Механизированная добыча нефти и газа

Размещено на http://www.allbest.ru/

Добывающие скважины обычно классифицируют по типу механизма, используемого для доставки жидкостей с забоя скважины в выкидной трубопровод. Это может быть либо естественный поток, либо какой-то искусственный способ подъема. Газовые скважины обладают естественной продуктивностью. Некоторые нефтяные скважины фонтанируют на ранних стадиях своей продуктивной жизни благодаря присущей им внутренней энергии, но рано или поздно и им требуется дополнительная энергия для поддержания продуктивности.

Когда скважина открывается для добычи, нефть поступает в ствол скважины под действием перепада давлений в скважине и в коллекторе. По мере подъема нефти по насосно-компрессорной колонне давление продолжает снижаться. При снижении давления растворенный газ начинает выделяться, образуя в нефти пузырьки. Эти пузырьки газа расширяются, и столб жидкости становится легче. Совместное действие давления коллектора и Уменьшенного веса столба жидкости и обеспечивают Фонтанирование скважины.

По мере извлечения нефти пузырьки газа образуются и в самом коллекторе. Они продолжают расширяться, выясняя больше нефти в скважину. Однако в конце концов Расширяющиеся пузырьки газа соединяются между собой, формируя сплошные газовые каналы внутри коллектора.

Когда это происходит, газ начинает стекать в скважину, оставляя за собой большую часть более тяжелой нефти. Эти явления продолжаются до тех пор, пока давление в коллекторе не уменьшится до такой степени, что не сможет выталкивать оставшуюся, более тяжелую нефть на поверхность. Начиная с этого момента требуется механизированная добыча.

Механизированная добыча

Механизированная добыча (механизированный лифт) применяется в тех случаях, когда давление в нефтяном коллекторе снижается настолько, что уже не может обеспечивать экономически оптимальный отбор из скважины за счет природной энергии. Наиболее распространены следующие методы механизированной добычи:

* газлифт;

* плунжерный лифт;

* добыча штанговыми насосами;

* откачка пневматическими и гидравлическими насосами;

* откачка роторными насосами;

* откачка гидравлическими глубинными насосами;

* откачка электрическими погружными насосами.

Для достижения максимальной экономической эффективности при добыче нефти следует учитывать изменение стоимости денег по истечении какого-либо времени. Хорошо знакомым примером этого принципа служат сберегательные счета. Один доллар, помещенный на сберегательном счету с годовым интересом в 15 сложных процентов, через 10 лет будет стоить 4,05 дол. Наоборот, 4,05 дол., которые можно получить через 10 лет, сегодня стоят всего-навсего 1 дол. с годовым интересом в 15 сложных процентов.

Определение текущей цены будущих долларов называется дисконтированием или обратным расчетом сложных процентов. Текущая цена доллара в некотором будущем равна обратной величине будущей цены доллара, вложенного сегодня на какой-то промежуток времени с постоянным интересом и одним и тем же периодом начисления сложных процентов.

Инженеры-нефтяники пользуются этим принципом для расчета наиболее экономичного метода эксплуатации данной скважины. Сточки зрения эксплуатационника, понимание этой концепции помогает осознать цену простоя и важность решения проблем, снижающих максимальную продуктивность. Если скважина на месторождении с ожидаемым продуктивным временем жизни Шлет простаивает, потери могут не окупиться за это время. При годовом интересе в 15 сложных процентов и при постоянных ценах на нефть это производство принесет только четверть того, что дало бы, будь эта нефть добыта сегодня. Один из наиболее важных факторов в получении максимальной экономической эффективности скважины заключается в минимизации простоев и потери производительности.

Газлифт

В скважинах, где давление в коллекторе или давление растворенного газа слишком мало, чтобы создавать фонтанирование, поток жидкости может поддерживаться искусственным методом -- газлифтом. Существует множество вариаций газлифтной системы, но основной принцип заключается в том, чтобы брать газ из внешнего источника и закачивать его в добываемые жидкости, проходящие по насосно-компрессорной колонне. Это снижает вес столба жидкости и обеспечивает истечение нефти из скважины.

В ходе эксплуатации газ под давлением закачивается в пространство между обсадной и насосно-компрессорной колоннами и попадает в последнюю через открытый газлифтный клапан. Жидкость в насосно-компрессорной колонне выше клапана вытесняется и/или становится легче при смешивании с газом и может подниматься на поверхность вместе с расширяющимся газом. Когда газ и Жидкость достигают поверхности, газ отделяется от нефти. Здесь его вновь сжимают до высокого давления и еще Раз закачивают в пространство между обсадной и насосно-компрессорной колоннами, чтобы повторить цикл снова.

Так как газ закачивается с более или менее постоянной скоростью, система классифицируется как непрерывный газлифт. Тем не менее рано или поздно давление в коллекторе понизится до такой степени, что даже с помощью вспомогательной закачки газа оно не будет поддерживать ток нефти. На данном этапе можно применить одну из периодических систем газлифта. По этому методу жидкости дают время для накопления в насосно-компрессорной колонне. Затем в скважину в заранее определенные промежутки времени закачивают газ, который порциями вытесняет жидкость на поверхность.

Особым типом газлифта является система плунжерного подъема для скважин, производящих небольшие количества жидкости. На нижнем конце насосно-компрессорной колонны устанавливают накопительную камеру. Когда накапливается достаточное количество жидкости, плунжер выталкивает ее на поверхность. Энергия для выталкивания плунжера на поверхность передается газом высокого давления. Когда плунжер достигает поверхности, газ высокого давления высвобождается и плунжер падает обратно на дно насосно-компрессорной колонны до своего следующего путешествия на поверхность.

Газлифт широко используют как механизированный способ эксплуатации при морском способе добычи. Предпочтительным методом газлифта в море является непрерывный газлифт, так как пропускная способность трубопроводов высокого и низкого давления обычно ограничена. На суше также имеется много установок для газлифта. В начале XIX века водозаборные скважины зачастую эксплуатировали с помощью воздушного лифта. Для этого по линии тонких труб в скважину подавали сжатый воздух, чтобы поднимать воду на поверхность. Тот же принцип был позднее применен для нефти, но воздух в качестве закачиваемой среды заменили на природный газ, чтобы снизить опасность коррозии и пожара.

Непрерывный поток

Простейший вид газлифта -- это использование на-сосно-компрессорных колонн с открытым концом. Изображена водозаборная скважина в статических условиях. Поскольку давление в пласте слишком мало, чтобы заставить воду вытекать на поверхность, следует воспользоваться каким-либо искусственным подъемником. Обратите внимание на то, что гидростатический напор жидкости в скважине равен давлению в геологическом пласте.

Добыча начинается подачей в колонну воздуха или газа, который смешивается с жидкостью над нижним краем колонны; при этом снижается градиент жидкости, в результате чего скважина становится продуктивной. Этот тип подъема известен как непрерывный газлифт. Систему непрерывного потока часто устанавливают в скважине (задолго до того, как она перестанет давать нефть) для увеличения производительности и предотвращения остановки скважины. В большинстве случае газ подается внутрь и вниз по кольцевому зазору, а добыча производится по насосно-компрессорной колонне. Для больших объемов, тем не менее, газ может закачиваться по насосно-компрессорной колонне, а добыча происходить по кольцевому зазору.

При периодическом варианте газлифта подача газапериодически прекращается, чтобы дать жидкости возможность достичь требуемого уровня над самым нижним газлифтным клапаном. Обратное давление на продуктивный пласт сводится к гидростатическому давлению газа над жидкостью в колонне и гидростатическому давлению относительно небольшого столба жидкости в колонне, которое очень мало. Быстрое нагнетание газа через большое отверстие в нижнем газлифтном клапане приводит к быстрому выталкиванию накопленной жидкости в виде пробки при небольшом проскоке газа вверх через жидкость. При правильной конструкции и регулировке этот вид газлифтной установки очень эффективен и может использоваться для добычи из скважин с довольно низким давлением в забое.

На некоторых скважинах с очень низким давлением в забое и высокими показателями продуктивности (измеряется в баррелях в сутки на перепад давления в футах на квадратный дюйм) применяют особый вид газлифта, известный как камерный газлифт. Эта система действует так же, как другие варианты газлифта периодического действия, за исключением случая, когда подача газа отключена, поступающие в скважину жидкости собираются в камере, имеющей больший диаметр, чем насосно-комп-рессорная колонна. При одном и том же объеме добываемой жидкости гидростатический напор и давление у дна скважины уменьшены. Добиваются более низкого давления притока в пласте, чем при непрерывной добыче, используя камерный газлифт, либо в обычных установках газлифта периодического действия. Запускающие клапаны над камерой устроены так же, как на обычных газлифтных установках периодического действия.

По мере того как газ поступает в кольцевой зазор из насосно-компрессорной колонны, плотность жидкости в нем над точкой подачи уменьшается. При этом снижается давление, необходимое для закачки газа, и гидростатическое давление в забое скважины. Поскольку давление в пласте теперь превышает гидростатическое давление в забойной зоне, жидкости перетекают в скважину. Пузырьки газа, образовавшиеся у дна колонны в результате закачивания газа, расширяются, поднимаясь по кольцевому зазору и увеличиваясь вдвое в объеме всякий раз, когда гидростатический напор над ними уменьшается наполовину.

Этот вид газлифта удовлетворительно действует как на неглубоких скважинах, так и на скважинах с высоким давлением в забое. Тем не менее в более глубоких скважинах давление, необходимое для запуска газлифта, слишком велико. Чтобы его снизить, иногда в насосно-компрессорной колонне на некотором расстоянии сверлят (или пробивают) маленькие отверстия от верхнего статического уровня жидкости до ее низа. При такой конструкции для запуска требуется гораздо меньшее давление. Тем не менее, если точка ввода газа смещается к низу колонны, газ продолжает поступать и через верхние открытые отверстия, что существенно снижает эффективность подъема. Поэтому были разработаны газлифтные клапаны, которые позволяют закрывать точки ввода газа при снижении уровня жидкости после определения рабочей глубины ввода газа.

Периодический поток

Газлифтная технология быстро развивалась начиная с 1930 г., что привело к созданию газлифта периодического действия.  Показан вариант непрерывного ввода газа для подъема жидкостей. Такой вариант налагает серьезные ограничения на скважины с низкими давлениями в пласте из-за постоянного действия давления нагнетаемого газа.

Газлифт может также создать определенные проблемы в процессе добычи. При непрерывном варианте на пласт воздействует относительно высокое встречное давление. Использование высокого давления создает проблемы с точки зрения техники безопасности. Дополнительными проблемами являются воздействие давления закачиваемого газа на обсадную колонну и попадание воды в наземные трубопроводы (образование газовых гидратов).

Плунжерный лифт

Среди методов механизированной добычи реже всех используется плунжерный лифт. Он применяется менее чем в одном проценте всех скважин с механизированной добычей. Чаще всего его используют в ситуациях, когда имеется некоторый естественный поток. Тем не менее на некоторых скважинах этот метод особенно удобен, в частности в скважинах с высоким газовым фактором или в газовых скважинах с низким забойным давлением и низкой производительностью. В таких скважинах скорость тока по насосно-компрессорной колонне слишком мала, чтобы выносить флюиды на поверхность. В насосно-компрессорной колонне происходит разделение: скважина заполняется жидкостью и перестает течь. При плунжерном лифте используется плунжер, который движется вверх и вниз по насосно-компрессорной колонне. Внутри плунжера имеется перепускной клапан, открывающийся по достижении верха насосно-компрессорной колонны и закрывающийся при ударе о ее дно. Посадка плунжера в насосно-компрессорной колонне снижает обратный проскок жидкости сквозь газ, т.е. подгоняет ее.

Плунжерный подъем применяется для продления срока эксплуатации нефтяных и газовых скважин, где для добычи используется собственная энергия скважины Тем не менее с пакером, всасывающим клапаном и установкой периодического газлифта плунжерный подъемник может также использовать внешний источник газа, это позволяет достичь лучших результатов, чем одна только газлифтная установка периодического действия. Плунжерный подъем применяется и на скважинах, где добыче мешают отложения парафина, соли или осадок на стенках насосно-компрессорной колонны. Работа плунжера в насосно-компрессорной колонне помогает удалить эти отложения прежде, чем они нарастут до такой степени, что будут мешать добыче.

Достоинства и недостатки

Как метод механизированной добычи нефти, газлифт обладает многими достоинствами в тех случаях, когда он применим. Метод относительно прост в работе, необходимое оборудование сравнительно недорого и взаимозаменяемо. Могут добываться как большие, так и малые объемы, и не имеет значения, непрерывный это поток, периодический поток или камерный газлифт. Метод оказался эффективным при неблагоприятных сква-жинных условиях; от песка и других твердых веществ можно избавиться без особых затруднений. Удается более успешно, чем в других методах искусственного лифта, решить проблемы коррозии и добычи нефти с высоким содержанием газа, он эффективно применяется в искривленных скважинах. Газлифт может быть предназначен и для работы с канатными системами. При использовании канатов нетрудно провести замеры давления в забое.

Среди прочих достоинств газлифта -- низкие эксплуатационные расходы и, в некоторых случаях, низкая вероятность отказа по сравнению с другими системами. Газлифт может применяться в районах городской застройки и требует меньше места, а также на морских добывающих платформах.

Перед установкой газлифтной системы следует учитывать некоторые ее недостатки. Требуется источник сжатого газа; сжатие газа может сильно увеличить начальные капиталовложения. В зависимости от рыночных цен возмещение потерь газа в замкнутой системе при высоком давлении также может оказаться дорогим. Использование газлифта на участках с одной скважиной или на маленьких месторождениях обычно не окупает затрат. Газлифт лучше не применять для глубоких добывающих скважин с высокими перепадами давления или низкими забойными давлениями. Особенно малоэффективны в этом случае системы периодического действия. Трудно получить точные замеры газа, и пульсация потока может осложнить эксплуатацию наземного оборудования.

Системы плунжерного подъема работают в большинстве случаев в автоматическом режиме или с применением датчиков давления, и можно встретить лишь несколько случаев с ручным управлением. Автоматические регуляторы длительности цикла, плунжеры и ловушки, используемые в системах плунжерного подъема, могут быть весьма различны.

Важнейшее достоинство плунжерного лифта -- низкая себестоимость. Установка плунжерной системы относительно недорога, и эксплуатационные расходы невелики по сравнению с другими системами. Плунжерные системы могут устанавливаться на талях, и в случае морских скважин они не требуют дополнительного места на платформе.

Плунжерные подъемники могут быть модифицированы для использования в наклонно направленных скважинах и на скважинах, уже работающих с применением периодического газлифта, что улучшает производительность и эффективность добычи. Главным недостатком плунжерных подъемников является непригодность для скважин с высокой нормой отбора. Заклинивание плунжера и проблемы с выносом песка могут вызывать остановки добычи. Еще один недостаток плунжерного подъема заключается в том, что пульсирующий поток из скважины может отрицательно сказаться на эффективности наземного оборудования.

Добыча штанговыми насосами

Добыча при помощи штанговых насосов -- бесспорно, самый распространенный способ искусственного подъема нефти. Используемые с первых дней возникновения нефтяной промышленности штанговые насосы работают по тому же принципу, что и водяные насосы, которые начали применять в Китае, Египте и Риме по крайней мере 1500 лет тому назад. Основные детали штангового насоса следующие: глубинный насос, штанги для передачи усилия с поверхности к насосу и поверхностный насосный узел, приводящий штанги в возвратно-поступательное движение. Качалки типа изображенной являются наиболее распространенными.

Глубинные насосы

В штанговых насосных установках применяются два основных типа глубинных насосов (рис. 10.14). Насосы первого типа называются трубными, потому что цилиндр насоса расположен на насосно-компрессорной трубе. Поршень спускается в скважину на штангах насоса. Внутренний диаметр цилиндра насоса лишь чуть-чуть меньше, чем диаметр колонны, внутри которой он находится. Это обеспечивает наибольшую скорость добычи в данной конструкции. Чтобы заменить цилиндр насоса, нужно извлечь из скважины насосно-компрессорную колонну.

Глубинные насосы второго типа называются вставными -- они опускаются в насосно-компрессорную колонну и вынимаются из нее на штангах. Вставной насос был Изобретен до 1870 г., но не находил широкого применения вплоть до 1920 г. Поскольку такой насос можно поднимать как одно целое, он предпочтителен по сравнению с трубными насосами в более глубоких скважинах. Наиболее типичные конструкции трубных и вставных насосов регламентируются техническими условиями API. Некоторые конструкции, не регламентированные API, такие как насос в обсадной трубе и многоступенчатый насос, зарекомендовали себя как эффективные в особых скважинных условиях.

Штанговые насосы

Первые штанговые насосы делали из дерева, обычно гикори, с металлическими концевыми деталями. Железные и стальные штанги начали использоваться примерно в 1880--1890-х годах и стали обычным явлением к 1900 г. Стандарты API для штанговых насосов впервые были приняты в 1927 г.

Продолжающиеся усовершенствования в металлургической промышленности увеличивали прочность и несущую способность насосных штанг. Тем не менее даже с этими усовершенствованиями и при использовании конических штанг максимальная практическая глубина работы штанговых насосов составляет около 3000 м. Есть несколько установок низкой производительности, достигающих глубины 4000 м. Более легкие и более прочные материалы нужны для установок для глубины более 4500 м. Максимальная глубина на сегодняшнем техническом уровне составляет 6000 м. В настоящее время ведутся исследования современных фибергласовых материалов Для изготовления насосных штанг для специальных областей применения.

Качалки

Качалки (балансирные насосные установки) передают усилие на верхнюю часть системы штанг в виде возвратно-поступательного движения. Длина рабочего хода Может варьироваться от менее чем 30 см до 24 м. Для первых качалок использовали вышки для ударно-канатного бурения по завершении бурения, при этом для приведения в действие глубинного насоса применяли балансир бурильного станка. Несущие элементы этих установок делали из дерева с металлическими подшипниками и оснасткой. Приводом служили паровые машины или одноцилиндровые низкооборотные двигатели внутреннего сгорания, снабженные ременной передачей. Иногда позже добавляли привод от электромотора. В этих установках вышка оставалась над скважиной и силовая установка и главный маховик использовались для обслуживания скважины. Одно и то же оборудование применялось для бурения, добычи и обслуживания. Эти установки с некоторыми модификациями использовались примерно до 1930 г. К этому времени были пробурены более глубокие скважины, нагрузки на насосы увеличились и применение установок канатного бурения в качестве насосов изжило себя. Изображена старинная качалка, переделанная из вышки для ударно-канатного бурения.

Современный насос-качалка, в основном разработанный в 1920-х годах, изображен на рис. 10.16. Появление эффективных мобильных приспособлений для обслуживания скважин устранило необходимость во встроенных талях на каждой скважине, а создание долговечных, эффективных редукторов легло в основу более высокоскоростных качалок и первичных двигателей меньшего веса.

Противовес. Противовес, расположенный на плече кривошипа качалки -- важный компонент системы. Он может быть также помещен на балансире для этой цели можно использовать пневмоцилиндр. Насосные установки делятся на установки с коромысловой, кривошипной и пневматической балансировкой.

Назначение балансировки становится понятным, если рассмотреть движение колонны насосных штанг и качалки на примере идеализированной работы насоса, изображенного. В этом упрощенном случае нагрузка на устьевой сальниковый шток при движении вверх состоит из веса штанг плюс вес скважинных флюидов. При обратном ходе это только вес штанг. Без какой-либо балансировки нагрузка на шестеренчатый редуктор и первичный двигатель во время движения вверх направлены в одну сторону. При движении вниз нагрузка направлена в противоположную сторону. Такой тип нагрузки весьма нежелателен. Он вызывает ненужный износ, срабатывание и перерасход топлива (энергии). На практике используется противовес, равный весу колонны насосных штанг плюс примерно половина веса поднимаемой жидкости. Правильный подбор противовеса создает наименьшие возможные нагрузки на редуктор и первичный двигатель, уменьшает поломки и простои и снижает требования к топливу или энергии. По оценкам, до 25% всех качалок, находящихся в эксплуатации, не сбалансированы должным образом.

Другие возвратно-поступательные насосы

Качалки используются более чем на 99% всех скважин, оборудованных штанговыми насосами, тем не менее существует ряд других установок для штанговых насосов, имеющих ограниченное применение. Теоретически в данном случае пригодно любое устройство, обеспечивающее движение колонны насосных штанг вверх и вниз. Гидравлические и пневматические насосные установки с гидравлическими и пневматическими цилиндрами высокого давления, приводящие в движение колонны насосных штанг, применяются примерно с 1900 г.

Пневматические установки

В случае пневматических установок один или более Цилиндров помещаются над устьем скважины и монтируется балансировочная система, использующаясжатый воздух или газ (рис. 10.18). В такой системе сжатый газ воздействует на нижнюю часть поршней внутренних рабочих цилиндров при движении вверх. Газ низкого давления над поршнями выбрасывается в газопровод товарного газа. При движении вниз сжатый газ действует на верхнюю часть поршней, а газ низкого давления под Поршнями выталкивается в газопровод товарного газа. Из буферной емкости балансира сжатый газ поступает в два пневмобалансира, компенсирующих вес колонных насосных штанг и половину веса скважинных флюидов, так же как и в качалке. Верхняя часть пневмобалансиров открыта в атмосферу. Давление на рабочий поршень в верхней и нижней точках рабочего хода меняется с помощью золотника, управляемого реверсивным штоком, присоединенным к оснастке штока поршня. Такие установки успешно применяются для откачки воды из газовых скважин, где давление в устье скважины существенно превышает давление в товарном газопроводе, что обеспечивает энергию для работы установки. Таким образом, эти установки работают без затрат на энергию, поскольку в качестве источника энергии они используют перепад давления между головкой обсадной колонны и газопроводом товарного газа.

Гидравлические установки

В конце 1940-х годов применялись гидравлические штанговые насосные установки с рабочим ходом более 6 м.. По сравнению с тремя метрами максимального рабочего хода качалок того времени эти установки обеспечивали более плавную работу, более редкую смену штанг и более высокую степень сжатия для сокращения числа газовых пробок. Однако начальные капиталовложения были велики, и теперь, когда доступны качалки с ходом 7,5 м, гидравлические штанговые насосы с большим рабочим ходом используются очень редко.

Насосы с воротом и колесным домкратом

Ограниченно применялись и многие другие конструкции штанговых насосов. Насосная установка с тросами и воротом позволяет добиться длины рабочего хода 12--24 м, что снижает динамические нагрузки, необходимость смены штанг, возникновение газовых пробок и энергопотребление. Это устройство может применяться при глубоком погружении насоса. Колесный домкрат, напротив, применяется только для добычи с небольшой глубины.

Невзирая на многообразие штанговых насосных установок, качалкам отдано предпочтение благодаря их надежности, простоте, гибкости и известности. Хотя принцип работы остался тем же, что и у самых ранних насосных установок, современная качалка благодаря техническому прогрессу становится все более эффективной частью монтажа добывающего оборудования.

Достоинства и недостатки

Достоинства

Штанговый насос используется достаточно часто и хорошо знаком большей части персонала, занятого эксплуатацией и техническим обслуживанием. Он может применяться в широком диапазоне производительностей и на ограниченных скоростях и при ограниченных глубинах извлекать продукт из скважины вплоть до ее истощения. Штанговые насосы высоконадежны и легко поддаются диагностике с помощью ряда различных приемов: осмотра, динамометрии и зондирования скважины.

Данный метод позволяет добывать высокотемпературные или высоковязкие нефти, а проблемы коррозии и образование отложений легко разрешаются. Штанговые насосы приводятся в движение электричеством или топливным газом, причем электропривод легко подстраивается под график подачи газа или периодическую работу. Наконец, цена штангового насоса -- дополнительное преимущество для поддержания эксплуатационных расходов на низком уровне.

Недостатки

Среди недостатков штанговых насосов следует упомянуть их непригодность для искривленных скважин. Глубина и объем скважин, для которых они могут применяться, ограничены весом штанг и запасом прочности, а высокий газовый фактор скважины либо попадание песка и парафина в скважинные флюиды еще более ухудшают их эффективность.

Определенные физические характеристики установок также свидетельствуют против их использования. Большие размеры штанговых насосов загромождают городскую застройку и мешают работе врашаюшихся дождевальных машин в сельской местности. Суммарный вес и габариты могут помешать их применению на морских платформах. Для обслуживания внутрискважинного оборудования следует принимать во внимание дополнительное неудобство, связанное с необходимостью использования подъемных устройств.

Роторные установки

Сравнительно новой для нефтяной промышленности насосной системой является насос с поступательным движением полости. Такой насос состоит из ротора из хромированной стали, выполненного в виде наружной спирали. Статор, в котором вращается ротор, сделан из синтетического эластомера в форме двойной внутренней спирали и наглухо закреплен в стальном кожухе. Вращение вала, находящегося на поверхности, посредством электромотора с вертикальным шпинделем растягивает вал на заданную величину, создавая в нем напряжение, что заставляет полость, содержащую сква-жинные флюиды, подниматься наверх.

Преимущество этой насосной системы перед возвратно-поступательной заключается в том, что она экономит расходы на энергию, лучше перекачивает вязкие жидкости, легче справляется с жидкостями, несущими песок, а компактные размеры на поверхности делают ее более привлекательной для установки в сельской местности и в городской среде.

Недостатком этой системы является то, что глубина ее применения не превышает 1200 м из-за недостаточной термостойкости эластомеров, ее производительность ограничена (при сегодняшнем техническом уровне) добычей примерно 400 бар./сут., и она мало известна нефтяникам.

Гидравлические насосы

Добыча гидравлическими насосами -- достаточно новый метод по сравнению со штанговыми насосами. Эксплуатация гидравлическими насосами была внедрена в промышленность С. Дж. Коверли (С. J. Coverly, Cobe Inc.) в начале 1930-х годов. Глубинный насос, используемый в этой системе, аналогичен штанговому насосу, но напрямую соединен с гидравлическим двигателем, который приводится в действие рабочей жидкостью (давление до 5000 psi, 36 МПа), поступающей с поверхности.

Насосы Кобе

Самые первые гидравлические насосы относились к типу вставных насосов. Такой насос вводится в эксплуатационную насосно-компрессорную колонну на тонкой трубе, по которой под высоким давлением подается рабочая жидкость.  В этом случае гидравлический насос помещается на дно насосно-компрессорной колонны, так же как вставной штанговый насос. Масло, выпускаемое из гидравлического двигателя, смешивается с добываемыми скважинными флюидами, текущими по насосно-компрессорной колонне. Поскольку гидростатический напор в трубопроводе рабочей жидкости равен гидростатическому напору нефти в эксплуатационной колонне, энергия потребляется только для перекачивания скважинных флюидов и для преодоления трения. Любой выделяющийся газ может быть удален по обсадной колонне и, как и в случае штангового насоса, ниже насоса может быть установлен газовый якорь, который способствует отделению газа. Отбор из скважины ограничен производительностью насоса такой величины, которая позволяет поместить его вместе с двигателем в данную эксплуатационную колонну.

При монтаже в обсадной колонне появляется возможность применять гидравлические насосы больших размеров и при данном размере обсадной колонны перекачивать большие объемы. При таком монтаже рабочая жидкость и добываемые жидкости всасываются по нагнетательной магистрали в скважинный гидравлический насос и смешиваются с новыми жидкостями из кважины, после чего поступают на поверхность по обсадной колонне.

Недостатком такой конструкции является то, что добываемый газ должен проходить через насос и таким образом обсадная труба соприкасается с добываемыми жидкостями. И в случае монтажа в обсадной колонне, и при монтаже в насосно-компрессорной колонне нагнетательную магистраль приходится извлекать из скважины для технического обслуживания насосного узла.

В 1950 г. был предложен гидравлический насосный Узел, устраняющий необходимость извлечения нагнетательной магистрали для поднятия насоса. Так называете установки со свободным насосом спускаются в скважину под действием гидравлического давления, прикладываемого так же, как при работе насоса, а извлекаются Посредством изменения направления тока рабочей жидкости (рис. 10.25). Двигатель и насос в этом узле по существу такие же, как в обычном гидравлическом насосе Тем не менее посадочный ниппель и нижняя уплотни-тельная пробка различаются и, кроме того, свободный насос снабжен поршнем для улучшения притока в скважину (свабом), оборудованным двумя манжетами в верхней части устройства. Эти манжеты обычно ориентированы так, чтобы создать герметичное уплотнение при извлечении насоса. В некоторых глубоких или искривленных скважинах верхняя манжета развернута обратной стороной для обеспечения уплотнения при извлечении насоса. Сваб снабжен шейкой для захвата ловильным инструментом, чтобы поднять насос на талях, если не удается получить его обычным способом.

Скважинные насосы

После внедрения насоса Кобе несколько фирм разработали гидравлические насосы, различающиеся конструктивными особенностями. Все они имеют в своем составе:

* насосный поршень, совершающий в цилиндре возвратно-поступательные движения;

* всасывающий и выкидной насосные клапаны;

* поршень двигателя, непосредственно соединенный с поршнем насоса;

* реверсивный клапан для обращения направления рабочей жидкости.

В одной из конструкций установлены насосный поршень одностороннего действия, качающий только при ходе вверх, и один поршень двигателя. Другие конструкции оснащены насосами двойного действия, которые сглаживают потребности в энергии, сдвоенными насосами для увеличения их объема, совместно работающими насосами для увеличения коэффициента сжатия и сдвоенными поршнями двигателя для увеличения мощности. Имеется также набор деталей, позволяющих изменять монтаж внутрискважинного оборудования для приспособления данных узлов к различным состояниям скважин.

Переработка на поверхности и насосное оборудование

Гидравлические системы

Открытые системы. Большинство используемых в настоящее время гидравлических насосов имеют открытую гидравлическую систему, использующую добытую сырую нефть в качестве насосно-компрессорной жидкости. Для большинства внутрискважинных устройств существуют обвязки устья скважины. Масляный резервуар снабжен компенсатором давления и разделителем потока для уменьшения взбалтывания и улучшения оседания взвешенных частиц. Прием плунжерного гидравлического насоса находится вблизи верхнего уровня нефти в резервуаре, для того чтобы закачивать по возможности чистую нефть. Общепринятые стандарты максимального содержания взвешенных частиц в рабочей Жидкости следующие:

* суммарное содержание взвешенных частиц -- не более 20ррт (частей на млн);

* не более 12 фунт, соли на 1000 бар. нефти (34 г/м3);

* отсутствие твердых частиц размером более 15 микрон (малое количество).

Замкнутые системы. Если переработка эмульсий затруднительна и нельзя обеспечить чистоту масла в открытой системе, можно прибегнуть к замкнутой системе. В такой системе рециркулируют чистые жидкости -- масло или очищенная вода. Замкнутая масляная гидравлическая система требует еще одной дополнительной магистрали внутри скважины по сравнению с аналогичными открытыми установками.

Масляные насосы

Вытеснительные масляные насосы высокого давления, используемые для передачи мощности на гидравлические насосные системы, обычно имеют поршни и вкладыши цилиндров типа металл--металл, которые могут быть откалиброваны так, чтобы соответствовать требованиям системы по объему и давлению. Обычно эти насосы предназначены для подачи рабочей жидкости (масла) к нескольким скважинам. Один производитель поставляет пять разных размеров масляных насосов входной мощностью от 30 до 250 л.с, работающих при давлении до 6000 psi (43 МПа). Для каждого насоса разработано по меньшей мере семь различных комбинаций поршень-вкладыш.

Гидравлические струйные насосы

Особый вид гидравлических насосов, завоевывающий широкое признание, -- это гидравлические струйные насосы. Обычно они работают как безобсадные насосы только с одной магистралью и не требующие газоотвода. Основные рабочие детали гидравлического струйного насоса: форсунка, горловина и диффузор. Форсунка преобразует энергию рабочей жидкости высокого давления и малой скорости в энергию высокой скорости и низкого давления. После этого рабочая жидкость смешивается в горловине с жидкостью низкого давления на приеме насоса, создавая поток низкого давления со скоростью меньшей, чем на выходе из форсунки, но тем не менее достаточно высокой.

Кинетическая энергия этого смешанного потока далее преобразуется в диффузоре в статическое давление, чтобы обеспечить подъем жидкости из скважины. В качестве рабочей жидкости можно использовать нефть или воду.

Работа струйного насоса зависит скорее от массы, чем от объема перекачиваемой жидкости. Это позволяет оперировать с некоторым, хотя и небольшим, количеством газа. Гидравлические струйные насосы также чувствительны к колебаниям давления всасывания, которое должно быть известно, чтобы выбрать эффективное сочетание форсунки и горловины для достижения заданной нормы отбора из скважины. Выбор соотношения глубины установки насоса, давления всасывания, отбора из скважины, скорости и давления рабочей жидкости настолько сложен, что рассчитывать размеры форсунки и горловины обычно приходится с помощью компьютера

Достоинства и недостатки

Достоинства

Среди достоинств гидравлической добычи важное место занимают ее хорошая приспособляемость к ситуациям, когда происходит искривление скважины,  эксплуатационная гибкость в изменяющихся скважинных условиях и эффективность при работе на группе скважин. Применение гидравлических насосов не ограничено по глубине и добываемому объему, подобно штанговым насосам.

Открытые гидравлические насосные установки легче монтировать и они не столь громоздки: их небольшие габариты позволяют использовать их в районах городской застройки; они могут приводиться в действие электричеством или газом; и, если использовать свободные насосы, не требуется подъемных приспособлений для технического обслуживания или замены скважинного оборудования.

Недостатки

Применение гидравлических насосов не лишено недо- статков. Добыча жидкости с высоким содержанием песка или других абразивных материалов может вызвать затруднения. Коррозия также может потребовать применения замкнутых систем рабочей жидкости, а это увеличивает затраты. Горючая рабочая жидкость при высоком давлении создает проблемы в плане техники безопасности, а добыча флюидов с высоким соотношением газа и жидкости может потребовать дополнительной магистрали. При конструировании гидравлических насосов следует избегать кавитаций и создания частичного вакуума.

Начальные капиталовложения в установку гидравлических насосов обычно высоки, особенно с учетом того, что эксплуатационный и обслуживающий персонал должен быть специально обучен. Эти затраты и тот факт, что вероятность отказа примерно вдвое выше, чем у штанговых насосов, свидетельствуют о том, что использование гидравлических насосов не всегда является лучшей альтернативой.

Электрические погружные насосы

Электрический погружной многоступенчатый центробежный насос был введен в эксплуатацию для механизированной добычи нефти компанией Reda Pump Company в конце 1920-х годов. С тех пор несколько других компаний разрабатывали электрические погружные насосы для применения на нефтяных месторождениях. В настоящее время эти насосы производятся в широком ассортименте: с различными размерами, производительностью и рабочими напряжениями. При стандартном монтаже насос в сборе и электромотор опускаются в скважину на эксплуатационной колонне. Электричество подводится по кабелю, присоединенному к насосно-компрессорной колонне.

Скважинный узел

В типовом монтаже электрического погружного насоса внутрискважинное оборудование состоит из электромотора, многоступенчатого центробежного насоса и кабельной оснастки. Трехфазный индукционный электромотор заполнен маслом для охлаждения и смазки.  Охлаждение осуществляется с помощью передачи тепла к скважинному флюиду, обтекающему мотор по направлению к газосепаратору и приему насоса, когда узел находится над продуктивной зоной. Эти моторы обычно работают на 3500 об/мин при 60 Гц или 2900 об/мин при 50 Гц. Они могут иметь мощность от нескольких лошадиных сил до более чем 700 л.с. Имеются моторы на разное напряжение (примерно от 300 В до более чем 3000 В), что удобно для наиболее экономически эффективного выбора сочетания мотора и электроарматуры.

Защитная секция предназначена для выравнивания давления масла в корпусе мотора и в устье скважины, что необходимо для компенсации теплового расширения и сжатия нефти. Механические уплотнения предотвращают попадание скважинных флюидов в корпус мотора или утечку масла из него.

Используется специально разработанный внутрисква-жинный электрический кабель из медных проводов от № 1 до № 8. Размер выбирается на основании силы тока и падения напряжения, обычно с учетом падения напряжения 30 В на 1000 фут. (10 В/100 м). Стандартный кабель, изготовленный из медных проводов с покрытием, с по-липропиленэтиленовой изоляцией, нитрильной оболочкой и армированный оцинкованной сталью или монель-металлом. Температурное ограничение составляет 205°F (95°С) при 1500 psi (11 МПа). Чем выше давление, тем Ниже предельная температура. Имеются более дорогие кабели с предельной температурой 400°F (200°С). Считается, что стандартный кабель должен служить 10 лет при 167°F (75°С). Повышение температуры на каждые 16°F (9°С) уменьшает срок службы кабеля вдвое. Из-за температурных ограничений предельная глубина применения электрических погружных насосов составляет 3000 м. Обычно кабель имеет круглое сечение, но есть и с плоским -- для тех случаев, когда важен просвет.

Наземное оборудование

Типовая наземная установка для погружного насоса состоит из устья скважины для фиксации насосно-компрессорной колонны и внутрискважинного оборудования и для обеспечения уплотнения насосно-компрессорной колонны и силового электрического кабеля, распределительной коробки для обеспечения атмосферозащищенно-го соединения внутрискважинного и наземного кабелей, распределительного щита для электроарматуры и группы трехфазных трансформаторов. Переключатели изготавливаются специально для каждого конкретного может потребоваться для снижения давления в скважине до достаточно низкого уровня для обеспечения искомого притока или для обеспечения максимального внутри-скважинного отделения газа в скважинах с высоким газовым фактором. Поток жидкости вокруг мотора в такой конфигурации может быть обеспечен с помощью установки кожуха вокруг приемного отверстия насоса, защитной секции и секции мотора. Если не учитывать кожуха, монтаж не отличается от обычного монтажа внут-рискважинного оборудования. Насосы в защитном кожухе не могут применяться в обсадных трубах с наружным диаметром менее 5,5 дюйма (137,5 мм). Секция газосепаратора, присоединенная к приему насоса, отделяет значительную часть любого свободного газа от скважинных флюидов.

Как и в других системах механизированной добычи, в этом случае также нужно обеспечить удаление газа из обсадной колонны. Аналогично другим системам, отделение газа от жидкости в ограниченном пространстве не эффективно на 100%. Многоступенчатые центробежные насосы с открытым входом крыльчатки не очень чувствительны к образованию газовых пробок. Однако инжекция газа снижает суммарную производительность насоса и увеличивает расходы на перекачку.

В зависимости от требований, предъявляемых к потоку и оборудованию устья скважины, прием электрического погружного насоса может состоять из любого числа центробежных ступеней (от одной до нескольких сотен). По сравнению с поршневыми насосами, одноступенчатый центробежный насос обычно дает высокие скорости потока при гораздо меньших давлениях нагнетания. Поскольку гидростатический напор, создаваемый одноступенчатым насосом, зависит от диаметра крыльчатки, гидростатический напор центробежного насоса в обсадных трубах меньшего диаметра очень ограничен. Подъем жидкостей с больших глубин требует нескольких ступеней. Небольшие насосы этого типа эффективны примерно на 40%, а большие -- почти на 80%. Насосы изготовляются из материалов, устойчивых к коррозии, которую могут вызвать все обычно встречающиеся скважинные флюиды.

Электрический кабель

Конструкция с донным приемом используется в тех случаях, когда размеры обсадной колонны не позволяют добиться искомого объема добычи из-за потерь в результате трения в насосно-компрессорной колонне или ограничений по диаметру насоса. В этой конструкции насосный и моторный отсеки меняются местами, насос забирает жидкость через хвостовик на дне агрегата. Этот вид установки чаще всего применяется с обсадными трубами с внешним диаметром 4,5 дюйма (112,5 мм) или для толстостенных труб диаметром 5,5 дюйма (137,5 мм).

Высокая объемная производительность и уменьшение скорости потока при повышении встречного давления погружных насосов позволяют использовать их во многих проектах, в том числе заводнения для добычи -- закачки в замкнутой системе. Большинство коллекторов вначале поглощает воду при высоких скоростях и низких давлениях нагнетания. По мере заполнения коллектора восприимчивость уменьшается и давление нагнетания повышается.

лифт добыча газлифт скважина нефть

Погружные системы с подвеской на кабеле

Все описанные до сих пор электрические погружные насосные системы требовали извлечения насосно-компрессорной колонны для обслуживания внутрискважин-ного узла. К более новым разработкам относится электрический погружной насос, который можно поднять или спустить на силовом кабеле. Он устанавливается на башмак на дне насосно-компрессорной колонны или на па-кер при заканчивании скважин без спуска насосно-ком-прессорных труб. Забойная конструкция фиксируется на месте роликами фиксирующей головки, которые освобождают ее при натяжении силового кабеля.

Изготовление насосов с подвеской на кабеле стало возможным после создания силовых кабелей, предназначенных для растягивающей нагрузки более 100 000 фунт. (45 000 кг). Армирование представляет собой два слоя канатной проволоки, сплетенной во избежание закручивания во встречных направлениях. Этот вид установок дороже обычных, описанных выше, но в некоторых случаях он находит применение.

Опробование скважин

Для планирования действий по максимальному увеличению экономического эффекта от добычи все нефтяные и газовые скважины подлежат опробованию через одни и те же промежутки времени.

При опробовании нефтяных скважин принципиальными критериями являются норма отбора нефти, газовый фактор, плотность сырой нефти, выход соленой воды (процентная доля в суммарной добыче жидкости) и содержание водно-грязевого отстоя (ВГО). Важность нормы отбора нефти очевидна.

Газовый фактор -- важный индикатор эффективности работы. Как упоминалось выше, сохранение газа в пласте обычно увеличивает предельную нефтеотдачу, а высокий газовый фактор часто указывает на неэффективность используемых методов. Действительно, в тех случаях, когда правительственный регламентирующий орган выделяет квоты -- количество углеводородов, которое конкретный регламентирующий орган разрешает добывать из данного коллектора, -- обычно периодически требуются отчеты о проверке газового фактора и квоты скважин с избыточным газовым фактором урезаются.

Плотность API и газовый фактор можно изменить, регулируя рабочее давление газонефтяных сепараторов. Повышение рабочего давления увеличивает плотность API, поскольку больше газа останется растворенным в Нефти, и уменьшает газовый фактор.

Соотношение газа и нефти можно дополнительно снизить и соответственно увеличить API, если установить последовательно более одного газонефтяного сепаратора. Такая методика, называемая ступенчатой сепарацией, особенно эффективна для сырой нефти с относительно высокой плотностью (обычно более 35 АРI). Этот метод увеличивает также объем сырой нефти, так как газ остается в ней в жидком виде. Иногда при использовании ступенчатой сепарации увеличение суммарной нефтедобычи составляет до 5%.

Количество извлекаемой соленой воды важно из-за существенных затрат не только на ее извлечение, но и на ее утилизацию. Кроме того, удаление рассола из коллектора вносит вклад в потерю давления, что нежелательно. По этой причине следует свести выход соленой воды к минимуму.

Водно-грязевой отстой присутствует в большинстве сырых нефтей. Как следует из его названия, ВГО представляет собой эмульсию нефти, воды и осадка. Большинство покупателей сырой нефти оговаривают максимально допустимое содержание ВГО (обычно это доли процента).

Размещено на Allbest.ru