Механизированные способы эксплуатации скважин это

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

Оборудование фонтанных скважин

При фонтанной эксплуатации подъем газонефтяной смеси от забоя до устья скважины осуществляется по колонне насосно-компрессорных труб , которые спускают в скважину перед освое­нием. Необходимость их спуска вызвана рациональным исполь­зованием энергии газа, улучшением выноса песка, уменьшением потерь на скольжение газа и возможностью сохранить фонтаниро­вание при меньших пластовых давлениях.

На устье скважины монтируют фонтанную арматуру , которая представляет собой соединение различных тройников, крестови­ков и запорных устройств. Эта арматура предназначена для подвешивания насосно-компрессорных труб, герметизации затрубного пространства между трубами и обсадной колонной, контроля и регулирования работы фонтанной скважины.

Фонтанные арматуры изготовляют крестового и тройникового типов (рис.39) Состоит она из трубной головки и фонтанной елки. Трубная головка предназначается для подвески насосно-компрессорных труб и герметизации затрубного пространства между ними и эксплуатационной колонной.

Фонтанная елка служит для направления продукции сква­жины в выкидные линии, а также для регулирования и контроля работы скважины. Фонтанная елка имеет две или три выкидные линии. Одна из них запасная. В тройниковой арматуре нижняя выкидная линия — запасная. На рабочей линии (верхней) за­порное устройство всегда должно быть открыто, а на запасной — закрыто.

Рис. 39-Фонтанная арматура:

а — крестовая; б — тройниковая

Стволовые запорные устройства должны быть откры­тыми. Запорное устройство, расположенное внизу ствола фонтан­ной арматуры, называется главным. В тройниковой арматуре выкидные линии направлены в одну сторону. При выборе типа фонтанной арматуры следует учитывать, что крестовины быстрее разъедаются песком, чем тройники.

В соответствии с ГОСТ 13846—74 фонтанные арматуры должны выпускаться на рабочее давление 70, 140, 210, 350, 700 и 1000 кгс/см 2 .

Запорные устройства на фонтанных арматурах могут быть двух типов: в виде задвижки или крана . Тип арматуры выбирают по максимальному давлению, ожидаемому на устье скважины.

На выкидных линиях после запорных устройств в некоторых случаях устанавливают приспособления (штуцеры) для регули­рования режима фонтанной скважины. Штуцер представляет собой болванку со сквозным отверстием.

Для контроля за работой фонтанной скважины на арматуре устанавливают два манометра: один — на буфере (верх ее), второй — на отводе крестовика трубной головки (для измерения затрубного давления).

Фонтанная арматура соединяется с групповыми установками выкидными линиями. Схемы обвязок фонтанных скважин в за­висимости от дебита, давления, содержания песка, парафина применяют различные.

Газлитный способ эксплуатации

На рис.40редставлена принципиальная схема газлифтной сква­жины. Сущность процесса подъема продукции скважин при газ­лифтной эксплуатации заключается во введении в подъемник компримированного газа в объеме V _г .

Физической сущностью газлифтной эксплуатации является сни­жение плотности образующейся при закачке газа в подъемник га­зожидкостной смеси до такой величины, чтобы давление на при­еме Р_пр оказалось достаточным для преодоления всех сопротивле­ний в подъемнике.

Этот способ эксплуатации, являясь достаточно простым с техни­ческой и технологической точек зрения, в определенных условиях может оказаться экономически неэффективным. Для его реализа­ции необходимы, как правило, посторонний источник газа и стро­ительство дорогостоящих компрессорных станций, системы подго­товки газа и его распределения по добывающим скважинам.

Рис. 40-Газлифтная скважина

1 — добываемый газ; 2 — закачиваемый газ.

Газлифтная эксплуатация характеризуется сравнительно невысо­ким коэффициентом полезного действия, и, кроме того, удель­ный расход газа на подъем единицы продукции из скважины уве­личивается (иногда существенно) при обводнении скважины. При определенной обводненности продукции удельный расход газа и низкий коэффициент полезного действия могут стать причинами экономически нерентабельной эксплуатации.

Эти установки относятся к классу бесштанговых , что делает их более привлекательными.

Во-первых, они предназначены для экс­плуатации средне- и высокодебитных скважин с достаточно боль­шим диапазоном высоты подъема продукции. Во-вторых, привод глубинного насоса осуществляется электродвигателем, расположен­ным в скважине.

Питание двигателя осуществляется по силовому электрическому кабелю. Схема установки представлена на рис.41.

Установка состоит из погружного агрегата, включающего погружной электродвигатель (ПЭД) 1 , протектор 2 , многоступенчатый центробежный насос 3 , спускаемого в скважину на колонне насосно-компрессорных труб 4. Электрический силовой кабель 5 закрепляется на трубах с помощью хомутов 6. Герметизация кабеля в устьевой арматуре осуществляется специальным сальником 7.

Наземное оборудование включает в себя кабельный барабан 8, трансформатор 9 и станцию управления 10. При необходимости установка комплектуется преобразователем частоты тока, позво­ляющим регулировать параметры погружного агрегата в широком диапазоне. Как погружной электродвигатель, так и погружной цен­тробежный насос отличаются от обычных и характеризуются не­большим диаметром и значительной длиной.

Характеристики погружного центробежного насоса показаны на рис.42.

Каждый типоразмер погружного насоса предназначен для добычи из скважины определенного количества жидкости, равно­го оптимальной подаче насоса , соответствующей максималь­ному значению КПД — . Это условие требует выпуска про­мышленностью огромного количества типоразмеров погружных насосов, что экономически является нерентабельным.

Рис. 42-Характеристики погружного центробежного насоса

С целью расширения области работы каждою типоразмера насоса допускается его работа в определенном диапазоне по подаче (от Q ₁ до Q ₂) и напору (от H ₁ до H ₂ ), который определяется следующим образом ( :

. (1)

Указанный диапазон на рис. 42 заштрихован.

На работу погружного центробежного насоса определенное влия­ние оказывает свободный газ, выделяющийся из нефти при сни­жении давления ниже давления насыщения, что приводит к изме­нению характеристик погружного центробежного насоса, как это показано на рис. 42.

Изменение характеристик зависит от объемного расходного газо­содержания на входе в насос _. Как видно из рис. 42 увеличение резко снижает подачу, напор и КПД насоса, т.е. оказывает отрицательное воздействие на эффективность работы погружного цен центробежного насоса. С целью защиты погружного центробежного насоса от вредного влияния свободного газа на приеме насоса устанавливается специ­альное устройство — насосный газосепаратор .

В настоящее время наиболее эффективным является газосепаратор МН-ГСЛ, выпус­каемый в России и отвечающий мировому уровню. Рассмотренные установки обладают существенными преимущества­ми перед штанговыми насосными установками, главными из ко­торых являются:

• более высокий КПД установки;
• высокая степень автоматизации установки
• высокая надежность работы при низких температурах воздуха
• достаточно широкая область применения, как по дебиту, так и по высоте подъема;
• компактность наземного оборудования .

; ;

Как показали результаты широкомасштабного и длительного при­менения УЭЦН в России, этими установками могут эксплуатироваться скважины с вязкостью продукции в несколько десятков (а в отдельных случаях и несколько сотен) мПа·с.

Добыча нефти в России этими установками превышает 60% об­щей добычи.Установки ЭЦН являются наиболее подходящим техническим средством для эксплуатации скважин на Арктическом шельфе.

Установки винтовых насосов

Эти установки, известные как установки с насосом типа MOINEAU , представляют значительный интерес для эксплуата­ции скважин на шельфе.

Глубинный винтовой насос (рис.44 состоит из ротора (рис.44а) в виде простой спирали (винта) с шагом и статора (рис. 44 б) в виде двойной спирали с шагом , в два раза превышающим шаг ротора.

На рис. 44 в показана часть насоса в сборе. Основными параметрами винтового насоса являют­ся: диаметр ротора D , длина шага статора и эксцентриситет е. Полости, сформированные между ротором и статором, разделены. При вращении ротора эти полости «перемещаются» как по радиу­су, так и по оси. «Перемещение» полостей приводит к проталкива­нию жидкости снизу вверх, поэтому иногда этот насос называют насосом с перемещающейся полостью.

Обычно винтовой ротор выполняется из высокопрочной стали с хромированным или иным покрытием против истирания. Статор изготавливается из пластического материала и располагается в кор­пусе. К материалу для статора предъявляются достаточно жесткие требования. Приводы для данного насоса могут быть глубинными ( погружной электродвигатель)или поверхност-ными . При использовании погружного электродвигателя агрегат спускается в скважину на насосно-компрессорных трубах, а питание к электродвигателю под­водится по специальному кабелю (аналогично, как в УЭЦН).

В случае использования наземного привода вращение ротору насо­са передается через колонну штанг. В качестве приводного двигате­ля служит электродвигатель, но могут использоваться и другие двигатели.

Рис. 44. Глубинный винтовой насос:

а — ротор; б — статор; в — насос в сборе; 1 — корпус насоса; 2 — полость между статором и ротором

Обычно используются электродвигатели с фиксирован­ной скоростью либо с изменяющейся. В качестве вариатора скоро­сти применяют частотный преобразователь тока.

Двигатели с фиксированной скоростью используют в скважинах с хорошей продуктивностью и небольшими динамическими уров­нями, в других случаях — предпочтительнее двигатели с изменя­ющейся скоростью.

Установки винтовых насосов имеют широкий диапазон по пара­метрам: подача от 20 до 240 м 3 / сут , напор до 2000 м и предназна­чены для эксплуатации скважин с осложненными условиями:

— вязкость нефти — до 20 Па·с,

— повышенное содержание механических примесей (до 1%)

— повышенное содержание свободного газа,

— большие отклонения скважины от вертикали (до 70%).

Кроме того, установки винтовых насосов характеризуются низки­ми капитальными вложениями, являются малогабаритными, име­ют низкий уровень шума и достаточно высокий КПД. Эти уста­новки являются хорошим средством добычи нефти на морских платформах.

Новые средства добычи нефти

Одним из новых и перспективных для нефтепромысловой практики видов оборудования являются установки струйного насоса (СН). Струйные аппараты нашли широкое применение в самых различных отраслях промышленности, что связано с простотой их конст­рукции, отсутствием движущихся частей, высокой надежностью и возможностью работать в очень сложных условиях: при высоком содержании механических примесей и свободного газа, в условиях повышенных температур, высокой вязкости нефти, агрессивности инжектируемой продукции и т.д.

В настоящее время основной прирост добычи нефти во многих странах идет за счет районов, характеризующихся сложными природно-климатическими условиями. Совершенно естественно, что при этом существенно повышаются требования к надежности погружного оборудования для эксплуатации добывающих скважин, к увеличению его межремонтного периода. Кроме того, погружное оборудование должно работать в области повышенных температур, в условиях откачки жидкостей с высоким содержанием свободно­го газа, а зачастую и механических примесей, откачивать из сква­жины вязкую и сверхвязкую жидкость. Использовать в этих усло­виях существующее, широко известное, оборудование не всегда представляется возможным.

Для эксплуатации отдаленных месторождений, где отсутствуют до­роги, линии электропередач и возможности бескомпрессорного газ­лифта, успешно применяются струйные установки. В этом случае приводом силовых наземных насосов служат газовые двигатели, работающие на попутном газе, поступающем из эксплуатируемых скважин.

В настоящее время учеными и специалистами России и США со­зданы различные компоновки струйных насосов: с погружным силовым приводом и с поверхностным, когда силовой насос уста­навливается на поверхности.

Поверхностное оборудование струйных установок выпускается как для одной скважины (индивидуальный привод), так и для группы скважин (групповой привод) и содержит, как правило, блок си­ловых насосов, емкость для рабочей жидкости и гидроциклонный аппарат для очистки рабочей жидкости от механических примесей. Сепарация газа из добываемой жидкости происходит либо в спе­циальной емкости (установка « Econodraulic » фирмы « Dresser Industries »), либо в емкости, совмещающей функции газосепара­тора и хранилища рабочей жидкости (фирма « Tricodraulic »). В пос­леднем случае в компоновку поверхностного оборудования входит подпорный насос, который осуществляет рециркуляцию очищен­ной рабочей жидкости через гидроциклон.

Погружное оборудование содержит стационарный или вставной струйный насос, однорядную колонну труб с пакером или двух­рядный лифт (с параллельной или концентричной подвеской труб). Устье скважины оборудуется 4-ходовым краном, позволяющим менять схему циркуляции рабочей жидкости в скважине при спус­ке или подъеме вставного струйного насоса.

Схема и принцип действия струйного насоса

Строго говоря, струйный насос не является насосом в обычном понимании, так как он не создает избыточного напора на выходе. В струйном насосе происходит двойное преобразование гидравлической энергии: сначала потенциальная энергия рабочей жидкости преобразуется в кинетическую энергию, за счет чего, в поток рабо­чей жидкости, подмешивав ген инжектируемый поток. Смешанный поток (рабочий и инжектируемый), проходя через камеру смеше­ния, поступает в диффузор, где происходит преобразование кине­тической энергии смешанного потока в потенциальную энергию.

Принципиальная схема струйного насоса представлена на рис.45 Насос состоит из следующих основных элементов: канала подвода рабочего агента 1, активного сопла 2, канала подвода инжектируемой жидкости 3 (в области сопла этот канал часто на­зывают приемной камерой), камеры смешения 4 и диффузора 5.

Принцип работы струйного насоса заключается в следующем: ра­бочий агент при значительной потенциальной энергии подводится к соплу, где происходит преобразование потенциальной энергии в кинетическую. Струя рабочего агента, вытекающая из сопла, по­нижает давление в приемной камере, вследствие чего часть ин­жектируемой жидкости (продукция скважины) смешивается со струей рабочего агента и поступает в камеру смешения.

Рис. 45-Струйный насос

В камере смешения рабочий агент и инжектируемая жидкость перемешива­ются, выравниваются их скорости и давления, и смешанный поток поступает в диффузор. В диффузоре происходит плав-ное снижение кинетической энергии смешанного потока и рост его потенциальной энергии. На выходе из диффузора смешанный поток обладает потенциальной энергией, достаточной для подъема на поверхность. Несмотря на достаточно известный и понятный принцип работы этого насоса, расчет его основных элементов является чрезвычай­но сложным, что связано со сложностью продукции скважины (инжектируемого потока). К настоящему времени преодолены прак­тически все трудности проектирования таких насосов, и они начи­нают широко использоваться при эксплуатации скважин с ослож­ненными условиями.

1. Какие способы эксплуатации существуют на шельфе?

2. В каких вариантах осуществляется механизированный способ добычи?

3. На чем основывается работа струйного насоса?

4. За счет чего происходит подъем добычи углеводородов при фонтанном способе добычи?

5. Принцип работы тандемной установки.

6. В каких случаях применяют винтовые насосы?

7. В чем преимущества использование погружного центробежного насоса по сравнению с штанговыми насосами?

Источник