Деятельность территориально-производственного предприятия "Когалымнефтегаз"

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Характеристика Южно-Ягунского месторождения

2. Конструкция скважин и их забоев, способы освоения скважин

3. Эксплуатация фонтанных и газлифтных скважин

4. Эксплуатация скважин, оборудованных скважинными штанговыми насосными установками (ШСНУ)

5. Эксплуатация скважин, оборудованных электроцентробежными погружными насосными установками (ЭЦНУ)

6. Эксплуатация скважин малораспространенными насосными установками

7. Гидродинамические и промыслово-геофизические методы исследования скважин и пластов

8. Способы воздействия на призабойную зону скважин

9. Подземный текущий и капитальный ремонт скважин

10. Организационная структура Ц-3 (Я)

Заключение

Список использованной литературы

Приложения



Введение

месторождение скважина пласт призабойный

Моя практика проходила на Южно-Ягунском месторождении в цехе добычи нефти и газа-3 ТПП "Когалымнефтегаз".

Цель моей первой производственной практики - это непосредственно на производстве ознакомиться с производственной деятельностью нефтедобывающего предприятия, одновременно углубляя теоретические знания, полученные в институте. По возможности перенять опыт квалифицированных специалистов по добыче нефти и газа, таких, как инженеры-технологи, геологи и мастера и операторы по добыче нефти и газа.

В разрезе Южно - Ягунского месторождения выделяется три продуктивных горизонта: в отложениях верхней юры - пласт ЮС1 и в нескольких осадках - горизонты БС11 и БС10. Кроме того, признаки нефтенасыщенности установлены в песчаниках акчимовской толщи. Основные запасы сосредоточены в горизонтах БС11 и БС10.

Месторождение открыто в 1978г. Цех добычи нефти и газа №3 Южно-Ягунского месторождения был основан в 1985году. Цех находится в 33 км севернее города Когалыма и разрабатывает участок Южно-Ягунского месторождения, представляющего собой центральную часть. Основными объектами разработки являются нефтеносные горизонты БС10/1+2, БС11/1+2, ЮС-1, в которых сосредоточено до 90% запасов месторождения.

В ЦДНГ-3 для добычи нефти используются 22 кустовые площадки, на которых находятся 233 нефтяные скважины (УЭЦН = 194, УШГН = 39), 153 нагнетательные скв. (ППД), 3 работающие водозаборные скв., 28 пьезометрических скв., 58 скв. в консервации.

Отличительной особенностью цеха от других цехов на этом месторождении является то, что здесь находятся также 2 кустовые площадки и 2 разведовательные скважины, закрепленные и обслуживаемые организацией "Лукойл-АИК" (Восточный купол). Также на территории цеха имеются такие важные объекты, как ДНС-3, КНС-3, РММ, АБК.

В цехе работают такие высококвалифицированные и дипломированные специалисты, как начальник цеха, зам.начальника по производству, зам.начальника по геологии, ведущий инженер-технолог, инженер-технолог 2 категории, геолог 2 категории, мастер ДНС и КНС, мастер по добыче нефти, газа и конденсата, механик цеха добычи, а также аварийно-восстановительные бригады и диспетчерская служба.

Месторождение по своим запасам нефти относится к разряду крупных. Запасы Южно-Ягунского месторождения являются высокопродуктивными, с обширными водонефтяными зонами. Выработка запасов идёт высокими темпами. Большая часть запасов уже отобрано и в настоящее время ведётся выработка запасов в заводнённой части залежей.

В гидрогеологическом отношении Южно-Ягунское месторождение приурочено к западно-сибирскому артезианскому бассейну, одного из наиболее крупных аккумуляторов подземных вод планеты.

Важным аспектом в добыче нефти в цехе добычи№3 является охрана труда, противопожарная безопасность и экологичность всех процессов, протекающих на производстве, а также соблюдение дисциплины и повышение уровня знаний рабочего персонала.

Перед прохождением практики мастером по добыче нефти и газа мне были выданы СИЗ и проведен первичный инструктаж по технике безопасности и поведении на производстве.

Производственная практика была необходима мне для углубления и закрепления знаний, полученных в учебном процессе в университете, а также для приобретения навыков самостоятельной работы в области нефтегазодобывающей отрасли.



1. Характеристика Южно-Ягунского нефтяного месторождения

В орогидрографическом отношении поверхность территории месторождения представляет собой слабопересеченную, сильно заболоченную равнину. Гидрографическая сеть представлена реками Ингу-Ягун, Кирилл-Высьягун, а также множеством мелких речек и ручьев. Реки спокойные, равнинные, со скоростью течения 0,3-0,8 м/сек на плесах и 0,8-1,2м/сек на перетоках. Характерна извилистость русла, наличие большого числа притоков, рукавов и песчаных кос. Реки мелководны, глубина их в наиболее сухое летнее время не превышает 0,5м. Во время паводков уровень воды поднимается до 2,5-5м.

Климат района резко континентальный. Средняя температура в январе составляет -23 град.С, минимальная -55град.С. Высота снежного покрова в среднем 1,0м, в пониженных участках до 1,5м. Глубина промерзания грунтов 1,0-1,5м. Средняя температура в июле +16град.С, максимальная +34 град.С. Среднегодовое количество осадков 500-550мм, из которых максимальное количество (400мм) выпадает в теплый период с апреля по октябрь. Количество дней с осадками- 190 в году.

Уровень грунтовых вод колеблется от 0,6 м (на болотах) до 10-15 м (на водоразделах).

Почвообразующими породами являются болотные и неоднородные, преимущественно песчано-супесчаные, осадки.

Район находится в зоне разобщенного залегания реликтовой мерзлоты. Реликтовая мерзлота залегает на глубине от 110 м до 290 м в виде сегментов, разобщенных сквозными тальниками в долинах больших рек и под крупными озерами.

Открытию многочисленных в Западной Сибири месторождений предшествовали многолетние геолого-геофизические исследования территории. До 1947 года они носили чисто описательный характер.

При анализе разработки месторождений Когалымского региона выявлены следующие основные геолого-промысловые особенности определяющие полноту выработки запасов нефти:

залежи нефти характеризуются высокой зональной и послойной неоднородностью пластов, приводящей к преимущественной выработке их высокопроницаемых зон и участков;

имеется большой процент трудноизвлекаемых запасов нефти, приуроченным к низкопроницаемым (менее 50 мД) и недонасыщенным коллекторам;

высокая неравномерность выработки пластов заводнением приводит к формированию групп активных и трудноизвлекаемых запасов, что обусловливает различную эффективность применения методов воздействия на нефтяные пласты.

Коллекторские свойства наиболее нефтеносных пластов БС10 и БС11 колеблются в широких пределах - пористость от 16 до 24,8 % (средняя 21-22 %), проницаемость от 0,002 до 0,086 мкм. кв. Коллекторы отличаются высокоудерживающей способностью, развитой удельной поверхностью порового пространства, высокой дисперсностью глинистого материала.

Свойства и состав нефти, газа

	ЮС11	БС112	БС111	БС102	БС101
, г/см3(пласт.нефти)		0,746-0,771	0,768-0,783	0,796-0,801	0,788
, г/см3(сепар.нефти)	0,826-0,841	0,830-0,837	0,838-0,845	0,854-0,862	0,851
, г/см3(в поверх.усл.)		0,836-0,868	0,849-0,869	0,858-0,876	0,865-0,880
при 200С,мПа*с	3,36-5,33	5,21-18,33	8,34-14,79	9,64-16,79	12,66-23,42
,мПа*с(пласт.неф.)		0,74-1,08			1,35
Г.фактор, м3/т		68,98-87,74	48,88-52,64	48,52-57,1	56,4
b (объёмн.коэф-т)		1,151-1,206	1,129-1,144	1,123-1,128	1,133
Усадка, %		13,1-17,1	11,4-12,56	10,9-11,34	11,74
Рнасыщения, мПа		10,17-12,16	8,3-8,6	9,73-10,65	10,42
S, %	0,33-0,58	0,43-1,15	0,60-0,88	0,74-0,98	0,48-1,02
Парафины, %	1,67-3,4	1,55-3,08	1,73-2,95	1,91-2,46	1,23-2,92
Смолы, %	2,57-4,04
Асфальтены, %	0,3-0,68	0,6-2,79
Состав растворён.газа	(устьевые	пробы)
CH4, %		62,13-91,14	83,391-89,929	74,5-88,598	72,18-92,32
С2Н6, %		0,44-8,74	2,391-7,805	1,976-5,428	1,87-5,72
С3Н8, %		0,141-17,307	1,633-4,963	1,410-8,393	0,952-7,979
i-С4Н10, %			0,186-0,383	0,279-2,36	0,114-2,525
С4Н10, %			0,316-0,620	0,469-3,449	0,315-4,233
СО2, %		0,045-0,793	0,191-0,359	0,198-1,019	0,035-1,081
N, %		1,575-8,050	2,045-5,283	2,593-6,266	2,18-9,72
Гелий, %			0,011-0,061	0,07-0,05	0-0,07

Несовершенство геометрии фильтрационных потоков, зональная неоднородность и аномальные свойства нефти (содержание асфальтенов, смол) ответственны за формирование застойных зон нефти.

Свойства и ионный состав пластовой воды.

Наименование	Диапазон изменения
	ЮС11	БС112	БС111	БС102	БС101
Кол-во исследов.скважин	3	8	4	2	5
Вязкость,мПА*с	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5
Общая минерализация,г/л	21,5-29,8	18,8-22,6	19,5-21,1	21,0-21,3	15,8-23,6
Плотность,г/см3	1,015-1,021	1,013-1,016	1,013-1,015	1,015	1,013-1,017
Cl- -, __мг*л__ мг*экв/л	12056-17110	10638-12766	11064-12057	12056	10993-13475
SO4-, __мг*л__ мг*экв/л	-	-	-	-	-
НСО3, __мг*л__ мг*экв/л	854-1220	976-1257	976	915-1086	952-1220
Са, __мг*л__ мг*экв/л	200-400	348-524	368-500	388-512	390-532
Mg, __мг*л__ мг*экв/л	18-70	29-44	36-44	27-39	36-79
Na , __мг*л__ мг*экв/л	8015-11209	6610-8172	6923-7696	7503-7729	7037-8466

Согласно "обязательного комплекса исследований" скважин проводятся исследования фонда скважин. Весь добывающий фонд оборудован телемеханикой для контроля за дебитом добываемой жидкости, контроля за состоянием фонда, контроля параметров работы ГНО. Для контроля за объемом закачиваемой воды по скважинам весь фонд нагнетательных скважин оборудован счетчиками СВУ. Контроль за объемом закачиваемой воды также осуществляется и по направлениям КНС. Продолжается внедрение методов нефтеотдачи пластов. В связи с высокой обводненностью в добываемой продукции наибольшую эффективность имеют гидродинамические и химические методы увеличения нефтеотдачи пластов. Применяются такие геолого-технологические мероприятия, как оптимизация режимов работающих добывающих скважин, реперфорация, ОПЗ и др. При росте объёмов добываемой жидкости наблюдается также рост темпа обводнения, связанный с вводом большого количества восстановленных из консервации и бездействия прошлых лет скважин с достаточно высокой обводнённостью.

В целом полученные данные позволяют сделать вывод о том, что вниз по разрезу нефть становится легче, с соответственным уменьшением вязкости, содержания асфальтенов, смол силикагелевых, серы и увеличением растворенного газа в нефти. Количество легких углеводородов СН4-С5Н12, растворенных в разгазированных нефтях, составляет 10-15%. Содержание азота, диоксида углерода и других неуглеводородных компонентов в газе незначительное и, как правило, в сумме не превышает 2,5% объемных. Молярная концентрация гелия в растворенном нефтяном газе относительно низкая, что характерно для района в целом.

2. Конструкция скважин и их забоев, способы освоения скважин

Бурение - это процесс сооружения скважины путем разрушения горных пород. Скважиной (рисунок 1) называют горную выработку круглого сечения, сооружаемую без доступа в нее людей, у которой длина во много раз больше диаметра.

Верхняя часть скважины называется устьем, дно - забоем, боковая поверхность - стенкой, а пространство, ограниченное стенкой - стволом скважины. Длина скважины - это расстояние от устья до забоя по оси ствола, а глубина - проекция длины на вертикальную ось. Длина и глубина численно равны только для вертикальных скважин. Однако они не совпадают у наклонных и искривленных скважин.

Начальный участок скважин называют направлением. Поскольку устье скважины лежит в зоне легкоразмываемых пород его необходимо укреплять. В связи с этим направление выполняют следующим образом. Сначала бурят шурф - колодец до глубины залегания устойчивых горных пород (4...8 м). Затем в него устанавливают трубу необходимой длины и диаметра, а пространство между стенками шурфа и трубой заполняют бутовым камнем и заливают цементным раствором.

Для извлечения из пластов жидких и газообразных полезных ископаемых существуют различные методы вскрытия и оборудования забоя. В большинстве случаев в нижней зацементированной части эксплуатационной колонны, находящейся в продуктивном пласте, простреливают (перфорируют) ряд отверстий в стенке обсадных труб и цементной оболочке. В устойчивых породах призабойную зону скважины оборудуют различного типа фильтрами и не цементируют или обсадную колонну спускают до кровли продуктивного пласта, а его разбуривание и эксплуатацию производят без крепления ствола скважины. Устье в зависимости от её назначения оборудуют арматурой (колонная головка, задвижки, крестовина и др.).

Создание рациональной конструкции забоя скважин предусматривает сочетание элементов крепи скважины в интервале продуктивного пласта, обеспечивающих устойчивость ствола, разобщение пластов, проведение технико-технологических воздействий на пласт, ремонтно-изоляционные и геофизические работы, а также длительную эксплуатацию скважин при оптимальном дебите. Иными словами, в понятие конструкции забоя скважины входит набор технико-технологических решений по оборудованию забоя и призабойной зоны скважин, обеспечивающих связь с пластом, при которых скважина будет работать с оптимальным (или максимальным) дебитом, а ПЗП, не разрушаясь (или при минимальном разрушении), позволяла бы работать длительное время без ремонта.

Определяющими факторами при выборе конструкции забоя и ее параметров являются тип и степень однородности продуктивного пласта, его проницаемость, устойчивость пород ПЗП, способ эксплуатации объекта, тип коллектора, механические свойства пород продуктивного пласта и условия его залегания а также наличие или отсутствие близко расположенных по отношению к коллектору горизонтов с высоким или низким давлением водонефтяного контакта или газовой шапки.

Поскольку конструкцию забоев нефтяных и газовых скважин выбирают с учетом литологических и физических свойств продуктивных пластов и местоположения скважины на залежи, то к примеру, на антиклинальной складке (рис. 2) скв. 2 не должна вскрыть пласт до подошвы, так как при этом ее забой будет находиться в обводненной части залежи. При бурении нагнетательной скв. 1, предназначенной для закачки воды в законтурную часть залежи, пласт следует вскрывать на всю его мощность, чтобы добиться высокой поглотительной способности. Если в подошве пласта не содержится вода, целесообразно вскрывать пласт в нефтяной части залежи на всю его мощность. При этом скважину заканчивают несколько ниже продуктивного пласта (скв. 3) и устраивают колодец (зумпф), в котором скапливаются породы, обваливающиеся со стенок скважин, песок, поступающий из пласта. Если скважина вскрыла газовую шапку (скв. 4), забой ее следует оборудовать так, чтобы притекающая нефть не увлекала газ из газовой шапки.

При выборе конструкции забоя целью является устойчивость ствола, возможность разобщения напорных горизонтов, проведения технико-технологических воздействий на пласт, обеспечение длительной эксплуатации скважины с оптимальным дебитом. Поэтому вопросы совершенствования и выбора конструкций забоя были и остаются актуальными.

Способы освоения скважин

После завершения подземного ремонта подъёмный агрегат демонтируют и приступают к освоению скважины. Фонтанные и компрессорные скважины осваивают методом снижения забойного давления, а глубинно - насосные пуском в работу насоса.

В основе применения всех способов вызова притока лежит принцип снижения давления на забое скважины ниже пластового, а также создание такой минимальной величины депрессии, при которой начинается приток из пласта в скважину. В этом и заключается сущность вызова притока.

Приступать к освоению скважины следует после спуска в нее колонны НКТ и другого необходимого оборудования, установки оборудования устьевого (устьевой арматуры) и соответствующей обвязки устьевой арматуры. Нижний конец (башмак) колонны НКТ в зависимости от конкретных условий может быть установлен в пределах интервала перфорации, а также выше или ниже последнего.

Вызов притока поршневанием.

Способ заключается в понижении уровня в скважине при помощи сваба. Сваб - это поршень, снабженный резиновыми манжетами и спускаемый и извлекаемый из скважины на тонком стальном канате. Конструкция сваба может включать обратный клапан. Скважина должна быть оборудована колонной НКТ и устьевой арматурой. Одна из конструкций сваба приведена на рис. 3.

Глубина погружения сваба под уровень жидкости зависит от прочности каната, и обычно не превышает 300 метров. Достоинство поршневания - возможность плавного снижения уровня. Основные недостатки способа во многом аналогичны применению желонки.

Тартание.

Технология способа заключается в многократном спуске в скважину желонки. Желонка - это длинный цилиндр ограниченного диаметра с тарельчатым клапаном в нижней донной части и скобой сверху. К скобе крепится канат. Спускоподъемные операции осуществляются с помощью лебедки или какого-либо другого оборудования. Длина желонки может достигать 15 метров, а наружный диаметр не должен превышать 70 % внутреннего диаметра обсадной колонны. Дальнейшее увеличение диаметра желонки приводит к резкому увеличению гидравлических сопротивлений при спускоподъемных операциях. Тартание следует применять в скважинах, из которых не ожидается фонтанирования, поскольку скважины не имеют колонны НКТ и устьевой арматуры.

Назначение тартания - понижение уровня столба раствора в скважине с одновременным очищением скважины от загрязняющего материала (осевшая порода, глинистый и цементный растворы и т.п.). Пустая желонка на канате опускается на забой. При упоре штока клапана о дно скважины, где скопился загрязняющий материал, клапан открывается, и происходит интенсивное всасывание в желонку раствора (жидкости) вместе с загрязняющим материалом. Возможность удаления из скважины загрязняющего материала - основное достоинство тартания. Тартанием можно не только осваивать скважины, но и эксплуатировать их механизированным способом. На протяжении десятков лет этим способом добывалась нефть из скважин в XIX и XX веках.

Тартание является малопроизводительным трудоемким способом, характеризующимся низким коэффициентом полезного действия и относительно высокими энергетическими затратами. Интенсивному износу подвергаются канат, обсадная колонна и собственно желонка. У устья скважины должна находиться специальная емкость, в которую при каждом подъеме сливается содержимое поднятой из скважины желонки. Применяться тартание может в неглубоких скважинах, когда пластовое давление существенно меньше гидростатического. В скважинах с наличием сероводорода применение желонки не допускается.

Последовательная замена скважинного раствора на рабочие агенты меньшей плотности

В принципе последовательную замену можно назвать промывкой скважин, но с той особенностью, что закачиваемый рабочий агент для промывки должен иметь плотность меньшую, чем среда, заполняющая скважину. Последовательная замена является самым распространенным способом вызова притока благодаря своей универсальности и возможности применения в случае, когда пласт сложен плохо сцементированными породами. Технология способа заключается в следующем.

Операция по вызову притока осуществляется или в скважинах, завершенных бурением, или в скважинах, завершенных ремонтом. В первом случае скважины, как правило, заполнены буровым раствором с плотностью, величина которой регламентируется правилами безопасности. Во втором случае скважина, как правило, заполнена или буровым раствором, или специально приготовленным раствором. Это обычно водный раствор определенной минерализации с добавками поверхностно-активных веществ. В обоих случаях пласт должен находиться под репрессией, величина которой регламентируется правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности. Число скважин, имеющих забойный клапан-отсекатель и не нуждающихся в задавке при ремонтных работах, сравнительно мало.

Закачку жидких агентов при вызове притока следует вести через затрубное пространство с помощью насосных агрегатов. Можно также использовать цементировочные агрегаты и буровые насосы. Жидкие агенты обычно доставляются на скважину автоцистернами. То, что вытесняется из скважины, необходимо собирать в емкости с целью или повторного использования, или захоронения, или обезвреживания. В скважине и в призабойной зоне пласта находится много твердых частиц. Никогда не известно, при каком значении забойного давления начнется приток из пласта в скважину. Поэтому применение технологии выпуска из скважины ее содержимого через колонну НКТ обеспечит большую надежность и безопасность ведения работ.

Применение пенных систем при освоении скважин

При освоении скважин могут применяться как однокомпонентные, так и многокомпонентные двухфазные пены. Даже простейшая пенная система обладает вязкопластичными и упругими свойствами, которые способны оказывать положительное влияние на результативность процесса вызова притока из пласта в скважину.

Применение пенных систем предотвращает проникновение в призабойную зону дополнительного количества фильтрата, а также может обеспечить полную очистку призабойной зоны от глинистых частиц и воды, проникших в пласт в процессе его вскрытия бурением и перфорацией. С целью предотвращения проникновения дополнительного количества фильтрата вызов притока следует осуществлять заменой скважинной жидкости однокомпонентной двухфазной пеной с малой степенью аэрации при прямой схеме циркуляции. После полной замены скважинной жидкости пеной необходимо приступить к закачке в скважину пены с меньшей плотностью, но уже по кольцевой схеме циркуляции, т.е. новые порции пены меньшей плотности направлять в скважину через затрубное пространство.

Освоение скважин пеной с полным удалением проникшего в пласт промывочного раствора состоит в том, что до вызова притока в скважину закачивается многокомпонентная пена до достижения давления на забое выше гидростатического.

В результате закачки многокомпонентной пены указанного состава в призабойной зоне создается физико-химическая обстановка, способствующая очистке породы от твердых частиц и воды, которые затем успешно удаляются при последующем вызове притока. Гидроокись натрия (NaОH) в сочетании с ПАВ усиливает диспергирование и пептизацию (распад агрегатов из коллоидных частиц) твердых частиц, одна часть которых затем поглощается мицеллами в результате явления солюбилизации (коллоидное растворение - самопроизвольное проникание низкомолекулярного вещества внутрь мицелл), а другая - прилипает к пузырькам пены. Гидрофобизатор в сочетании с ПАВ обеспечивает надежную гидрофобизацию поверхности твердых частиц, которые впоследствии легко прилипают к пузырькам газа. Метанол способствует дегидратации низкопроницаемых пластов и прослоев, благодаря чему восстанавливается их естественная проницаемость. Указанный состав смешивают, а затем вспенивают. Удельная концентрация газа в пене в пластовых условиях может достигать величины 1,5.

Компрессорный способ вызова притока из пласта в скважину

Компрессорный способ вызова притока из пласта в скважину находит широкое применение при освоении нефтяных и газовых скважин, эксплуатировать которые планируется фонтанным или газлифтным способами. Компрессорный способ может быть единственным из известных при освоении скважин в зимних условиях, поскольку для вызова притока здесь используется газ (углеводородный, азот, углекислый). Таким образом, нет опасности замерзания используемого рабочего агента.

Сущность компрессорного способа заключается в нагнетании в скважину сжатого газа с целью удаления задавочного скважинного агента (однородной жидкости или раствора) для уменьшения величины столба этого агента. В результате уменьшения величины столба скважинной жидкости или скважинного раствора уменьшается величина забойного давления.

Теоретические основы лифтирования - подъема жидкости по вертикальным трубам с помощью сжатого газа - подробно рассматриваются при изучении способов эксплуатации скважин. Здесь же достаточно отметить, что физическая сущность лифтирования заключается в получении такой газожидкостной смеси, плотность которой будет существенно меньше плотности лифтируемой (поднимаемой) жидкости. Уменьшение плотности, как известно, ведет к увеличению объема. Поэтому, при неизменном объеме скважинного пространства выше точки ввода сжатого газа в жидкость, увеличение объема полученной смеси приведет к подъему последней по скважине вплоть до устья скважины. Установится циркуляция, в результате которой будет происходить удаление (отбор) жидкости из скважины. Из скважины будет удаляться как задавочный агент, которым до вызова притока был задавлен пласт, так и флюид, который начнет поступать из пласта в скважину, когда в результате циркуляции газа давление на забое станет меньше давления пластового.

3. Эксплуатация фонтанных и газлифтных скважин

Фонтанным способом эксплуатации скважин называется способ, при котором подъем жидкости (нефти) на поверхность происходит только за счет пластовой энергии.

Условия фонтанирования скважин завися от энергии газожидкостной смеси, расходуемой на подъем 1т жидкости; изменения давления от забойного до давления на устье; средней скорости движения смеси, зависящей от диаметра НКТ, и содержания воды в добываемой жидкости. В целях наиболее полного использования энергии, заключенной в том или ином пласте, отбор жидкости из скважин из скважин ограничивается.

Оборудование скважин состоит из наземного и подземного. К наземному относятся: фонтанная арматура, манифольд, лубрикатор, выкидная линия для подключения скважины к системе промыслового сбора и транспорта нефти и газа. К подземному относятся: насосно - компрессорные трубы, пакеры, клапаны - отсекатели, циркуляционные клапаны, конические глухие подвески, башмачные клапаны.

Подземное оборудование предназначается для:

предотвращения открытого фонтанирования скважин при разрушении или повреждении устьевого оборудования, нарушения герметичности эксплуатационной колонны и некачественном цементировании межтрубного пространства;

обеспечения одновременно раздельной эксплуатации двух и более продуктивных пластов; разобщения вскрытого продуктивного горизонта от выше- и нижележащих пластов; разобщения лифтовой колонны от затрубного пространства;

обеспечения разнообразных промысловых технологических операций, связанных с эксплуатацией или ремонтом скважин.

В процессе эксплуатации скважины газожидкостная смесь из подъемных трубпроходит через центральную стволовую задвижку и направляется в один из выкидов, другой выкид закрыт.

Фонтанные арматуры (рис.4) различаются по конструктивному исполнению и прочностным показателям: рабочему давлению, размерам проходного сечения ствола, конструкции фонтанной елки и числу спускаемых в скважину рядов труб, виду запорных устройств. Изготовляют эту арматуру тройникового и крестового типов с условным проходом по стволу от 50 до 100 мм. Рассчитана она на давление 14, 21, 25 и 70 МПа.

Для контроля за процессом эксплуатации скважины установлены два манометра с трехходовыми кранами: один - на отводе крестовика трубной головки для замера давления в межтрубном пространстве скважины, другой - в верхней части арматуры для замера давления на устье скважины.

В процессе эксплуатации фонтанных скважин периодически возникает необходимость проводить исследования продуктивных пластов для определения пластовых давлений, температур и других характеристик пласта скважинными манометрами, термометрами и другими приборами. Приборы спускают через специальное герметизирующее устройство - лубрикатор, устанавливаемый на буферной задвижке фонтанной арматуры. После опрессовывания лубрикатора при помощи лебедки, смонтированной на специальной машине, спускают скважинный прибор. Для наиболее экономичного расходования пластовой энергии и, следовательно, длительного фонтанирования скважины дебит ее регулируется созданием противодавления на устье при помощи штуцеров, которые монтируются на выкидных линиях, после боковой задвижки, между фланцевыми соединениями.

Преимуществом фонтанного метода является простота скважинного оборудования и отсутствие подвода электроэнергии извне.

После прекращения фонтанирования 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.

Газлифтный способ эксплуатации скважин перспективно применять на крупных месторождениях при наличии скважин с большими дебитами и высокими забойными давлениями после окончания периода фонтанирования. При наличии вблизи газовых месторождений (или скважин) с достаточными запасами и необходимым давлением для добычи нефти используют бескомпрессорный газлифт, который является более экономически выгодным вариантом эксплуатации.

По типу газлифта различают непрерывный и периодический, по схеме подачи рабочего газа -- кольцевой и центральный.

Два канала, необходимых для работы газлифтной скважины в реальных условиях, создаются двумя рядами концентрично расположенных труб, т. е. спуском в скважину первого (внешнего) и второго (внутреннего) рядов труб. Внешний ряд труб большего диаметра (обычно 73 - 102 мм) спускается первым. Внутренний, меньшего диаметра (обычно 48, 60, 73 мм) спускается вторым внутрь первого ряда. Образуется так называемый двухрядный подъемник, в котором, как правило, сжатый газ подается в межтрубное пространство между первым и вторым рядами труб, а ГЖС поднимается по внутреннему, второму ряду труб (рис. 5, а). Первый ряд труб обычно спускается до интервала перфорации, а второй под динамический уровень на глубину, соответствующую рабочему давлению газа, так как погружение башмака НКТ под динамический уровень, выраженное в единицах давления, всегда равно рабочему давлению газа. В газлифтной скважине, оборудованной двухрядным подъемником, реальный динамический уровень устанавливается во внешнем межтрубном пространстве - между обсадной колонной и первым рядом труб. Если межтрубное пространство перекрыто II там имеется некоторое давление газа, то действительное, а следовательно, и рабочее давление будет складываться из погружения под уровень и гидростатического давления газа во внешнем межтрубном пространстве.

Преимуществами использования газлифтного способа эксплуатации скважин являются:

* возможность отбора больших объемов жидкости практически при всех диаметрах эксплуатационных колонн и форсированного отбора сильнообводненных скважин;

* эксплуатация с большим газовым фактором, т.е. использование энергии пластового газа, в том числе и скважин с забойным давлением ниже давления насыщения;

* малое влияние профиля ствола скважины на эффективность работы газлифта, что особенно важно для ННС, т.е. для условий морских месторождений и севера Тюменской области;

* отсутствие влияния на работу скважин высоких давления и температуры продукции скважин, а также наличие в ней механических примесей (песка);

* гибкосгь 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 одновременно-раздельной эксплуатации, эффективной борьбы с коррозией, отложениями солей и парафина, а чакже простота исследования скважин;

* отсутствие в компоновке скважинного оборудования движущихся деталей.

Вместе с тем газлифту свойственны следующие недостатки:

* большие начальные капитальные вложения в строительство компрессорных станций для нагнетания компримированного газа в скважины;

* достаточно низкий коэффициент полезного действия газлифтной системы по сравнению с другими видами эксплуатации;

* возможность образования стойких эмульсий в процессе подъема продукции скважин;

* неизбежный интенсивный коррозионный износ скважинного оборудования при использовании воздуха в качестве рабочего сжимаемого газа (эрлифт).

Технико-экономический анализ, проведенный при выборе способа эксплуатации, может выявить приоритет использования газлифта в различных регионах страны с учетом местных условий. Так, большой межремонтный период (МРП) работы газлифтных скважин, сравнительная простота ремонта и возможность модернизации и автоматизации предопределили создание больших газлифтных комплексов на Самотлорском, Федоровском, Правдинском месторождениях в Западной Сибири, на которых пробурены и эксплуатируются ГС.

5. Эксплуатация скважин, оборудованных скважинными штанговыми насосными установками (ШСНУ)

Скважинные штанговые насосы предназначены для откачивания из нефтяных скважин жидкости обводненностью до 99%, температурой до 130°С, содержанием сероводорода не более 50 мг/л, минерализацией воды не более 10 г/л.

Наземное оборудование:

Станок-качалка (рисунок 7) - это механизм, предназначенный для преобразования врщательного движения вала электродвигателя установки в возвратно- поступательное движение головки балансира. Общий вид станка-качалки представлен на рисунке 6.

Станок-качалка сообщает штангам возвратно-поступательное движение. СК имеет гибкую канатную подвеску для соединения с верхним концом полированного штока и откидную или поворотную головку балансира для беспрепятственного подхода спуско-подъемных механизмов при подземном ремонте скважины.

Основные узлы станка-качалки: пирамида, редуктор, электродвигатель - крепятся к единой раме, которая закрепляется на бетонном фундаменте. Кроме того, все СК снабжены тормозным устройством, необходимым для удержания балансира и кривошипов в любом заданном положении. Точка соединения шатуна с кривошипом может менять свое расстояние относительно центра вращения перестановкой пальца кривошипа в то или иное отверстие, которых для этого предусмотрено несколько. Этим достигается ступенчатое изменение амплитуды качаний балансира, т.е. длины хода штанг.

Поскольку редуктор имеет постоянное передаточное число, то изменение частоты качаний достигается только изменением передаточного числа клиноременной трансмиссии и сменой шкива на валу электродвигателя на больший или меньший диаметр.

Станки-качалки выполняются в двух исполнениях: СК и СКД по ОСТ 26-08-87 шести типоразмеров. Приделы изменения основных параметров следующие: грузоподъемность от 10 до 200 кН, длина хода балансира от 0,3 до м, число качаний в минуту 4,7........15,5, потребляемая мощность 1,7...55 кВт масса 10...320 кН.

Скважинные насосы (рисунок 8) имеют вертикальную конструкцию одинарного действия с неподвижным цилиндром, подвижным металлическим плунжером и шариковыми клапанами.

Скважинные насосы изготовляются следующих типов:

НВ 1 - вставные с замком наверху;

НВ 2 - вставные с замком внизу;

НН - невставные без ловителя;

НН 1 - невставные с захватным штоком;

НН 2 - невставные с ловителем.

Выпускаются насосы следующих конструктивных исполнений:

А - по конструкции (исполнению) цилиндра: Б - с толстостенным цельным (безвтулочным) цилиндром; С - с составным (втулочным) цилиндром.

Оборудование устья скважины

Это оборудование предназначено для герметизации устья и регулирования отбора нефти в период фонтанирования при эксплуатации штанговыми скважинными насосами, а также для проведения технологических операций, ремонтных и исследовательских работ в скважинах, расположенных в умеренном и холодном макроклиматических районах.

В связи с широким распространением однотрубной системы сбора продукции скважин при централизованных установках по сепарации газа и замеру дебитов сильно возросли давления на выкидах насосных установок. В некоторых случаях возникает необходимость иметь на устье скважин (удаленные скважины, высокие вязкости) давления, доходящие до 4 МПа. Это усложняет конструкцию устьевого оборудования и повышает к нему технические требования.

Канатная подвеска

Сальниковый шток присоединяется к головке балансира с помощью канатной подвески. Конструкция канатной подвески допускает установку динамографа для снятия динамограммы (зависимость силы, действующей в точке подвеса, от хода штока).

Кроме того, с помощью канатной подвески регулируется посадка плунжера в цилиндр насоса для предупреждения ударов плунжера о всасывающий клапан или выхода плунжера из цилиндра.

Штоки сальниковые устьевые ШСУ

Предназначены для соединения колонны насосных штанг с канатной подвеской станка-качалки. Применяются в умеренном и холодном макро климатическом районах. Их изготавливают из круглой холоднотянутой калиброванной качественной углеродистой стали марки 40.

Подземное оборудование:

Скважинные штанговые насосы

Скважинные штанговые насосы предназначены для откачивания их нефтяных скважин жидкости обводненностью до 99%, температурой более 130 С, содержанием сероводорода не более 50 г/л,минерализацией воды не более 10 г/л.

Скважинные насосы представляют собой вертикальную конструкцию одинарного действия с неподвижным цилиндром, подвижным металлическим плунжером и шариковыми клапанами. Спускаются в скважину на колонне насосно-компрессорных труб и насосных штанг.

Насосы разделяются на невставные (трубные) и вставные. Основные особенности их состоят в следующем.

Невставные насосы

Цилиндр спускается в скважину на насосно-компрессорных трубах без плунжера. Плунжер спускается отдельно на насосных штангах. Плунжер вводится в цилиндр вместе с подвешенным к плунжеру всасывающим клапаном. Чтобы плунжер довести до цилиндра насоса без повреждений через трубы, последние должны иметь внутренний диаметр больше наружнего диаметра плунжера (примерно на 6 мм).Для извлечения невставного насоса в случае замены или ремонта необходимо сначало извлеч штанги с висящим на их конце плунжером, а затем насосные трубы с висящим на их конце цилиндром насоса.

Вставные насосы. Цилиндр в сборе с плунжером и клапанами спускается на штангах. В этом случае на конце насосных труб заранее устанавливается специальное посадочное устройство - замковая опора, на которой происходит посадка и уплотнение насоса. Для извлечения вставного насоса в случае ремонта достаточно извлеч только штанги, вместе с которыми извлекается весь насос.

Поскольку при вставном насосе через трубы данного диаметра пропускается не только плунжер, но и цилиндр вместе с кожухом, то диаметр плунжера вставного насоса должен быть намного меньше диаметра трубного. Поэтому подача вставного насоса при трубах данного диаметра всегда меньше подачи невставного.

Штанги насосные

Эти штанги служат соединительным звеном между наземным индивидуальным приводом станка-качалки и скважинным насосом. Предназначены для передачи возвратно поступательного движения плунжера насоса. Штанга представляет собой стальной стержень круглого сечения диаметром 12...28 мм и длиной 1000...8000 мм с высаженными резьбовыми концами. Резьба штанги метрическая специальная.

Штанги в основном изготавливают из лигированных сталей и выпускают длиной 8000 мм и укороченные 1000, 1200, 1500, 2000 и 3000 мм как для нормальных, так и для коррозионных условий эксплуатации. Укороченные штанги применяются при регулировании длины колонны штанг с целью нормальной посадки плунжера штангового насоса. Они изготавливаются из стали той же марки и подвергаются такой же термообработке, что и штанги нормальной длины.

Насосно-компрессорные трубы (НКТ)

Насосно-компрессорные трубы бывают с гладкими и высаженными (равнопрочными) концами. Трубы с гладкими концами имеют равный диаметр по длине и поэтому в местах нарезки под муфтовые соединения несколько ослаблены. Трубы с высаженными наружу концами имеют утолщенные концы в местах нарезки под муфтовые соединения и поэтому повышенную прочность нарезной части трубы.

По длине НКТ разделяются на три группы: I - от 5,5 до 8 м; II - от 8 до 8,5 м; III - от 8,5 до 10 м.

Трубы изготавливаются из сталей пяти групп прочности: Д, К, Е, Л, М. Гладкие трубы и муфты к ним групп прочности К, Е, Л, М, а также все трубы с высаженными концами подвергаются термообработке.

Условный диаметр трубы с точностью до нескольких десятых долей миллиметра совпадает с наружным диаметром тела трубы.

НКТ в скважинах, особенно при ШСНУ, несут большую нагрузку. Кроме растяжения от действия собственного веса они подвержены нагрузке от веса столба жидкости, заполняющей НКТ, и иногда от веса колонны штанг при их обрыве в верхней части или при посадке плунжера на шток всасывающего клапана. В искривленных скважинах они подвергаются трению штанговыми муфтами.

Правильное сопряжение резьбовых соединений НКТ достигается при приложении крутящего момента определенной величины. Поэтому важно использовать автоматы для свинчивания и развинчивания НКТ со специальным фрикционным регулятором момента. Недопустим спуск НКТ без смазки резьбовых соединений, а также их транспортировка без предохранительных колец и деревянных заглушек.

Для уменьшения собственного веса труб при необходимости их спуска на большую глубину применяют ступенчатую колонну НКТ с большим диаметром вверху и малым внизу.

6. Эксплуатация скважин, оборудованных электроцентробежными погружными насосными установками (ЭЦНУ)

Электрическая погружная насосная установка состоит из семи основных составных частей: электродвигателя, многоступенчатого центробежного насоса, уплотнительной секции, силового кабеля, соединительного кабеля двигателя, схемы управления и трансформаторов. Скважина, оборудованная электро-погружной установкой, показана на рисунке 9.

В дополнение к этим основным компонентам используются различные дополнительные позиции. Некоторые из них необходимы, другие необязательны. Самыми типичными необходимыми позициями для завершения установки являются кабельные скобы, кабельная катушка, основание кабельной катушки, устье скважины, и двухниппельный переходник. Другими дополнительными позициями, не требующимися для установки, но рекомендуемыми там, где они применимы, являются протекторы плоского кабеля, обратный клапан, центратор, кожух двигателя и забойный датчик давления.

Погружные насосы (рисунок 10) являются многоступенчатыми центробежными насосами. Каждая ступень состоит из вращающего рабочего колеса и неподвижного диффузора. Объем выдаваемой жидкости определяется типом ступени. Из-за ограниченного диаметра обсадной трубы скважины напор, создаваемый отдельной ступенью относительно мал, поэтому определенное число ступеней собирается вместе, чтобы отвечать требованиям каждого отдельного применения. Суммарный напор насоса и потребляемая мощность определяется числом ступеней. Насосы производятся в широком диапазоне производительностей и практически для всех условий , встречающихся в скважинах. Корпус, основание и выпускная головка изготавливаются из углеродистой стали. Рабочие колеса и диффузоры отлиты из чугуна с высоким содержанием никеля с целью повышения антиабразивных и антикоррозийных свойств. Вал делается из высокопрочной антикоррозионной нержавеющей стали. Общая длина односекционного насоса ограничена, чтобы обеспечить должную сборку и транспортировку. Однако, несколько секций насоса можно соединить последовательно, чтобы создать необходимый напор. Максимальный размер (число ступеней) насоса определяется на основании следующих ограничений: мощность насоса, ограниченная прочностью вала; номинальное давление корпуса насоса; нагрузочная способность упорного подшипника.

Двигатель является первичным двигателем, вращающим насос. Электрические двигатели, используемые для работы насосов являются двухполюсными, трехфазными индукционными электродвигателями с короткозамкнутым ротором. Статор и ротор электродвигателя заключены в трубчатый корпус, изготовленный из углеродистой стали с головкой и основанием из углеродистой стали. Для чрезвычайно коррозийных условий корпуса электродвигателей их основания делаются из нержавеющей стали. Для менее тяжелых условий работы может обеспечить дополнительную защиту оборудования, выполненного из углеродистой стали, пламенным нанесением антикоррозионного покрытия на внешние поверхности полностью собранных секций. Для изготовления всех подшипниковых гильз и шайб применяется высококачественная бронза. Валы электродвигателей изготавливаются из высокопрочной легированной стали 4130 и имеют каналы, способствующие поступлению масла ко всем внутренним подшипникам. Двигатели имеют относительно постоянную частоту вращения 2917 об/мин при частоте 50 Гц. Двигатели заполнены минеральным маслом высокой очистки, создающим необходимую диэлектрическую проницаемость, смазку для подшипников и хорошую теплопроводность. Упорный подшипник несет нагрузку, создаваемую ротором двигателя. Масло, не проводящее электричество, смазывает подшипники двигателя и передает тепло, образующееся внутри двигателя на корпус двигателя. От корпуса двигателя тепло, в свою очередь, отводится скважинной жидкостью, которая обтекает двигатель снаружи, поэтому двигатель насосной установки никогда не следует располагать ниже точки входа жидкости, если не используется средство для обтекания жидкости вокруг двигателя. На рисунке 4.3 показаны составные части стандартного двигателя.

Уплотнительная секция выполняет четыре основные функции:

- соединяет всасывающую секцию с двигателем путем соединения ведущего вала двигателя с валом насоса.

- в ней размещается упорный подшипник насоса.

- изолирует двигатель от проникновения жидкости из скважины, одновременно обеспечивая выравнивание давлений между заполненной маслом установкой и скважинной жидкостью.

- обеспечивает объем для расширения масла внутри устройства, возникающего в результате воздействия тепла, выделяемого при работе двигателя.

Входной модуль выполняет функцию впускного коллектора, подающего скважинную жидкость во входное отверстие рабочего колеса. В зависимости от условий в скважине входной модуль может быть выполнен в виде простого переходника с входными отверстиями или в виде газосепаратора. При высоком газовом факторе и при низком давлении в забое скважинная жидкость может содержать значительное количество свободного газа, который может оказывать неблагоприятное воздействие на работу насоса. В таких случаях входной модуль заменяется газосепаратором. Газосепаратор сконструирован для того, чтобы удалять свободный газ из скважинной жидкости перед тем, как она входит в насос. Принцип работы нашего газосепаратора основан на отделении частиц различной плотности под воздействием центробежных сил. В этой конструкции с помощью стального ротора создается вращающееся поле центробежной силы. Когда скважинная жидкость (состоящая из свободного газа и жидкости) проходит через стальной ротор, она подвергается воздействию центробежных сил. Жидкость, обладающая высокой плотностью, оттесняется к периферии разделителя потока, тогда как газ собирается вокруг центра. Газ выходит через отверстия для газа в затрубное пространство, а оставшаяся жидкость входит во входное отверстие рабочего колеса через отверстие для жидкости. Вращающийся газосепаратор содержит антиабразивные радиально-стабилизирующие подшипники, которые долговечнее обычных стальных подшипников и обеспечивает повышенную стабильность вала. Вращающимися узел сделан из нержавеющей стали и динамически сбалансирован. Это позволяет проводить более строгий контроль готового изделия, чем возможно при применении деталей старой конструкции из литой стали. Эти конструктивные элементы, как выяснилось, способствуют увеличению срока службы оборудования во всех скважинных условиях за счет уменьшения вибрации. Вращающийся газосепаратор является частью нашей радиально-стабилизированной насосной системы. Газосепараторы соответствуют группе изделий II, виду 1 (восстанавливаемые) по РД 50-650--87, климатическое исполнение -- В, категория размещения -- 5 по ГОСТ 15150--69. Могут быть поставлены в двух исполнениях: газосепараторы 1МНГ5, МНГ5А и 1МНГ6 обычного исполнения; газосепараторы 1МНГК5 и МНГК5А повышенной коррозионной стойкости.

Погружной двигатель имеет следующую маркировку: ПЭДС90-1) 7В5.

Это означает: П -- погружной, Э - электрический, Д -- двигатель, С -- секционный, 90 -- мощность в кВт, 117 -- диаметр корпуса в мм, В -- климатическое исполнение, 5 -- диаметр обсадной колонны.

Промышленность выпускает гидрозащиту, состоящую из двух узлов -- компенсатора (монтируется ниже ПЭД) и протектора (монтируется между ЭЦН и ПЭД) -- типа "Г".

Компенсатор служит для 'передачи давления окружающей среды маслу в ПЭД и компенсации расхода масла. Представляет собой эластичный резиновый мешок, сообщающийся с ПЭД.

Протектор выполняет функцию защитной камеры ( узлы торцового уплотнения), разгрузочной камеры (узел гидропяты) и резервуара с маслом.

7. Эксплуатация скважин малораспространенными насосными установками

Установки роторно-вихревых насосов доказали свою технико-экономическую эффективность. Для успешного внедрения этого вида оборудования необходимо уточнить области их применения (скорее всего - малодебитные скважины, где КПД таких насосов сопоставим с КПД малодебитных ЭЦН), создать методику их подбора и эксплуатации, подготовить инфраструктуру обслуживания и ремонта.

Интересным кажется применение в скважинах дисковых насосов. Эти насосы, которые известны также под названием "насосы Тесла" (рис.11), хорошо зарекомендовали себя при перекачке вязкой продукции (вплоть до жидкой целлюлозы), продукции с большим количеством механических примесей, с высоким содержанием свободного газа. Анализ нефтяных месторождений, которые предстоит осваивать в ближайшем будущем, показывает, что добыча нефти из них будет сопряжена именно с этими осложняющими факторами, в связи с чем, будущее скважинных дисковых насосов представляется очень перспективным.

Неугасающий интерес нефтяников к струйным насосам связан с простотой конструкции и достаточно широкими добычными возможностями этого оборудования. Действительно, струйные аппараты имеют малую длину, малый диаметр, не имеют подвижных деталей, могут работать в горизонтальных и сильно искривленных скважинах, позволяют откачивать жидкость с большим содержанием механических примесей и свободного газа. Кроме того, оборудование позволяет регулировать величины подачи и напора за счет изменения параметров потока рабочей жидкости, подаваемой с поверхности земли. Еще одним преимуществом струйных насосов является возможность спуска и подъема этого вида оборудования в скважину без использования комплекса для подземного ремонта скважин - с помощью канатной техники или с помощью потока рабочей жидкости. Главным недостатком струйных насосов является их довольно низкий КПД, что в условиях постоянного роста стоимости электроэнергии не позволяет говорить о возможности широкого использования этого вида оборудования. Тем не менее, на наш взгляд имеется довольно большой фонд скважин, где струйные насосы имеют значительные преимущества перед другими видами оборудования. Это, в первую очередь, скважины, где невозможно постоянно использовать агрегаты подземного ремонта (болота, поймы рек, морской шельф), горизонтальные скважины, а также скважины с боковыми дополнительными стволами малого диаметра. Перспективным может быть и применение струйных насосов при освоении и пробной эксплуатации скважин.