закрыт и жидкость, находящаяся над плунжером, поднимает­ся вверх по трубам. Таким образом, происходит одновременный подъем жидкости, находящейся над плунжером, и заполнение по­лости цилиндра под плунжером. При ходе плунжера вниз нагне­тательный клапан открывается, а всасывающий закрывается и происходит вытеснение пластовой жидкости из пространства под плунжером через нагнетательный клапан в пространство над ним.

В зависимости от способа монтажа различаются два основных типа насоса — трубные (невставные) и вставные.

В невставных насосах цилиндр и плунжер опускают в 14

скважину раздельно: сначала цилиндр на колонне подъемных труб, а потом плунжер с клапанами на колонне штанг.

Вставные насосы спускают в скважину в собранном виде на колонне штанг и закрепляют на колонне труб с помощью спе­циального замка.

Существует множество конструкций штанговых скважинных насосов, отличающихся выполнениями плунжера, цилиндра, чис­лом и типами клапанов, способами их извлечения и т. п.

Привод скважинного насоса — балансирный станок-качалку монтируют на специальном массивном фундаменте. Он состоит из следующих основных узлов: рамы со стойкой, балансира с голов­кой, редуктора с двумя кривошипами, шатунами и траверсой. Для обеспечения равномерной загрузки двигателя и уменьшения его мощности станок-качалку уравновешивают грузами, устанавливае­мыми на балансире, кривошипах или и одновременно тут и там. Необходимость уравновешивания установки обусловлена тем, что при ходе вверх двигатель должен обеспечить подъем колонны штанг и столба жидкости, находящейся над плунжером скважин­ного насоса, т. е. совершить полезную работу и передать колонне штанг значительную потенциальную энергию при ее подъеме. Ес­ли не уравновесить установку грузами, то при ходе штанг вниз накопленная ими потенциальная энергия перейдет в теплоту и пропадет безвозвратно. Массу грузов подбирают таким образом, чтобы, например, работа, затрачиваемая двигателем при ходе штанг вверх и вниз, была постоянной.

При работе штанговой скважинной насосной установки в особо сложных условиях находятся элементы внутрискважинного обору­дования — штанги, насос и подъемные трубы. Колонна штанг, пе­редающая усилие от станка-качалки к плунжеру скважинного на­соса, подвергается переменным по величине растягивающим усили­ям в верхней части, а в нижней — то растягивающим, то сжимаю­щим. В процессе работы на нее воздействуют агрессивные вещест­ва (сероводород, углекислый газ), вызывающие ее коррозию, пе­сок, выносимый пластовой жидкостью.

Особенностью работы металлических деталей, подвергаемых изменяющимся во времени нагрузкам, является их разрушение при определенном числе циклов нагружения. В том случае, если детали находятся в пластовой жидкости, предельное число циклов нагру­жения резко уменьшается по сравнению с аналогичным при рабо­те на воздухе. Учитывая эту особенность, целесообразно эксплуа­тировать скважинные насосы при возможно большей длине хода штанг, так как это позволяет пропорционально уменьшить число нагружений и тем самым продлить срок их службы при условии сохранения необходимой подачи скважинного насоса. Так, напри­мер, увеличение длины хода штанг в 2 раза позволяет увеличить срок службы колонны штанг примерно в 2 раза.

Подъемные трубы подвергаются воздействию пластовой жидко­сти, находящейся в них, там же располагается колонна штанг, соприкасающихся с трубами в местах, где ствол скважины невер-

тикален. Наружная поверхность насосно-компрессорных труб (НКТ) соприкасается с внутренней поверхностью эксплуатацион­ной колонны. Так как в процессе работы скважинного насоса уси­лие, обусловленное весом столба пластовой жидкости, расположен­ной над плунжером, действует то на штанги (при ходе плунжера вверх), то на трубы (при ходе его вниз), то и колонны штанг и труб в течение двойного хода то сокращаются, то удлиняются. Эти удлинения в зависимости от диаметра плунжера насоса, попереч­ных сечений штанг и труб могут изменяться в широких пределах. Для скважин глубиной 1000—1500 м они составляют для штанг десятки сантиметров, для труб — единицы. Удлинения максималь­ны для нижнего конца труб и убывают по мере приближения к его верхнему, неподвижно закрепленному концу.

Таким образом, несмотря на то, что колонна подъемных труб неподвижно закреплена в зоне устья, ее нижняя часть при каждом двойном ходе плунжера перемещается вверх и вниз на несколько сантиметров. При этом в местах соприкосновения истирается и наружная поверхность колонны подъемных труб, и внутренняя по­верхность эксплуатационной колонны.

В скважинном насосе к наиболее изнашивающимся деталям относятся плунжер и цилиндр. Они истираются в результате тре­ния и попадания в зазор между ними песчинок. Иногда в резуль­тате попадания песка в зазор может произойти заклинивание и для возобновления работы насос необходимо поднять на поверх­ность. Для предотвращения попадания песка в насос применяют песочные якори, устанавливаемые перед всасывающим клапаном.

Нагнетательные и всасывающие клапаны в процессе работы насоса изнашиваются в результате соударения шарика с его сед­лом и промывания пластовой жидкостью. Увеличению их долго­вечности, так же как и штанг, способствует уменьшение числа двойных ходов штанг путем увеличения длины хода.

Таким образом, правильный выбор параметров работы обору­дования, прежде всего длины хода штанг, может увеличить меж­ремонтный период работы установки.

Для приведения в действие бесштанговых скважинных насосов используют электрические или гидравлические двигатели, располагаемые в скважине в непосредственной близо­сти от них. В нашей стране широко используют установки, в кото­рых погруженный в пластовую жидкость электродвигатель приво­дит в действие многоступенчатый центробежный или винтовой на­сос.

Установка погружного центробежного электронасоса (УЭЦН) (рис. 1.7) состоит из погружного насосного агрегата, включающего электродвигатель, протектор и многоступенчатый насос, спущен­ный в скважину на колонне подъемных труб, закрепленных на устье скважины. Электродвигатель соединен кабелем со станцией управления и автотрансформатором, расположенными на поверх­ности у устья скважины. Часть неиспользованного кабеля наматы­вают на барабан, установленный у устья скважины.

16

Пластовая жидкость, поступающая из пласта в эксплуатацион­ную колонну, обтекает двигатель, протектор и через боковой вход поступает в насос, из которого по подъемным трубам поднимается на поверхность и через устьевую арматуру отводится в промысло­вую сеть.

На выходе насоса устанавливают обратный клапан для предот­вращения обратного течения жидкости в подъемных трубах при остановке двигателя и спускной клапан для слива жидкости п.ч труб перед подъемом их из скважины.

17

 

Электродвигатель установки изготавливают, в специальном ис­полнении, предотвращающем попадание пластовой жидкости в его внутреннюю полость. Для этого ее заполняют маловязким маслом. В электродвигателе предусмотрены устройства для обеспечения фильтрации масла и циркуляции его внутри корпуса.

Протектор для защиты двигателя от воздействия окружающей его пластовой жидкости имеет запас масла для смазки подшип­ников двигателя и насоса.

Погружной насос состоит из большого числа ступеней — рабо­чих колес и направляющих аппаратов,— расположенных внутри корпуса. Подобная конструкция обусловлена тем, что одна ступень центробежного насоса создает небольшой напор, а последователь­ное их соединение позволяет получить необходимое давление.

Нагнетательные скважины (рис. 1.8) служат для за­качки в продуктивный пласт жидкости или газа для поддержа­ния пластового давления на необходимом уровне. Наиболее часто закачивают воду. Существует несколько вариантов компоновки внутрискважинного оборудования, определяемых в основном рас­положением источника закачиваемой воды.

Нагнетаемую в пласт воду, откачивают из специальных неглу­боких скважин, пробуриваемых под руслами рек, непосредственно из рек, озер или морей. В этих случаях ее предварительно очища­ют, после чего специальными многоступенчатыми центробежными насосами по трубопроводам направляют в нагнетательные сква­жины. В скважины спускают колонну труб, нижний торец кото­рых— башмак располагают чуть выше пласта, куда закачивают воду. Для предохранения эксплуатационной колонны от действия давления закачиваемой жидкости в нижней части колонны уста­навливают специальное уплотнение — пакер.

Если геологическое строение таково, что на территории промыс­ла имеются мощные водоносные горизонты, то воду берут из расположенных поблизости скважин, а иногда и из выше- или нижележащих водоносных пластов той же нагнетательной сква­жины.

В таком случае для закачивания жидкости в пласт в скважину спускают центробежный электронасос, устанавливают пакеры и другое необходимое оборудование.

ПОДЗЕМНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН

Каждый из перечисленных выше способов эксплуатации не обеспечивает непрерывного функционирования скважины в тече­ние всего периода его применения. Это обусловлено следующими причинами. Во-первых, внутрискважинное оборудование, предназ­наченное для подъема продукции пласта, закачки в него жидкости или газа нуждается в периодическом ремонте. Для его выполне­ния необходимо прекратить эксплуатацию скважины, поднять на поверхность оборудование и спустить в скважину новое или отре-

18

монтированное. Во-вторых, в процессе вытеснения пластовой жидкости или газа из пласта изменяются его свойства; размеры пор и трещин, по которым течет пластовая жидкость, уменьшаются из-за отложения на стенках различных веществ, выделяющихся из нефти, или даже совсем закупориваются. Для дальнейшей эксплу­атации скважины в таких случаях необходимо воздействовать на часть пласта, прилегающую к забою скважины, для его очистки от отложений и улучшения притока пластовой жидкости, увеличе­ния размера пор и трещин. В третьих, технология разработки мес­торождения может потребовать прекращения эксплуатации како­го-либо пласта или группы пластов, ввести в эксплуатацию новые и т. п. Для этого бывает необходимо изолировать отдельные плас­ты, обеспечить приток из неэксплуатировавшихся ранее пластов или же углубить скважину, забурить второй ствол.

Работы, связанные с выполнением операций по воздействию на оборудование, находящееся в скважине, скважину или прилежа­щие к ней участки пластов, называются подземным ремонтом скважин. Его принято подразделять на текущий и капитальный.

В зависимости от причин, предопределяющих проведение те­кущего ремонта, его подразделяют на:

предупредительный (или профилактический)—ремонт, который проводится в соответствии с заранее составленным графиком. Его основная цель -— поддержание режима эксплуатации скважины на заданном уровне — прежде всего это обеспечение требуемого деби­та;

вынужденный (или восстановительный)—ремонт, вызванный непредвиденными изменениями режима или вообще прекращением эксплуатации скважины;

технологические работы выполняют при введении в эксплуа­тацию новых скважин после бурения или капитального ремонта, необходимости изменения режима их работы и т. п.

Текущий подземный ремонт — комплекс работ по ис­правлению или изменению режима работы внутрискважинного и устьевого оборудования, поддержания скважины в работоспособ­ном состоянии. К нему, в частности, относятся работы по устране­нию нарушений или замене оборудования, расположенного в сква­жине.

Капитальный ремонт скважины — комплекс работ по восстановлению ее работоспособного состояния. К нему отно­сятся ремонт обсадной колонны и воздействия на призабойную зону и прилегающие к скважине участки пластов.

Характер операций, выполняемых при подземном ремонте, за­висит от способа эксплуатации, поскольку он определяет приме­няемое внутрискважинное оборудование. Последовательность спо­собов эксплуатации, как правило, следующая: фонтанная эксплуа­тация, перевод на какой-либо механизированный способ добычи —газлифт, ШСН, ЭЦН.

Рассмотрим основные причины, вызывающие текущий подзем­ный ремонт, при различных способах эксплуатации скважин.

19

Фонтанная эксплуатация

После окончания бурения скважину оборудуют фонтанной ар­матурой для удержания колонны подъемных труб и соединения ее внутренней полости и кольцевого пространства с выкидными линиями. На колонне подъемных труб при необходимости уста­навливают пакер, якорь и клапан-отсекатель.

Пуск в эксплуатацию проводят заменой глинистого раствора или воды, заполняющих скважину, на более легкую жидкость — воду или нефть. Удельный вес жидкости уменьшают также ее аэрацией — продувкой скважины сжатым воздухом — или заме­ной ее на газожидкостную смесь.

При фонтанной эксплуатации пластовая жидкость, как прави­ло, поднимается не по всему сечению эксплуатационной колонны, а по колонне подъемных труб. Применение специальной колонны,

обусловлено:

1) облегчением работ по освоению скважины;

2) более эффективным использованием энергии газа, растворен­ного в пластовой жидкости и выделяющегося в виде пузырьков
яри ее подъеме по колонне;

3) стремлением увеличить скорость движения продукции сква­жины по подъемным трубам и обеспечить вынос песка, поступаю­щего из пласта на поверхность;

4) необходимостью обеспечения такого режима течения, при
котором осаждение парафина на стенках труб минимальное.

Необходимость выполнения этих требований обусловлена осо­бенностями процесса подъема пластовой жидкости на поверх­ность — она содержит в себе нефть, минерализованную воду, па­рафин, песок и газ. При высокой температуре в пластовых услови­ях парафин растворен в нефти. По мере подъема пластовой жид­кости гидростатическое давление уменьшается, растворенный газ начинает выделяться в виде пузырьков, которые постепенно рас­ширяются. При расширении газа его температура уменьшается, что приводит к охлаждению всей смеси. В результате понижения температуры растворенный парафин начинает кристаллизовать­ся — из жидкого состояния он переходит в твердое. Мельчайшие кристаллики парафина находятся во взвешенном состоянии и по пути движения жидкости осаждаются на внутренней поверхности колонны подъемных труб. На слое парафина закрепляются пес­чинки, и постепенно толщина слоя увеличивается.

Понижение температуры пластовой жидкости тем больше, чем выше она поднимается. В основном отложения парафина наблюда­ются в верхней части подъемных труб на расстоянии до 400 м от устья скважины; как правило, толщина отложений достигает мак­симума на глубине 50—200 м.

Через некоторое время после пуска в эксплуатацию фонтанной скважины в результате отложения парафина и песка в колонне подъемных труб могут образоваться пробки, а течение жидкости может прекратиться.

20

Пробки представляют собой смесь песка, выносимого из про­дуктивного пласта, окалины, образующейся при взаимодействии аг­рессивных составляющих пластовой жидкости с металлом труб, парафина, смол и других веществ, находящихся в пластовой жид­кости. Пробки бывают забойные или патронные. Забойные — пред­ставляют собой сплошной столб песка, патронные — перемежаю­щиеся столбы песка, жидкости и газа. Пробка, находящаяся в ко­лонне труб длительное время, может уплотняться, образовать прочную корку. Ликвидировать ее достаточно сложно.

Помимо профилактических мер по предотвращению образова­ния пробок — использования труб со специальным внутренним по­крытием, применения специальных химических добавок и т. п.— приходится периодически прекращать эксплуатацию скважины и проводить подземный ремонт. Удаление пробок проводят несколь­кими способами; не извлекая труб из скважины (и не прекращая ее эксплуатации), с помощью специальных приспособлений — скребков-желонок, промывкой различными жидкостями, продувкой воздухом и т. п. Пробки можно удалить и на поверхности после извлечения колонны труб и ее пропаривания.

Газлифтная эксплуатация

При газлифтном способе эксплуатации скважин к работам, свя­занным с поддержанием в работоспособном состоянии колонны подъемных труб, добавляются еще и операции по замене или ус­тановке пусковых клапанов. Их можно проводить, либо подняв всю колонну труб, на которой они смонтированы, либо без подъе­ма труб с помощью специального инструмента, опускаемого на канате и позволяющего устанавливать клапаны в эксцентрично расположенные гнезда. Второй способ более прогрессивный, по­скольку снижает трудоемкость работ и ускоряет их проведение.

⇐ Предыдущая12345678910Следующая ⇒

Поделиться: