Нефтедобывающие скважины. Их технологические функции

 

Содержание

 

 

 

Содержание……………………………………………………………………….2

 

Введение…………………………………………………………………………..3

 

Нефтедобывающие скважины. Их технологические функции………………..4

 

Заключение……………………………………………………………………….7

 

Список литературы……………………………………………………………....8 
                                                   Введение

 

   Фонд скважин с каждым годом стареет, затраты на геологоразведку снижаются, объемы нового бурения падают. Поддерживать «на плаву» старые скважины намного дешевле - как итог, их текущий и капитальный ремонт становится самым востребованным направлением деятельности нефтесервисных компаний.

  Первая и главная неприятность, которая обычно происходит со скважиной - ухудшение проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП), что естественным образом приводит к снижению ее дебита, резкому или постепенному. Проницаемость ПЗП ухудшается по разным причинам - в результате отложения асфальто-смолистых веществ из добываемой нефти, или объемной перестройки структуры порового пространства (дилатансия), или набухания глин (кольматация), которые содержатся в породе, образующей продуктивный пласт. ПЗП также имеет склонность к загрязнению механическими примесями, фильтратами растворов и жидкостей глушения, вскрытия и освоения, цементом.         

  Далее, нефть может обводняться - то есть снижается ее содержание в поступающем из скважины флюиде. В случае, если обводнение нефти вызвано разрушением обсадной колонны, и оно постепенно усугубляется, то можно быть уверенным, что ремонт скважины не за горами.                                            Ухудшение проницаемости ПЗП и обводнение допускают дальнейшую нефтедобычу, однако авария с глубинно-насосным оборудованием (ГНО) попросту прекращает ее. Например, ГНО может отвернуться или оборваться с насосно-компрессорных труб (НКТ) под воздействием вибрации от работы насоса и упасть на забой, если не был достигнут необходимый момент силы при сворачивании труб в процессе их спуска. Сами НКТ могут оборваться из-за усталостного разрушения металла, не замеченной при спуске трещины, износа резьбы при неоднократном использовании труб, протирания их насосными штангами, прожога электрической дугой при разрушении кабеля питания погружного двигателя. ГНО может «зацепиться» за парафино-гидратные отложения в межтрубном пространстве (между обсадными трубами и НКТ). Вредные отложения могут возникнуть даже между элементами ГНО - например, на кабеле питания погружного электродвигателя. Кроме того, может требоваться обычная смена ГНО в результате его износа при длительной эксплуатации.

  Сам по себе обрыв насоса или НКТ может и не представлять особой проблемы и быть легко устраним (сравнительно с проблемой снижения дебита), но он ставит вопрос о ремонте скважины буквально ребром. 

 

 

 

 

 

Нефтедобывающие скважины

 

 Нефтяная скважина — горная выработка круглого сечения диаметром 75—400 мм, предназначенная для добычи либо разведки нефти и попутного газа. Как правило, скважины бурят вертикально, но могут бурить под углом, отличным от 90 градусов, к горизонту. Скважина не предполагает возможности непосредственного доступа человека внутрь неё.

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. Нижерасположенные участки скважины—цилиндрические. Сразу за направлением бурится участок на глубину от 50 до 400 м диаметром до 900 мм. Этот участок скважины закрепляют обсадной трубой, состоящей из свинченных стальных труб, которую называют кондуктором. Затрубное пространство кондуктора цементируют. С помощью кондуктора изолируют неустойчивые, мягкие и трещиноватые породы, осложняющие процесс бурения. После установки кондуктора не всегда удается пробурить скважину до проектной глубины из-за прохождения новых осложняющих горизонтов или из-за необходимости перекрытия продуктивных пластов, которые не планируется эксплуатировать данной скважиной. В таких случаях устанавливают и цементируют еще одну колонну, называемую промежуточной. Если продуктивный пласт, для разработки которого предназначена скважина, залегает очень глубоко, то количество промежуточных колонн может быть больше одной. Последний участок скважины закрепляют эксплуатационной колонной. Она предназначена для подъема нефти и газа от забоя к устью скважины или для нагнетания воды (газа) в продуктивный пласт с целью поддержания давления в нем. Во избежание перетоков нефти и газа в вышележащие горизонты, а воды в продуктивные пласты пространство между стенкой эксплуатационной колонны и стенкой скважины заполняют цементным раствором. Для извлечения из пластов нефти и газа применяют различные методы вскрытия и оборудования забоя скважины. В большинстве случаев в нижней 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 различными фильтрами и не цементируют или обсадную колонну опускают только до кровли продуктивного пласта, а его разбуривание и эксплуатацию производят без крепления ствола скважины. Устье скважины в зависимости от ее назначения оборудуют арматурой (колонная головка, задвижки, крестовина и др.).

 Оборудование устья  скважин всех типов предназначено  для герметизации затрубного пространства, отвода продукции скважины, а также для проведения технологических операций, ремонтных и исследовательских работ. Оно комплектуется в зависимости от способа эксплуатации скважин.

При фонтанном, компрессорном и бескомпрессорном способах добычи нефти оборудование устья составляется из одинаковых деталей  и узлов по подобным схемам.

 На устье скважин монтируются колонная головка и фонтанная арматура, состоящая, в свою очередь, из трубной головки и фонтанной елки. Колонная головка предназначена для соединения верхних концов обсадных колонн (кондуктора, технических и обсадных труб), герметизации межтрубных пространств и служит опорой для фонтанной арматуры. Трубная головка служит для обвязки одного или двух рядов фонтанных труб, герметизации межтрубного пространства между эксплуатационной колонной и фонтанными трубами, а также для проведения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважины. Обычно трубная головка представляет собой крестовину с двумя боковыми отводами и трубной подвеской. Боковые отводы  позволяют закачивать в межтрубное пространство воду и глинистый раствор при глушении скважины, ингибиторы гидратообразования и коррозии, измерять затрубное давление (манометром), а также отбирать газ из него. Трубная головка монтируется непосредственно на колонной головке. Фонтанная елка предназначена для управления потоком продукции скважины и регулирования его параметров, а также для установки манометров, термометров и приспособлений, служащих для спуска и подъема глубинных приборов. Елка состоит из вертикального ствола и боковых отводов-выкидов (струн). На каждом отводе устанавливают по две задвижки: рабочую  и резервную (ближайшую к стволу). На стволе установлены коренная (главная, центральная) и буферная  задвижки. На отводах имеются «карманы» для термометров и штуцеры для манометров, а также для регулирования расхода. Ствол заканчивается буфером с манометром.

Фонтанные елки по конструкции делятся на крестовые и тройниковые. В состав ствола крестовой елки входит крестовина, к которой и крепятся отводы-выкиды. Каждый из них может быть рабочим. Тогда второй является резервным. В конструкцию ствола тройниковой елки входят тройники, к которым присоединяются выкидные линии—верхняя, которая является рабочей, и нижняя, являющаяся резервной. Такое распределение «ролей» связано с тем, что тройниковая арматура, как правило, применяется в скважинах, в продукции которых содержится песок или ил. При абразивном разрушении верхнего тройника скважина может быть переведена на работу через нижний отвод. Для этого закрывается задвижка (или кран), расположенная между тройниками; верхний тройник и отвод в это время подвергаются ремонту. Ремонт крестовой арматуры значительно более затруднен. В то же время крестовая арматура компактнее, имеет меньшую высоту, ее проще обслуживать. Фонтанная арматура рассчитана на рабочее давление 7, 14, 21, 35, 70 и 105 МПа, имеет диаметр проходного сечения ствола от 50 до 150 мм.

Манифольд—система труб и отводов с задвижками или кранами—служит для соединения фонтанной арматуры с трубопроводом, по которому продукция скважины поступает на групповую замерную установку (ГЗУ).

Оборудование устья штанговой насосной скважины включает колонный фланец, планшайбу  с подвешенными к ней насосно-компрессорными трубами. В верхнюю муфту труб ввинчивают тройник  для отвода нефти (в горизонтальной плоскости), а также для вывода наружу устьевого штока, связывающего через канатную подвеску насосные штанги с головкой балансира станка-качалки. Место выхода устьевого штока из тройника герметизировано с помощью сальника, набивку которого уплотняют крышкой и пружиной. В планшайбе предусмотрены специальные отверстия для спуска в скважину скважинных приборов, выполнения ремонтных работ и технологических операций. Жидкость, подаваемая насосом, направляется через боковой отвод тройника  в выкидную линию и далее в замерную или газосепарационную установку.

Станок-качалка—это балансирный индивидуальный механический   привод штангового скважинного насоса. Его основными узлами являются рама, стойка  в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир с поворотной головкой, траверса  с шатунами, шарнирно подвешенная к балансиру, редуктор  с кривошипами  и противовесами. Для обеспечения возможности изменения числа качаний станки-качалки комплектуются набором сменных шкивов.Станки-качалки выпускаются в двух исполнениях: СК и СКД, различающихся рядом конструктивных деталей. В шифре их типоразмера указываются важнейшие характеристики привода насоса. Например, обозначение СКЗ-1,2-630 означает: СК—вариант исполнения; 3—грузоподъемность в тоннах; 1,2—максимальная длина хода головки балансира в метрах; 630—наибольший крутящий момент на валу редуктора в кг·м.

Оборудование устья скважин, эксплуатируемых глубинными центробежными и винтовыми насосами, идентично. Крестовина  навинчивается на ответную муфту колонной головки и имеет боковые задвижки. Насосный агрегат на НКТ подвешивают на специальной разъемной эксцентричной планшайбе, имеющей отверстие для кабеля. Места ввода кабеля и НКТ уплотняются разъемным корпусом и резиновым уплотнителем, который поджимается разъемным фланцем. Межтрубное пространство соединено с выкидной линией, на которой установлен обратный клапан для отвода газа при работе скважины. Задвижка  позволяет спускать в скважину различные измерительные приборы и механические скребки для очистки подъемных труб от парафина. Для этого на тройнике устанавливают специальный лубрикатор. Задвижка, установленная на выкиде устьевой арматуры, служит для регулирования режима работы скважины. Давления на

выкиде и в межтрубном пространстве замеряются манометрами.

К оборудованию ствола относится оборудование, размещенное внутри эксплуатационной (обсадной) колонны в пространстве от забоя до устья.

Набор этого оборудования зависит от способа эксплуатации скважин. В стволе фонтанных скважин размещают колонну насосно-компрессорных труб. Этим обеспечивается предохранение обсадных труб от эрозии, вынос твердых частиц (и жидкости—при добыче газа) с забоя, возможность использования затрубного пространства для целей эксплуатации (введение ингибиторов коррозии, ПАВ, глушение скважин и т. д.).

  В стволе газлифтных скважин размещают воздушную и подъемную трубы. Но в отличие от классической схемы газлифта  подъемную трубу в настоящее время оборудуют специальными пусковыми (газлифтными) клапанами, размещаемыми на ее внутренней стороне в расчетных точках. Благодаря этому, при закачке газа в межтрубное пространство газлифт начинает работать, как только нефть будет оттеснена ниже уровня установки первого пускового клапана. После опускания уровня нефти в межтрубье ниже отметки второго пускового клапана газ начинает проникать в подъемную трубу и через него. Процесс последовательного срабатывания пусковых клапанов будет продолжаться до тех пор, пока весь столб жидкости в подъемной трубе не будет газирован.

 В стволе штанговых  насосных скважин размещаются  насосно-компрессорные трубы, насосные  штанги, собственно насос и вспомогательное  оборудование.

Штанговые скважинные насосы разделяются на невставные или  трубные (типа НН) и вставные (типа НВ). В первом случае сложнее вести их монтаж в НКТ, но, благодаря большему диаметру цилиндра насоса, подача больше.

В стволе скважин, эксплуатируемых погружными электроцентро-бежными насосами, находятся погружной электродвигатель, многосту-пенчатый насос, обратный клапан и при необходимости—газосепаратор.

Все известные способы эксплуатации скважин подразделяются на следующие группы:

1) фонтанный, когда нефть  извлекается из скважин самоизливом;

2) с помощью энергии  сжатого газа, вводимого в скважину  извне;

3) насосный—извлечение нефти  с помощью насосов различных  типов.

Выбор способа эксплуатации нефтяных скважин зависит от величины пластового давления и глубины залегания пласта.

 

 

 

 

                                                  Заключение

 

В  процессе нефтедобычи возникают осложнения, связанные с выпадением асфальтосмолопарафиновых (АСПВ) веществ в эксплуатационных скважинах, отложением твердых осадков неорганических веществ, накапливающихся на стенках скважин и подъемных труб, коррозионным разрушением нефтепромыслового оборудования. В следствии чего должны проводиться мероприятия связанные с борьбой с данными осложнениями.