Технология одновременно-раздельной эксплуатации добывающих скважин.

СОДЕРЖАНИЕ

 

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ

 

Тема данного реферата – «Технология одновременно-раздельной эксплуатации добывающих скважин».

В настоящее время нефть и  газ являются преимущественными  пред другими источниками энергии. Их основные преимущества заключаются в относительно высокой теплоте сгорания и в простоте использования с технологической точки зрения.

Так, при полном сгорании 1 кг нефти выделяется 46 МДж тепла, 1 м³ природного газа 36 МДж, 1 кг антрацита 34 МДж, 1 кг бурого угля - 9,3 МДж, 1 кг дров - 10,5 МДж. Если массу нефти принять за единицу, то для получения эквивалентного количества тепла масса антрацита должна составить 1,4; бурого угля - 5,0; дров - 4,4. Аналогичным достоинством обладает газ. Это дает огромные преимущества при транспортировке.

Теперь сравним различные  энергоносители с точки зрения технологичности. Нефть и газ транспортируются, в основном, по трубопроводам, работающим в любое время года и суток. Чтобы перекачать нефть (газ), а затем  подать ее (его) в топку, достаточно включить насос (компрессор), а порой просто открыть задвижку (кран). Транспортировка же твердого топлива требует обязательного проведения погрузочно- разгрузочных работ. Движение транспортных средств с углем, как правило, связано с простоями (при погрузке-разгрузке, заносах и т.д.). Загрузка твердых топлив в топку очень часто связана с большими затратами ручного труда.

Применение газа вместо угля дает большую экономию времени  и средств, улучшает условия труда, а также санитарное состояние  городов, жилых домов и предприятий. Поэтому в настоящее время почти все тепловые станции Урала и Европейской части России переведены на газ. Проводится большая работа по газификации малых городов и сел.

Таким образом, нефть  и газ в ближайшей перспективе  останутся основными источниками энергии для человечества.

Опыт разработки нефтяных и газовых месторождений показывает, что более половины всех капитальных  вложений приходится на бурение скважин. Кроме того, не всегда в пластах  содержатся рентабельные для извлечения самостоятельной сеткой скважин запасы нефти и газа. Уменьшить затраты на бурение скважин и сделать рентабельной добычу нефти и газа из пластов с небольшими запасами позволяет одновременная раздельная эксплуатация нескольких пластов одной скважиной (ОРЭ)

Поэтому цель данного реферата – рассмотреть технологию одновременно-раздельной эксплуатации добывающих скважин.

Для этого необходимо выполнение следующих задач:

- разъяснить способы  эксплуатации добывающих скважин,  необходимого оборудования

- подробно описать  способ одновременно-раздельной эксплуатации добывающих скважин.

 

1. СПОСОБЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

 

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 (газлифтный или компрессорный способ);

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

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

1.1. ФОНТАННЫЙ СПОСОБ

 

Фонтанный способ применяется, если пластовое давление велико. В этом случае нефть фонтанирует, поднимаясь на поверхность по насосно-компрессорным трубам за счет пластовой энергии. Условием фонтанирования является превышение пластового давления над гидростатическим давлением столба жидкости, заполняющей скважину.

Устройство скважины для фонтанной добычи нефти показано на рис. 1.1.

 

Рис 1.1. Устройство скважины для фонтанной добычи нефти: 1 - эксплуатационная колонна; 2 - насосно-компрессорные трубы; 3 - башмак; 4 - фланец; 5 - фонтанная арматура; 6 - штуцер

 

Нефть поступает в  нее из пласта через отверстия  в колонне эксплуатационных труб 1. Внутри эксплуатационной колонны  находятся насосно-компрессорные  трубы 2. Нефть поступает в них через башмак 3. Верхний конец насосно-компрессорных труб через фланец 4 соединяется с фонтанной арматурой 5. Фонтанная арматура представляет собой систему труб с задвижками. К этой системе присоединен штуцер 6, представляющий собой стальную болванку с цилиндрическим каналом малого сечения. Назначение штуцера заключается в ограничении притока нефти в скважину путем дросселирования давления на выходе из нее.

Установка штуцера позволяет  обеспечить длительную и бесперебойную  работу скважины в фонтанном режиме. Кроме того, благодаря низким скоростям притока нефти, уменьшается загрязнение скважины частицами породы.

Из штуцера пластовая  нефть попадает в сепаратор (или  трап), где происходит ее разделение на нефть и нефтяной газ.

Фонтанный способ эксплуатации нефтяных скважин применяется на начальном этапе разработки месторождений.

Все газовые скважины эксплуатируются фонтанным способом. Газ поступает на поверхность  за счет пластового давления.

1.2. КОМПРЕССОРНЫЙ СПОСОБ

 

Компрессорным называется способ эксплуатации нефтяных скважин, при котором подъем жидкости из пласта на поверхность осуществляется сжатым газом, нагнетаемым в колонну подъемных труб.

Устройство скважины для компрессорной добычи нефти показано на рис. 1.2.

При компрессорном способе  в скважину опускают две соосные трубы. Внутреннюю 2, по которой смесь извлекается наверх, называют подъемной, а наружную 3, по затрубному пространству между которой и трубой 2 в скважину под давлением подается газ, -воздушной. Подъемная труба короче воздушной.

 

	Рис. 1.2. Устройство скважины для компрессорной добычи нефти: 1 - обсадная труба, 2 - подъемная труба; 3 - воздушная труба
	Рис. 1.3. Механизм компрессорной  добычи нефти

 

Механизм компрессорной  добычи нефти следующий (рис. 1.3).

При закачке газа в  скважину нефть сначала полностью вытесняется в подъемную трубу. После этого в подъемную трубу проникает закачиваемый газ. Он смешивается с нефтью, в результате чего плотность смеси в подъемной трубе становится значительно меньше плотности нефти. Вследствие этого чтобы уравновесить давление, создаваемое столбом нефти между трубами 1 и 3, столб смеси в подъемной трубе 2 удлиняется, достигает поверхности земли и поступает в выкидную линию скважины.

В зависимости от того какой газ под давлением закачивается в скважину различают два способа компрессорной добычи нефти: газлифт (рабочий агент - природный газ) и эрлифт (рабочий агент -воздух). Применение эрлифта менее распространено, т.к. при контакте с воздухом нефть окисляется.

Для закачки газа в  скважину сооружают специальные газлифтные компрессорные станции.

Достоинствами компрессорного способа эксплуатации нефтяных скважин  являются:

1) отсутствие подвижных  и быстроизнашивающихся деталей  (что позволяет эксплуатировать  скважины с высоким содержанием  песка);

2)  доступность оборудования для обслуживания и ремонта (поскольку все оно размещается на поверхности земли);

3) простота регулирования  дебита скважин. 

Однако у способа  имеются и недостатки:

1) высокие капитальные  вложения на строительство мощных  компрессорных станций и разветвленной сети газопроводов;

2)  низкий к.п.д. газлифтного  подъемника и системы «компрессор-скважина».

Для уменьшения капиталовложений там, где возможно, в нефтяную скважину подают под давлением без дополнительной компрессии газ из газовых пластов. Такой способ называют бескомпрессорным лифтом.

В зависимости от конкретных условий месторождений и геолого-технических  характеристик скважин применяют  непрерывный и периодический  газлифтные способы эксплуатации. При  периодическом газлифте подача газа в скважину периодически прерывается с тем, чтобы в ней накопилось необходимое количество жидкости. Таким образом, эксплуатируют скважины с низкими забойным давлением и коэффициентом продуктивности. При низком забойном давлении, но высоком коэффициенте продуктивности применяют тот из двух способов, который имеет лучшие показатели (например, меньший расход нагнетаемого газа).

Принципиальная схема  газлифтного цикла приведена на рис. 1.4.

Рис. 1.4. Схема газлифтного  цикла при добыче нефти:

1 - газовая скважина  высокого давления;

2,4,8 - газовый сепаратор;

3 - теплообменник; 

5 - газораспределительная  батарея; 

6 – газлифтная скважина;

7 - газонефтяной сепаратор; 

9 - компрессорная станция

I - газ высокого давления из газовой скважины;

II - продукция

газлифтной скважины;

III - нефть;

IV - газ низкого давления,

содержащий капельную  нефть;

V - газ низкого давления, очищенный от нефти;

VI - сжатый газ в систему промыслового сбора;

VII - газ высокого давления после компрессорной станции

 

При наличии газовой  скважины высокого давления реализуется бескомпрессорный лифт. Газ из скважины 1 через газовый сепаратор 2 подается в теплообменник 3. Нагретый газ после дополнительной очистки в сепараторе 4 проходит через газораспределительную батарею 5 и направляется к газлифтным скважинам 6. Продукция скважин направляется в газонефтяной сепаратор 7, после которого нефть поступает в коллектор, а газ, содержащий капельки нефти проходит дополнительную очистку в сепараторе 8 и после сжатия в компрессорной станции 9 поступает в систему промыслового сбора.

Если газовой скважины высокого давления нет, то для газлифта используется попутный нефтяной газ. После  компримирования газ из компрессорной  станции 9 последовательно проходит теплообменник 3, газовый сепаратор 4 и так далее, пока вновь не поступит на станцию 9. В данном случае используется замкнутый газлифтный цикл, при котором нагнетаемый в скважины газ многократно используется для подъема жидкости.

1.3. НАСОСНЫЙ СПОСОБ

При насосном способе эксплуатации подъем нефти из скважин на поверхность осуществляется штанговыми и бесштанговыми насосами.

Штанговый насос  представляет собой плунжерный насос специальной конструкции, привод которого осуществляется с поверхности посредством штанги (рис. 1.5).

Рис. 1.5. Схема добычи нефти  с помощью штангового насоса;

1 - всасывающий клапан;

2 - нагнетательный клапан;

3 - штанга;

4 - тройник; 

5 - устьевой сальник;

6 - балансир станка  о качалки; 

7 - кривошипно -шатунный  механизм;

8 -электродвигатель;

9 - головка балансира; 

10 - насосные трубы

 

В нижней части насоса установлен всасывающий клапан 1. Плунжер  насоса, снабженный нагнетательным клапаном 2, подвешивается на насосной штанге 3. Верхняя часть штанги пропускается через устьевой сальник 5 и соединяется  с головкой балансира 6 станка-качалки. При помощи кривошипно-шатунного механизма 7 головка 9 балансира передает возвратно-поступательное движение штанге 3 и подвешенному на ней плунжеру. Станок приводится в действие электродвигателем 8 через систему передач.

Работает насос следующим  образом. При ходе плунжера вверх верхний клапан 2 закрыт, так как на него действует давление вышележащего столба жидкости и плунжер работает как поршень, выталкивая нефть на поверхность. В это же время открывается приемный клапан 1 и жидкость поступает в цилиндр насоса. При ходе плунжера вниз нижний клапан закрывается, а верхний открывается и через полый плунжер жидкость выдавливается из цилиндра насоса в насосные трубы 10.

При непрерывной работе насоса в результате подкачки жидкости уровень последней в насосных трубах поднимается до устья и она поступает в выкидную линию через тройник 4.

Недостатками штанговых  насосов являются громоздкость, возможность  обрыва штанг, ограниченность применения в наклонных и сильнообводненных  скважинах, недостаточно высокая подача, небольшие (до 2 км) глубины эксплуатации.