Насосный способ эксплуатации скважин плюсы

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

Насосная эксплуатация скважин. Классификация способов, условия применения

Насосная эксплуатация скважин – это механизированный способ добычи нефти.

Самыми распространенными являются: СШН — скважинный штанговый насос, ЭЦН – электроцентробежный насос, ВН – винтовой насос, ГПН – гидропоршневой насос.

СШН— Наиболее распространенным способом добычи нефти в нашей стране является эксплуатация нефтяных скважин штанговыми насосами с приводом от станков-качалок (СКН). Около 70% действующего фонда нефтяных скважин в нашей стране эксплуатируются глубинными насосами, которыми добывается более 30% от общего объема добычи нефти. Этому способствует простота оборудования и его обслуживания, небольшие затраты на обустройство скважин, что позволяет с высокими экономическими показателями эксплуатировать скважины с дебитами от нескольких килограммов до нескольких десятков тонн нефти в сутки.

Штанговыми глубинными насосами можно добывать нефть с глубины до 3000 метров. В основном глубинно-насосную эксплуатацию применяют в среднедебитных (до 30-40 т/сут) и малодебитных (до 1 т/сут) нефтяных скважинах. Глубинный штанговый насос представляет собой плунжерный насос специальной конструкции. Привод насоса осуществляется с поверхности через колонну штанг. Поэтому такие насосы называются глубинными штанговыми насосами.

ЭЦН: С ростом обводненности продукции, особенно в конце 2-й стадии разработки месторождения, а также на 3-й и 4-й стадиях, с целью недопущения резкого падения добычи нефти требуется больше отбирать жидкости из скважин, но глубинными штанговыми насосами практически возможно отбирать не более 40-50 м 3 /сут.

ЭЦН применяются в глубоких и наклонных нефтяных и сильно обводненных скважинах, в скважинах с йодо-бромистыми водами, с высокой минерализацией пластовых вод, для подъема соляных и кислотных растворов.

ВН— Погружной винтовой электронасос, сочетая в себе положительные качества центробежного и поршневого насосов, обеспечивает плавную, непрерывную подачу жидкости без пульсации, с постоянным высоким к.п.д. при большом диапазоне изменения давления. Особенностью винтовых насосов является значительное улучшение параметров с увеличением вязкости перекачиваемой жидкости. Эти насосы наиболее эффективны при добыче вязкой нефти.

Большим преимуществом винтового насоса является то, что он обеспечивает стабильные параметры при добыче нефти с высоким газовым фактором и попадание свободного газа на прием насоса не приводит к срыву подачи насоса.

При работе погружного винтового насоса не происходит интенсивного эмульгирования жидкости. КПД-0,8

ГПН— С помощью гидропоршневого насоса можно поднимать жидкость с больших глубин (до 4000 м) с дебитом до 20 м 3 /сут. КПД. гидропоршневой установки достигает 0,6.

Источник

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Насосный способ — эксплуатация

Примером высокой эффективности эксплуатации залежи описанным методом служит опыт разработки девонских продуктивных пластов Мухановского нефтяного месторождения. В связи с падением пластового давления в пластах Дн и Дш здесь в начале 60 — х годов скважины переводили с фонтанного на насосный способ эксплуатации , в результате чего резко сокращались отборы нефти. Все попытки применения насосов большой производительности п высокого напора оказались безрезультатными, так как девонские пласты залегают на большой глубине ( около 3000 м), содержат нефть с большим газовым фактором ( до 160 м3 / т и выше) и давлением насыщения до 140 кгс / см2 при температуре 70 С. В таких условиях насосы всех типов работали плохо, и на практике перевод скважины на насосную эксплуатацию приводил к снижению ее дебитов в 7 — 40 раз. [31]

На участках залежи со стабильным или — растущим пластовым давлением воздействие достаточное, и наоборот, на участках со снижающимся пластовым давлением, уменьшающимися дебитами и устьевыми давлениями скважин, где приходится переходить на насосный способ эксплуатации скважин , влияние закачки оказывается недостаточным. [32]

Производительность труда в нефтяных районах зависит от продуктивности нефтяных месторождений и способов добычи. Так, в 1975 г. средняя добыча нефти на одного работника в Главтюменнефтегазе, где фонтанный способ эксплуатации абсолютно преобладал, была в 8 6 раза выше, чем в объединении Башнефть, где добыча велась на менее продуктивных месторождениях насосным способом эксплуатации . Особенности нефтеотдачи находят отражение и на уровне удельной фондоемкости. Нефтедобывающая промышленность характеризуется высокой фондоемкостью, по уровню которой она находится на втором месте после угольной промышленности. [33]

Такой характер изменения текущей добычи нефти неблагоприятен не только с точки зрения сроков разработки месторождений. Дополнительная потребность в капитальных вложениях на начальной стадии разработки связана с необходимостью двукратного переоборудования скважин при переходе с одного способа эксплуатации на другой. Наименее эффективный и наиболее трудоемкий насосный способ эксплуатации при такой технологии наиболее продолжителен. Поэтому для тех условий был характерен высокий и постоянно возрастающий уровень себестоимости добычи нефти. [34]

По мере уменьшения е ( соответственно уменьшения РЗ или то же pi) удельный расход закачиваемого газа Ro зак существенно возрастает и при е — — 0 стремится к бесконечности. Поэтому при малых pi газлифтная эксплуатация становится энергетически и экономически невыгодной. В таких условиях необходим перевод работы скважины на насосный способ эксплуатации или при развитом газлифтном хозяйстве на периодический газлифт И. Г. Белов рекомендует перевод с непрерывного газлифта на периодический осуществлять при общем удельном расходе газа не менее 200 м3 / м3 на 1000 м глубины спуска 73-мм подъемных труб и дебите менее 50 т / сут. Выбор способа эксплуатации или перевод с одного способа на другой следует обосновывать технико-экономическими расчетами. Известно несколько разновидностей периодического газлифта. Принципиально их можно разделить на две группы по наличию камеры замещения. [35]

Процесс подъема нефти или газа от забоя скважины на дневную поверхность может происходить как за счет природной энергии жидкости и газа, поступающих к забою, так и за счет энергии, вводимой в скважину с дневной поверхности. Если нефть и газ на дневную поверхность подаются за счет природной энергии или заводнения, то эксплуатация называется фонтанной. Если же скважина совсем не фонтанирует или дебит ее недостаточный, применяют механическую откачку нефти из скважины. Это осуществляется компрессорным или насосным способом эксплуатации . При компрессорной эксплуатации в скважину нагнетают сжатый газ или воздух, который поступает к башмаку спущенных в скважину подъемных труб, смешивается с нефтью и выносит эту смесь на поверхность. Насосная эксплуатация применяется обычно в скважинах с небольшим дебитом. [36]

Так, например, в скважинах со 146-мм обсадной колонной применяют насосы диаметром не более 68 мм. Эти крайние цифры ограничивают технически возможную, а не целесообразную область применения этого способа эксплуатации скважин. Как правило, штанговые глубиннонасосные установки целесообразно применять на скважинах с низкой продуктивностью. В специальной литературе, например [4], приводится диаграмма технически возможной области применения штангового насосного способа эксплуатации . Пользуясь диаграммой, можно быстро ориентировочно выбрать глубиннонасосное оборудование. Иногда оказывается, что необходимый отбор жидкости из скважины могут обеспечить различные способы эксплуатации. Предпочтение тому или другому способу ( например, электроцентробежному или штанговому насосу) может быть отдано после оценки себестоимости добычи нефти. [37]

Обычно разработка нефтяного месторождения сопровождается снижением пластового давления. При падении пластового давления приходится опускать башмак насосно-компрессорных труб до самого забоя скважины. Относительное погружение при этом уменьшается, что влечет за собой необходимость увеличения удельных расходов нагнетаемого газа. В конце концов эксплуатация скважин газлифтом из-за больших RH становится невыгодной и возникает вопрос либо о переводе такой скважины на насосный способ эксплуатации , либо на периодический газлифт. Перевод на насосную эксплуатацию не всегда возможен из-за большого пластового газового фактора в условиях приема насоса, даже если его приходится устанавливать на забое, либо из-за обильного поступления песка. Такие скважины целесообразно перевести на периодический газлифт, при котором нагнетаемый в скважину газ подается периодически. [38]

В этот период забойные давления были близки к давлению насыщения. В таких случаях уже в призабойной зоне проявляются вязкоупругие свойства нефти; приток газожидкостной смеси происходит не только под действием прямого перепада давлений пласт — скважина, но и за счет упругого запаса вязкоупругой системы нефть — пласт. Период фонтанирования продолжается в среднем от 6 до 8 мес и редко больше, в то время как общая продолжительность эксплуатации скважин составляет 10 — 12 лет. К началу заключительного периода газовые факторы снижаются до 2 — 3 м3 / м3, и продукции появляется пластовая вода. Фонтанирование полностью прекращается, когда содержание воды достигает 30 %, и скважины переводятся на насосный способ эксплуатации . [39]

Нефтегазовая залежь пласта АС8 разрабатывается с применением площадной 9-точечной системы разработки ( 16 га / скв. Формирование системы начато с раэбуривания краевых вод о нефтяных и чисто нефтяных зон. Технологической схамо й разработки для залежи АС8 предусмотрен газлифтный способ эксплуатации. Накопленный опыт разработки позволяет отказаться от этого способа и рекомендовать массовое внедрение насосных способов эксплуатации ( ЭЦН, ШГН, УВИТ) при условии формирования барьерного ряда. С начала разработки добыто 2 413 млн т ( 8 3 % от НИЗ нефти) и 3 378 млн т жидкости. [40]

Источник