Способы эксплуатации нефтегазовых скважин

Проведение ремонтный и иных работ на нефтяных скважинах сильно зависит от метода их эксплуатации, установленного подземного оборудования и работы надземной инфраструктуры. Способы эксплуатации варьируются в зависимости от пластового давления, характеристик нефти, содержания воды и газа, а также механических примесей и свойств коллектора.

В стволе скважины всегда находится жидкость. Во время бурения это буровой раствор, который обычно заменяется технической водой по завершении бурения. В процессе освоения скважины ствол наполняется пластовой жидкостью, состоящей из нефти или смеси нефти и воды. Таким образом, в стволе всегда присутствует жидкость, создающая гидростатическое давление на забой скважины.

Чтобы жидкость из пласта (нефть, газ или вода) поступала в скважину, пластовое давление должно превышать гидростатическое давление столба жидкости в стволе. Если пластовое давление достаточно высоко, чтобы преодолеть гидростатическое давление, происходит естественный приток нефти, и такой метод называется фонтанным.

Когда энергии пласта недостаточно, чтобы обеспечить приток нефти, существуют два варианта: уменьшить плотность жидкости в стволе скважины или снизить высоту столба жидкости.

Газлифтный метод эксплуатации основан на изменении плотности жидкости. Сжатый газ закачивается в скважину через колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), что снижает плотность столба жидкости благодаря пузырькам газа, поднимающимся к устью. Это снижает гидростатическое давление и обеспечивает приток нефти из пласта.

Если снижение плотности жидкости не дает нужного эффекта, приходится уменьшать высоту столба жидкости. Это достигается насосными методами, когда в скважину спускают насос для откачки жидкости. Высота столба жидкости уменьшается до тех пор, пока нефть не начнет поступать из пласта. В результате работы насоса устанавливается динамический уровень жидкости в скважине.

Таким образом, выделяют три основных способа эксплуатации скважин:

1. Фонтанный;
2. Газлифтный;
3. Насосный.

Фонтанный способ эксплуатации скважин основан на использовании пластовой энергии для подъема жидкости и газа на поверхность. Это наиболее экономичный метод, так как не требует дополнительных затрат энергии и дорогостоящего оборудования для подъема нефти. Оборудование фонтанных скважин включает колонную головку, фонтанную арматуру и выкидную линию, относящиеся к наземной части, и колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) в подземной части. НКТ используются для подъема жидкости и газа, регулирования режима работы скважины, проведения исследовательских работ и выполнения различных геолого-технических мероприятий (ГТМ).

Освоение и запуск фонтанных скважин

Освоение фонтанной скважины происходит путем снижения давления на пласт следующими методами:

• Замена глинистого раствора в скважине на жидкость и газожидкостную смесь меньшей плотности.
• Использование азота или инертного газа для вытеснения части жидкости и аэрации скважины.
• Свабирование.

Неполадки и проблемы в работе фонтанных скважин

Основные проблемы при эксплуатации фонтанных скважин включают:

• Образование парафина и гидратов в трубах.
• Образование песчаных пробок на забоях.
• Разъедание штуцера.
• Забивание песком или парафином штуцера или выкидной линии.
• Появление воды в скважине.

Борьба с отложениями парафина

Эксплуатация фонтанных скважин может осложняться отложением парафина на стенках труб и оборудования. Для борьбы с этими отложениями применяют следующие методы:

1. Механический: Удаление парафина со стенок труб с помощью скребков.
2. Тепловой: Промывка скважины теплоносителями (паром, горячей водой или нефтепродуктами).
3. Использование труб с гладкой внутренней поверхностью: Применение остеклованных или покрытых специальными покрытиями труб.
4. Химический: Удаление парафина растворителями.

Фонтанный способ обычно используется на начальном этапе разработки месторождений и применяется для всех газовых скважин, где газ поднимается на поверхность за счет пластового давления.

Газлифтная эксплуатация продолжается после фонтанной, когда пластовой энергии уже недостаточно для подъема жидкости на поверхность. В этом случае используется газ высокого давления для создания дополнительной энергии. В результате смешивания газа с пластовой жидкостью образуется газожидкостная смесь пониженной плотности, что снижает давление на забое скважины и обеспечивает приток продукции из пласта и подъем смеси на поверхность.


Типы газлифтных систем

Существуют два типа газлифтных систем:

1. Компрессорный газлифт: Газ сжимается до необходимого давления с помощью компрессоров и закачивается в скважину. В скважине устанавливаются две соосные трубы: внутренняя (подъемная) для извлечения смеси и наружная (воздушная) для подачи газа.
2. Бескомпрессорный газлифт: Используется газ из газовых пластов высокого давления без дополнительной компрессии.

Механизм работы компрессорного газлифта

Газ закачивается в затрубное пространство скважины, вытесняя нефть в подъемную трубу. Газ смешивается с нефтью, снижая плотность смеси, что позволяет ей подниматься на поверхность. Различают два метода компрессорного газлифта в зависимости от используемого газа:

• Газлифт: Используется природный газ.
• Эрлифт: Используется воздух (реже применяется из-за окисления нефти при контакте с воздухом).

Особенности эксплуатации

Для закачки газа сооружают специальные компрессорные станции. Газлифтные системы могут быть непрерывными и периодическими:

• Непрерывный газлифт: Газ постоянно подается в скважину.
• Периодический газлифт: Подача газа периодически прерывается для накопления жидкости.

Преимущества газлифтной эксплуатации

• Размещение оборудования на поверхности: Упрощает ремонт и обслуживание.
• Простота конструкции: Обеспечивает легкое регулирование дебита скважин.
• Высокая производительность: Возможность отбора больших объемов жидкости независимо от глубины скважины и диаметра эксплуатационной колонны.
• Устойчивость к пескопроявлениям и обводнению: Подходит для сложных условий эксплуатации.
• Простота исследований: Упрощает проведение геолого-технических мероприятий.

Недостатки газлифтной эксплуатации

• Частая замена НКТ: Особенно в обводненных и пескопроявляющих скважинах.
• Низкий КПД: Низкий коэффициент полезного действия подъемника и всей системы компрессор-скважина, особенно при низких динамических уровнях.
• Высокие капитальные затраты: Большие затраты на строительство компрессорных станций, газораспределительных будок и сети газопроводов.
• Высокие эксплуатационные затраты: Большой расход электроэнергии при эксплуатации малодебитных скважин.

Применение замкнутого цикла

При отсутствии газовых скважин высокого давления для газлифта используется попутный нефтяной газ, создавая замкнутый цикл. Газ после компримирования и очистки многократно используется для подъема жидкости.

Газлифтный способ применяется для продолжения добычи нефти на этапах, когда пластовой энергии недостаточно, и обеспечивает экономичную и эффективную эксплуатацию скважин с использованием дополнительных источников энергии.

Существует несколько видов насосной эксплуатации скважин, каждый из которых имеет свои особенности и применимость:

1. Штанговый глубинный насос (УШГН)
2. Электроцентробежный насос (УЭЦН)
3. Штанговый или электропогружной винтовой насос (УШВН, УЭВН)
4. Электродиафрагменный насос (УЭДН)
5. Другие типы насосов

Штанговые насосы являются одним из наиболее распространенных методов добычи нефти и газа, благодаря их простой конструкции, способности выкачивать большой объем жидкости и газа, и долговечности. Более 50% современных нефтяных и газовых скважин обслуживаются штанговыми насосными станциями. Этот метод позволяет проводить ремонт оборудования на месте, не отвозя его в сервис, а также использовать все типы приводов для первичных моторов.

Штанговые насосы могут работать в сложных условиях, включая наличие коррозионных жидкостей и песка. Однако они имеют и недостатки:

• Невысокая подача.
• Ограничение по спуску оборудования.
• Ограничение по углу наклона ствола скважины.

Конструкция и работа штангового насоса

Конструкция штангового насоса включает цилиндр и плунжер с клапаном типа шар-седло, который обеспечивает подъем жидкости и предотвращает её обратное течение. В конструкции может быть установлен всасывающий клапан ниже цилиндра. Насос работает посредством перемещений плунжера, приводимого в движение приводом. Основные части штангового насоса:

• Рама
• Четырехгранная пирамидообразная стойка
• Балансировочный элемент
• Траверса
• Редуктор с противовесными элементами
• Поворотная салазка

Штанговые насосы бывают вставного и невставного типов:

• Вставные насосы: Опускаются в ствол скважины в готовом виде. Перед этим в скважину по НКТ опускается замок. Для замены оборудования не требуется многократное поднятие и спуск труб.
• Невставные насосы: Опускаются в скважину в полуготовом виде. При необходимости ремонта или замены насос поднимается по частям: сначала поднимается плунжер, а затем НКТ.

Оба типа имеют свои плюсы и минусы, и выбор зависит от конкретных условий эксплуатации. Вставные насосы проще в обслуживании, так как их можно заменять без многократного подъема труб, тогда как невставные могут быть более гибкими в установке и эксплуатации, но требуют большего времени на замену и ремонт.

Насосные способы эксплуатации скважин являются ключевыми методами добычи нефти и газа, предлагая различные решения для различных условий эксплуатации. Выбор конкретного типа насоса должен основываться на характеристиках скважины и условиях эксплуатации, чтобы обеспечить эффективную и безопасную работу.


Особенности эксплуатации с помощью центробежного насоса с электроприводом

Центробежные насосы с электрическим приводом (УЭЦН) обладают внушительными показателями по количеству добываемой нефти и газа. Более 80% общего объема добычи нефти и газа в стране осуществляется с помощью таких насосов. Они представляют собой удлиненные конструкции небольшого диаметра, способные работать в агрессивных средах. Комплектность таких насосов включает погружной аппарат, линию кабеля, насосно-компрессорные трубы (НКТ), оборудование для устья и наземную технику для управления.


Ключевые узлы центробежного насоса и дополнительное оборудование

Центробежный насос состоит из нескольких ключевых узлов. Сам насос включает несколько секций и ступеней, а также колеса и стальную трубу. Электрический мотор погружного типа, заполненный маслом, находится между насосом и влагозащитным барьером, который защищает мотор и передает вращательный момент на насос. Электричество подается через кабель, защищенный бронированным слоем, который имеет круглую форму на земле и плоскую — от погружного элемента.

Дополнительное оборудование также играет важную роль. Газовый сепаратор используется для уменьшения объема поступающих газов в насосное оборудование. Если уменьшение объема газа не требуется, можно применять модуль для подачи жидкости. Термическая система с манометром (ТМС) измеряет температуру и давление внутри среды, где находится насос. Эта система устанавливается при спуске конструкции в скважину. Колонна труб НКТ оснащается парой клапанов — сливным и обратного хода. Клапан обратного хода предотвращает обратное течение жидкости, а сливной клапан используется для слива жидкости перед поднятием оборудования на поверхность.


Достоинства электрических центробежных насосов

• Легкость конструкции наземной техники и упрощенная схема функционирования.
• Способность откачивать большие объемы жидкости.
• Эксплуатация на большой глубине (более 3 км).
• Длительное время эксплуатации и минимальные нужды в ремонте.
• Возможность проведения исследований без поднятия оборудования на поверхность.
• Упрощенный процесс удаления парафиновых отложений.
• Эксплуатация в скважинах с наклоном и горизонтальной конструкцией.
• Работа в условиях высокой обводненности и содержания брома в воде.
• Откачка кислотных и солевых растворов.
• Многоуровневая эксплуатация в одной скважине с обсадными колоннами.
• Откачка воды из горных пород для поддержания давления.

Центробежные насосы с электроприводом являются высокоэффективным оборудованием для добычи нефти и газа, обеспечивая высокую производительность и надежность. Их способность работать в различных условиях и минимальная потребность в ремонте делают их незаменимыми для современных скважин.