Реферат: Способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин в Украине

Полтавський національний технічний університет

ім. Ю.Кондратюка

Кафедра нафтових і газових промислів та геотехніки

Звіт з практики

на тему: ”Способи експлуатації нафтових

і газових свердловин на Україні”

Виконав студент гр. 102–МВ

О.С. Птиця

Перевірив С.П. Воскобійник

2003

План

1.        Вступ

2.        Технологічні особливості

3.        Експлуатація нафтовихсвердловин

3.1      Фонтанна експлуатація нафтовихсвердловин

3.2      Компресорна експлуатаціянафтових свердловин

3.3      Насосна експлуатаціянафтових свердловин

3.3.1  За допомогою штанговихсвердловинних насосних установок

3.3.2  За допомогою зануренихвідцентрових насосів

1.Вступ

         Забезпеченість України паливно-енергетичними ресурсами одне знайголовніших завдань національної економіки, без розвитку якого неможливеуспішне здійснення соціальних, економічних і науково-технічних програм. Нафтата газ набули дуже широкого використання в нашому житті. Нафта, газ та продуктиїх переробки являються не лише висококалорійним паливом, але і цінною сировиноюдля хімічної промисловості. Із нафти та газу отримують спирти, формалін,ацетилен, штучні барвники, синтетичні волокна, оливи, дорожні покриття. Нафтата газ мають великі переваги перед всіма іншими видами палива, як по калорійності,так і по ціні. Протягом останніх років галузь стабілізувала виробництва ізабезпечила видобуток нафти на рівні 4,2 мільйона тон і газу 18 мільярдівкубічних метрів.

         Ресурсна база нафтогазовидобувної промисловості України заумов ефективного використання дай можливості не лише стабілізувати, а уперспективі й підвищити обсяги видобутку палива.

2.Технологічні особливості

         Свердловиною називається гірнича виробітка, що має прималому діаметрі достатньо значну довжину. Початком свердловини називаєтьсяустя, а її кінець – вибоєм. Простір від гирла до вибою свердловини називаєтьсястволом. Свердловини можуть бути вертикальні або похилі.

         Головне призначення свердловини – вилучення нафти, газу абоводи із покладу на поверхню, тобто свердловина являється каналом, що з’єднуєнафтовий, газовий або водяний пласт з поверхнею землі.

         Технічний стан свердловини – конструкція їх вибоїв,герметичність та якість цементування обсадних колон, надійність тагерметичність гирлового обладнання – основа ефективного освоєння свердловин,довгої та безперебійної експлуатації. Продукція свердловини може бути піднятана поверхню або за рахунок пластової енергії, або за рахунок сумісного впливупластової енергії та енергії, що подається в свердловину з поверхні. Енергіявитрачається на підйом продукції від вибою до устя свердловини, на подоланняопору в гирловій обв’язці, сепараторах, замірних пристроях, трубопроводахпромислового збору. Обладнанням свердловини називають всі ті частини їїконструкції, які забезпечують відбір продукції в необхідному режимі тапроведення всіх технологічних операцій в процесі експлуатації.

3.Експлуатація нафтових свердловин

Якщо підйом продукції від вибою на поверхню відбувається за рахунокпластової енергії, то таку експлуатацію свердловин називають фонтанною. Якщож для підйому нафти на поверхню пластового тиску не вистачає і в свердловинуподають енергію, то таку експлуатацію називають механізованою.

         В нашій країні застосовують наступні способи експлуатаціїнафтових свердловин:

1) Фонтанна експлуатація;

2) Компресорна;

3) Насосна яка в своючергу поділяється на:

а) експлуатаціясвердловин штанговими глибинними насосними установками (ШГНУ);

б) експлуатаціясвердловин зануреними відцентровими насосами.

3.1 Фонтаннаексплуатація нафтових свердловин

         Явище підйому нафти у свердловині з видою на поверхню під дієюпластової енергії називається фонтануванням, а спосіб експлуатації – фонтанним.

         Практика експлуатації свердловин показує, що в переважнійбільшості випадків фонтанування відбувається одночасно за рахунокгідростатичного напору та енергії газу, що розширяється. В таких фонтаннихсвердловинах при вибійна зона заповнена тільки нафтою з розчиненим в ній газом,тобто одною фазою. По мірі підйому нафти в свердловині у напрямку гирла тискзменшується, і коли він стає рівним тиску насичення, із нафти починає виділятисярозчинений газ, тобто друга фаза.

          Двохфазний потік  ділять  на   три  основних  режими  руху:

1) режим піни (Мал. 1а),при якому бульбашки газу більш або менш рівномірно розподілені в потоці нафти;

2) „чіт очний” режим (Мал. 1б), коли газ що розширюється утворює впотоці нафти великі бульбашки;

3) режим „туману” ( Мал.1в), при якому потік газу рухається по центру труби і захоплює за собоюкраплини нафти.

         На практиці зустрічаються всі три види руху двофазного потоку.В деяких свердловинах всі ці режими  можуть існувати одночасно, в нижнійчастині свердловини перший режим, в середній частині – другий, а в приустьовійчастині – третій.

         Обладнання фонтанних свердловин включає наземне та підземнеобладнання відносять насосно-компресорні труби (НКТ). Вони являють собою трубиневеликих діаметрів – 60, 73, 89 мм довжиною 5 – 10 м, які з’єднуються міжсобою за допомогою муфт. НКТ спускають всередину експлуатаційної колон, по нихвиконується підйом нафти на поверхню. НКТ використовують при всіх способахексплуатації свердловин.

         До наземного обладнання відносять фонтанну арматуру, якувстановлюють на колонну головку свердловини та маніфольд. Фонтанна арматура (Мал.2а, 2б) призначена для підвішування НКТ та експлуатаційною колоною, а також дляконтролю і  регулювання

/>

         Мал. 1а                        Мал. 1б                              Мал. 1в

/>

2а– Фонтанна ялинка;                        2б– Трубна головка;

Мал. 2

режиму роботи свердловини .

         Правильна експлуатація фонтанної свердловини зводиться дозабезпечення довгого фонтанування та найбільш раціональних витрат пластовоїенергії. В переважній більшості випадків правильна експлуатація фонтаннихсвердловин досягається за рахунок обмеження дебету свердловини.

3.2 Компресорнаексплуатація свердловин

         По мірі зниження величини пластової енергії, дебіт фонтаннихсвердловин зменшується. В той момент, коли пластової енергії недостатньо дляпідйому нафти із пласту на поверхню, процес фонтанування свердловиниприпиняється.

         Процес фонтанування може бути відновлений подачею до башмаку спущенихв свердловину НКТ стиснутого повітря або газу. Так як стиснуте повітря або газотримують використовуючи компресори, то спосіб штучного фонтанування звикористанням цих агентів називають компресорним.

         Для повітряного чи газового підйомника при компресорнійексплуатації не відрізняється від дії фонтанного підйомника. При компресорнійексплуатації газ або повітря подають до башмаку НКТ, а при фонтанній експлуатаціїгаз надходить із пласту.

         Підйом нафти, який виконується з використанням закачуємогогазу називається газліфтом, а з використанням повітря ерліфтом.Якщо в якості робочого агента використовують природний газ високого тиску, приякому не використовуються компресори, то такий спосіб видобутку нафти називаютьбез компресорним газліфтом.

         Газовий або повітряний підйомник (Мал. 3) складається із двохканалів (трубопроводів), один з яких служить для подачі робочого агента, адругий – для підйому рідини. Тобто в свердловину спускають два ряди НКТ. Принагнітанні по повітряним трубам газ або повітря витіснивши із них нафту добашмака НКТ, почне надходити в труби, перемішуючись у вигляді бульбашок знафтою і знижувати її густину. Чим більше повітряні труби, тим менше будегустина нафтової суміші і тим на більшу висоту підніматися ця суміш. Висотапідйому нафто — повітряної або нафтогазової суміші в підйомних трубах залежитьвід кількості нагнітаємого повітря або газу, глибини занурення труб підстатичний рівень, їх діаметра та в’язкості нафти.

/>

         Область застосування газліфта чи ерліфта – високодебітнісвердловини з великим вибійними тисками, свердловини з високим газовим факторомі вибійним тиском нижче тиску насичення, піщані  свердловини, викривленні свердловини, а також свердлови-

ни у важкодоступних умовах. Газліфт можна застосовувати тільки принаявності достатньої кількості газу.

         Якщо на нафтовому родовищі або поблизу нього знаходятьсягазові пласти з високим тиском та якщо запаси такого газу достатньо великі, тодоцільно використовувати енергію цього газу для підйому  нафти з свердловини,що припинила фонтанування внаслідок падіння пластового тиску. Даний спосібпідйому нафти з використанням природного газу високого тиску називаютьбез-компресорним газліфтом. Експлуатація свердловин газліфтом(без-компресорним) достатньо економна.

3.3  Насоснаексплуатація свердловин

3.3.1 Задопомогою штангових свердловинних

 насосних установок

         Суть даного способу експлуатації свердловин полягає у тому, щоу свердловині розміщують плунжерний насос, який приводиться в дію поверхневимприводом за допомогою колони штанг. (Мал. 4)

         Штанговаглибино – насосна установка (ШГНУ) складається із насоса опущеного у свердловину,колони штанг, верстата – качалки, встановленого біля устя свердловини. Зворотно– поступа-

льний рух колони насосних штанг і приєднаного до них плунжеразабезпечується верстатом – качалкою.

         Спосіб видобутку нафти за допомогою ШГНУ досить розповсюдженійв нашій країні. Даним способом можна добувати від 1 до 500 т  нафти на добу.Однак в більшості випадків глибинно-насосну експлуатацію застосовують в мало тасередньодебітних нафтових свердловинах.

/>

1 – циліндр насоса; 2 – плунжер; 3 – колона штанг; 4 – НКТ;5 – трубна головка;

6 – ялинка;    7 – головка   балансира;   8– балансир;   9 – шатун;   10 – кривошип;

11 – електродвигун;

3.3.2 Експлуатація нафтових свердловин

зануреним відцентровим насосом

         Електровідцентрові насосні установки ( Мал. 5) складаються: ізвідцентрового насоса 4, електродвигуна 1. кодони підйомних труб 11,броньованого кабелю 5, гирлової арматури 10, кабельного барабану 7 та іншедопоміжне обладнання.

/>

Мал. 5

1 – електродвигун; 2 – протектор; 3 – фільтр; 4 – відцентровий насос; 5 – броньованийкабель;  6 – підвісний ролик;  7 – барабан; 8 – автотрансформатор;

 9 – станції керування; 10 – гирловаарматура; 11 – колона підйомних труб.

         Видобуток нафти при даному способу експлуатації відбуваєтьсяслідуючим чином. Електродвигун обертає вал відцентрового насосу, нафтавсмоктується через фільтр відцентровим насосом і нагнітається на поверхню понасосним трубам. Для електровідцентрових насосів характерний великийміжремонтний період їх роботи. Наземне обладнання ЕВН відрізняється своєюпростотою та не потребує спеціальних фундаментів та інших споруд.

         В Україні широко використовують занурені відцентрові насоси.Їх використовують в тих випадках, коли потрібно виконувати інтенсивний відбірнафти із свердловини при великій глибині залягання продуктивних пластів, атакож в свердловинах з агресивними пластовими водами.

Методи підтримки пластової енергії

в нафтових свердловинах

         В процесі експлуатації нафтових свердловин енергія нафтовихпластів поступово знижується. Якщо не виконувати заходів по штучному підйомунафти із свердловини, то відбір нафти із покладів спочатку скорочуєтьсячастково, а потім повністю.

         В промисловій практиці, як було вже зазначено вище підйомнафти із свердловини виконують компресорним способом, ШГНУ, ЕВН. Потрібновідзначити, що ці способи потребують значних затрат(енергетичних), крім цьогокоефіцієнт нафтовіддачі залишається низьким.

         В даний момент широко використовують методи підтримкипластового тиску свердловин. Сутність цих методів заключається в тому, що впродуктивні пласти нагнітають воду, повітря чи газ в кількостях, компенсуючивідібрану із пласту нафту. Таким чином енергія витрачена на підйом нафти,відновлюється повністю або пластова енергія підтримується на оптимальномутиску.

         Метод заводнення пластів є основним методом підтриманняпластових тисків. Він дозволяє нарощувати добуток нафти швидкими темпами приумові, що об’єм закачки води компенсує відбір нафти із пласту.

         В покладах нафти з наявністю газової шапки, нагнітання газу вїї підвішену частину підтримує тиск в ній, а значить зберігає рівень дебітунафтових свердловин.

         При підтримці пластового тиску значно продовжується найбільшекономічна експлуатація(фонтанна), покращується коефіцієнт нафтовіддачі тапідвищується темп відбору нафти із пластів.

4 Експлуатаціягазових свердловин

         Експлуатація газових свердловин в порівнянні з нафтовими маєсвої особливості, зв’язані з різними фізичними властивостями нафти і газу.Вилучений на поверхню газ повинен відразу ж направлятися споживачеві, так якзберігати його в ємностях неможливо. В зв’язку з цим добуток газу повинен бутибільше споживаємого. Низька щільність газу обумовлює більш високі усьтьовітиски, низька в’язкість газу зумовлює дуже жорсткі вимоги до герметичностіексплуатаційних колон та гирлового обладнання.

         Газові свердловини експлуатують лише фонтанним способом.Конструкція газових свердловин, їх освоєння, обладнання устя та вибою,регулювання дебіту мають багато спільного з нафтовими фонтанними свердловинами.Конструкція газових свердловин залежить від величини пластового тиску,характеристики пласту, наявності або відсутності водоносних горизонтів, відхарактеристики порід і властивостей газу.

         Як правило, в експлуатаційні колони газових свердловинспускають фонтанні НКТ, через які газ надходить на поверхню. Гирло газовихсвердловин обладнують фонтанними арматурами.

         При експлуатації газових свердловин дуже важливе значення маєвибір оптимального технологічного режиму роботи газової свердловини. Підтехнологічним режимом експлуатації газових свердловин розуміють режим, приякому підтримується певне співвідношення між дебетом свердловини та вибійнимтиском. Він повинен забезпечувати отримування максимально можливого дебіту примінімальній витраті пластової енергії. Під час видобутку газу використовуютьєдину газодинамічну зв’язану систему: пласт–

свердловина–газопровід–споживач.

Особливості експлуатації обводнених газових

свердловин

В роботі обводнених газових свердловин можна виділити чотири періоди.Перший період – безводний. В другому періоді відбувається накопиченняпротікаючої води в стволі спочатку без виносу її на поверхню, а потім з виносомїї на поверхню у вигляді диспергованих краплин потоком газу. Третій періодхарактеризується тим, що скільки води притікає в свердловину, стільки ж їївиноситься на поверхню. При цьому в стволі знаходиться певний об’єм накопиченоїводи. По мірі виснаження свердловини, відбувається зменшення або дебіту газу,або вибійного тиску. Умови для виносу води погіршуються, наступає четвертийперіод, який характеризується новим прискореним накопиченням води  в стволісвердловини переходить на режим нульової подачі. Так, як при цьому притік водипродовжується, то свердловина     заливається   водою   і   припиняє   роботу.Наступає

„само глушіння” свердловини водою. Експлуатація таких свердловинподіляється умовно на два методи: зменшення надходження води в свердловину таспособом звільнення стволу від води.

         Зменшення надходження води в свердловину досягаєтьсярегулюванням потоків в пласті, ізоляцією свердловини від надходження пластовоїводи, обмеженням відбору газу до виключення надходження води із пласту.

         Звільнювати ствол свердловини від води можна шляхом підйому їїна поверхню або подачі в поглинаючий пласт. Найбільшого використання із всіхспособів вилучення води отримав фізико — хімічний спосіб – введення всвердловину ціноутворюючих поверхнево – активних речовин в рідкому вигляді.Також широко розповсюджена продувка свердловин.

         В умовах обводнення експлуатується достатньо вагома кількість свердловин,причому в останні часи їх кількість збільшується

         Отже, чим більш досконалі будуть способи видобутку нафти тагазу, тим ефективніша буде діяльність нафтогазовидобувної промисловості.

Використана література

1. Акульшин А.И., БойкоВ.С., Зарубин Ю.А. Експлуатация нефтяных игазовых скважин – Москва: Недра,1989.

2. Бойко В.С. Довідник знафтогазової справи – Львів 1996.

3. Гвоздев Б.П. Експлуатация газових залежей – Москва: Недра, 1988.

4. Коротаєв Ю.П.,Шировський А.І. Добуток, транспорт та підземне зберігання газу – Київ, 1997.

5. Щуров В.И. Технология итехника добычи нефти – Москва: Недра, 1983.