Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 [ 17 ] 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66

Режим растворенного газа характерен для нефтяных месторождений, у которых свободный газ в залежи отсутствует, а в нефтяную часть пласта практически не поступает пластовая вода. Движущей силой, способствующей перемещению нефти в пласте к забою скважины, в этом случае является растворенный газ. При отборе нефти из скважины и снижении давления в пласте растворенный газ выделяется из нефти и расширяется в свободном состоянии. Свободный газ устремляется к забою скважины, опережает движение нефти по капиллярам пласта и увлекает ее за собой. Однако эффект этого механизма незначителен из-за интенсивного действия сил трения. Поэтому к забою скважины поступает только часть нефти из пласта, а энергия газа быстро снижается. Коэффициент нефтеотдачи при режиме растворенного газа очень низкий и составляет 0,15-0,3.

Гравитационный режим эксплуатации нефтяных скважин наступает обычно при полном истощении пластовой энергии. При гравитационном режиме единственной движущей силой перемещения нефти по капиллярам пласта является сила тяжести нефти в пласте. В этом случае перемещение нефти происходит только в наклонных (падающих) пластах к скважинам, расположенным в их нижних точках.

Гравитационный режим - наименее эффективный из всех режимов эксплуатации скважин. Следует отметить, что в изолированном (чистом) виде каждый из режимов эксплуатации встречается чрезвычайно редко.

t" В пробуренных эксплуатационных скважинах оборудуют как забой- ную (в районе продуктивного пласта), так и "стьевую часть, выходящую на поверхность. Забойную часть скважины оборудуют следующим образом. Если продуктивный пласт сложен достаточно прочными породами (например, твердыми известняками), то применяют "открытый" забой. При этом эксплуатационную обсадную колонну труб доводят до верхней границы продуктивного пласта, а сам пласт на всю толщину пробуривают с образованием цилиндрического канала. Если породы, составляющие продуктивный пласт, неустойчивые, рыхлые, то забой укрепляют обсадными трубами. Наиболее часто применяют конструкцию забоя с опусканием эксплуатационной обсадной колонны до дна скважины с перекрытием продуктивного пласта. После этого затрубное пространство цементируют. Приток нефти в скважину обеспечивают пробивкой отверстия (перфорацией) обсадной трубы и цементного кольца в зоне продуктивного пласта.

В отдельных случаях в Нреоуренную зону продуктивного пласта вводят трубу - хвостовик с последующей ее перфорацией. Устье скважины оснащают так называемой колонной головкой. Назначение колонной головки - обеспечение необходимой герметизации затрубного пространства между эксплуатационной и промежуточной колоннами, удержание в подвешенном состоянии находящихся в скважине насосно-

компрессорных труб. Колонная головка применяется при любых методах эксплуатации скважины и монтируется обычно на все время ее эксплуатации. В процессе работы колонные головки испытывают большое давление, особенно при фонтанной эксплуатации. В связи с этим при изготовлении их предъявляют очень высокие требования. Колонная головка клиновая, состоит из корпуса, в котором размещены клинья для подвески эксплуатационной обсадной колонны, и пакер - уплотнение для герметизации межтрубного пространства. Корпус головки через патрубок и фланец опирают на фланец промежуточной обсадной колонны. Сверху корпуса устанавливают катушку с фланцем, на которой закрепляют фонтанную арматуру. Уплотнение соединительных фланцев выполняют в виде колец из малоуглеродистой стали. Колонные головки выпускают на рабочее давление 7,5; 12,5; 20; 30; 35; 70; 100 МПа. В заводских условиях колонные головки подвергают гидравлическим испытаниям на пробное давление, равное двухкратному рабочему, за исключением рабочих давлений в 70 и 100 МПа, где пробное давление равно 1,5 Рраб- Непосредственно для подъема нефти на поверхность в скважину опускают колонну насосно-компрессорных труб. Верх их закрепляют в колонной головке. В зависимости от способа эксплуатации нефтяных скважин эти трубы называют фонтанными, компрессорными, насосными, подъемными. Сортамент насосно-компрессорных труб включает следующие диаметры: 33, 42, 48, 60, 73, 89, 102 и 104 мм при толщине стенок от 4 до 7 мм. Длина труб от 5 до 8,5 м. Трубы имеют на концах резьбу и их соединяют друг с другом с помощью специальных резьбовых муфт. В зависимости от уровня прочности стали насосно-компрессорные трубы разделяют на группы Д, К, Е, Л, М. Наибольшую прочность имеют трубы группы М, наименьшую - группы Д. Максимальная длина колонны насосно-компрессорных труб или глубина их подвески в скважине зависит от вида эксплуатации cKpayth ц групп прочности трубной стали.

ЦПроцесс эксплуатации нефтяных скважин связан с подъемом нефти от уровня продуктивных пластов (с забоя) на поверхность земли. На практике эксплуатация нефтяных cквaжи ведется фонтанным, газлифтным или насосным способом. Выбор способа эксплуатации нефтяных скважин в первую очередь определяется пластовым давлением Рпл. Если Рпл достаточно для подъема столба жидкости (нефти с растворенным газом и водой) на поверхность с некоторым избыточным давлением, то применяют фонтанный способ эксплуатации нефтяных скважин. При этом методе на колонную головку скважины монтируют фонтанную арматуру - "елку". Фонтанная арматура такое название получила за схожесть ее контура с елкой. Фонтанная елка предназначена для контроля и регулирования режима эксплуатации фонтанной скважины. Ответвления елки соединяют с приемными трубопроводами промысла. Задвижки, установленные на ответвлениях фонтан-

ной елки, позволяют направить поток нефти из скважины в ту или иную приемную линию промыслового трубопровода. При необходимости можно перекрыть подачу нефти из скважины. Фонтанную арматуру выпускают на давление от 7 до 105 МПа.

Для контроля давления нефти на устье скважины на фонтанной елке устанавливают два манометра. Один манометр в верхней части фонтанной елки для замера давления нефти в устье скважины, а другой на боковом отводе для замера давления в межтрубном пространстве скважины (затрубного давления). Для опускания в колонну насосно-компрессорных труб различных контрольно-измерительных приборов (глубинных манометров, дебитомеров и др.) или скребков для удаления отложений парафина со стенок труб над верхним стволовым краном елки устанавливают специальное приспособление - лубрикатор. Для регулирования поступления нефти из скважины на боковых ответвлениях елки устанавливают штуцеры дискового типа с калиброванными отверстиями. Из фонтанной арматуры нефть вместе с газом и водой поступает по приемным трубопроводам к автоматизированным групповым замерным установкам (АГЗУ) и далее на установку комплексной подготовки нефти (УКПН). При фонтанной эксплуатации нефтяных скважин необходимо обеспечить оптимальные условия для подъема жидкости (нефти) по вертикальным фонтанным трубам. При этом необходимо учесть, что в нефти, выходящей из пласта, всегда содержится растворенный газ и по трубам движется газожидкостная смесь.

Большое значение для режима фонтанной эксплуатации имеет определение оптимальных размеров фонтанного подъемника (колонны фонтанных труб) - его длины и диаметра. Длина фонтанного подъемника зависит от состояния пород продуктивного пласта. Если продуктивный пласт сложен рыхлым песком, то подъемные трубы опускают до забоя. Это позволяет обеспечить лучшие условия для выноса песка на поверхность. При сложении продуктивного пласта плотными и прочными горными породами нет необходимости в размещении фонтанных труб до забоя. В этом случае глубину подвески фонтанных труб в скважине ограничивают зоной, где давление равно давлению насыще-ния нефти raaoMI

При выборе оптимального диаметра фонтанных труб необходимо обеспечить максимальную длительность работы скважины в фонтанном режиме за счет снижения потерь энергии при подъеме жидкости. Исходя из этих условий, диаметр фонтанных труб подбирают специальны мрасчетом.

для оспечения длительной и бесперебойной работы скважины в фонтанном режиме эксплуатации большое значение имеет регулирование пластовой энергии за счет изменения объема нефти, поступающего из скважины и называемого дебитом скважины. Для ограничения дебита скважины в боковом отводе фонтанной елки устанавливают смен-