Эксплуатация скважин, газоконденсатных месторождений

Понятно, что при использовании вместо пропана других растворителей Р и t⁰, обеспечивающие смешиваемость, будут иными, чем в случае пропана. Состав пластовой жидкости и нагнетаемого газа, Р и t⁰ является теми факторами, которые определяют, будет ли процесс вытеснения нефти газом протекать в условиях смешиваемости или несмешиваемости. Для выявления условий смешиваемости необходимо проведение лабораторных экспериментов до проектирования процесса эксплуатации.

Вытеснение нефти сжиженными газами.

Сущность вытеснение нефти углеводородными растворителями (пропан, бутан, смесь их) заключается в след. В нефтяной пласт закачивается некоторое количество жидкого пропана (или другого сжиженного газа), который образует оторочку за фронтом нефти и затем нагнетается сухой газ (в основном метан), который продвигает пропан, а последний - нефти к эксплуатационным скважинам.

Вследствие смешиваемости фаз на фронте «пропан-нефть» и на фронте «газ-пропан» на границах раздела этих фаз отсутствует мениски.

Следовательно, отсутствуют и капиллярные силы, препятствующие более полному извлечению нефти при обычных I-x и II-x методах разработки; степень вытеснения нефти значительно возрастает. Повышению извлечения нефти способствует также то, что пленочная нефть, смешиваясь с пропаном, становится более вязкой, толщина пленки уменьшается и она легче отделяется от стенок поровых каналов. На практике из сниженных газов (все они являются хорошими растворителями) чаще всего применяется пропан, как наиболее распространенный газ. Для существования этого процесса не требуется высокие Р. Необходимо, чтобы величина Р, обеспечивала полную смешиваемость жидкого пропана с пластовой нефтью и с газом, перемешивающим пропановую оторочку. Вместе с тем требование, чтобы пропанах - находится в жидком состоянии, ограничивает его применение залежами, температура в которых ниже его критической температур и к нему необходимо добавлять более высокие гомологи метана, обладающие более высокий критической температурой.

Вытеснение нефти обогащенным газом

Сущность данного метода заключается в следующем. В нефтяной пласт нагнетается газ, в значительной степени обогащенный промежуточными углеводородами (С₂-С₆), чаще пропаном. Так как концентрация этих углеводородов в нефти ниже, чем в газе, происходит их растворение в нефти. В результате нефть «разбухает» и увеличивается в объеме; следовательно нефтенасыщенность пласта повышается, а при этом увеличивается относительная проницаемость пористой среды для нефти, что облегчает нефти к эксплуатируемым скважинам. Кроме того, уменьшается вязкость остаточной нефти в результате растворения в ней промежуточных углеводородов (С₂-С₆), что ведет также к более эффективному извлечению нефти.

Вытеснения нефти газами высокого давления.

При этом процессе вытесняющим агентом является газ, состоящий преимущественно из метана. В этом случае необходимая переходная зона может образовываться за счет промежуточных углеводородов, содержащихся в пластовой нефти. Они могут выделятся из нефти вследствие их обратного испарения; при соответствующих температурах и давлениях, система «нефть-газ» переходит в одно фазное состояние. Для этого необходимо, во первых, чтобы нефть содержала значительное количество промежуточных компонентов, т.е. нефть должна быть легкой, во вторых - необходимо высокие давление на фронте вытеснения.

Для осуществления любого метода вытеснения нефти из пластов смешивающимися агентами или растворителями, необходимы определенные геологические условия. Например, при значении нефти на глубине до 500 м, ни одно из них неприемлем, так как максимальное давление, допустимое на такой глубине без опасения разрыва пласта, недостаточно для обеспечения полной взаимной растворимости даже для пропана с вытесняющим его сухим газом, не говоря уже о вытеснении последним нефти в условиях смешиваемости. Очевидно, для этих методов прежде всего подходят месторождения, в которых, по-видимому помимо нефтяной залежи, подлежащей доразработке, имеются также газовая залежь или же поблизости от которых возможно получение пропана (одного или в смеси с этаном и бутаном) и имеются избытки газа.

3. Освоение и спуск в работу фонтанных скважин и регулирование ее работы

Вызов притока жидкости (нефти) из пласта в скважину может быть достигнут снижением столба жидкости в скважине или уменьшением плотности жидкости, заполняющей скважину. В конечном итоге в обеих случаях давление на забое снижается и становятся меньше давления в пласте, что вызывает приток жидкости и газа из пласта в скважину.

Освоение фонтанных скважин обычно производится одним из следующих способов:

1. Понижение уровня жидкости в скважине при помощи поршня (сваба)

2. Последовательной заменой глинистого раствора в скважине жидкостной смесью

3. меньшей плотности.

Рассмотрим эти способа освоения скважин.

Поршневания. Сущность этого метода заключается в постепенном снижении уровня жидкости, заполняющей скважину при помощи поршня. При непрерывном поршневании уровень жидкости в скважине понижается и соответственно снижается давление на забое скважины, что вызывает приток в нее жидкости из пласта. Количество жидкости, извлекаемой из вакуума за один цикл поршневание, зависит от глубины погружения поршня в жидкость. Обычно погружение поршня под уровень жидкости составляет 50-200 м. Спуск и подъем поршня производится лебедкой или подъемником. Продолжительность поршневания зависит от величины пластового Р, степени загрязненности скважины и интенсивности проведении работ. Иногда фонтанирование скважин начинается после нескольких циклов поршневания, но во многих случаях затрачивается несколько дней. Большим недостатком поршневания является необходимость проводить работы при открытом устье, что связано с опасностью выброса. Кроме того, сильно загрязняется территория вокруг скважины, что опасно в пожарном отношении. Поэтому поршневание применяется преимущественно при освоении нагнетательных водяных скважин или же при опробовании отдельных разведочных скважин, где применении других способов освоении связаны с трудностями.

Промывка. При промывке для возбуждение фонтанов плавное снижение противодавление на забой достигается замещением жидкости, заполняющей скважину, более легкой; - глинистого раствора, - водой, воды - нефтью. Возбуждение фонтанов промывкой возможно в тех скважинах, где пластовое Р превышает. Р, создаваемое на забое столбом дегазированной нефтью; в противном случае промывка дает положительные результаты только при совмещении с другими методами, и в частности, при дальнейшем освоении скважины с использованием сжатого воздуха или газа. Перед освоением фонтанной скважины промывкой на устье собирают арматуру и спускают (обычно до фильтра) фонтанные трубы, которые остаются в скважине при ее эксплуатации.

Воду нагнетают насосом в межтрубное пространство, а глинистый раствор заполняющий скважину, вытесняется на поверхность по фонтанным группам. При большом пластовом Р. скважина часто начинает фонтанировать даже при не полной замене глинистого раствора водой. Если после промывки водой пласт не проявляет себя, воду меняет на нефть. Этот способ вызова притока дает возможность плавно понижать давление. на забое скважины и постепенно разрабатывать порового пространство пласта в призабойной зоне, что весьма важно для освоение скважины, скрывших рыхлые пласты. Давление во время промывки и контролируется двумя манометрами: использование сжатого воздуха или газа. Сущность метода заключается в нагнетании сжатого газа или воздуха в кольцевое пространство между подъемными трубами и обсадной колонной скважины. Сжатый газ или воздух вытесняет жидкость, наполняющие скважину через подъемные трубы наружу и одновременно поступая в не большом количеств через специальные (пусковые) клапаны, газируя жидкость, которая движется в них и тем самым уменьшает её плотность. Для нагнетания воздуха в скважину применяют передвижные компрессоры. Освоение фонтанной скважины при помощи сжатого газа или воздуха возможно только при условии оборудования подъемных труб специальными пусковыми приспособлениями, пропускающими часть воздуха из затрубного пространство в подъемные трубы.

Способ аэрации. Значительное понижение плотности жидкости в скважине может быть достигнуто одновременным нагнетанием в ее воды (или нефть) и газа (или воздуха). Жидкость и газ смешиваются в специальном смесителя (эжекторе) и газожидкостная смесь нагнетается в затрубное пространство скважины. При замене этой смеси жидкостью, находящегося в скважине Р. на забой снижается, и нефть начинает поступать из пласта в скважину. Нагнетание газожидкостной смеси прекращают, как только в скважина начинает устойчиво фонтанировать. После спуска фонтанной скважины в эксплуатацию принимают меры по обеспечению длительного и бесперебойного фонтанирование ее и наиболее рациональному расходованию пластовой энергии. Правильное эксплуатация фонтанной скважины заключатся в том, чтобы обеспечить оптимальный дебит при возможно меньшем газовом факторе. Кроме того, на месторождениях, где продуктивные пласты сложены песками, при фонтанировании необходимо поддерживать такие скорости струи жидкости, чтобы песок не мешал нормальной работы скважины, т.е. чтобы поступление песка в нее было наименьшим.

В процессе фонтанирования необходимо также регулировать соотношение нефти - воды в продукции скважины, тогда она начинает обводняться в результате прорыва контурных или подошвенных вод. Для обеспечения длительного и бесперебойного

фонтанирования в большинство случаев приходится ограничивать дебит скважины. Величину дебита скважины регулирует созданием противодавление на ее устье при помощи штуцере (металлической втулки с наибольшим отверстием). Значительно реже противодавление создают путем поддерживание высокого Р. в газосеперационной установке, куда поступают газонефтяная смесь из скважин.

В тех скважинах, где наблюдается вынос из пласта песка вместе с нефтью, применяются штуцеры, способные длительное время противостоять истирающему действию песка. На месторождениях где добываются нефть без песка, применяют > штуцера, применяются такие быстросменные штуцеры.

3.1 Освоение нагнетательных скважин

При освоении нагнетательных скважин задача заключается в том, чтобы очистить поровые каналы призабойной зоны скважины от грязи и взвешенных частиц, которые могут закупорить поры пласта при нагнетании воды. Буровую грязь из пласта скважины удаляют усиленным длительным дренированием пласта с последующей тщательной интенсивной промывкой скважины водой, предназначенной для нагнетания .

Дренируют пласт в основном теми же методами, что и при вызове притока жидкости в нефтяных скважинах: поршневанием (свабированием), компрессорным лифтом, откачкой жидкости мощными глубинными насосами (обычно электроцентробежными).

Накопленный опыт показывает, что почти все нагнетательные скважины хорошо отдают воду, но при нагнетании не всегда поглощают ее в необходимых количествах. Это объясняется закупоркой пор пласта механическими примесями, находящимися в стволе скважины. Поэтому для успешного нагнетания воды в пласт необходимо тщательно очистить от грязи не только призабойную зону, но и весь ствол скважины.

При очистке призабойной зоны пласта наблюдают за количеством механических примесей в извлекаемой из скважины пластовой воде; когда количество их становится меньше 0,5-1 г/м³, приступают к тщательной промывке водой, предназначенной для нагнетания в пласт. Рекомендуется промывать скважину с максимально возможной интенсивностью (2000-2500 м³/сутки). В процессе промывки также наблюдают за количеством механических примесей в выходящей воде. Промывку прекращают, когда содержание механических примесей не превышает 1-2 мг/дм³, а количество железа 0,5 мг/дм³. После этого переходят к нагнетанию воды в пласт.

Даже после длительной промывки чистой водой скважина не всегда принимает воду. Это объясняется иногда тем, что гораздо труднее очистить от продуктов коррозии поверхность труб в кольцевом пространстве скважины, откуда на забой поступают взвешенные частицы, чем поверхность труб в трубном пространстве. Промысловыми работниками предложено множество методов очистки скважин от грязи: обработка ствола соляной кислотой, свабироваиие с непрерывной подачей воды, содержащей антикоррозийные добавки, в кольцевое пространство, установка пакера над пластом и т. д. Пакер закрывает доступ загрязненной воде из кольцевого пространства к забою скважины, дает возможность увеличить депрессию на пласт при свабировании и освободить обсадную колонну от дальнейшего воздействия высокого давления в процессе нагнетания в пласт воды.

Иногда причиной плохой поглотительной способности нагнетательных скважин является низкая проницаемость пород призабойной зоны, значительное количество глинистого материала в породе и наличие глинистых пропластков.

4. Принцип действия воздушного (газового) подъемника

Когда пластовой энергии оказывается недостаточно для подъема жидкости из пласта на поверхность, фонтанирование скважины прекращается. Фонтанирование можно искусственно продолжить путем подачи к башмаку, спущенных в скважину подъемных труб сжатого воздуха или газа.

Так как для сжатия воздуха и газа до нужного давления в большинстве случаев применяются компрессоры, то способ эксплуатации скважин с использованием этих рабочих агентов называется компрессорным.

Принципиально действие газового (воздушного) подъемника при компрессорной эксплуатации одинаково с действием подъемника при фонтанировании, происходящем за счет энергии расширяющегося газа, поступающего в скважину из пласта.

Подъемник, в котором рабочим агентом служит газ, называется газлифтом, если же рабочим агентом является воздух, то такой подъемник называется эрлифтом.

Иногда в качестве рабочего агента для газового подъемника применяется газ из газовых пластов высокого давления, который не требуется дополнительно сжимать в компрессорах. В этом случае газовый подъемник называется бескомпрессорным газлифтом. Для осуществления бескомпрессорного газлифта необходимым условием является наличие вблизи нефтяного промысла или на его территории газовых пластов высокого давления с достаточными запасами газа.

Газовый (воздушный) подъемник состоит из двух каналов или трубопроводов: одного для подачи рабочего агента (воздуха или газа) и другого для подъема жидкости. Одна из схем такого подъемника представлена на рис. 78. По этой схеме в скважину спускают два ряда труб: трубы, по которым нагнетается рабочий агент (наружный ряд), называются воздушными, а по которым происходит подъем на поверхность смеси газа (воздуха) с нефтью, -- подъемными.

В спокойном состоянии жидкость в трубах и в скважине будет находиться на одном уровне, называемое статическим уровнем (см. рис. 78, а).

Давление столба жидкости в скважине на забой будет равно пластовому давлению, т. е.

Р_пл=Н_стg (24)

Если по воздушным трубам нагнетать воздух, то последний, вытеснив сначала всю заключающуюся в них жидкость, начнет поступать в подъемные трубы и отдельными пузырьками перемешиваться с жидкостью. Плотность такой смеси будет значительно меньше первоначальной плотности жидкости, вследствие чего уровень жидкости в подъемных трубах будет повышаться. Чем больше будет введено воздуха в подъемные трубы, тем меньше станет от этого плотность жидкости (смеси) и тем на большую высоту она поднимется.

Величина подъема зависит не только от количества нагнетаемого воздуха, по также и от величины погружения воздушных труб в жидкость. Если воздушные трубы мало погружены в жидкость, т. е. если выше того места, где воздух входит в подъемные трубы, имеется небольшой столб жидкости, то воздух может и не поднять жидкость на поверхность; он ее поднимет только на некоторую высоту, будет прорываться через нее и выходить на поверхность, а жидкость по стенкам труб будет снова стекать вниз.

Высота подъема зависит от диаметра подъемных труб. В трубах малого диаметра при одном и том же расходе рабочего агента уровень жидкости может быть поднят на большую высоту, чем в трубах большего диаметра.

На высоту подъема влияет также вязкость жидкости. При одних и тех же условиях, например, высота подъема нефти будет больше, чем воды, так как нефть имеет большую вязкость, чем вода; воздуху труднее проходить через нефть, труднее прорваться через ее столбики в подъемной трубе, поэтому он будет приподнимать нефть на большую высоту.

Таким образом, принцип действия воздушного (газового) подъемника заключается в разгазировании жидкости в подъемных трубах и уменьшении ее средней плотности; при непрерывной подаче воздуха в подъемные трубы разгазированная жидкость поднимается до устья скважины и выливается наружу.

При работе воздушного подъемника в затрубном пространстве скважины установится новый уровень, называемый динамическим уровнем (см. рис. 78, б). Динамический уровень всегда ниже статического.

Для осуществления компрессорной эксплуатации необходимо соорудить компрессорную станцию (или несколько станции) и воздухораспределительную сеть. Если используется газ, необходимо также иметь установки по осушке и отбензиниванию газа.

Сооружение всего этого комплекса очень трудоемко, а обслуживание его требует больших эксплуатационных расходов, особенно для районов с суровыми климатическими условиями и большими расстояниями между скважинами. По этим причинам компрессорный способ эксплуатации широкое применение нашел только на промыслах Азербайджана; в других районах этот способ применяется весьма ограниченно и то в основном в виде бескомпрессорного газлифта.

Общее число скважин, оборудованных газо-воздушными подъемниками, во всех НГДУ составляет около 3% от всего фонда скважин.

5. Принцип работы и схема глубиннонасосной эксплуатации

Эксплуатация нефтяных скважин штанговыми глубинными насосами является наиболее распространенным способом добычи нефти. На нефтедобывающих площадях Советского Союза около 80% всего действующего фонда скважин эксплуатируются глубинными насосами. Такому широкому внедрению глубиннонасосного способа добычи нефти благоприятствуют небольшие затраты при его осуществлении, позволяющие экономически выгодно эксплуатировать даже очень малодебитные скважины (с дебитом менее 1 т/сут), а также простота оборудования и обслуживания скважин.

За последние годы глубиннонасосное оборудование значительно усовершенствовано, созданы установки различных грузоподъемности и производительности.

Современными штанговыми глубиннонасосными установками можно добывать нефть с глубин до 3000 м, а также эксплуатировать скважины с дебитом жидкости от долей тонны до нескольких сотен тонн в сутки.

В большинстве случаев глубиннонасосную эксплуатацию применяют в малодебитных и среднедебитных скважинах.

Глубинный штанговый насос представляет собой плунжерный насос специальной конструкции, приспособленный для работы в скважинах на большой глубине. Привод насоса осуществляется с поверхности через колонну специальных штанг. Поэтому такие насосы называются глубинными штанговыми насосами.

Глубиннонасосная установка (рис. 96) состоит из насоса, находящегося в скважине, и станка-качалки, установленного на поверхности у устья скважины. Цилиндр 1 насоса укреплен на конце спущенных в скважину насосно-компрессорных (подъемных) труб 4, а плунжер 2 подвешен: на колонне штанг 3. Самая верхняя штанга соединена с головкой 7 балансира станка-качалки гибкой (канатной или цепной) подвеской.

Колонна насосно-компрессорных труб, по которой жидкость от насоса поднимается на поверхность, заканчивается на устье тройником 5. В верхней части тройника имеется сальниковое устройство 6, предназначенное для предотвращения утечек жидкости вдоль движущегося сальникового штока (т. е. последней верхней насосной штанги), а в средней части -- боковой отвод, но которому жидкость из скважины направляется в выкидную линию.

В механизме станка-качалки вращение вала электродвигателя 11 через понижающую трансмиссию передается на вал кривошипов и при помощи кривошипов 10 и шатунов 0 преобразуется в качательное движение балансира 8. Возвратно-поступательное движение точки подвеса штанг и, следовательно, плунжера насоса создается качанием балансира относительно его опоры.

Работа глубинного насоса происходит следующим образом.

При движении плунжера вверх (рис. 97, а) нижний всасывающий клапан под давлением жидкости снизу открывается, и жидкость поступает в цилиндр насоса. В это время верхний нагнетательный клапан закрыт, так как на него действует давление столба жидкости, находящейся в насосно-компрессорных трубах.

При движении плунжера вниз (рис. 97, б) нижний всасывающий клапан под давлением жидкости, находящейся под плунжером, закрывается, а нагнетательный клапан открывается, и жидкость из цилиндра переходит в пространство над плунжером.

Таким образом, при ходе плунжера вверх одновременно происходят всасывание жидкости в цилиндр насоса и подъем ее в насосно-компрессорных трубах, а при ходе вниз -- вытеснение жидкости из цилиндра в полость труб. Эти признаки характеризуют глубинный насос как насос одинарного действия. При каждом последующем ходе плунжера в цилиндр поступает почти одно и то же количество жидкости, которая затем переходит в трубы и постепенно поднимается к устью скважины.

6. Эксплуатация скважин безштанговыми погружными насосами

Наряду со штанговыми глубинными насосами для эксплуатации нефтяных скважин все большее применение находят бесштанговые главным образом погружные электрические центробежные насосы.

В 1970 г. ил 37 000 глубинно насосных скважин было добыто 65 млн. т нефти. Средний дебит одной скважины, оборудованной электрическим центробежным насосом, составил около 120 т/сут, в то время как дебит глубинноиасосной скважины был равен 15 т/сут.

Следовательно, электрическими центробежными насосами эксплуатируются в основном высокодебитные скважины, в то время как штанговыми глубинными насосами эксплуатируются преимущественно малодебитные и среднедебитные скважины.

Характерным для установок погружных электронасосов является отсутствие промежуточного звена -- колонны насосных штанг, благодаря чему повышается межремонтный период их работы, который по всему фонду скважин превышает 200 сут; во многих скважинах центробежные насосы работают без подъема 2-3 года.

Наземное оборудование погружных электронасосов отличается простотой и не требует монтажа фундаментов и других сооружений. Поэтому установка этих насосов на новых скважинах может осуществляться в короткий срок и в любое время года. Поскольку центробежный насос и его привод -- электродвигатель -- находятся в скважине, а не на поверхности земли, обслуживание скважин значительно упрощается и почти одинаково с обслуживанием фонтанных скважин.

6.1 Установка погружного центробежного электронасоса

Установка погружного центробежного электронасоса (рис. 122) состоит из следующих основных элементов: насосного агрегата (насос, электродвигатель, протектор); колонны подъемных труб; бронированного кабеля; устьевой арматуры; кабельного барабана с направляющим роликом, станции управления и автотрансформатора.

Насосный агрегат в собранном виде спускают в скважину на подъемных трубах. Все узлы агрегата (насос, электродвигатель, протектор) имеют самостоятельные валы на подшипниках. Валы соединяются друг с другом шлицевыми муфтами. Кроме того, корпусы насоса, протектора и электродвигателя соединены между собой фланцами.

В погружном электроцентробежном агрегате электродвигатель расположен непосредственно под насосом. Поэтому насос имеет боковой прием жидкости, которая поступает в него из кольцевого пространства между эксплуатационной колонной и электродвигателем через фильтр-сетку.

Ток для питания электродвигателя подводится по специальному бронированному трехжильному круглому кабелю, который опускают вместе с колонной насосных труб и прикрепляют к ним тонкими железными поясами. На участке немного выше насоса на самом агрегате кабель имеет плоское сечение, что уменьшает габариты агрегата. Плоский кабель крепят к насосу и протектору также поясами.

Наземное оборудование скважин состоит из устьевого оборудования, ролика, подвешиваемого к вышке, барабана со стойками для кабеля, автоматической станции управления и автотрансформатора. Ролик предохраняет кабель от перегибов при спускоподъемных операциях. Трансформатор предназначен для компенсации падения напряжения в кабеле, подводящем ток к погружному электродвигателю. Для защиты от пыли и снега автотрансформатор устанавливают в будке. При помощи станции управления осуществляют ручное управление автоматом и кнопками, автоматическое отключение агрегата при прекращении подачи жидкости, нулевую защиту и защиту от перегрузки, отключение агрегата при коротких замыканиях. Барабан служит для транспортировки кабеля, для облегчения разматывания и сматывания его при спуске и подъеме агрегата из скважины.

Оборудование устья скважины при эксплуатации погружным центробежным электронасосом состоит из тройника и задвижки, установленной на выкидной линии.

Насосные трубы подвешивают на фланце обсадной колонны при помощи специальной планшайбы.

7. Эксплуатация газоконденсатных месторождений

При эксплуатации газоконденсатного месторождения необходимо обеспечить четкое выполнение взаимосвязанных технологических операций, включающий отбор жирного газа из эксплуатационных скважин, обработку его, нагнетание сухого газа в пласт. Каждая из перечисленных технологических операций требует специального оборудование.

Оборудование и регулирование работы эксплуатационных скважин такие же, как и на газовых месторождениях. Особенности их работы обусловлены высоким рабочим давлением и двухфазностью потоков. К колоннам газоконденсатных скважин предъявляются повышенные требования (механическая прочность, стойкость к коррозии и герметичность). Оборудование скважин не должно оказывать большого сопротивления движению двухфазного потока углеводородов, так как в противном случае возможна преждевременная конденсация тяжелых компонентов. Технологическая схема циркуляции газа показана на рис. 222.

Рис. 2. Схема циркуляции газа на газоконденсатном промысле:

НС - нагнетательная скважина; ЭС - эксплуатационная скважина; ГС - газоканденсаторы; ГКЗ - газоконденсатный завод; КС - компрессорная станция; 1-сухой газ; 2-жирный газ; 3-конденсат.

Для сжатия газа сооружают промысловую компрессорную станцию. Сухой газ, сжатый до давления, которое обеспечивает закачку его в необходимом объеме в пласт, направляют по газопроводом высокого давления в нагнетательные скважины, оборудованные так же, как и эксплуатационные.

В процессе эксплуатации всего комплекса оборудования тщательно контролируют давление, температуру, расход, плотность, состав газа и конденсата. Периодически определяют степень разбавленности жирного газа сухим. Для этой цели можно использовать газообразные радиоактивные изотопы, добавляемые к закачиваемому в пласт сухому газу.

Максимально допустимый отбор газа из эксплуатационных скважин определяют не только в зависимости от свойств продуктивного коллектор, но и из условия предупреждения обратной конденсации углеводородов в скважинах и трубопроводах. Это ограничивает пределы регулирования динамического буферного давления.

Регулирование необходимо также для обеспечения постоянной полной загрузки оборудования для обработки конденсата.

Конденсация углеводорода в скважине приводит к накапливанию жидкости на забое, закрытию продуктивного пласта, повышению гидравлического сопротивления, большим перепадам давлений, снижению дебита. Для устранении псречисленных осложнении скважину периодически освобождают от накопившегося конденсата путем продувки.

Очень важно периодически очищать забои нагнетательных скважин от грязи, окалины и ржавчины. Своевременная очистка исключает чрезмерное повышение давления нагнетания, уменьшение объема нагнетаемого газа, излишние затраты энергии на сжатие газа, аварий компрессорных станциях и газопроводах. Очистку производят путем обратной продувки или промывки забоя водой.

Для предупреждения чрезмерного повышения давления нагнетания применяют предохранительные клапаны и регуляторы давления. Если на основании анализа газа будет установлен преждевременный прорыв сухого газа к некоторым эксплуатационным скважинам, отбор газа из этих скважин ограничивают, дебит других увеличивают. Иногда для выравнивания продвижения фронта сухого газа останавливают некоторые эксплуатационные скважины. После прорыва сухого газа к большинству эксплуатационных скважин (о чем свидетельствует резкое снижение содержания тяжелых углеводородов в добываемой продукции) процесс циркуляции завершается и наступает период эксплуатации с истощением залежи.

В период истощения обработку добываемого газа не прекращают с целью дополнительного получения тяжелых углеводородов. Сепарационные и сорбционные установки продолжают работать, ибо сухой газ при понижении пластового давления поглощает конденсат, накопившийся в отдельных местах пласта. Правда, производительность этих установок снижается.

После значительного понижения пластового давления компрессорная станция может быть использована для подачи добываемого газа в магистральный газопровод.

При истощении залежь дает внешним потребителям сухой газ. Благодаря высокому начальному пластовому давлению этот газ можно передавать на большие расстояния. Для отбора газа могут быть использованы как эксплуатационные, так и нагнетательные скважины. Следовательно. процесс истощения ускорится, если потребители в состоянии будут принять весь добываемый газ.

Полностью истощенную газоконденсатную залежь можно использовать как естественное подземное газохранилище.

8. Совместно-раздельная эксплуатация одной скважиной нескольких пластов

Наибольшее число нефтяных и газовых месторождений мира являются многопластовыми, т.е. представляют собой совокупность нескольких продуктивных пластов, расположенных поэтажно один над другим. Разработка таких месторождений самостоятельными сетками скважин, пробуренных на каждый отдельный пласт, требует огромных капитальных вложений и затрат излишних материально-технических средств.

При разработке многопластовых месторождений часто объединяют несколько пластов в один эксплуатационный объект для сокращения сроков разработки месторождения и уменьшения затрат на бурение и обустройство нефтедобывающих площадей. Это допустимо, если пластовые давления и качество нефти объединяемых объектов достаточно близки.

Чтобы сохранить этот принцип и вместе с тем сократить объем буровых работ, в практику разработки внедряют различные варианты совместно-раздельной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной.

Сущность совместно-раздельной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной заключается в том, что все продуктивные пласты месторождения или основные из них разбуривают одной сеткой скважин; в скважины спускают специальное оборудование, обеспечивающее извлечение нефти из каждого пласта на поверхность по самостоятельным каналам. Тогда работа каждого пласта не влияет на работу других пластов и в каждом пласте можно проводить необходимые исследования и мероприятия по поддержанию режима его работы.

Одним из вариантов названной технологии является совместно-раздельная эксплуатация нескольких пластов многорядными скважинами. Этот метод, предложенный группой инженеров в 1951 г., нашел некоторое применение: на бакинских промыслах было пробурено несколько сотен двухрядных и трехрядных скважин. В таких скважинах (рис. 145) в один ствол на разные глубины спущено и зацементировано два или три ряда эксплуатационных колонн диаметром от 114 до 146 мм. Расстояние между центрами колонн у поверхности делают равным 0,6-0,8 м, что необходимо для обеспечения монтажа наземного оборудования, эксплуатации и подземного ремонта.

Практика эксплуатации трехрядных скважин показала нецелесообразность их дальнейшего бурения вследствие значительных затруднений при их эксплуатации.

Многорядные скважины эксплуатируются компрессорным или насосным способом. При эксплуатации компрессорным способом на устьях скважин устанавливают малогабаритную арматуру, занимающую меньше места, чем обычная. При насосной эксплуатации для безопасного обслуживания и нормального выполнения наземного и подземного ремонта без прекращения работы других скважин в условиях близкого расположения устьев эксплуатационных колонн между станком-качалкой и устьем скважины устанавливают промежуточный механизм -- дистанционный блок на бетонном фундаменте, являющемся продолжением фундамента станка-качалки.

Установка дистанционных блоков позволяет при эксплуатации двух- и трехрядных скважин применять обычные балансирные станки-качалки. Применяют также и безбалансирные станки: горизонтальные и со специальной поворотной стрелой.

На рис. 146 показан дистанционный блок грузоподъемностью 50 к.Н. В состав его входит металлическая рама 1 с поворотной стрелой 2. В раме и поворотной стреле в подшипниках укреплены два шкива 4 и 5, через которые при помощи роликовтулочной цепи6, закрытой кожухом 3, станок-качалка присоединяется к сальниковому штоку.

Схема размещения балансирных станков-качалок и дистанционных блоков приведена на рис. 147.

Размещено на Allbest.ru