Иногда на заболоченных территориях площадки и дороги, связывающие их, сооружаются на свайных фундаментах и уложенных на них металлоконструкциях. Подобные же сооружения применяются в широких масштабах для разработки морских шельфовых месторождений.
Наиболее сложных, качественно новых решений потребовала разработка месторождений на глубоководном морском и океанском шельфе. Необходимость создания площадок – оснований для проводки скважины и ее последующей эксплуатации обусловила возникновение многочисленных вариантов базирования средств бурения и эксплуатации скважин, к которым в настоящее время относятся стационарные, плавучие, полупогруженные и подводные основания. Все эти сооружения весьма сложны, металлоемки и дороги. Стоимость их соизмерима со стоимостью скважины, а часто превышает её.
Несмотря на сравнительно многолетнюю практику проектирования и строительства всех видов прискважинных площадок, оснований и транспортных коммуникаций, до сих пор проблема их создания не может считаться решенной с достаточной полнотой, что объясняется исключительной ее сложностью. В частности, нельзя считать решенными задачи обеспечения надежности, безопасности, защиты окружающей среды, приемлемой стоимости и металлоемкости [7].
3. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН ФОНТАННЫМ И ГАЗЛИФТНЫМ СПОСОБАМИ
Подъем по скважине нефти, газа, воды, конденсата или их смеси, а также нагнетание в пласт воды, газа, теплоносителя осуществляется с помощью оборудования, часть которого спущена в скважину, а часть расположена на поверхности, т.е. на устье, например, фонтанная арматура или на прискважинной площадке – манифольд. Это оборудование принято называть оборудованием для эксплуатации нефтяных, газовых, газоконденсатных, нагнетательных скважин или оборудованием для подъема жидкости и газа и соответственно для их нагнетания. Для добычи нефти тремя основными способами – фонтанным, газлифтным и насосным – в настоящее время разработаны и широко применяются соответствующие виды оборудования для эксплуатации скважин: фонтанным способом, бескомпрессорным и компрессорным газлифтом, штанговыми скважинными насосами с механическим или гидравлическим приводом, бесштанговыми насосами – гидропоршневыми, центробежными и винтовыми электронасосами. Кроме того, для эксплуатации скважин, пробуренных на несколько горизонтов, применяется комбинированное оборудование, позволяющее эксплуатировать одной скважиной разными способами отдельно каждый из разрабатываемых горизонтов. Такая эксплуатация скважины часто называется совместно-раздельной.
Оборудование для эксплуатации скважины соответствующим способом имеет свою рациональную область применения. Границы этой области определяют на основе, прежде всего, экономической эффективности данного способа эксплуатации и оборудования для эксплуатации конкретной скважины, с учетом технических возможностей способа эксплуатации и влияния на эффективность глубин скважин, диаметров эксплуатационных колонн, геометрических особенностей ствола скважин, дебитов, состава пластовой жидкости или газа.
Вследствие наличия большого числа факторов, влияющих на эффективность применения того или иного способа эксплуатации и соответствующего оборудования, бывает весьма сложно, а по ряду причин иногда практически невозможно определить четкие границы областей их применения. Поэтому на практике границы этих областей перекрываются. На области применения оборудования для эксплуатации скважин влияют также освоенность производства данного оборудования, климатические
27
особенности региона, навыки обслуживающего промыслового персонала и уровень его квалификации, общий технический уровень и организация производства в отрасли.
3.1.Схемы оборудования для эксплуатации скважин
Вбольшинстве случаев фонтанный способ эксплуатации позволяет добывать из скважины наибольшее количество нефти при наименьших удельных затратах. Поэтому одной из главных задач при эксплуатации скважин этим способом является обеспечение возможности длительного фонтанирования скважины, что связано с рациональным использованием энергии пласта путем обеспечения высокого КПД работы фонтанного подъемника.
Впрошлом (рис. 3.l, а) фонтанирование осуществлялось по эксплуатационной колонне ствола скважины. При этом КПД фонтанного подъемника был низким, расход пластового газа высоким, что приводило к сокращению фонтанного периода эксплуатации. Процесс фонтанирования был неконтролируемым и неуправляемым. При высоких дебитах и рыхлых песчаных коллекторах происходило быстрое гидроабразивное изнашивание эксплуатационной колонны скважины, приводящее к ее разрушению, а часто и к разрушению всего ствола скважины.
Для предотвращения этого и увеличения КПД подъемника в скважину начали спускать колонну фонтанных труб (см. рис. 3.l, б). Для управления фонтанированием скважины начали применять сменные штуцеры-дроссели, позволяющие изменением размера отверстия регулировать противодавление на пласт и вследствие этого дебит жидкости. Для контроля режима работы скважины стали использовать манометр, устанавливаемый на буфере.
Рис. 3.l. Этапы совершенствования оборудования для эксплуатации скважин фонтанным способом: 1 – манометр буферный; 2 – задвижка; 3 – штуцер-дроссель; 4 – фонтанный подъемник; 5 – трубная головка фонтанной арматуры; 6 – елка фонтанной арматуры; 7, 8 – тройник; 9 – манометр; 10, 11 – задвижка; 12, 14 – задвижки-дублеры;
13 – задвижка стволовая; 15 – пакер
Для замены штуцера или выкидной линии, например из-за износа, возникала необходимость перекрытия скважины запорным устройством, что приводило к ее остановке. Для непрерывности ее работы начали применять фонтанную арматуру
28
(рис. 3.l, в), состоящую из трубной головки и елки, обеспечивающей возможность резервирования выкидных линий – струн.
Для дальнейшего улучшения работы стали использовать полуторарядные или двухрядные подъемники из насосно-компрессорных труб оптимального диаметра, а для сокращения расхода газа затрубное пространство скважины стали герметизировать пакером, устанавливаемым внизу колонны, а также регулировать поток жидкости забойными и регулируемыми штуцерами. Было начато использование задвижекдублеров (рис. 3.l, г).
В результате к настоящему времени оборудование для эксплуатации скважины фонтанным способом резко усложнилось. Оно состоит из четырех основных частей: колонны труб, оборудования низа колонны, оборудования устья, т.е. фонтанной арматуры, и обвязки устьевого оборудования, обычно называемой манифольдом.
Вследствие непрерывного усложнения условий эксплуатации скважин каждый элемент оборудования подвергается дальнейшему совершенствованию, что ведет к усложнению конструкции. Однако это изменение не привело к снижению надежности фонтанного или газлифтного оборудования в целом, а способствовало ее повышению.
Принцип работы газлифтного скважинного подъемника аналогичен работе фонтанного. Однако для функционирования газлифта в подъемник необходимо подавать извне сжатый газ-энергоноситель. Когда газ компримируется, газлифт называется компрессорным. Отсюда и термин – компрессорная эксплуатация.
Существует и так называемый бескомпрессорный газлифт, когда используют газ из высоконапорных газовых пластов и поэтому отпадает необходимость в компрессорной станции. Однако бескомпрессорный газлифт применяют весьма редко. Число скважин, эксплуатируемых этим способом, не превышает 1–2 % от скважин с компрессорным газлифтом.
В настоящее время газлифтным способом эксплуатируется менее 5 % скважин, что объясняется двумя главными причинами: большой стоимостью и сложностью сооружения компрессорных станций с коммуникациями и вспомогательным оснащением и низким КПД способа (при компрессорном газлифте), а следовательно, большой его энергоемкостью.
Общий КПД комплекса «компрессорная станция – скважина» определяется как
η = ηст ηс ηгр ηл ηскв,
где ηст – КПД компрессорной станции; ηc – КПД газовой сети от компрессорной станции до газораспределителя; ηгр – КПД газораспределителя; ηл – КПД линии от газораспределителя до скважины; ηскв — КПД использования сжатого газа на подъем пластовой жидкости. Как видно, величина η не может быть большой.
При компрессорном газлифте комплекс оборудования для эксплуатации группы скважин значительно сложней, чем при фонтанной эксплуатации, и состоит из компрессорной станции, газораспределительной и газосборной сети, систем подготовки газа и газлифтного оборудования скважин.
Компрессорная станция для газлифтной эксплуатации включает машинный зал с компрессорными агрегатами, оснащенный подъемными устройствами для ремонта, монтажа и демонтажа агрегатов и их узлов, водяную насосную для охлаждающей воды градирню, сборник горячей воды и емкости для запаса воды, технологическую аппаратуру с сепараторами, маслоотделителями, регенераторами смазочных масел, распределительные устройства и трансформаторы, системы трубопроводных обвязок, к которым относятся приемные и выкидные коллекторы, газовые, воздушные, водяные магистрали и маслопроводы. Кроме того, в состав станции, как правило, входят ремонтные мастерские, склад запасных частей и помещение для персонала.
29
Для газлифтной эксплуатации чаще всего применяют поршневые компрессоры с газовыми двигателями (газомотокомпрессоры) или с электроприводом, в последние годы – центробежные компрессоры с газотурбинным или электроприводом.
Газомотокомпрессор характеризуется величинами КПД газомотора, не превышающей 35 %, и компрессора – 75 %. Таким образом, ηгк не может быть более 25 %, а так как на КПД отрицательно влияют степень использования мощности, состояние и режим работы агрегатов, температура всасывания и т.п., то обычно
фактический ηгк << 25 %.
Произведение ηсηгрηлηскв < 0,5, поэтому общий КПД комплекса практически не превышает 10 %, что и позволяет относить этот способ эксплуатации нефтяных скважин к самым неэкономичным с точки зрения энергоемкости.
Преимущества этого способа следующие. Межремонтный период работы внутрискважинного оборудования при газлифтной эксплуатации в несколько раз больше, чем при других (кроме фонтанного) способах, что позволяет резко сократить объемы самых тяжелых и трудоемких работ по текущему ремонту скважин. Поэтому в экстремальных условиях, например севера, на заболоченных территориях, при обеспечении высокой надежности работы всего комплекса компрессорный газлифт способствует существенному улучшению условий труда промыслового персонала.
Эффективность газлифтной эксплуатации увеличивается с ростом отборов жидкости по скважине и с увеличением пластовой энергии и газового фактора. И, наоборот, снижается с уменьшением газового фактора, увеличением доли воды и падением пластовой энергии. Поэтому использование газлифтного способа эксплуатации экономически целесообразно, прежде всего, на месторождениях с многодебитными скважинами с большим газовым фактором, высокой пластовой энергией, низкой обводненностью при условии сохранения этих показателей на срок, соизмеримый с периодом разработки месторождения [7].
3.2. Насосно-компрессорные трубы
Для фонтанного и газлифтного подъемников используются так называемые насосно-компрессорные трубы. Название это неточно, подобные трубы широко применяются для подъемников не только при компрессорном, но и при бескомпрессорном газлифте, а также во всех фонтанных, нагнетательных скважинах для выполнения большого числа различных процессов и операций, например при гидроразрыве пласта или его соляно-кислотной обработке, при работах с внутрискважинным оборудованием, при ловильных работах, промывках песчаных пробок, для внутрипромысловых коммуникаций.
Для этого типа труб характерны небольшой диаметр, обеспечивающий возможность их спуска в эксплуатационные колонны скважин; высокая прочность, позволяющая использовать их для подъемников в скважинах больших глубин при всех способах эксплуатации скважин, а также конусная резьба.
Насосно-компрессорные трубы отличаются материалом, группами прочности, герметичностью, противокоррозионной стойкостью, резьбой, быстротой стыковки, размерами, сопротивляемостью отложению парафина и солей (рис. 3.2).
Наибольшее применение к настоящему времени получили стальные цельнокатаные неравнопрочные НКТ с муфтовыми резьбовыми соединениями (рис. 3.3, а). Как видно из расчетной схемы (рис. 3.4), неравнопрочность НКТ определяется разницей между площадями сечений тела трубы и в зоне резьбы, где снижение несущей способности пропорционально уменьшению площади сечения. Параметры резьбовых соединений определяются конусностью, размером резьбы – числом ниток на единицу длины. При этом площадь несущего сечения по резьбе примерно на 25 % меньше площади сечения по телу трубы. Таким образом, грузоподъемность колонны НКТ, собранной из труб этого типа, определяется площадью сечения по резьбе. Отсюда
30