Видобуток нафти. Способи експлуатації свердловин
Як відомо, в стовбурі свердловини завжди присутній рідина. На етапі буріння свердловини - це буровий розчин. Після закінчення буріння його, як правило, заміщають технічною водою. А в результаті заходів щодо освоєння свердловини ствол заповнюється пластовою рідиною (нафтою або нафтою з водою). Таким чином, як я вже сказав, у стовбурі свердловини завжди присутній стовп рідини.
Стовп рідини створює гідростатичний тиск (Р) на забій свердловини. яке описується відомим рівнянням:
P - гідростатичний тиск;
ρ - щільність рідини;
g - прискорення вільного падіння;
h - висота стовпа рідини
Для того щоб в свердловину надходила рідина з пласта (будь то нафту, газ або вода) має дотримуватися просте умова: пластовий тиск повинен бути вище гідростатичного тиску стовпа рідини в стовбурі свердловини.
Тепер, якщо енергія пласта спочатку висока і пластовий тиск вище тиску стовпа рідини в стовбурі свердловини, то одержуємо нормальний приплив нафти. Такий спосіб називається фонтанний спосіб експлуатації свердловини.
Якщо енергії пласта недостатньо, щоб забезпечити приплив нафти в свердловину, то у нас є два варіанти. Згідно з наведеною вище формулою нам треба або зменшити щільність рідини (ρ) в стовбурі свердловини, або зменшити висоту стовпа рідини (h). На величину g ми вплинути не можемо, так як це величина постійна.
На зміну щільності рідини заснований газліфтний спосіб експлуатації свердловини. При цьому способі за допомогою колони насосно-компресорних труб (НКТ) в свердловину закачують стиснений газ. Бульбашки газу, піднімаючись до гирла свердловини, знижують щільність стовпа рідини, що забезпечує зниження гідростатичного тиску і відповідно приплив нафти з пласта.
Якщо ж зниження щільності рідини недостатньо для припливу нафти, то залишається тільки знижувати висоту стовпа рідини. Цього досягають насосними способами експлуатації свердловини. У свердловину, просто кажучи, спускають насос і відкачують присутню в ній рідина. Висота стовпа рідини знижується до тих пір, поки з пласта не почне надходити нафта. В результаті при працюючому насосі в свердловині встановлюється якийсь рівноважний рівень стовпа рідини, який називається динамічним рівнем.
Таким чином, виділяють три основних способи експлуатації свердловин:
Методи, які передбачають використання зовнішнього джерела потужності для підняття рідини на поверхню носять спільну назву механізована видобуток.
Фонтанний спосіб експлуатації свердловини
При фонтанному способі рідина і газ піднімаються по стовбуру свердловини від вибою на поверхню тільки під дією пластової енергії, якою володіє нафтової пласт. Цей спосіб є найбільш економічним, так як не вимагає додаткових витрат енергії на підйом рідини на поверхню. Крім того при цьому способі не потрібно закупівля високовартісного обладнання, що вимагає до того ж регулярного обслуговування.
Устаткування фонтанних свердловин складається з колоною головки, фонтанної арматури і викидний лінії. Це обладнання відноситься до наземного. Підземне обладнання складається з колони насосно-компресорних труб (НКТ), які, як правило, спускають до глибини верхніх дірок перфорації.
Малюнок 1. Гирлова арматура фонтанної свердловини
Насосно-компресорні труби (НКТ) в фонтанних свердловинах служать для підйому рідини і газу на поверхню, регулювання режиму роботи свердловини, проведення дослідницьких робіт, боротьби зі смолопарафіновимі відкладеннями, здійснення різних геолого-технічних заходів (ГТМ), запобігання експлуатаційної колони від корозії і ерозії , попередження та ліквідації піщаних пробок, глушіння свердловин перед підземним або капітальним ремонтами, запобігання експлуатаційної колони свердловини від високого тиску при різних ге олого-технічних заходах.
Газліфтний спосіб експлуатації свердловини
Газліфтна експлуатація є продовженням фонтанної експлуатації, коли пластова енергія зменшується настільки, що підйом рідини на поверхню нею не забезпечується і виникає необхідність у додатковій енергії. В якості додаткової енергії використовується газ високого тиску.
В результаті змішування додатково надходить в свердловину газу з пластової рідиною утворюється газорідинна суміш зниженою щільністю, що знижує тиск на вибої свердловини. Знижений забійні тиск забезпечує приплив продукції з пласта і підйом газорідинної суміші на поверхню.
Розрізняють компресорний газлифт і бескомпрессорний газлифт. Якщо для стиснення газу до необхідного тиску і закачування його в свердловину застосовуються компресори, то відповідно такий спосіб експлуатації називається компресорним газліфтом. Якщо в якості робочого агента для газового підйомника застосовується газ з газових пластів високого тиску, то в цьому випадку експлуатація свердловин називається безкомпресорним газліфтом.
Переваги газліфтній експлуатації:
- все обладнання розташовується на поверхні, що спрощує його ремонт і обслуговування;
- простота конструкцій обладнання;
- можливість відбору великих об'ємів рідини (до 1800 т / добу) незалежно від глибини свердловини і діаметра експлуатаційної колони;
- просте регулювання дебіту нафти свердловини (збільшуючи або зменшуючи подачу газу в свердловину);
- можливість експлуатації пескопроявляющіх і обводнених свердловин;
- простота дослідження свердловин.
Недоліки газліфтній експлуатації:
- необхідність частої заміни НКТ, особливо в обводнених свердловинах і в пескопроявляющіх свердловинах;
- низький ККД підйомника і всієї системи компресор-свердловина (при низьких динамічних рівнях ККД підйомника часто не перевищує 5%);
- велика вартість витрат на будівництво компресорних станцій, газорозподільних будок і мережі газопроводів на початку облаштування родовищ;
- велика витрата електроенергії на видобуток 1 т нафти при експлуатації малодебітних свердловин з низькими динамічними рівнями.
Насосні способи експлуатації свердловин
Існують наступні види насосної експлуатації свердловин:
- установкою нафтового глибинного насоса (УШГН);
- установкою електроцентробежного насоса (УЕЦН);
- установкою нафтового (або електропогружного) гвинтового насоса (УШВН, УЕВН);
- установкою електродіафрагменного насоса (УЕДН) і ін.