Способы эксплуатации нефтяных скважин

Обновлено: 17.07.2024

Все о нефти

Как известно, нефть двигается по пласту-коллектору к добывающей скважине под действием перепада давления. Движение происходит при условии, что в пласте давление выше, чем на забое скважины.

В начальной стадии разработки нефтяного месторождения пластового давления, как правило, достаточно для обеспечения притока нефти к скважине. Впоследствии пластовое давление постепенно снижается и для его поддержания требуется проведение специальных мероприятий (организация закачки воды, газа и т.п.).

В зависимости от того, за счет чего происходит восполнение энергии пласта и обеспечивается продвижение нефти к добывающей скважине, способы разработки подразделяют на 3 класса:

1 Первичные способы (Primary Recovery)
2 Вторичные способы (Secondary Recovery)
3 Третичные способы (Tertiary Recovery)

Обычно система разработки месторождения последовательно видоизменяется (если мы говорим о месторождении традиционной легкой нефти): от Первичных способов на I стадии разработки переходят к Вторичным способам на II и III стадиях и к Третичным способам на III и IV стадиях разработки месторождения.

Месторождения нетрадиционной (тяжелой, сверхтяжелой, высоковязкой, сланцевой) нефти требуют нетрадиционного подхода. Разработку таких месторождений начинают сразу с Третичных способов, разрабатывая зачастую совершенно новый уникальный метод.

Первичные способы (Primary Recovery)

Первичные способы - это способы разработки, основанные на извлечении нефти с использованием потенциала внутренней энергии пласта. Приток нефти обеспечивается за счет естественных сил.

Вообще говоря, в нефтяной залежи действует множество факторов, которые влияют на движение флюидов в пласте. Совокупность всех естественных и искусственных факторов, определяющих процессы, проявляющиеся в пористом пласте при его разработке, называют режимом пласта или точнее режимом эксплуатации нефтяной залежи.

Всего при добыче нефти различают 5 режимов:

– Водонапорный (жестко-водонапорный)
– Упругий (упруго-водонапорный)
– Газонапорный (режим газовой шапки)
– Режим растворенного газа
– Гравитационный

Плюс еще смешанный режим также иногда выделяют в отдельную категорию.

Водонапорный – основной силой, двигающей нефть к забою скважины, является напор пластовых вод, при котором происходит компенсирование отбора жидкости продвижением пластовой воды в продуктивную часть пласта. Такой режим обычно формируется в водонапорных комплексах литологически однородных и выдержанных высокопроницаемых пластов при относительной близости залежей к областям питания водонапорного комплекса. Конечная нефтеотдача при таком режиме достигает 65-80%.

Упругий – основной силой является упругое расширение пластовой жидкости и породы при снижении пластового давления. При этом режиме отбор жидкости не компенсируется полностью продвижением законтурных вод к залежи. Конечная нефтеотдача – до 50-70%.

Газонапорный – основной силой является напор расширяющегося газа газовой шапки, при котором отбор жидкости полностью не компенсируется продвижением пластовой воды в продуктивную часть пласта. Конечная нефтеотдача – до 40-60%.

Режим растворенного газа – основной силой является расширение газа, выделяющегося из нефти при снижении пластового давления. При этом режиме также отбор жидкости полностью не компенсируется продвижением пластовой воды в продуктивную часть пласта. Формируется при усиленном отборе жидкости из пласта, приводящем к снижению пластового давления до значений, ниже давления насыщения нефти газом. Конечная нефтеотдача – до 10-30%.

Гравитационный – основной силой является сила тяжести самой нефти. Такой режим может проявляться при полной изоляции залежи от водоносной части, а также при отсутствии газа (свободного или растворенного). Довольно редкий режим, обычно возникает на последней стадии разработки в залежи, первоначально эксплуатирующейся при режиме растворенного газа. Конечная нефтеотдача – до 10-20%.

Смешанные режимы могут возникать:

когда один режим сменяет другой или
когда отдельные участки залежи работают при различных режимах

Практика разработки месторождений показывает, что добыча нефти при использовании только естественных сил приводит к значительным потерям извлекаемой нефти в недрах. Поэтому уже на ранних стадиях разработки месторождений применяют вторичные или третичные методы воздействия на снижающуюся энергию пласта.

Вторичные способы (Secondary Recovery)

Вторичные способы – это способы разработки, в которых извлечение нефти из пласта происходит с использованием поддержания внутрипластовой энергии за счет закачки воды или газа (в газовую шапку). Другими словами, вторичные способы основаны на искусственном поддержании пластового давления.

По сути, есть только два метода, которые относятся к вторичным:

α Поддержание пластового давления закачкой воды. В этом случае реализуется водонапорный режим эксплуатации залежи.
β Поддержание пластового давления закачкой газа в газовую шапку (для залежей с наличием газовой шапки). В этом случае реализуется газонапорный режим.

Вторичные способы разработки нефтяных месторождений – наиболее распространенные.

Третичные способы (Tertiary Recovery)

К третичным способам относят методы увеличения нефтеотдачи (МУН). Это методы основанные на извлечении нефти с использованием потенциала внутрипластовой энергии за счет закачки агентов, отличающихся от используемых при вторичных способах повышенным потенциалом вытеснения нефти – тепловые, газовые, химические, микробиологические.

Другими словами, третичные способы – это способы, при которых мы не только искусственно поддерживаем пластовое давление, но и изменяем свойства агентов вытеснения и/или свойства нефти, содержащейся в пласте. И таким образом, обеспечиваем повышение степени извлечения нефти из пласта.

Существует 4 пути повышения степени извлечения нефти из пласта:

Снижение объема нефти остающейся в порах горной породы;
Уменьшение количества (или площади) недренируемых зон, то есть зон, в которых не происходит перемещение нефти к добывающим скважинам. Такие зоны могут образовываться «благодаря» определенному расположению скважин (т.е. зависят от сетки скважин на месторождении);
Снижение вероятности кинжальных прорывов воды. Такие прорывы происходят при вытеснении нефти водой, когда закачиваемая вода находит кратчайший путь к добывающей скважине по узкому каналу. В результате мы вместо нефти добываем воду из добывающих скважин, а в пласте при этом остаются не охваченные вытеснением зоны;
Предотвращение возникновения зон пониженного давления. Зон, в которых давление закачиваемой воды значительно снижается в связи с уменьшением толщины пласта.

Разные методы увеличения нефтеотдачи находятся в разном состоянии изученности. Например, закачка пара или полимерное заводнение относятся к хорошо изученным методам, подтвердившим свою эффективность. Парогравитационное воздействие, закачка углекислого газа (СО₂), растворителей, внутрипластовое горение характеризуются как развивающиеся и/или в стадии опытно-промышленных испытаний. Применение азотных/углекислотных пен, внутрипластовый каталитический крекинг тяжелой нефти, различные гибридные методы находятся в стадии изучения.

В настоящее время в достаточной степени освоены и применяются в промышленных масштабах следующие четыре группы методов увеличения нефтеотдачи:

Тепловые методы (вытеснение нефти теплоносителями, воздействие с помощью внутрипластовых экзотермических окислительных реакций);
Газовые методы (закачка углеводородных газов, жидких растворителей, углекислого газа, азота, дымовых газов);
Химические методы (заводнение с применением поверхностно-активных веществ (ПАВ), полимерное, мицелярное заводнение и др.);
Микробиологические методы (введение в пласт бактериальной продукции или ее образование непосредственно в нефтяном пласте).

Практическое применение МУН – штука довольно сложная. Нет однозначного ответа, как и каким образом применять тот или иной метод. Каждое месторождение требует индивидуального подхода. Методы повышения нефтеотдачи могут иметь значительный эффект при условии что это подходящие для данного конкретного месторождения методы.

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

Рано или поздно энергия нефтяного пласта становится меньше, и поднятие жидкости или газа наверх становится невозможным. Для обеспечения дополнительной энергоподачи можно применять данный способ эксплуатации: газ с высоким коэффициентом давления позволяет увеличить приток. При этом способе подаваемый газ перемешивается с жидкостью в пластах, и смесь, которая получается от этого, имеет невысокую плотность. Снижение давления в забое позволяет увеличить приток нефти и газа и поднятие наверх по стволу скважины.

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.

Насосная эксплуатация скважин

При этом способе эксплуатация нефтяной скважины может производиться при помощи различных типов оборудования. Для этого способа эксплуатации могут применяться следующие виды:

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

Особенности эксплуатации с помощью штангового насоса

Чаще всего, чтобы добыть нефть и газ, используют штанговые насосы: они отличаются простой конструкцией, способны выкачивать большой объем жидкости и газа и довольно долговечны. Больше 50% всех современных нефтяных и газовых скважин обслуживается при помощи штанговых насосных станций. При этом способе эксплуатации такое оборудование можно отремонтировать в ходе эксплуатации, не отвозя его в специальный сервис, а для первичных моторов эксплуатируются все типы приводов. Штанговый насос может эксплуатироваться в сложных условиях, в том числе при наличии коррозийных жидкостей и песка. К минусам штангового оборудования можно отнести следующие свойства:

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

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

Особенности эксплуатации с помощью центробежного насоса с электроприводом

Центробежный насос с электрическим приводом – устройство, которое распространено не так хорошо, как предыдущая разновидность, однако отличается внушительными показателями по количеству получаемой нефти и газа. Свыше 80% общего объема добычи нефти и газа по стране приходится именно на скважины с таким оборудованием. Такой насос представляет собой удлиненную конструкцию небольшого диаметра, которая способна функционировать в агрессивных средах. В состав насоса входит погружной аппарат, линия кабеля, НКТ, оборудование, которое устанавливается для устья, а также наземная техника для управления.

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.

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.

Эксплуатация нефтяной скважины

Эксплуатация нефтяной скважины зависит от выбора способа использования. Так, в стволе скважины всегда есть жидкость (буровой раствор). После окончания бурения его замещают технической водой, а после освоения её ствол заполняется пластовой водой.

Для поступления жидкости в скважину из пласта, должно соблюдаться одно условие – пластовое давление в стволе должно превышать гидростатическое давление в столбе жидкости.

Эксплуатация подразделяется на способы:

Фонтанный

Газ и жидкость от забоя поднимаются на поверхность по стволу скважины только под действием пластовой нефтяной энергии (естественный приток). Данный способ достаточно экономичный, не требует дополнительных энергетических затрат на подъём жидкости. При этом не требуется закупка дорогого оборудования, которое следует регулярно обслуживать. Данный вид скважин включает: колонную головку, фонтанную арматуру, выкидную линию, и относится к наземному виду оборудования. Подземное же оборудование, которое состоит из насосно-компрессорных труб, опускают до достижения глубины верхних дыр перфорации.

Газлифтный

Пластовая энергия максимально уменьшается, что не позволяет жидкости подняться на поверхность, вследствие этого требуется дополнительная энергия, к примеру, газ высокого давления. При смешивании пластовой жидкости и газа образуется пониженной плотностью газожидкостная смесь, а это приводит к понижению давления на забое скважины, обеспечивая тем самым приток продукции из пласта и подъём газожидкостной смеси на поверхность.

В эксплуатации нефтяной скважины газлифт различается:

бескомпрессорный – использование газа из газовых пластов, который подаётся высоким давлением для газового подъёмника;
компрессорный – применение компрессоров для сжатия газа до требуемого давления с целью закачки его в скважину.

Преимущества газлифтной эксплуатации в нефтяной скважине:

расположение оборудования на поверхности: это упрощает его обслуживание и ремонт;
простота конструкций установки;
вне зависимости от диаметра и глубины скважины эксплуатационной колонны, есть возможность отбора больших объёмов жидкости;
простая регулировка дебита скважины;
возможность использования обводненных и пескопроявляющих скважин.

Недостатки газлифтной эксплуатации в нефтяной скважине:

низкий КПД всей системы и подъёмника;
частая замена НКТ в пескопроявляющих и обводненных скважинах;
высокая стоимость затрат на строительство газораспределительных будок, компрессорных станций, сети газопроводов;
большой расход электрической энергии на добычу 1 тонны нефти с малодебитных скважин при низком динамическом уровне.

Насосный

Подъём на поверхность газа и жидкости, проведении исследований, регулировка режима работы скважины, борьба со смолопарафиновыми отложениями, предупреждение/ликвидация песчаных пробок, предохранение от эрозии и коррозии колонны и прочие мероприятия.

Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

Все известные способы эксплуатации скважин подразделяются на следующие группы:

1) фонтанный, когда нефть извлекается из скважин самоизливом;

2) с помощью энергии сжатого газа, вводимого в скважину извне;

3) насосный - извлечение нефти с помощью насосов различных типов.

Выбор способа эксплуатации нефтяных скважин зависит от величины пластового давления и глубины залегания пласта.

Фонтанный способприменяется, если пластовое давление велико. В этом случае нефть фонтанирует, поднимаясь на поверхность по насосно-компрессорным трубам за счет пластовой энергии. Условием фонтанирования является превышение пластового давления над гидростатическим давлением столба жидкости, заполняющей скважину.

Устройство скважины для фонтанной добычи нефти показано на рис. 4.37.

Нефть поступает в нее из пласта через отверстия в колонне эксплуатационных труб 1. Внутри эксплуатационной колонны находятся насосно-компрессорные трубы 2. Нефть поступает в них через башмак 3. Верхний конец насосно-компрессорных труб через фланец 4 соединяется с фонтанной арматурой 5. Фонтанная арматура представляет собой систему труб с задвижками. К этой системе присоединен штуцер 6, представляющий собой стальную болванку с цилиндрическим каналом малого сечения. Назначение штуцера заключается в ограничении притока нефти в скважину путем дросселирования давления на выходе из нее.

Установка штуцера позволяет обеспечить длительную и бесперебойную работу скважины в фонтанном режиме. Кроме того, благодаря низким скоростям притока нефти, уменьшается загрязнение скважины частицами породы.

Из штуцера пластовая нефть попадает в сепаратор (или трап), где происходит ее разделение на нефть и нефтяной газ.

Фонтанный способ эксплуатации нефтяных скважин применяется на начальном этапе разработки месторождений.

Все газовые скважины эксплуатируются фонтанным способом. Газ поступает на поверхность за счет пластового давления.

Компрессорнымназывается способ эксплуатации нефтяных скважин, при котором подъем жидкости из пласта на поверхность осуществляется сжатым газом, нагнетаемым в колонну подъемных труб.

Устройство скважины для компрессорной добычи нефти показано на рис. 4.38.

При компрессорном способе в скважину опускают две соосные трубы. Внутреннюю 2, по которой смесь извлекается наверх, называют подъемной,а наружную 3, по затрубному пространству между которой и трубой 2 в скважину под давлением подается газ, - воздушной.Подъемная труба короче воздушной.

Механизм компрессорной добычи нефти следующий (рис. 4.39). При закачке газа в скважину нефть сначала полностью вытесняется в подъемную трубу. После этого в подъемную трубу проникает закачиваемый газ. Он смешивается с нефтью, в результате чего плотность смеси в подъемной трубе становится значительно меньше плотности нефти. Вследствие этого чтобы уравновесить давление, создаваемое столбом нефти между трубами 1 и 3, столб смеси в подъемной трубе 2 удлиняется, достигает поверхности земли и поступает в выкидную линию скважины.

В зависимости от того какой газ под давлением закачивается в скважину различают два способа компрессорной добычи нефти: газлифт (рабочий агент - природный газ) и эрлифт (рабочий агент - воздух). Применение эрлифта менее распространено, т.к. при контакте с воздухом нефть окисляется.

Для закачки газа в скважину сооружают специальные газлифтные компрессорные станции.

Достоинствами компрессорного способа эксплуатации нефтяных скважин являются:

1) отсутствие подвижных и быстроизнашивающихся деталей (что позволяет эксплуатировать скважины с высоким содержанием песка);

2)доступность оборудования для обслуживания и ремонта (поскольку все оно размещается на поверхности земли);

3)простота регулирования дебита скважин.

Однако у способа имеются и недостатки:

1) высокие капитальные вложения на строительство мощных компрессорных станций и разветвленной сети газопроводов;

2)низкий к.п.д. газлифтного подъемника и системы «компрессор-скважина».

Для уменьшения капиталовложений там, где возможно, в нефтяную скважину подают под давлением без дополнительной компрессии газ из газовых пластов. Такой способ называют бескомпрессорным лифтом.

В зависимости от конкретных условий месторождений и геолого-технических характеристик скважин применяют непрерывный и периодический газлифтные способы эксплуатации. При периодическом газлифте подача газа в скважину периодически прерывается с тем, чтобы в ней накопилось необходимое количество жидкости. Таким образом, эксплуатируют скважины с низкими забойным давлением и коэффициентом продуктивности. При низком забойном давлении, но высоком коэффициенте продуктивности применяют тот из двух способов, который имеет лучшие показатели (например, меньший расход нагнетаемого газа).

Принципиальная схема газлифтного цикла приведена на рис. 4.40.

При наличии газовой скважины высокого давления реализуется бескомпрессорный лифт. Газ из скважины 1 через газовый сепаратор 2 подается в теплообменник 3. Нагретый газ после дополнительной очистки в сепараторе 4 проходит через газораспределительную батарею 5 и направляется к газлифтным скважинам 6. Продукция скважин направляется в газонефтяной сепаратор 7, после которого нефть поступает в коллектор, а газ, содержащий капельки нефти проходит дополнительную очистку в сепараторе 8 и после сжатия в компрессорной станции 9 поступает в систему промыслового сбора.

Если газовой скважины высокого давления нет, то для газлифта используется попутный нефтяной газ. После компримирования газ из компрессорной станции 9 последовательно проходит теплообменник 3, газовый сепаратор 4 и так далее, пока вновь не поступит на станцию 9. В данном случае используется замкнутый газлифтный цикл, при котором нагнетаемый в скважины газ многократно используется для подъема жидкости.

При насосном способеэксплуатации подъем нефти из скважин на поверхность осуществляется штанговыми и бесштанговыми насосами.

Штанговый насоспредставляет собой плунжерный насос специальной конструкции, привод которого осуществляется с поверхности посредством штанги (рис. 4.41).

В нижней части насоса установлен всасывающий клапан 1. Плунжер насоса, снабженный нагнетательным клапаном 2, подвешивается на насосной штанге 3. Верхняя часть штанги пропускается через устьевой сальник 5 и соединяется с головкой балансира 6 станка-качалки. При помощи кривошипно-шатунного механизма 7 головка 9 балансира передает возвратно-поступательное движение штанге 3 и подвешенному на ней плунжеру. Станок приводится в действие электродвигателем 8 через систему передач.

Работает насос следующим образом. При ходе плунжера вверх верхний клапан 2 закрыт, так как на него действует давление вышележащего столба жидкости и плунжер работает как поршень, выталкивая нефть на поверхность. В это же время открывается приемный клапан 1 и жидкость поступает в цилиндр насоса. При ходе плунжера вниз нижний клапан закрывается, а верхний открывается и через полый плунжер жидкость выдавливается из цилиндра насоса в насосные трубы 10.

При непрерывной работе насоса в результате подкачки жидкости уровень последней в насосных трубах поднимается до устья и она поступает в выкидную линию через тройник 4.

Недостатками штанговых насосов являются громоздкость, возможность обрыва штанг, ограниченность применения в наклонных и сильнообводненных скважинах, недостаточно высокая подача, небольшие (до 2 км) глубины эксплуатации.

В связи с этим в последние годы при эксплуатации нефтяных скважин все шире применяются бесштаиговые насосы(погружные электроцентробежные насосы, винтовые насосы и др).

Схема установки в скважине погружного электроцентробежного насоса(ЭЦН) приведена на рис. 4.42. Она включает центробежный многоступенчатый насос 1, погружной электродвигатель 2, подъемные трубы 3, обратный клапан 4, устьевую арматуру 5. Бронированный кабель для питания электродвигателя и источник электропитания на схеме условно не показаны.

Принцип действия установки следующий. Электрический ток из промысловой сети через автотрансформатор и станцию управления по бронированному кабелю поступает к электродвигателю 2. Вращая вал насоса 1, электродвигатель приводит его в действие. Всасываемая насосом нефть проходит через фильтр (на схеме не показан) и нагнетается по подъемным трубам 3 на поверхность. Чтобы нефть при остановке агрегата не сливалась из подъемных труб в скважину, в трубах над насосом смонтирован обратный клапан 4.

Погружной электроцентробежный насос представляет собой набор отдельных ступеней, в каждой из которых имеется свой ротор (центробежное колесо) и статор (направляющий аппарат). Роторы отдельных ступеней посажены на один вал, жестко соединенный с валом погружного электродвигателя.

Каждая из ступеней ЭЦН развивает напор 3. 5.5 м. Поэтому для обеспечения напора в 800. 1000 м в корпусе насоса монтируют 150. 200 ступеней.

Существенными недостатками электроцентробежных насосов являются их низкая эффективность при работе в скважинах с дебитом ниже 60 м 3 /сут; снижение подачи, напора и кпд при увеличении вязкости откачиваемой смеси, а также при увеличении свободного газа на приеме насоса.

Погружные винтовые насосыстали применяться на практике сравнительно недавно. Винтовой насос - это насос объемного действия, подача которого прямо пропорциональна частоте вращения специального винта (или винтов). При вращении винт и его обойма образуют по всей длине ряд замкнутых полостей, которые передвигаются от приема насоса к его выкиду. Вместе с ними перемещается и откачиваемая жидкость.

Применение винтовых насосов особенно эффективно при откачке высоковязкой нефти. Схема их установки в скважине такая же, как и при применении ЭЦН.

Для насосной эксплуатации скважин используются также диафрагменные, гидропоршневые и струйные насосы.

Нефтяные, газовые и газоконденсатные скважины оснащены специальным подземным и наземным оборудованием. К подземномуотносится оборудование забоя и оборудование ствола скважины, а к наземному- оборудование устья, прискважинные установки и сооружения.

Методы эксплуатации нефтяных скважин

В настоящее время, несмотря на активный поиск альтернативных источников энергии, нефть и природный газ остаются важнейшими энергоносителями, а нефтепродукты – основным видом топлива.

Содержание статьи

Фонтанный метод эксплуатации
Нефтяная и газовая скважина. Газлифтный метод эксплуатации
Насосный способ эксплуатации
Эксплуатация нефтяных скважин штанговыми насосами
Использование центробежного насоса, оборудованного электроприводом

Для извлечения нефти и газа из природных коллекторов используется эксплуатационное бурение скважин.

Способы эксплуатация нефтяных скважин могут быть различными. Выбор того иди иного способа зависит от индивидуальных особенностей продуктивных пластов, из которых добывается сырьё, а также от свойств самого добываемого продукта.

Кроме этого, эксплуатация нефтяных и газовых скважин зависит от степени их обводненности, показателей внутрипластового давления и ряда других факторов. Добывающие, нагнетательные и прочие виды скважин называются объектами нефтедобычи. Эксплуатация объектов нефтедобычи представляет собой комплекс работ, в котором используется различное оборудование.

Немаловажную роль при выборе метода эксплуатации объекта добычи играет энергия продуктивного пласта. Жидкие и газообразные углеводороды могут извлекаться фонтанным, газлифтным или насосным способом. Все перечисленные технологии объединены общим названием – механизированные способы добычи полезных ископаемых. Далее мы рассмотрим перечисленные методики и дадим краткое описание их основных принципов.

Фонтанный метод эксплуатации

Эта нефтедобывающая технология для извлечения полезных ископаемых из природных коллекторов на поверхность использует энергию самих продуктивных пластов.

Главным достоинством этого способа добычи является высокая степень экономичности, так как подъем природного ресурса идет естественным путем, а следовательно, дополнительных затрат временных и трудовых ресурсов не требуется.

Также отпадает необходимость применения специального оборудования, что позволяет значительно сократить капитальные вложения, которые требуются для покупки такого оборудования и его дальнейшего технического обслуживания.

Кроме того, эти трубы служат для:

регулировки режима работы скважины;
обеспечения производства работ по изучению пробуренной выработки;
устранения парафиновых и смолистых отложений;
проведения эксплуатационно-технологических мероприятий;
защиты эксплуатационной колонны от коррозионных воздействий;
ликвидации образующихся песчаных пробок;
обеспечения глушения скважины, которое необходимо в процессе проведения ремонтных работ её ствола;
защиты от резкого повышения давления, а также от его значительных перепадов.

При фонтанной эксплуатации скважины подъем добываемого сырья обеспечивает внутрипластовое давление.

Стоит сказать, что фонтанирование через достаточно короткое время может прекратиться, даже в случае достаточно высокого давления в продуктивном пласте. В таких случаях главным способом продлить период фонтанирования или возобновить его в случае прекращения, является уменьшение диаметра используемых труб. К примеру, если фонтан в скважине поступал из трубы диаметром 114 миллиметров, а затем естественный подъем сырья прекратился, замена существующих насосно-компрессорных труб на меньший диаметр (к примеру, на 60 миллиметров), как правило, позволяет возобновить естественный процесс подъема нефти.

Общая формула энергетического баланса любой добывающей скважины выглядит так:

Читать также: Как достигается автоматизация нефтедобычи?

W1 – это энергия, затрачиваемая на подъем газожидкостной смеси от забоя до устья скважины;

Wп – природная энергия продуктивного пласта;

Wи – энергия, добавляемая в скважину извне (с поверхности).

Внешняя энергия Wи представляет собой либо подачу в скважину сжатого воздуха или газовой смеси, либо применение насосного оборудования.

Нефтяная и газовая скважина. Газлифтный метод эксплуатации

Как уже было сказано выше, энергии продуктивного пласта (Wп) со временем становится недостаточно для обеспечения естественного подъема добываемого сырья. В таких случаях дополнительную энергию (Wи) можно передать посредством подачи в скважину газовой смеси с высоким значением давления.

Это позволит возобновить приток добываемого продукта. Такой способ добычи называется газлифтным.

Принцип действия этой технологии основан на том, что подаваемый газ смешивается с внутрипластовой жидкостью, и плотность полученной смеси становится достаточно небольшой. Снижение уровня давления в скважинном забое дает возможность повысить дебит эксплуатируемой выработки и обеспечить устойчивый приток полезного ископаемого на поверхность.

Газлифтная эксплуатация нефтедобывающей скважины подразумевает применение двух технологий: с применение компрессорного оборудования и без него.

Достоинства этой методики таковы:

оборудование, с помощью которого обеспечивается такая добыча, расположено на поверхности, что значительно упрощает его техническое обслуживание и ремонт;
конструкция применяемого оборудования достаточно проста, и его эксплуатация – тоже;
подъем сырья можно обеспечивать в больших количествах, которые не зависят ни от глубины скважинного ствола, ни от его диаметра;
дебит добываемой продукции достаточно просто не только контролировать, но и задавать самостоятельно (для этого необходимо лишь изменить объём подаваемого в скважину газа);
газлифтовая технология позволяет эксплуатировать даже те газовые или нефтяные горные выработки, которые либо были залиты водой, либо были пробурены в горных породах с высоким содержанием песка;
при таком способе эксплуатации исследования в скважинах проводить и быстрее, и проще.

Разумеется, как и любой другой, этот метод имеет и свои недостатки. Например, в процессе газлифтной эксплуатации возникает необходимость регулярной замены труб НКТ, а используемый при проведении работ подъемник имеет достаточно малый коэффициент полезного действия. Помимо этого, компрессорные системы достаточно дороги, и затраты электроэнергии, приходящиеся на одну тонну добываемого сырья, весьма немаленькие.

Насосный способ эксплуатации

Такая эксплуатация нефтяных и газовых скважин может обеспечиваться с помощью различного технологического оборудования.

Типы применяемых устройств могут быть следующими:

Эксплуатация нефтяных скважин штанговыми насосами

Для нефте- и газодобычи такие устройства используются чаще всего, и связано это с простотой их конструкции, долговечностью и способностью такого оборудования выкачивать довольно большие объемы жидкого и газообразного сырья.

Более половины всех действующих в настоящее время газовых и нефтяных скважин используют штанговые насосные станции. Стоит сказать, что применение такого оборудования позволяет производить его ремонт непосредственно в процессе его работы, без демонтажа и отвоза в специальные сервисные центры, а в качестве первичного мотора могут применяться все существующие типы приводов. Штанговый насос способен работать в достаточно сложных условиях, включая наличие песка и жидкостей с высокой коррозионной агрессивностью.

Читать также: Почему происходит сокращение добычи нефти?

К недостаткам применения такого оборудования относятся:

невысокий уровень подачи;
наличие ограничений по спуску оборудования;
наличие ограничений, связанных с углом наклона скважинного ствола.

Простой штанговый насос имеет следующие основные элементы конструкции: цилиндр и плунжер, оборудованный клапаном типа шар-седло, которые обеспечивают подъем добываемого ресурса, одновременно исключая его обратное стекание. Также конструкция может оборудоваться всасывающим клапаном, который ставится ниже цилиндра. Работу штангового насоса обеспечивают передвижения плунжера под действием приводного устройства. В таком насосе присутствует верхняя штанга, которая крепится на головке балансировочного элемента.

Основные элементы конструкции насоса штангового типа:

рама;
пирамидообразная стойка с четырьмя гранями;
балансировочный элемент;
редуктор, оборудованный противовесом;
траверса;
поворотная салазка.

Штанговые насосы бывают двух типов: вставные и невставные.

Использование центробежного насоса, оборудованного электроприводом

Насос центробежного типа с электроприводом представляет собой устройство, не столь широко распространенное, как штанговое оборудование. однако такое устройство характеризуется внушительными параметрами, касающимися количества получаемого с их помощью газового или нефтяного сырья. Достаточно сказать, что больше 80-ти процентов добываемых в нашей стране углеводородов получают из скважины, оборудованных такими насосами.

Центробежный насосный агрегат – это удлиненная конструкция небольшого диаметра, способная работать даже в агрессивной среде. В составе такого механизма есть погружной аппарат, кабельная линия, насосно-компрессорные трубы, устьевое оборудование и наземные управляющие устройства.

Читайте также: