logo
250721

Способы эксплуатации скважин

Если подъем жидкости или смеси с забоя на дневную поверхность происходит только за счет природной энергии WП (WИ=0), то такой способ будем называть естественно-фонтанным.

Если давление на устье скважины больше давления насыщения (Ру > Рнас), то свободный газ в подъемнике отсутствует, а жидкость поднимается на поверхность только под действием собственной потенциальной энергии. Такой способ эксплуатации называется артезианским фонтанированием либо подъемом жидкости за счет гидростатического напора пласта. Следует заметить, что в настоящее время этот способ имеет ограниченное распространение.

Если подъем продукции скважины на дневную поверхность происходит либо за счет природной и искусственной энергии, либо только за счет искусственной энергии, то такой способ эксплуатации называется механизированным.

Рис. 38-Классификация различных энергетических источников подъема продукции скважин и способов эксплуатации.

Механизированный способ эксплуатации может осуществляться в двух вариантах:

1. Искусственная энергия вводится в добываемую продукцию централизованно, а распределение ее между добывающими скважинами происходит непосредственно в залежи. Такой способ ввода энергии в залежь и ее распределение осуществляются при использовании методов поддержания пластового давления.

Если при этом каждая конкретная добывающая скважина оборудована только колонной насосно-компрессорных труб (отсутствуют механические приспособления для подъема продукции скважины), указанный способ будем называть искусственно-фонтанным. Искусственно-фонтанный способ эксплуатации добывающих скважин получил довольно широкое распространение, особенно в России.

2. Искусственная энергия вводится непосредственно в каждую конкретную добывающую скважину с помощью какого-либо механического, электрического или гидравлического устройства. Ввод искусственной энергии в скважину осуществляется различными способами: компримированным газом (воздухом) или специальными глубинными насосами. При первом способе ввода энергии в скважину мы имеем дело с компрессорным (газлифтным) способом эксплуатации, при втором — с глубиннонасосным способом.

Особое место занимают некоторые способы эксплуатации добывающих скважин, осуществляемые за счет использования природной энергии жидкости и газа с применением специального подземного (внутрискважинного) оборудования, не являющегося источником энергии. К ним относятся:

а) эксплуатация скважин бескомпрессорным (внутрискважинным) газлифтом, теоретические основы подъема продукции при которой аналогичны таковым при фонтанно-компрессорной эксплуатации. Разница заключается в том, что для подъема продукции используется газ высокого давления, отбираемый из газоносных пропластков в данной скважине либо из отдельной газовой залежи. В этом случае отпадает необходимость использования компрессоров;

б) эксплуатация скважин плунжерным лифтом, при которой подъем продукции, происходит за счет природной энергии выделяющегося из нефти газа с применением специальных плунжеров. Таким образом, в общем, виде схему используемых энергетических источников для подъема продукции скважин (а, следовательно, и способов эксплуатации) можно представить, как показано на рис. 38.Совершенно очевидно, что представленная схема не претендует на абсолютную полноту, а должна рассматриваться только в качестве классификационной.

Способ эксплуатации скважин, при котором подъем жидкости на поверхность происходит под действием пластовой энергии, называется фонтанным.

Фонтанирование скважин происходит в том случае, если перепад давления между пластовым и забойным будет достаточным для преодоления противодавления столба жидкости и потерь давления на трение, т. е. фонтанирование происходит под действием гидростатического давления жидкости или энергии расширяющегося газа. Большинство скважин фонтанирует за счет энергии газа и гидростатического напора одновременно.

Газ, находящийся в нефти, обладает подъемной силой, которая проявляется в форме давления на нефть. Чем больше газа растворено в нефти, тем меньше будет плотность смеси и тем выше поднимается уровень жидкости. Достигнув устья, жидкость переливается, и скважина начинает фонтанировать.

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/см2.

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 Vг.

Физической сущностью газлифтной эксплуатации является снижение плотности образующейся при закачке газа в подъемник газожидкостной смеси до такой величины, чтобы давление на приеме Рпр 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.

Бесштанговая эксплуатация

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.

Рис.41.УЭЦН

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 Q1 до Q2) и напору (от H1 до H2 ), 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:

; ;

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 м3/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.

Контрольные вопросы:

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?