Механизированные способы эксплуатации нефтяных скважин

Способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин

Энергия пласта также играет немаловажную роль в выборе способа эксплуатации скважины, поэтому нефтяные и газовые продукты могут быть извлечены посредством фонтанного, насосного или газлифтного способа эксплуатации. Все эти разновидности способов известны под общим наименованием – механизированная добыча полезных ископаемых (нефти и газа).

Фонтанный способ

Данный способ эксплуатации нефтяной скважины подразумевает поднятие жидкостей от забоя наверх по всей скважине, стимулятором чего будет только энергия нефтяных пластов. К преимуществам такого способа относится его высокая экономичность, поскольку подъем происходит естественным путем и не требует дополнительной траты сил и времени на это. Особое оборудование при этом способе эксплуатации также не требуется, и можно сэкономить как на его стоимости, так и на техническом обслуживании. Для обустройства фонтанирующей скважины потребуется головка для колонны, арматуры и линия выкидного типа из наземной техники, а также сама колонна из подземной. Трубы НКТ опускаются до верхних отверстий, образованных перфорацией. Трубы необходимы для обеспечения поднятия жидкости наверх по скважине, а также ряда других работ:

• Регулировка режима функционирования.
• Обеспечение работ по изучению скважины.
• Устранение отложений смолы и парафинов.
• Технологические мероприятия.
• Защита скважинной колонны от воздействия коррозии.
• Устранение пробок из песчаного материала.
• Процесс глушения скважины, который проводится перед проведением ремонтных работ в стволе.
• Защита от высокого давления и его перепадов.

Газлифтный способ

Существует две разновидности газлифтного способа эксплуатации нефтяной скважины: с компрессорами и без них. К плюсам такого способа можно отнести следующие качества:

• Техника для работы находится над землей, и ее проще обслуживать и проводить по мере надобности ремонтные работы.
• Конструкция техники достаточно проста в эксплуатации.
• Подъем жидкости можно производить в большом размере, и это не зависит от глубины ствола или ширины колонны.
• Дебит нефтяного продукта можно контролировать и задавать самостоятельно, для чего потребуется менять объем газа для подачи в скважину.
• С помощью газлифтового способа эксплуатации можно проводить эксплуатацию нефтяных или газовых скважин, которые были залиты водой или оказались пробурены в слоях с высоким содержанием песка.
• Исследовательские мероприятия в скважинах проводятся быстрее и проще.

Конечно, данный способ эксплуатации нефтяных и газовых скважин имеет и ряд недочетов. Так, в процессе эксплуатации требуется регулярно менять трубы НКТ, подъемник, эксплуатируемый в работе, имеет невысокий коэффициент полезного действия. Кроме того, создание компрессорных систем обходится недешево, а на тонну добываемых ископаемых приходятся высокие затраты электричества.

Насосная эксплуатация скважин

• Штанговое глубинное оборудование.
• Центробежный насос с электроприводом.
• Погружной штанговый либо насос с электроприводом.
• Диафрагменное устройство.

Особенности эксплуатации с помощью штангового насоса

• Невысокая подача.
• Ограничение по спуску оборудования.
• Ограничение по углу уклона ствола скважины.

При этом способе эксплуатации конструкция простого насоса состоит из цилиндра и плунжера с клапаном по типу шара-седла, благодаря которому обеспечивается подъем жидкости и исключается ее течение вниз. Также в конструкции может быть всасываюший клапан – он установлен ниже цилиндра. Штанговый насос работает посредством передвижений плунжера, на который воздействует привод. В насосе проходит верхняя штанга, она прикреплена к головке балансировочного элемента. Ключевые части штангового насоса:

• Рама.
• Четырехгранная пирамидообразная стойка.
• Балансировочный элемент.
• Траверса.
• Редуктор с противовесными элементами.
• Салазка поворотного типа.

Штанговый насос может быть вставного типа или невставного. Первые опускаются в ствол скважины в уже готовом виде, а до того по НКТ вниз погружается замок. Для замены оборудования не нужно несколько раз спускать или поднимать трубы. Что касается невставных разновидностей, то их можно спустить в наполовину готовом виде. Если такой насос требуется отремонтировать или поменять, нужно поднимать его по частям: сначала поднимается плунжер, а затем НКТ. Оба вида имеют и плюсы, и минусы, и выбор должен происходить с учетом конкретных условий предстоящей эксплуатации.

Особенности эксплуатации с помощью центробежного насоса с электроприводом

К ключевым узлам относятся следующие элементы:

• Сам насос, который состоит из нескольких секций и ступеней, а также колес и стальной трубы.
• Электрический мотор погружного типа, который заполняется маслом.
• Защита от воздействия влажности: она находится между двумя предыдущими элементами, защищая электромотор и передавая вращательный момент на насос.
• Кабель для подачи электричества от подстанции. Его структура должна быть защищена бронированным слоем, на земле до уровня спуска его сечение должно иметь круглую форму, а от погружного элемента – плоскую.

К дополнительному оборудованию, используемому в этом случае для эксплуатации нефтяных и газовых скважин, относятся следующие элементы:

• Газовый сепаратор, который эксплуатируется с целью уменьшить объем поступающих газов в насосное оборудование. В случае, если понижать этот показатель нужды нет, то можно применять вместо сепаратора обычный модуль для подачи жидкости в насос.
• Система термического типа с манометром (ТМС). Она сочетает функции измерения температурного режима и показателей давления внутри среды, в которой в настоящее время находится электронасос.

Данная установка должна монтироваться прямо в процессе спуска конструкции в ствол скважины. Сбор элементов производится в последовательном порядке, по направлению снизу наверх, в том числе и соединение кабеля с установкой и к трубам. Крепление осуществляется посредством металлических особых поясов; кабель, ведущий на поверхность, подключается к трансформатору и станции, которая выполняет функцию управления.

Кроме указанных элементов, колонна труб НКТ должна быть оснащена парой клапанов – сливным и обратного хода. Они установлены над насосом. Клапан обратного хода применяется в системе насоса для подачи жидкости в НКТ перед началом функционирования насосной станции. Этот клапан также не дает жидкости пролиться вниз из-за высокого давления. Что касается сливного клапана, то этот элемент устанавливается над предыдущим и применяется для слива жидкостей, который необходимо осуществить перед поднятием наверх оборудования.

Достоинства электрических центробежных насосов достаточно обширны и выделяют их по сравнению с глубинными аналогами штангового типа:

• Легкость конструкции наземной техники, а также упрощенная схема ее функционирования.
• Возможность откачивать большие объемы жидкости из ствола нефтяной или газовой скважины.
• Возможность успешной эксплуатации на большой глубине (более 3 км).
• Длительное время эксплуатации и минимальные нужды в ремонте, а также долгие промежутки действия между плановыми ремонтными работами.
• Исследования внутри нефтяной и газовой скважины могут быть осуществлены без поднятия оборудования на поверхность.
• Повышенная легкость процесса удаления парафиновых отложений, которые оседают на стенках НКТ.

Эксплуатация электрических центробежных насосов погружного типа возможно в скважинах, которые имеют определенный угол наклона, а также горизонтальное строение. Кроме того, они могут эксплуатироваться в скважинах с высокой обводненностью, в скважине с высоким содержанием брома в воде, а также для откачки растворов на основе кислот и солей. На современном рынке существуют разновидности, которые могут функционировать в одной скважине на разных уровнях с обсадными колоннами. В ряде случаев центробежные погружные насосы могут эксплуатироваться и для откачки воды из пластов горной породы, чтобы поддержать нужный уровень давления в них. Таким образом, спектр эксплуатации электрических насосов погружного типа для обеспечения работы скважины представляет собой наиболее широкую область, и оборудование данного вида может эксплуатироваться наиболее эффективно.

Источник

44 Механизированные способы эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

Механизированные способы – это способы добычи, при которых нефть поднимается на земную поверхность за счет подводимой извне энергии. Существуют две разновидности механизированного способа эксплуатации — компрессорный и насосный.

При компрессорном, или газлифтном, методе в скважину компрессором закачивают газ, который смешивается с нефтью. Плотность нефти снижается, забойное давление становится ниже пластового, что вызывает движение жидкости к поверхности земли. Иногда в скважину подают газ под давлением из близко расположенных газовых пластов (метод бескомпрессорного газлифта). На некоторых старых месторождениях существуют системы эрлифта, в которых в качестве рабочего агента используют воздух.

Недостатки этого метода — необходимость сжигания попутного нефтяного газа, смешанного с воздухом, повышенная коррозия трубопроводов. Газлифтный метод применяется на месторождениях Западной Сибири, Туркмении, Западного Казахстана.

При насосном способе эксплуатации на определенную глубину спускают насосы, которые приводятся в действие за счет энергии, передаваемой различными способами. На большинстве нефтедобывающих месторождений мира получили распространение штанговые насосы.

Для подъема нефти штанговыми насосами в скважину опускают трубы, внутри которых находятся цилиндр и всасывающий клапан

1. В цилиндре перемещается вверх и вниз плунжер с нагнетательным клапаном

2. При движении плунжера вверх нагнетательный клапан закрыт, так как на него давит жидкость, находящаяся в насосных трубах, а всасывающий клапан открыт. При движении плунжера вниз нижний всасывающий клапан закрывается, а верхний нагнетательный клапан открывается. Жидкость из цилиндра переходит в пространство над плунжером. Постепенно поднимаясь, нефть выходит на поверхность. Возвратно-поступательное движение передается плунжеру от балансира 6 станка-качалки, с которым плунжер соединен системой стальных насосных штанг. Производительность штанговых глубинных насосов при глубине скважины 200—400 м достигает 500 м3/сут, а при глубине до 3200 м составляет не более 20 м3/сут.

Существуют также способы извлечения нефти с применением бесштанговых насосов. В этих случаях к насосу подводят через ствол скважины электрическую энергию (по специальному кабелю) или другой поток энергонесущей жидкости (сжатый газ, теплоноситель). Наиболее распространены в нашей стране установки с центробежными электронасосами. Установка с погружным электронасосом состоит из погружного электродвигателя, многоступенчатого насоса и кабельной линии, опускаемых с помощью насосных труб в скважину. На земле устанавливают станцию управления и трансформатор.

45 Фонтанная эксплуатация

Фонтанная эксплуатация – это способ эксплуатации скважин, при котором подъем не­фти или смеси нефти с газом от забоя на поверхность осуществляется за счет природной энергии.

Если давление столба жидкости, заполняющей скважину, меньше пластового давления и призабойная зона не загряз­нена (ствол скважины сообщается с пластом), то жидкость будет переливаться через устье скважины, т. е. фонтаниро­вать. Фонтанирование может происходить под влиянием гид­ростатического напора или энергии расширяющегося газа, или того и другого вместе.

В большинстве случаев главную роль в фонтанировании скважин играет газ, содержащийся вместе с нефтью в пла­сте. При эксплуатации скважины, пробу­ренной на такой пласт, свободный газ из нефти начинает выделяться лишь в подъемных трубах и на такой глубине, где давление ниже давления насыщения нефти газом. В этом случае подъем нефти в скважине будет происходить за счет гидростатического напора и энергии сжатого газа, про­являющейся только в верхней части скважины.

На глубине, соответствующей давлению насыщения нефти газом, газ начинает выделяться из нефти в виде мель­чайших пузырьков. По мере продвижения вверх пузырьки газа испытывают все меньшее давление, в результате чего их объем увеличивается, а плотность смеси жидкости и газа начинает снижаться. Общее давление столба газожидкостной смеси на забой скважины становится меньше пластового, что вызывает самоизлив нефти, т. е. фонтанирование скважины.

Подъем жидкости и газа на поверхность происходит по трубам небольшого диаметра, спускаемым в скважины перед началом их эксплуатации. Эти трубы называются насосно-компрессорными (НКТ). В зависимости от способа эк­сплуатации их также называют фонтанными, компрессорны­ми, насосными, а также подъемными (лифтовыми).

Общероссийским стандартом предусмотрено изготовление насосно-компрессорных труб следующих условных диаметров (по внешнему диаметру): 33, 42, 48, 60, 73, 89, 104 и 114 мм с толщиной стенок от 3,5 до 7 мм. Длина одной трубы состав­ляет 5 — 8,5 м (в среднем 8 м). Трубы изготавливаются бес­шовными, т. е. цельнотянутыми из сталей высокопрочных марок. На концах каждой трубы нарезают одинаковую резь­бу. На один ее конец на заводе навинчивают муфту, чтобы при свинчивании трубы со свободным концом другой трубы муфта не отвинчивалась.

При фонтанной эксплуатации в большинстве случаев при­меняют насосно-компрессорные трубы диаметрами 60, 73 и 89 мм, а для высокодебитных скважин — диаметрами 102 и 114 мм. Трубы обычно спускают до фильтра.

Применение подъемных труб при фонтанной эксплуата­ции диктуется следующими соображениями:

1. Облегчаются работы по освоению скважины. Два са­мостоятельных канала в ней (подъемные трубы и затрубное пространство) позволяют заменять глинистый раствор в стволе более легкой жидкостью (вода, нефть). Кроме того, подъем­ные трубы позволяют осваивать скважину при помощи ком­прессора.

2. Рационально используется энергия расширяющегося газа. При подъеме смеси по каналу с незначительной площадью поперечного сечения (подъемные трубы) резко сокращаются потери нефти при стекании ее вниз по стенкам труб и умень­шаются потери на трение в результате скольжения газа. Кроме того, из нефти выделяется меньшее количество газа, чем при фонтанировании через эксплуатационную колонну, а следо­вательно, в большей степени снижается удельный вес газа. Поэтому фонтанирование может происходить при небольшом пластовом давлении.

3. Использование подъемных труб самого малого диамет­ра — один из способов продления фонтанирования малодебитных скважин.

4. Предотвращается образование песчаных пробок на за­бое скважин, так как большие скорости газонефтяной струи в трубах меньшего сечения обеспечивает полный вынос на поверхность песка из скважины.

5. Облегчается борьба с отложениями парафина, образую­щимися при добыче нефтей, в которых содержится значи­тельное количество парафина.

Устье фонтанных скважин оборудуют прочной стальной арматурой, состоящей из трубной головки фонтанной елки. Трубная головка предназначена для подвески фонтанных труб и герметизации межтрубного пространства, фонтанная елка — для направления газожидкостной струи в выкидные линии, а также для регулирования и контроля работы сква­жин. Так как фонтанные елки по условиям эксплуатации относят к одному из наиболее ответственных видов промыс­лового оборудования, их испытывают на давление, вдвое превышающее паспортную величину.

Источник