Эксплуатациянефтяных и газовых месторождений

Добытая продукция (нефть и отработавшая в гидродвигателе агрегата рабочая жидкость) от устья скважины по трубопроводу низкого давления поступает в трехфазный сепаратор 12, где происходит разделение на газ, нефть и пластовую воду. Нефть далее разделяется на два потока, одна ее часть поступает по трубопроводу 5 в систему сбора, а вторая - на циркуляционный насос 4 и на блок циклонной очистки 3, г

де производится отделение механических примесей до качества "подтоварной нефти". Затем очищенная нефть поступает на прием трехплунжерного насоса 1. В дальнейшем цикл движения рабочей жидкости повторяется и осуществляется непрерывно, обеспечивая тем самым бесперебойно работу погружного гидропоршневого насосного агрегата.

Погружной гидропоршневой насосный агрегат является наиболее сложной конструкцией всей установки, определяющей технические возможности данного способа добычи нефти. Конструктивно погружной агрегат представляет собой плунжерный скважинный насос (аналогичный штанговому насосу) и гидравличнеский скважинный двигатель объемного действия с возвратно-поступательным движением поршня, объединенные в единую сборочную конструкцию скважинного исполнения.

Особенностью данного способа добычи нефти является возможность замены отработавшего в скважине погружного агрегата на новый без подъема колонны труб. Спуск агрегата в скважину осуществляется свободным сбросом его внутрь колонны труб.

Для подъема гидропоршневого агрегата из скважины (рис.9 б) четырехходовой кран на устье скважины переключается так, чтобы рабочая жидкость с поверхности по боковому каналу поступала под нижний торец агрегата, заставляя его подниматься вверх внутри колонны труб в потоке закачиваемой жидкости. При достижении устья скважины агрегат своей верхней головкой захватывается специальным ловильным устройством, размещенном в устьевом оборудовании, и извлекается из скважины.

Такой способ замены агрегата принято называть гидравлическим, что обеспечивает резкое сокращение простоя скважины связанное с заменой агрегата. Подъем агрегата с глубины 2000 метров осуществляется в течение 35-40 минут.

ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИХ И СКВАЖИННЫХ РАБОТ

Исследовательские работы на скважине проводятся с целью установления режима эксплуатации скважин, наличия информации о параметрах пласта в призабойной зоне, а также о состоянии скважинного оборудования.

При изучении состояния скважин производятся спуск и подъем различных глубинных приборов, поэтому основным узлом установок является лебедка, смонтированная на самоходном шасси. Привод лебедки осуществляется от двигателя транспортного средства.

Установки классифицируются:

По целевому назначению:

а) установки для проведения исследовательских работ

б) установки для проведения скважинных работ. По типу транспортной базы:

а) самоходные — на колесной базе и гусеничном ходу

б)прицепные

По типу привода лебедки:

а) однобарабанные б) двухбарабанные По тяговому усилию лебедки:

а) с малым тяговым усилием (4-7 кН)

б) со средним тяговым усилием (8-15 кН)

в) с большим тяговым усилием (более 16 кН).

Установки смонтированы на шасси автомобиля или трактора включают в себя следующие узлы и системы:

- коробку отбора мощности;

- трансмиссию;

- лебедку с мерительным механизмом, укладчиком проволоки, тормозом, храповым механизмом и механизмом ручного привода барабана лебедки.

- пульт управления.

Исследовательские установки классифицированы в данном разделе на установки с механическим приводом лебедки, они чаще применяются только для выполнения исследовательских работ и установки с гидравлическим приводом лебедки, которые используют чаще для выполнения скважинных работ, но некоторые установки можно использовать и для исследовательских и для скважинных работ.

Газлифтная скважина

Газлифтный способ эксплуатации нефтяных скважин -способ механизированной добычи, при котором жидкость из скважины поднимается на поверхность за счет энергии газа, нагнетаемого под давлением с поверхности. Газлифтный способ добычи нефти позволяет эффективно эксплуатировать наклонно-направленные скважины с высокой температурой, с большим содержанием газа, песка, воды в продукции скважины.

Если в качестве нагнетаемого газа используется воздух, скважина называется эрлифтной, если нефтяной -газлифтнои. В практике нефтедобычи в основном используется газлифтный способ, так как при закачке воздуха в нефтяную скважину ухудшается качество добываемой нефти и усиливаются окислительные процессы со скважинным оборудованием.

В зависимости от конкретных условий эксплуатации скважин используют различные схемы их обустройства, отличающиеся числом рядов спускаемых в скважину труб, и их взаимным расположением, направлением движения рабочего агента и газонефтяной смеси. По числу рядов спускаемых труб схемы обустройства скважин бывают однорядными, двухрядными и полуторорядными. По направлению нагнетания рабочего агента различают кольцевую и центральную системы.

В центральной системе рабочий агент нагнетается по центральной колонне труб, а газонефтяная смесь поднимается по кольцевому пространству. Основными преимуществами такой системы являются низкие пусковые давления и наиболее рациональное использование поперечных размеров скважин. К недостаткам центральной системы относятся: возможность разрушения эксплутационной обсадной колонны и обрыва внутренних подъемных труб в результате стачивания их муфт при подъеме жидкости, содержащей песок; уменьшение диаметра труб при подъеме нефти, содержащей парафин, соли, за счет их отложения на стенках.

В кольцевой системе рабочий агент нагнетают в пространство между колоннами, а газонефтяная смесь поднимается по внутренним подъемным трубам. Принципиальные схемы обустройства газлифтных скважин с кольц е в о й системой подачи рабочего агента представлены на рис. 11а,б,в.

В большинстве случаев, учитывая недостатки центральной системы, при эксплуатации газлифтных скважин применяется кольцевая система подачи газа в скважины.

Простейшей схемой обустройства скважины является скважина с одной колонной опущенных в нее труб (рис.11 б), более сложной с двумя колоннами подъемных труб (рис.11 а). Ступенчатый вариант двухрядного подъемника на рис. 11 в, получил название полуторорядного подъемника.

В однорядном подъемнике на рис.11 б рабочий агент (газ) нагнетается в кольцевое пространство между обсадной колонной скважины и подъемными трубами. Добываемая продукция (газонефтяная смесь) поднимается по колонне подъемных труб.

Вдвухрядном подъемнике на рис. 11 а в скважину спускают две концентрично расположенные колонны труб. Рабочий агент при этом нагнетается в кольцевое пространство между -двумя колоннами труб, а газонефтяная смесь (продукция скважины) поднимается по внутренней колонне подъемных труб. Наружные трубы принято называть нагнетательными, а внутренние - подъемными

В полуторорядном подъемнике на рис. 11.в, рабочий агент подается в кольцевое пространство между колоннами труб, а газонефтяная смесь - по внутренней колонне труб. Отличие от двухрядного подъемника заключается в наличии во внешней колонне труб двух частей - верхней, большего диаметра и нижней, меньшего диаметра. Преимущества такой схемы заключается в облегчении веса внешней колонны труб и улучшении условий выноса песка с забоя скважины.

 Скачать реферат