Добыча нефти и газа

Одним из достоинств погружного винтового насоса является то, что он обеспечивает стабильные параметры при добыче нефти с высоким газовым фактором и даже попадание свободного газа на приём насоса не приводит к срыву подачи.

Третью группу составляют установки гидропоршневых насосов (УГПН). В гидропоршневой  установке гидродвигатель погружного насоса приводится в действие рабочей жидкостью, поступающей по трубопроводу от силового насоса высокого давления на поверхности. Отработанная в гидродвигателе рабочая жидкость выдается на поверхность вместе с нефтепродукцией. Производительность такого агрегата составляет от 100 до 1200 м³/сут при глубине от 1500 до 4500 м. Применение гидропоршневых установок перспективно в сложных условиях северных районов и на морских месторождениях.

К БШГН следует отнести струйные насосы. Они основаны на принципе подъема нефти за счет эжекционного эффекта (разряжения), создаваемого потоком подаваемой в скважину жидкости. Преимущества струйного насоса заключаются в отсутствии подвижных механических деталей, малой критичностью к содержанию мехпримесей и вязкости добываемой жидкости. Применение данных технологий позволяет эксплуатировать сложные геологические объекты (пласты, содержащие высоковязкие нефти, рыхлые коллектора).

Применяются и электродиафрагменные насосы, в которых подача жидкости производится перемещающейся диафрагмой.

4. Газлифтный способ добычи нефти

В случаях, когда работа насосных установок  осложняется высоким газосодержанием добываемой нефти или нефтеводяной смеси, эрозионной опасностью выносимого жидкостью песка, возможностью отложения парафина и солей, криволинейной конфигурацией кустовых скважин, а также высокой температурой, применяется другой способ принудительного подъема - газлифт.

В подавляющем большинстве случаев  эксплуатации скважин происходит движение газожидкостной смеси. Способ эксплуатации нефтяных скважин, при котором подъём жидкости из пласта на поверхность  осуществляется сжатым газом, нагнетаемым в колонну подъёмных труб, называется газлифтным. Если в качестве рабочего агента служит воздух, систему называют воздушным подъёмником или эрлифтом.

На устье газлифтной скважины устанавливают  арматуру, которая предназначена  для тех же целей, что и арматура на фонтанных скважинах. По схеме подачи от вида источника рабочего агента — газа (воздуха) различают компрессорный и безкомпрессорный газлифт, а по схеме действия — непрерывный и периодический газлифт.

В затрубное пространство нагнетают  газ высокого давления, в результате чего уровень жидкости в нем будет понижаться, а в НКТ — повышаться. Когда уровень жидкости понизится до нижнего конца НКТ, сжатый газ начнет поступать в НКТ и перемешиваться с жидкостью. В результате плотность такой газожидкостной смеси становится ниже плотности жидкости, поступающей из пласта, а уровень в НКТ будет повышаться. Чем больше будет введено газа, тем меньше будет плотность смеси и тем на большую высоту она поднимется. При непрерывной подаче газа в скважину жидкость (смесь) поднимается до устья и изливается на поверхность, а из пласта постоянно поступает в скважину новая порция жидкости.

Дебит газлифтной скважины зависит  от количества и давления нагнетаемого газа, глубины погружения НКТ в  жидкость, их диаметра, вязкости жидкости и т.п.

Конструкции газлифтных подъемников  определяются в зависимости от числа  рядов насосно-компрессорных труб, спускаемых в скважину, и направления  движения сжатого газа. По числу  спускаемых рядов труб подъемники бывают одно- и двухрядными, а по направлению нагнетания газа — кольцевыми и центральными (см. рис. 5).

При однорядном подъемнике в скважину спускают один ряд НКТ. Сжатый газ  нагнетается в кольцевое пространство между обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами, а газожидкостная смесь поднимается по НКТ, или газ нагнетается по насосно-компрессорным трубам, а газожидкостная смесь поднимается по кольцевому пространству. В первом случае имеем однорядный подъемник кольцевой системы (см. рис. 5,а), а во втором — однорядный подъемник центральной системы (см. рис. 5,б).

 

Рис. 5. Конструкции газлифтных подъемников: а - однорядный подъемник кольцевой  системы; б - однорядный подъемник центральной  системы; в - двухрядный подъемник кольцевой  системы; г - двухрядный подъемник центральной системы; д - полуторарядный подъемник кольцевой системы

При двухрядном подъемнике в скважину спускают два ряда концентрически расположенных  труб. Если сжатый газ направляется в кольцевое пространство между  двумя колоннами НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по внутренним подъемным трубам, то такой подъемник называется двухрядным кольцевой системы (см. рис. 5, в). Наружный ряд насосно-компрессорных труб обычно спускают до фильтра скважины.

При двухрядном ступенчатом подъемнике кольцевой системы в скважину спускают два ряда насосно-компрессорных труб, один из которых (наружный ряд) ступенчатый; в верхней части — трубы большего диаметра, а в нижней — меньшего диаметра. Сжатый газ нагнетают в кольцевое пространство между внутренним и наружным рядами НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по внутреннему ряду.

Если сжатый газ подается по внутренним НКТ, а газожидкостная смесь поднимается  по кольцевому пространству между двумя  рядами насосно-компрессорных труб, то такой подъемник называется двухрядным центральной системы (см. рис. 5, г).

Недостатком кольцевой  системы является возможность абразивного износа соединительных труб колонн при наличии в продукции скважины механических примесей (песок). Кроме того, возможны отложения парафина и солей в затрубном пространстве, борьба с которыми в нем затруднительна.

Преимущество двухрядного  подъемника перед однорядным в том, что его работа происходит более плавно и с более интенсивным выносом песка из скважины. Недостатком двухрядного подъемника является необходимость спуска двух рядов труб, что увеличивает металлоемкость процесса добычи. Поэтому в практике нефтедобывающих предприятий более широко распространен третий вариант кольцевой системы — полуторорядный подъемник (см. рис. 5, д), который имеет преимущества двухрядного при меньшей его стоимости.

Использование газлифтного способа эксплуатации скважин в общем виде определяется его преимуществами:

1. Возможность отбора больших  объемов жидкости практически  при всех диаметрах эксплуатационных  колонн и форсированного отбора  сильнообводненных скважин.

2. Эксплуатация скважин с большим  газовым фактором, т.е. использование  энергии пластового газа.

З. Малое влияние профиля ствола скважины на эффективность работы газлифта, что особенно важно для наклонно-направленных скважин, т.е. для условий морских месторождений и районов освоения Севера и Сибири.

4. Отсутствие влияния высоких  давлений и температуры продукции  скважин, а также наличия в  ней мехпримесей (песка) на  работу скважин.

5. Гибкость и сравнительная простота  регулирования режима работы скважин по дебиту.

6. Простота обслуживания и ремонта  газлифтных скважин и большой  межремонтный период их работы  при использовании современного  оборудования.

7. Возможность применения одновременной  раздельной эксплуатации, эффективной  борьбы с коррозией, отложениями солей и парафина, а также простота исследования скважин.

Указанным преимуществам могут быть противопоставлены  недостатки:

1. Большие начальные капитальные  вложения в строительство компрессорных  станций 

2. Сравнительно низкий коэффициент  полезного действия (КПД) газлифтной системы.

З. Возможность образования стойких  эмульсий в процессе подъема продукции  скважин.

Исходя из указанного выше, газлифтный (компрессорный) способ эксплуатации скважин, в первую очередь, выгодно использовать на крупных месторождениях при наличии скважин с большими дебитами и высокими забойными давлениями после периода фонтанирования.

Далее он может быть применен в наклонно направленных скважинах и скважинах с большим содержанием мехпримесей в продукции, т.е. в условиях, когда за основу рациональной эксплуатации принимается межремонтный период работы скважин.

При наличии вблизи газовых месторождений (или скважин) с достаточными запасами и необходимым давлением используют безкомпрессорный газлифт для добычи нефти. Эта система может быть временной мерой — до окончания строительства компрессорной станции. В данном случае система газлифта остается практически одинаковой с компрессорным газлифтом и отличается только иным источником газа высокого давления.

Газлифтная эксплуатация может быть непрерывной или периодической. Периодический газлифт применяется на скважинах с дебитами до 40—60 т/сут или с низкими пластовыми давлениями. Высота подъема жидкости при газлифте зависит от возможного давления ввода газа и глубины погружения колонны НКТ под уровень жидкости.

Технико-экономический  анализ, проведенный при выборе способа эксплуатации, может определить приоритет использования газлифта в различных регионах страны с учетом местных условий. Так, большой межремонтный период работы газлифтных скважин, сравнительная простота ремонта и возможность автоматизации предопределили создание больших газлифтных комплексов на Самотлорском, Федоровском, Правдинском месторождениях в Западной Сибири. Это дало возможность снизить необходимые трудовые ресурсы региона и создать необходимые инфраструктуры (жилье и т.д.) для рационального их использования.