Основы технологии добычи нефти и газа

 
Государственное Образовательное  Учреждение  
Высшего Профессионального образования  
Уфимский Государственный Нефтяной Технический Университет  

Отдел дополнительного  образования программ  
« Оператор по добыче нефти и газа»  
 
 
 
 

Письменная  работа на тему : 
« Основы технологии добычи нефти и газа»  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Выполнил:

 
Содержание:

1. Ведение                                                                                                              стр.3 -4  
2. Фонтанная эксплуатация скважин                                                                  стр.5 -7  
3. Газлифтная эксплуатация                                                                                стр.8 - 9  
4. Глубиннонасосная эксплуатация                                                                    стр.10- 12 5. Правила техники безопасности при газлифтной эксплуатации                   стр. 15 6.Охрана окружающей среды                                                                              стр. 18 
7. Заключение                                                                                                        стр.20 
8. Список литературы                                                                                           стр.21  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Введение  
Добывающие скважины обычно квалифицируют по методу добычи, используемого для доставки жидкостей с забоя скважины в выкидной трубопровод. Это может быть либо естественный поток, либо какой-то искусственный способ подъема. Газовые скважины обладают естественной продуктивностью. Некоторые нефтяные скважины фонтанируют на ранних стадиях своей продуктивной жизни благодаря присущей им внутренней энергией, такой метод называется фонтанной добычей, но рано или поздно и им требуется до полнительная энергия для поддержания продуктивности.  
В скважинах, где давление в коллекторе или давление растворенного газа слишком мало, чтобы создавать фонтанирование, поток жидкости может поддерживаться искусственным методом — газлифтом . Существует множество вариаций газлифтной системы, но основной принцип заключается в том, чтобы брать газ из внешнего источника и закачивать его в добываемые жидкости, проходящие по насосно - компрессорной колонне. Это снижает вес столба жидкости и обеспечивает истечение нефти из скважины.  
В ходе эксплуатации газ под давлением закачивается в пространство между обсадной и насосно- компрессорной колоннами и попадает в последнюю через открытый газлифтный клапан. Жидкость в насосно- компрессор ной колонне выше клапана вытесняется и/или становится легче при смешивании с газом и может подниматься на поверхность вместе с расширяющимся газом. Когда газ и жидкость достигают поверхности, газ отделяется от нефти. Здесь его вновь сжимают до высокого давления и еще Раз закачивают в пространство между обсадной и насосно- компрессорной колоннами, чтобы повторить цикл снова.  
Так как газ закачивается с более или менее постоянной скоростью, система  
классифицируется как непрерывный газлифт. Тем не менее рано или поздно давление в коллекторе понизится до такой степени, что даже с помощью вспомогательной закачки газа оно не будет поддерживать ток нефти. На данном этапе можно применить одну из периодических систем газлифта. По этому методу жидкости дают время для накопления в насосно- компрессорной колонне. Затем в скважину в заранее определенные промежутки времени закачивают газ, который порциями вытесняет жидкость на поверхность. Газ можно подавать с помощью компрессора. Такую разновидность называют компрессорным газлифом. Используемый в этом случае нефтяной газ отделяют от добываемой нефти, подвергают промысловой подготовке и закачивают в газлифтные скважины (замкнутый газлифтный цикл). Природный углеводородный газ можно подавать из соседнего газового месторождения, из магистрального газопровода или газобензинового завода.  
При бескомпрессорном газлифте природный газ под собственным давлением поступает из скважины, газовых или газоконденсатных месторождений. Там же осуществляется его отчистка и осушка. На нефтяном промысле иногда осуществляется только подогрев. Если нефтяное и газовое месторождение залегают на одной площади, то при достаточно высоком давлении в газовой залежи, можно организовать внутрискважинный бескомпрессорный газлифт, отличной особенностью которого является поступление газа из выше или нижезалегающего газового пласта непосредственно в нефтяной скважине. Область применения газлифта – высокодебитные скважины с большим забойным давлением, скважины с высокими газовыми факторами и забойными давлениями ниже давления насыщения, песочные (содержащие в продукции песок) скважины, а также скважины в труднодоступных условиях. Это объясняется высокой технико-экономической эффективностью, отсутствием в скважине механизмов и трущихся деталей, простотой обслуживания скважин и регулирования работы.  
Однако система компрессорного газлифта имеет и недостатки:  
а) низкий коэффициент полезного действия всей газлифтной системы, включающей компрессорную станцию, газопроводы и скважины;  
б) большие капитальные затраты на строительство компрессорной станции и газопроводов; в) большие энергетические затраты на сжатие газа;  
г) сравнительно высокие эксплуатационные расходы на обслуживании компрессорной станции.  
Если на промысле уже организованна газлифтная эксплуатация скважины, а забойные давления и дебиты уменьшились, то с целью повышения технико-экономической эффективности добычи нефти можно перевести работу скважины с непрерывного газлифта на периодический, при котором газ закачивается в скважину периодически.  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Оборудования  устья фонтанных  скважин.  
Перед освоением и пуском в эксплуатацию фонтанной скважины в нее спускают насосно - компрессорные (подъемные) трубы, а на колонной головке устанавливают прочную стальную фонтанную арматуру.  
Фонтанная арматура представляет собой соединение на фланцах различных тройников, крестовиков и запорных устройств (задвижки или краны). Между фланцами для уплотнения укладывается металлическое кольцо овального сечения (рис.1), сделанное из специальной малоуглеродистой стали. Кольцо вставляется в канавки на фланцах, и фланцы стягивают болтами.  
Фонтанная арматур а состоит из трубной головки и елки. Трубная головка служит для подвески подъемных труб и для герметизации пространства между ними и эксплуатационной колонной.  
Фонтанная елка предназначена для направления газожидкостной струи в выкидные линии, а также для регулирования и контроля работы скважины.  
Наиболее ответственной частью арматуры является трубная головка, воспринимающая межтрубное давление. Это давление может быть весьма высоким (близким к забойному) при наличии на забое скважины и в межтрубном пространстве свободного газа. Ввиду того, что фонтанные арматуры относятся к одному из самых ответственных видов промыслового оборудования по условиям эксплуатации, их испытывают на давление, вдвое большее паспортного рабочего давления.  
Фонтанные арматуры различаются между собой по конструктивным и прочностным признакам:  
по рабочему или пробному давлению;  
по размерам проходного сечения ствола;  
по конструкции фонтанной елки и числу спускаемых в скважину рядов труб; по виду запорных устройств.  
В соответствии с общесоюзным стандартом (ГОСТ 13846—68), отечественные заводы выпускают фонтанные арматуры на давление от 7 до 100 МПа, с диаметром прохода стволовой части елки от 50 до 150 мм  
Арматуры с диаметром dy = 100 и 150 мм предусмотрены для высокодебитных газовых скважин.  
Арматуры на рабочее давление 100 МПа могут применяться на сверхглубоких скважинах или скважинах с аномально высоким пластовым давлением.  
Для фонтанных скважин преимущественно применяются арматуры на рабочее давление от 7 до 35 МПа.  
По конструкции фонтанной елки фонтанные арматуры делятся на крестовиковые и тройниковые, а по числу спускаемых в скважину рядов труб — на однорядные и двухрядные.  
В качестве запорных устройств в арматурах могут быть задвижки (клиновые или прямоточные) или проходные краны.  
На рис. 2 представлена крестовиковая фонтанная арматура для однорядного подъемника. Подъемные трубы при этой арматуре подвешивают к переводной втулке 7 путем ввинчивания их непосредственно в нарезанный нижний конец катушки 6 или при помощи переводной втулки в качестве запорных органов здесь применяются задвижки. При работе скважины газожидкостная струя из подъемных труб проходит через открытую центральную стволовую задвижку и направляется в один из выкидов — правый или левый и далее по выкидному трубопроводу (на схеме не показан) в сборную или сепарационную установку.

 
Задвижки 9 на правом отводе крестовика трубной головки при фонтанировании скважины закрыты; они служат для подсоединения водяной или газовой линии к затрубному пространству при освоении скважины или при ремонтных работах на ней.  
На фонтанной арматуре помещают два манометра с трехходовыми кранами или с вентилями. Один манометр устанавливают на отводе крестовика трубной головки для замера давления в межтрубном пространстве скважины. Это давление называется затрубным. Другой манометр устанавливают на буфере арматуры, он предназначен для замера давления на устье скважины; это давление называется буферным или устьевым. При необходимости спуска в подъемные трубы контрольно - измерительных приборов (манометров, дебитомеров) или депарафинизационных скребков вместо буфера над верхней стволовой задвижкой помещают специальный лубрикатор. Описание лубрикатора будет дано ниже.  
На рис. 3 представлена схема тройниковой арматуры для двухрядного подъемника с крановыми запорными устройствами.  
В тройниковой арматуре рабочим выкидом всегда является верхний. В процессе работы скважины кран (задвижка) на рабочей линии должен быть полностью открыт, а на резер в ной линии закрыт. Струю нефти направляют из одного выкида в друго й, открывая кран (задвижку) на включаемой линии и закрывая одновременно кран на выключаемой линии Краны на стволе елки во время работы скважины должны быть полностью открыты. Пользование главным краном допускается только к исключительных случаях для ав арийного закрытия скважины.  
Из сравнения однотипных крестовиковой и тройниковой арматур видно, что крестовиковая арматура имеет меньшие габариты по высоте и поэто му более удобна для обслуживания. В тройниковой арматуре выкидные линии направлены в одну сторону, это удобно для их обвязки. Кроме того, как показала практика, при эксплуатации фонтанных скважин, выделяющих большое количество песка, крестовик фонтанной елки быстрее в ыходит из строя, чем тройник. Поэтому к выбору типа фонтанной арматуры в каждом отдельном случае подходят индивидуально с учетом всех особенностей данного месторождения.  
Наиболее ответственным элементом в фонтанных арматурах являются з апорные устройства.  
Основное требование, предъявляемое к запорным устройствам - абсолютная герметичность их затворов; от их бесперебойного действия зав исит надежность работы всего устьевого оборудования фонтанных скважин. Задвижки для фонтанных арматур выпускаются литые и ковано - сварные двух типов: клиновые и прямоточные с уплотнительной мазкой. Недостаток клиновых задвижек состоит в том, что они быстро теряют герметизирующую способность. Это объясняется тем, что уплотнительные поверхности затворов (клина и гнезда) при открытом положении задвижек подвергаются воздействию рабочей среды. Небольшой первоначальный пропуск приводит в дальнейшем к интенсивному износу затвора и других деталей задвижки и з атем арматуры в целом. На новых фонтанных арматурах высокого давления (pps6 = 12,5 МПа и выше) устанавливают в основном задвижки прямоточные с уплотнительной смазкой и краны проходные с уплотнитель но и смазкой.  
Прямоточная уплотняемая смазкой задвижка сконструирована таким образом, что в ней как в открытом, так и в закрытом состоянии рабочая среда (нефть, газ) не соприкасается с уплотняющими поверхностями, благодаря чему износ уплотняющих поверхностей в ней незначителен. Она обладает высокой стойкостью к абразивному действию механических примесей, содержащихся в рабочей среде. Задвижка эта двухстороннего действия, т.е после износа одной стороны затвора при повороте задвижки на 180° она будет р аботать второй стороной затвора.  
Пробковые краны имеют то преимущество перед задвижками, что у них меньше масса, они удобны при эксплуатации, особенно при автоматиз ации управления работой скважин.

 
Уплотнительные поверхности в  кране соприкасаются с рабочей  средой только в момент открытия и  закрытия, что значительно уменьшает  их эрозию и коррозию. Кроме фонтанных  арматур, поставляемых в виде сборок трубной головки и елки,  
машиностроительные заводы по требованию заказчика могут поставлять отдельные узлы арматуры.  
При оборудовании неответственных фонтанных скважин (невысокое давление, отсутствие пескопроявлений) часто применяются упрощенные арматуры, собранные из задвижек, старых тройников и крестовин непосредственно на нефтедобывающих предприятиях (рис. 59). Установка фонтанной арматуры на устье скважины является важным и ответственным этапом работ, особенно если скважина пробурена на залежь с газонапорным режимом и отличается высоким давлением. Поэтому сборка фонтанной арматуры на устье скважины должна производиться весьма тщательно, с проверкой и опрессовкой со бранной арматуры на двухкратное рабочее давление.  
Если ожидается бурное нефтегазопроявление и возникает опасность раскачивания фонтанной арматуры, ее укрепляют анкерными болтами и растяжками.  
Концевые задвижки фонтанных арматур соединяются системой трубопроводов с оборудованием для сепарации и сбора нефти. Все эти трубопроводы, предназначенные для направления газонефтяного потока от устья скважины, а также для соединения затрубного и межтрубного пространств с наземным оборудованием скважины, называются обвязкой скважины. В зависимости от условий эксплуатации скважины и конструкции фонтанной арматуры обвязка выполняется по различным схемам, но в любом случае предусматривается непрерывная работа скважины и возможность ремонта одной из выкидных линий.  
В скважинах с интенсивным выносом песка, оборудованных тройниковыми арматурами, рабочая обвязка выполняется из толстостенных труб диаметром до 150 мм, а узлы, где происходит поворот струи, — из литых тройников, способных длительное время работать без замены. Обвязка фонтанных скважин, оборудованных крестовиковыми арматурами упрощенного типа и добывающих парафинистую нефть, часто выполняется по схеме, которая показана на рис. 3. Здесь предусмотрено подключение к обвязке скважины паровой передвижной установки через задвижку 2. Повороты обвязки делаются плавными, с тем чтобы уменьшить отложения парафина в застойных вонах, а трубы используются большого диаметра (114 мм), что позволяет продлить периоды между операциями но очистке обвязки от парафина.  
Задвижка затрубного пространства фонтанной арматуры соединяется с одной из манифольдных линий, что позволяет при необходимости снижать давление в затрубном пространстве, направляя газонефтяную смесь непосредственно в газосепаратор.  
 
 
 
 
 
 

 
получения чистой кондиционной нефти. Это объясняется отсутствием  кислорода или его незначительным содержанием в используемом углеводородном газе и химическим родством газа и  нефти, имеющих общую углеводородную основу. Кислород, содержащийся в воздухе, способствует окислительным процессам и образованию на глобулах воды устойчивых оболочек, препятствующих слиянию воды, укрупнению глобул и последующему их оседанию при отстое. Вследствие своей относительной взрывобезопасности отработанный газ после сепарации собирается в систему газосбора и утилизируется. Причем отсепарированный газ газлифтной скважины при бурном перемешивании его с нефтью при движении по НКТ обогащается бензиновыми фракциями. При физической переработке такого газа на газобензиновых заводах получают нестабильный бензин и другие ценные продукты. Что касается нефти, то она стабилизируется, что уменьшает ее испарение при транспортировке и хранении. Переработанный (осушенный) на газобензиновых заводах газ снова используется для работы газлифтных скважин после его предварительного сжатия до необходимого давления на компрессорных станциях промысла.  
Таким образом, газлифт позволяет улучшать использование газа и эксплуатировать месторождение более рационально по сравнению с эрлифтом. Единственным достоинством эрлифта является неограниченность источника воздуха как рабочего агента для газожидкостного подъемника. Реальные газлифтные скважины не оборудуются по схеме, показанной на рис. 9.1, так как спуск в скважину двух параллельных рядов труб, жестко связанных внизу башмаком, практически осуществить нельзя. Эта схема приведена только лишь для пояснения принципа работы газлифта. Однако ее использование вполне возможно и в ряде случаев целесообразно для откачки больших объемов жидкости, например, из шахт или других емкостей с широким проходным сечением.  
Для работы газлифтных скважин используется углеводородный газ, сжатый до давления 4 - 10 МПа. Источниками сжатого газа обычно бывают либо специальные компрессорные станции, либо компрессорные газоперерабатывающих заводов, развивающие необходимо е давление и обеспечивающие нужную подачу. Такую систему газлифтной эксплуатации называют компрессорным газлифтом. Системы, в которых для газлифта используется природный газ из чисто газовых или газоконденсатных месторождений, называют бескомпрессорным газлифтом.  
При бескомпрессорном газлифте природный газ транспортируется до места расположения газлифтных скважин и обычно проходит предварительную подготовку на специальных установках, которая заключается в отделении конденсата и влаги, а иногда и в подогреве этого газа перед распределением по скважинам. Избыточное давление обычно понижается дросселированием газа через одну или несколько ступеней штуцеров. Существует система газлифтной эксплуатации, которая называется внутрискважинным газлифтом. В этих системах источником сжатого газа служит газ газоносных пластов, залегающих выше или ниже нефтенасыщенного пласта. Оба пласта вскрываются общим фильтром.В таких случаях газоносный горизонт изолируется от нефтеносного пласта одним или двумя пакерами (сверху и снизу), и газ вводится в трубы через штуцерное устройство, дозирующее количество газа, поступающего в НКТ.  
Внутрискважинный газлифт исключает необходимость предварительной подготовки газа, но вносит трудности в регулировку работы газлифта. Этот способ оказался эффективным средством эксплуатации добывающих скважин на нефтяных месторождениях Тюменской области, в которых над нефтяными горизонтами залегают газонасыщенные пласты с достаточными запасами газа и давления для устойчивой и продолжительной работы газлифта.