Способы добычи нефти. Как осуществляется газлифтная эксплуатация нефтяных скважин

на тему:

“Газлифтный способ добычи нефти”

Введение. Область применения газлифтного способа добычи нефти

1. Газлифтный способ добычи нефти

2. Ограничение притока пластовых вод

3. Предупреждение образования НОС

4. Методы удаления НОС

5. Снижение пускового давления

6. Техника безопасности при эксплуатации газлифтных скважин

7. Обслуживание газлифтных скважин

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Ведение. Область применения газлифтного способа добычи нефти

После прекращения фонтанирования из-за нехватки пластовой энергии переходят на механизированный способ эксплуатации скважин, при котором вводят дополнительную энергию извне (с поверхности). Одним из таких способов, при котором вводят энергию в виде сжатого газа, является газлифт.

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

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

2. Эксплуатация скважин с большим газовым фактором, т.е.использование энергии пластового газа, в том числе и скважин с забойным давлением ниже давления насыщения.

3. Малое влияние профиля ствола скважины на эффективность работы газлифта, что особенно важно для наклонно на правленных 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.

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

Исходя из указанного выше, газлифтный (компрессорный) способ ксплуатации 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 (МРП) работы скважин.

При наличии вблизи газовых месторождений (или скважин) с достаточными запасами и необходимым давлением используют бескомпрессорный 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.

Технико-экономический анализ, проведенный при выборе способа эксплуатации, может определить приоритет использования газлифта в различных регионах страны с учетом местных условий. Так, большой МРП 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.

1. Газлифтный способ добычи нефти

При газлифтном способе эксплуатации недостающая энергия подается с поверхности в виде энергии сжатого газа по специальному каналу.

Газлифт подразделяется на два типа: компрессорный и бескомпрессорный. При компрессорном газлифте для сжатия попутного газа применяются компрессоры, а при бескомпрессорном газлифте используется газ газового месторождения, находящийся под давлением, или из других источников.

Газлифт относительно других механизированных способов эксплуатации скважин имеет ряд преимуществ:

возможность отбора значительных объемов жидкости с больших глубин на всех этапах разработки месторождения при высоких технико-экономических показателях;

простота скважинного оборудования и удобство его обслуживания;

эффективная эксплуатация скважин с большими искривлениями ствола;

эксплуатация скважин в высокотемпературных пластах и с большим газовым фактором без осложнений;

возможность осуществления всего комплекса исследовательских работ по контролю за работой скважины и разработкой месторождения;

полная автоматизация и телемеханизация процессов добычи нефти;

большие межремонтные периоды работы скважин на фоне высокой надежности оборудования и всей системы в целом;

возможность одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов и более при надежном контроле за процессом;

простота борьбы с отложением парафина, солей и коррозионными процессами;

простота работ по подземному текущему ремонту скважины, восстановлению работоспособности подземного оборудования для подъема продукции скважины.

Недостатками газлифта по традиции считаются высокие начальные капитальные вложения, фондоемкость и металлоемкость. Эти показатели, во многом зависящие от принятой схемы обустройства промысла, ненамного превышают показатели при насосной добыче.

Наибольшее число элементов в системе газлифта и более сложное оборудование используются в случае компрессорного газлифта. Современный газлифтный комплекс представляет собой замкнутую герметичную систему высокого давления (рис. 1).

Основными элементами этой схемы являются: скважины 1, компрессорные станции 3, газопроводы высокого давления, трубопроводы для сбора нефти и газа, сепараторы различного назначения 7, газораспределительная батарея 4, групповые замерные установки, системы очистки и осушки газа с регенерацией этиленгликоля 6, дожимные насосные станции, нефтесборный пункт,

Рис. 1. Схема замкнутого цикла газлифтного комплекса

В состав комплекса входит система АСУ ТП, которая включает выполнение следующих задач:

измерение и контроль рабочего давления на линиях подачи газа в скважины на магистральных коллекторах;

измерение и контроль перепада давления;

управление, оптимизация и стабилизация режима работы скважин;

расчет рабочего газа;

измерение суточного дебита скважины по нефти, воде и общему объему жидкости.

В результате решения задачи оптимального распределения компримируемого газа для каждой скважины назначают определенный режим закачки газа, который необходимо поддерживать до следующего изменения режима. Параметром для стабилизации принимается перепад давления на измерительной шайбе дифманометра, установленного на рабочей линии подачи газа в скважину.

Выбор типа газлифтной установки и оборудования, обеспечивающего наиболее активную эксплуатацию скважин, зависит от горно-геологических и технологических условий разработки эксплуатационных объектов, конструкции скважин и заданного режима их эксплуатации.

Строгой классификации газлифтных установок не существует, и они группируются на основе самых общих конструктивных и технологических особенностей.

В зависимости от количества рядов труб, спущенных в скважину, их взаимного расположения и направления движения рабочего агента и газожидкостной смеси имеются системы различных типов

однорядный подъемник кольцевой и центральной систем

двухрядный подъемник кольцевой и центральной систем

полуторарядный лифт обычно кольцевой системы

Перечисленные системы газлифтных подъемников имеют преимущества и недостатки. В связи с этим обоснование целесообразности их применения производится с учетом горно-геологических и технологических особенностей конкретного объекта разработки.

По степени связи трубного и кольцевого пространства с забоем скважины установки газлифта делятся на открытые, полузакрытые и закрытые.

Опыт разработки нефтяных месторождений Западной Сибири показал, что наиболее рациональна система, при которой сжатый газ отбирается из скважин, оборудованных для добычи газа и осуществления внутрискважи Внутрискважинный газлифт - наиболее эффективный способ подъема жидкости. Осуществляется он путем перепуска газа из вышележащего (возможно, и из нижележащего) газового пласта через специальный забойный регулятор.

Применение внутрискважинного газлифта позволяет исключить строительство наземных газопроводов для сбора и распределения газа и газораспределительных пунктов, установок по подготовке газа (осушка, удаление части жидких углеводородов, очистка от сероводорода). В связи с вводом в подъемник ближе к башмаку НКТ газа высокого давления обеспечивается высокая термодинамическая эффективность потока в подъемнике. Если при бескомпрессорном и компрессорном газлифтах при лучших режимах термодинамическая эффективность составляет 30-40 %, то при внутрискважинном бескомпрессорном газлифте значение ее достигает 85-90 %

2. Ограничение притока пластовых вод

Ограничение притока воды к забоям добывающих скважин является одной из важнейших проблем в системе мероприятий по повышению эффективности разработки нефтяных месторождений и увеличению нефтеотдачи пластов. В скважинах, эксплуатирующих несколько продуктивных пластов одновременно, обводнение происходит неравномерно - вода продвигается по более проницаемым пропласткам и прослоям. Во многих случаях поступление воды по таким пропласткам происходит настолько интенсивно, что создается впечатление полного обводнения скважины. В таких условиях происходит неравномерная выработка отдельных пластов.

Не меньший вред нормальной эксплуатации залежи и скважин наносит подошвенная вода. Она конусообразно затягивается в призабойную зону и поступает в скважину через нижние отверстия интервала перфорации эксплуатационной колонны. Обводнение скважин при этом из года в год прогрессирует. Преждевременное обводнение скважин (не связанное с полной выработкой пласта) уменьшает конечную нефтеотдачу, приводит к большим затратам на добычу попутной воды и подготовку товарной нефти.

Большое разнообразие и сложность путей обводнения нефтяных скважин обусловливают трудность решения проблемы, которая еще больше усугубляется отсутствием надежных методов определения путей поступления воды в скважину. В условиях сложного геологического строения нефтяных залежей и пластов наблюдается все многообразие форм поступления воды:

за счет подтягивания подошвенной воды (образование конуса обводнения);

за счет опережающего продвижения воды по наиболее проницаемым пропласткам одного пласта (образование языков обводнения);

за счет первичного обводнения высокопродуктивных пластов при объединении двух и более продуктивных пластов в один объект разработки;

по некачественному цементному кольцу. При этом скважины обводняются как водами эксплуатационного пласта, так и водами выше- и нижележащих водоносных горизонтов.

В последние годы в нефтедобывающей промышленности изысканию методов ограничения водопритоков к забоям нефтяных скважин уделяется все больше внимания. Методы ограничения притока вод в скважины в зависимости от характера влияния закачиваемой водоизолирующей массы на проницаемость нефтенасыщенной части пласта, вскрытого перфорацией, делятся на селективные и неселективные.

Селективные методы изоляции - это такие методы, когда используют материалы, которые закачивают во всю перфорационную часть пласта. При этом образующийся осадок, гель или отверждающее вещество увеличивают фильтрационное сопротивление только в водонасыщенной части пласта, а закупорки нефтяной части пласта не происходит. При СМИ нет необходимости производить повторную перфорацию.

С учетом механизма образования водоизолирующих масс можно выделить пять селективных методов:

1. Методы селективной изоляции, основанные на образовании водоизолирующей массы, растворимой в нефти и нерастворимой в водной среде. Рекомендуется использовать такие материалы, как нафталин, парафин, растворенные в анилине, креозоле, ацетоне, спирте, или другие пересыщенные растворы твердых углеводородов в растворителях. Применяются вязкие нефти, эмульсии и другие нефтепродукты, нерастворимые соли и латексы типа СКД-1.

2. Методы селективной изоляции, основанные на образовании закачиваемыми в пласт реагентами осадков в водонасыщенных зонах. Предлагается закачивать неорганические соединения типа FeSO4, M2SiO3 (M - одновалентный щелочной металл), которые, реагируя между собой в водной среде, образуют гидрат закиси железа и силикагель. Более прочную массу образуют кремнеорганические олигомеры, оказывающие продолжительный эффект воздействия.

3. Методы, основанные на взаимодействии реагентов с солями пластовых вод. На осаждении и структурировании ионами поливалентных

металлов Са+2, Mg+2, Fe+2 и других основаны методы ограничения движения воды в пласте с применением таких высокомолекулярных соединений, как производные целлюлозы и акриловых кислот. В контакте с приведенными катионами высаживается из раствора ряд сополимеров полиакриловой и метакриловой кислот с высокой степенью гидролиза. В нефтяной среде они сохраняют свои первоначальные физические свойства, обеспечивая тем самым селективность воздействия на нефтеводонасыщенный пласт.

4. Методы, основанные на взаимодействии реагента с поверхностью породы, покрытой нефтью. К этой группе относятся способы ограничения притока воды с использованием частично гидролизованного полиакриламид а (ПАА), мономеровакриламида, гипано-формальдегидной смеси (ГФС) и др. Механизм методов заключается в том, что при адсорбционном и механическом удерживании полимера в пласте значение остаточного сопротивления зависит от минерализации воды, молекулярной массы полимера, степени гидролиза и проницаемости пористой среды. Значение остаточных сопротивлений в нефтенасыщенной части пород на порядок ниже, чем в водонасыщенных, что объясняется сродством частиц полиакриламида с органическими соединениями нефти. Кроме того, в нефтенасыщенной части пласта ухудшаются условия для адсорбционного и механического удерживания частиц полимера породой вследствие присутствия на поверхности раздела углеводородной жидкости.

5. Методы, основанные на гидрофобизации поверхности пород призабойной зоны с применением ПАВ, аэрированных жидкостей, полиорганосилоксанов и других химических продуктов. Общий механизм заключается в гидрофобизации пород, приводящей к снижению фазовой проницаемости пород для воды, а также в образовании пузырьков газа, которые легко разрушаются в присутствии нефти.

Неселективные методы изоляции - это методы, использующие материалы, которые независимо от насыщенности среды нефтью, водой или газом образуют экран, не разрушающийся со временем в пластовых условиях. Основные требования при НСМИ - точное выделение обрабатываемого обводненного интервала и исключение снижения проницаемости продуктивной нефтенасыщеннои части пласта.

Механизм изоляции вод заключается в следующем:

очистка ПЗП в результате диспергирования кольматирующих пласт глинистых веществ, парафина, асфальтосмолистых веществ и дальнейшее их удаление в процессе освоения скважин за счет солюбилизирующего действия (коллоидного растворения) образовавшихся мицелл в пенной системе. Главным результатом этого процесса является приобщение к разработке малопроницаемых пропластков;

блокирование путей продвижения воды в результате прилипания к поверхности водопроводящих каналов пузырьков газа и образования пленок из коллоидно-дисперсных соединений;

изоляция высокопроницаемых зон продуктивного пласта, являющихся главным источником обводнения.

Область эффективного применения пенных систем: низкое и среднее пластовое давление; неограниченная обводненность продукции скважины; четко выраженная неоднородность пропластков; наличие глинистой корки на стенках скважины; наличие в терригенных породах глинистого цемента.

3. Предупреждение образования НОС

нефть добыча газлифтный скважина

В отечественной и зарубежной практике известны различные методы борьбы с отложениями неорганических солей при добыче нефти. В общем случае все они подразделяются на методы, предотвращающие отложение НОС, и методы борьбы с уже выпавшими осадками.

Многолетний опыт борьбы с отложениями неорганических солей показал, что наиболее эффективны методы, основанные на предупреждении отложения солей. При этом правильный выбор метода может быть сделан лишь на основе тщательного изучения гидрохимической и термодинамической обстановки по эксплуатационным объектам, с выявлением основных причин, вызывающих перенасыщение попутно добываемых вод солеобразующими ионами, поскольку выпадение и отложение неорганических солей зависят от условий, при которых нарушается химическое равновесие системы, т.е. при переходе попутных вод в состояние перенасыщения.

Перенасыщение попутно добываемых вод солеобразующими ионами может быть вызвано изменением температуры, давления, а также смешиванием растворов солей различного состава с образованием нового раствора, в котором содержание ионов слаборастворимых солей оказывается в избытке.

Формирование отложений НОС на поверхности оборудования зависит также от свойств подложки, электрокинетических и других физико-химических явлений, происходящих на поверхности раздела фаз.

В реальных технологических процессах добычи, сбора и подготовки нефти многие явления происходят одновременно, что усложняет исследование формирования отложений в целом.

Существенные затруднения в выявлении причин выпадения солей возникают из-за отсутствия систематической достоверной информации по гидрохимическим и гидрогеологическим изменениям на разрабатываемых объектах в течение длительного времени.

В настоящее время разрабатываемые и применяемые методы предупреждения отложения НОС можно разделить на две группы -безреагентные и химические.

К безреагентным методам предотвращения отложения солей относятся: обоснованный выбор источников водоснабжения систем поддержания пластового давления; воздействие на перенасыщенные солями растворы магнитными, силовыми и акустическими полями; использование защитных покрытий труб и другого оборудования. К этой же группе относятся и мероприятия, основанные на изменении технологических факторов добычи нефти: своевременное проведение необходимых водоизоляционных работ; ограничение движения воды в высокопроницаемых пропластках послойно-неоднородного продуктивного пласта; поддержание повышенных давлений на забоях добывающих скважин; использование хвостовиков, диспергаторов; различные конструктивные изменения в устройстве применяемого оборудования.

Важным технологическим методом предупреждения солеотложения является своевременное проведение водоизоляционных работ в скважинах. Практика показывает, что сравнительно резкое изменение состава попутно добываемой воды и, как следствие этого, интенсивное отложение НОС может происходить за счет прорыва вод из других водоносных горизонтов через нарушения целостности цементного кольца и обсадной колонны, возникающие в процессе эксплуатации скважины. При этом самое эффективное средство предотвращения отложения солей - ремонт скважины с ликвидацией обнаруженных нарушений.

Значительный эффект по снижению интенсивности отложения солей дает селективная изоляция обводнившихся пропластков послойно-неоднородного продуктивного пласта, поскольку при сокращении притока воды, перенасыщенной солями, уменьшается и отложение солей.

Перспективным является метод, основанный на выборе оптимального значения забойного давления, поскольку значение равновесной концентрации сульфата кальция зависит от давления в насыщенном гипсом растворе. Повышение давления на забоях добывающих скважин приводит к уменьшению их дебитов. Чтобы не допустить этого, необходимо предусматривать повышение давления нагнетания воды на линиях нагнетательных скважин или организацию очагового заводнения. В каждом конкретном случае целесообразность повышения давления нагнетания для уменьшения интенсивности солеотложения необходимо определять путем проведения технико-экономических расчетов.

К конструктивным изменениям относится применение различных устройств, способных изменять структуры и скорость движения газожидкостной смеси в скважине или условия кристаллизации солей. Скважинные штуцеры, диспергаторы, хвостовики, спускаемые до интервала перфорации, эмульгируют добываемую воду в нефти. Это уменьшает вероятность контакта воды со стенками насосно-компрессорных труб и другого промыслового оборудования.

Одним из безреагентных способов повышения работоспособности нефтепромыслового оборудования в условиях отложения НОС может быть применение защитных покрытий. Имеется положительный опыт применения НКТ с покрытием внутренней поверхности стеклом, эмалями и лаками. На Самотлорском месторождении испытывались ПЭЦН, центробежные колеса и направляющие, аппараты которых были покрыты пентапластом или были изготовлены из полиамидных составов с покрытиями эпоксидной смолой, фторопластом, пентапластом с графитом и алюминием. Промысловые данные показали увеличение надежности работы УЭЦН и межремонтного периода их работы. Покрытие из пентапласта не предотвращает полностью отложения солей, однако снижает интенсивность роста их образования. Поэтому оборудование с защитным покрытием следует применять в скважинах с умеренной скоростью солеотложения. В условиях же интенсивного отложения солей одновременно с использованием защитных покрытий целесообразно применять химические реагенты.

Химические методы. Из известных способов предупреждения отложения неорганических солей при добыче нефти, наиболее эффективным и технологичным является способ применения химических реагентов-ингибиторов. В результате лабораторных и промысловых исследований, посвященных проблеме борьбы с образованием НОС на нефтяных месторождениях, было предложено и испытано множество химических реагентов-ингибиторов, предотвращающих эти отложения.

Химические способы борьбы с солеотложением основаны на применении реагентов, препятствующих отложению солей на поверхности промыслового оборудования. В практике нефтедобычи за рубежом этот метод является основным. Как показал опыт зарубежной и отечественной нефтедобывающей промышленности, применение химических реагентов позволяет получить качественную и продолжительную защиту оборудования от солеотложения при сравнительно небольших затратах.

Все известные ингибиторы отложения минеральных солей можно подразделить на две большие группы:

однокомпонентные, представленные определенным типом химического соединения;

многокомпонентные, составленные из различных химических соединений.

Многокомпонентные ингибирующие композиции готовят из двух и более компонентов и условно подразделяют на две большие подгруппы:

составы, в которых один из компонентов не является ингибитором отложений солей. Кроме ингибитора такие составы содержат поверхностно-активное вещество неионогенного типа, которое или усиливает действие ингибирующей добавки, или имеет другое самостоятельное значение, но не ухудшает при этом действия ингибирующего компонента;

составы, в которых все компоненты являются ингибиторами отложений солей.

Большую группу ингибирующих препаратов составляют композиции, содержащие в качестве ингибитора отложений минеральных солей конденсированные полифосфаты, производные полиакриловой кислоты, фосфоновые кислоты, многоатомные спирты, эфиры фосфоновой кислоты, серосодержащие соединения.

В зависимости от механизма действия ингибиторы солеотложения делятся в основном на три типа.

Хелаты - вещества, способные связывать ионы кальция, бария или железа и препятствовать их реакции с ионами сульфата и карбоната. Высокая эффективность от применения этих веществ может быть получена при дозировке их в стехиометрических количествах. При больших значениях перенасыщения применение этих ингибиторов экономически не оправдывается.

Ингибиторы "порогового" действия - вещества, добавление которых в минимальных количествах в раствор препятствует зарождению и росту кристаллов солей и, следовательно, накоплению их на поверхности оборудования.

Кристаллоразрушающие ингибиторы не препятствуют кристаллизации солей, а лишь видоизменяют форму кристаллов.

В настоящее время установлены требования к физико-химическим характеристикам ингибиторов солеотложений. Важнейшее из них -высокая эффективность ингибирования процессов отложения солей, низкая температура замерзания (до минус 50 °С), низкая коррозионная агрессивность, малая токсичность, совместимость с пластовыми водами, отсутствие отрицательного влияния на процессы подготовки нефти, способность хорошо адсорбироваться и медленно десорбироваться с породы пласта.

Технология применения ингибиторов солеотложения

Эффективность предупреждения отложения солей зависит не только от ингибитора, но и от технологии его применения. Независимо от типа ингибитора и механизма его действия положительные результаты могут быть лишь при условии постоянного присутствия реагента в растворе в минимально необходимых количествах. При этом наилучшие результаты достигаются при вводе ингибитора в раствор до начала кристаллизации неорганических солей.

Ингибиторы отложения солей в зависимости от условий могут применяться по способу:

непрерывной дозировки в систему с помощью дозировочных насосов или специальных устройств;

периодической закачки раствора ингибитора в скважину с последующей задавкой его в призабойную зону пласта как с подъемом скважинного оборудования, так и без его подъема;

периодической подачи раствора ингибитора в затрубное пространство скважины.

На скважинах последовательно могут осуществляться различные способы подачи ингибитора: вначале периодическая закачка; затем через 2-6 мес. для предупреждения отложений солей в скважинном оборудовании непрерывная дозировка или периодическая подача раствора ингибитора в затрубное пространство скважины.

При подаче реагента необходимо контролировать дебит скважины по жидкости, обводненность добываемой продукции, а также вести наблюдения за режимом работы скважины и оборудования, систематически определять химический состав попутно добываемых вод и содержание в них ингибиторов солеобразования.

4. Методы удаления НОС

Удаление солей, отложившихся в скважинах и на поверхности нефтепромыслового оборудования, является серьезной проблемой и остается одной из наиболее трудоемких и малоэффективных работ. Эффективность действия удалителей и их выбор зависят от конкретных условий каждого месторождения, в частности от состава отложений неорганических солей. В настоящее время нет еще универсальных методов, которые могли бы обеспечить удаление или полное предупреждение отложений неорганических солей любого состава. Поэтому в каждом конкретном случае, в зависимости от состава солевых отложений, необходимо выбирать соответствующие методы и реагенты для их удаления с тем, чтобы обеспечить наибольшую эффективность проводимых обработок.

Удаление солеотложений требует больших затрат времени и средств. Методы удаления отложений солей из скважин можно подразделить на механические и химические.

Сущность механических методов удаления отложений заключается в проведении очисток скважин путем разбуривания мощных солевых пробок или путем проработки колонны расширителями, скребками с последующим шаблонированием. Положительный эффект достигается в том случае, если интервал перфорации не перекрыт солевыми осадками. Если фильтрационные каналы перекрыты отложениями солей, то необходимо проводить повторную перфорацию колонны. Механические очистки являются дорогостоящими мероприятиями, поэтому в настоящее время наибольшее распространение получили химические методы удаления отложений.

Сущность химических методов удаления отложений солей заключается в проведении обработок скважин реагентами, эффективно растворяющими неорганические соли.

5. Снижение пускового давления

Среди различных методов снижения пусковых давлений, основанных на удалении части жидкости из подъемной колонны, наиболее эффективно применение пусковых газлифтных клапанов, которые устанавливают в скважинных камерах ниже статического уровня жидкости. По способу управления газлифтные клапаны работают от давления в затрубном пространстве, давления столба жидкости в НКТ и перепада давления между ними.

Наибольшее распространение получили клапаны, управляемые затрубным давлением сильфонного типа серии Г и выпускаемые с условным наружным диаметром 20, 25, 38 мм с диапазоном давления зарядки 2-7 МПа.

Газлифтные клапаны Г состоят из устройства для зарядки, сильфонной камеры, пары шток - седло, обратного клапана и устройства для фиксации клапана в скважинной камере.

Сильфонная камера заряжается азотом через золотник. Давление в сильфонной камере клапана регулируют на специальном приспособлении стенда СИ-32. Сильфонная камера -герметичный сварной сосуд высокого давления, основным рабочим органом которого является металлический многослойный сильфон. Пара шток - седло является запорным устройством клапана, к которому газ поступает через окна кармана скважинной камеры.

Герметизация напора поступления газа обеспечивается двумя комплектами манжет. Обратный клапан предназначен для предотвращения перетока жидкости из подъемных труб в затрубное пространство скважины.

Газлифтные клапаны Г по назначению делятся на пусковые и рабочие.

Управляющим давлением для пусковых клапанов является давление газа затрубного пространства скважины. Воздействуя на эффективную площадь сильфона, газ сжимает его, в результате чего шток поднимается, и газ, открывая обратный клапан, поступает в подъемные трубы.

Число устанавливаемых клапанов зависит от давления газа в скважине и ее глубины. Закрываются они последовательно по мере снижения уровня в затрубном пространстве скважины.

Понижение уровня в затрубном пространстве скважины продолжается до глубины расположения нижнего (рабочего) клапана.

На заданном технологическом режиме скважина должна работать через рабочий клапан при закрытых верхних (пусковых) клапанах, которые используются только в период пуска скважины.

Другим типом используемых клапанов является дифференциальный тип (КУ-25 и КУ-38), т.е. работающие от перепада давления в НКТ и затрубном пространстве.

Применение газлифтных клапанов позволяет регулировать поступление газа, нагнетаемого из кольцевого пространства в колонну подъемных труб.

6. Техника безопасности при эксплуатации газлифтных скважин

Устье газлифтной скважины оборудуют стандартной фонтанной арматурой на рабочее давление, равное максимальному, ожидаемому на устье скважины. Арматуру до установки на скважину опрессовывают в собранном виде на паспортное пробное давление. После установки на устье скважины ее опрессовывают на давление для опрессовки эксплуатационной колонны; при этом, независимо от ожидаемого рабочего давления, арматуру монтируют с полным комплектом шпилек и уплотнений. Ее выкидные и нагнетательные линии, расположенные на высоте, должны иметь надежные опоры, предотвращающие падение труб при ремонте, а также их вибрацию при работе скважин.

Обвязка скважины, аппаратуры и газопроводов под давлением в зимнее время должна отогреваться только паром или горячей водой.

В газораспределительных будках следует не допускать скопления газа, который при определенном соотношении с воздухом образует взрывоопасную смесь. Газ обычно скапливается вследствие пропуска его через фланцевые соединения или сальники вентилей. Во избежание поступления газа из скважины по трубопроводу в БГРА должен быть установлен обратный клапан.

Скопление взрывоопасной смеси особенно недопустимо в зимнее время, когда окна и двери газораспределительных будок закрыты. В зимнее время также могут образовываться гидратные пробки вследствие замерзания конденсата в батареях и газопроводах. Это приводит к повышению давления в трубопроводах и возможному их разрыву. Попадание газа в воздух может быть причиной взрыва. Основная мера, предотвращающая взрыв, - вентиляция помещения. Для устранения утечки газа на линии следует постоянно следить за исправностью сальниковых набивок вентилей, сосудов для конденсата (на газопроводных магистральных линиях в низких точках).

В зимнее время следует утеплить помещения для предотвращения от замерзания конденсата в батареях.

Для устранения источников воспламенения газа в будках необходимо:

использовать электрическое освещение будок, установленное вне будок;

выносить за будку электроприборы (рубильники, печи);

применять инструмент, не дающий искр, при ремонте внутри будок;

запретить применение открытого огня и курение в будке;

сооружать будку из огнестойкого материала.

7. Обслуживание газлифтных скважин

Обслуживание газлифтных скважин включает исследование газлифтных скважин, анализ их работы и устранение неисправностей газлифтнои установки.

Целью исследования является определение параметров пластов, пластовых жидкостей и призабойной зоны для оценки рационального расхода рабочего агента (газа) по критерию максимума добычи нефти или минимума удельного расхода газа.

Основной метод исследования газлифтных скважин - метод пробных откачек. Забойное давление при этом определяется глубинным манометром или расчетом по давлению нагнетаемого газа.

Осложняющие условия эксплуатации газлифтных скважин требуют проведения необходимых оргтехмероприятий.

Для борьбы с пескопроявлением используют:

фильтры для закрепления призабойной зоны;

ограничение депрессии для предотвращения разрушения скелета нефтесодержащих пород;

конструкции подъемных лифтов и режимы их работы, при которых обеспечивается полный вынос песка.

Для борьбы с парафином, гидратами, солеотложением, образованием эмульсии, несмотря на повышенную металлоемкость установки, иногда используют второй ряд НКТ, что позволяет закачивать в кольцевое пространство между ними растворители и химреагенты без остановки скважины.

Образование ледяных и гидратных пробок в скважинах и негерметичностях лифта устраняют следующими методами:

устранением негерметичности лифта и уменьшением перепада давления на клапане;

вводом ингибитора в нагнетаемый газ;

подогревом газа; снижением давления при прекращении подачи газа на скважину.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ.

1. Справочник по добыче нефти/В.В. Андреев, К.Р. Уразаков, В.У. Далимов и др.; Под ред. К.Р. Уразакова. 2000. - 374 с.: ил.

2. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях.

3. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М.

Заканчивание скважин 2000г.

4. Уразаков К.Р., Богомольный Е.И., Сейтпагамбетов Ж.С., Назаров А, Г.

Насосная добыча высоковязкой нефти из наклонных и обводненных скважин/Под ред. МД. Валеева. - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2003.

5. Булатов А.И., Качмар Ю.Д., Макаренко П.П., Яремийчук Р.С. Освоение скважин: Справочное пособие / Под ред. Р.С. Яремийчука. - М.: ООО "Недра-Бизнеспентр", 1999.

6. Газизов А.Ш., Газизов А.А. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений на основе ограничения движения вод в пластах. - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 1999.

7. Лысенко В.Д., Грайфер В.И.

Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений. 2001.

8. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учеб. для вузов. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: ОАО "Издательство "Недра", 1998.

9. Басарыгин Ю.М. , Будников В.Ф., Булатов А.И.

Теория и практика предупреждения осложнении и ремонта скважин при их строительстве и эксплуатации: Справ. пособие: в 6 т. -

М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2001.

100 р бонус за первый заказ

Выберите тип работы Дипломная работа Курсовая работа Реферат Магистерская диссертация Отчёт по практике Статья Доклад Рецензия Контрольная работа Монография Решение задач Бизнес-план Ответы на вопросы Творческая работа Эссе Чертёж Сочинения Перевод Презентации Набор текста Другое Повышение уникальности текста Кандидатская диссертация Лабораторная работа Помощь on-line

Узнать цену

Логическим продолжением фонтанной эксплуатации является газлифтная эксплуатация, при которой недостающее количество газа для подъема жидкости закачивают в скважину с поверхности. Если притекающую пластовую энергию, характеризуемую газовым фактором, дополняют энергией газа, закачиваемого в скважину с поверхности, происходит искусственное фонтанирование, которое называется газлифтным подъемом, а способ эксплуатации – газлифтным (компрессорный).

Область применения газлифта – высокодебитные скважины с большими забойными давлениями, скважины с высокими газовыми факторами и забойными давлениями ниже давления насыщения, песочные (содержащие в продукции песок) скважины, а также скважины, эксплуатируемые в труднодоступных условиях (например, затопляемость, паводки, болота и др.). Газлифт характеризуется высокой технико-экономической эффективностью, отсутствием в скважинах механизмов и трущихся деталей, простотой обслуживания скважин и регулирования работы.

Принцип действия газлифта. В скважину опускают два ряда насосных труб. По затрубному пространству между наружной и внутренней трубами подают под давлением газ или воздух. Наружную трубу называют воздушной. Внутреннюю трубу, по которой нефть в смеси с газом или воздухом поднимается на поверхность, называют подъемной. Подъемная труба имеет меньшую длину по сравнению с воздушной. До закачки газа жидкость в подъемной и воздушной трубах находится на одном уровне. Этот уровень называют статическим – Нст . В этом случае давление жидкости на забое соответствует пластовому давлению.

По воздушной трубе (затрубному пространству) в скважину под давлением этого газа полностью вытесняет жидкость в подъемную трубу, после этого газ проникает в подъемную трубу и перемешивается с жидкостью. Плотность газированной жидкости уменьшается и по мере ее насыщения газом достигается разность в плотности газированной и негазированной жидкостей.

Вследствие этого более плотная (негазированная) жидкость будет вытеснять из подъемной трубы газированную жидкость. Если газ подавать в скважину непрерывно, то газированная жидкость будет подниматься и выходить из скважины в систему сбора. При этом в затрубном пространстве подъемной трубы устанавливается новый уровень жидкости, называемый динамической высотой.

При этом давление из башмака подъемной трубы

Где L – длина подъемной трубы.

h0 – расстояние от устья скважины до динамического уровня.

h тр = L- h0 – глубина погружения подъемной трубы в жидкость.

Для оборудования газлифтных подъемников применяют НКТ следующих диаметров: в однорядных подъемниках – от 48 до 89 мм и редко 114 мм, в двухрядных подъемниках – для наружного ряда труб 73, 89 и 114 мм, а для внутреннего – 48, 60 и 73 мм. При выборе диаметров НКТ необходимо иметь ввиду, что минимальный зазор между внутренней обсадной колонны и наружной поверхностью НКТ должен составлять 12 -15 мм.

Достоинства газлифтного метода:

Недостатки газлифтного метода:

• большие капитальные затраты; низкий КПД;
• повышенный расход НКТ, особенно при применении двухрядных подъемников;
• быстрое увеличение расхода энергии на подъем 1 т нефти по мере снижения дебита скважин с течением времени эксплуатации.

В конечном счете, себестоимость добычи 1 т нефти при газлифтном методе ниже за счет низких эксплуатационных расходов, поэтому он перспективен.

После прекращения фонтанирования из-за нехватки плас­товой энергии переходят на механизированный способ эксплу­атации скважин, при котором вводят дополнительную энергию извне (с поверхности). Одним из таких способов, при котором вводят энергию в виде сжатого газа, является газлифт.

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

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

Эксплуатация скважин с большим газовым фактором, т.е. использование энергии пластового газа, в том числе и сква­жин с забойным давлением ниже давления насыщения.

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.

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

Гибкость и сравнительная простота регулирования ре­жима работы скважин по дебиту.

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

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

Указанным преимуществам могут быть противопоставлены недостатки.

Большие начальные капитальные вложения в строитель­ство компрессорных станций.

Сравнительно низкий коэффициент полезного действия (КПД) газлифтной системы.

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 (МРП) ра­боты скважин.

При наличии вблизи газовых месторождений (или сква­жин) с достаточными запасами и необходимым давлением ис­пользуют бескомпрессорный 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.

В среднем диапазон применяемых значений давления ввода газа составляет 4,0-14,0 МПа. Диапазон производительности газлифтных скважин при непрерывном газлифте 60­2000 т/сут.

Технико-экономический анализ, проведенный при выборе способа эксплуатации, может определить приоритет использо­вания газлифта в различных регионах страны с учетом мест­ных условий. Так, большой МРП 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.

Системы и конструкции газовых подъемников

Газлифт (эрлифт) - система, состоящая из эксплуатацион­ной (обсадной) колонны труб и опущенных в нее НКТ, в ко­торой подъем жидкости осуществляется с помощью сжатого газа (воздуха). Иногда эту систему называют газовый (воздушный) подъемник. Способ эксплуатации скважин при этом называется газлифтным.

По схеме подачи от вида источника рабочего агента - газа (воздуха) различают компрессорный и бескомпрессорный газ­лифт, а по схеме действия - непрерывный и периодический газлифт.

Схема работы газлифтного подъемника показана на рис. 4.1. 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 нагнетания 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. 4.1).

При однорядном подъемнике в скважину спускают один ряд НКТ. Сжатый газ нагнетается в кольцевое пространство меж­ду обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами, а га-

зожидкостная 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. 4.1, ф), а во втором - однородный подъемник центральной системы (см. рис. 4.1, ).

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 систем ы (см. рис. 4.1,). Наружный ряд насосно­компрессорных 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 двухрЕ^ным центральной системы (см. рис. 4.1, „).

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 - полутора- рЁ^ный подъемник (см. рис. 4.1, %), которйй имеет преимуще­ства двухрядного при меньшей его стоимости.

Наземное оборудование газлифтных скважин

В состав оборудования для обслуживания и эксплуатации газлифтных скважин входят: оборудование устья скважин ОУГ-80х35, инструмент ГК и установка ЛСГ1К-131А или ЛСГ- 16А для проведения скважинных работ.

Оборудование устья ОУГ-80х35 предназначено для снятия и посадки газлифтного клапана в эксцентричной скважинной камере без глушения и последующего освоения скважины (рис.

Оно состоит из уплотнительного узла проволоки 1 с на­правляющими роликами, трехсекционного лубрикатора 2, ма­нометра 3 с разделителем, плашечного превентора 4 с ручным управлением, натяжного ролика 5 с очистительным устройст­вом, полиспаста 8, монтажной мачты 6 и стяжного ключа 7. Ниже указаны его характеристики.

Владимир Хомутко

Время на чтение: 5 минут

А А

Как осуществляется газлифтная эксплуатация нефтяных скважин?

С течением времени при эксплуатации нефтяной скважины снижается уровень пластового давления, вследствие чего нефть перестает фонтанировать. Для возобновления притока добываемого сырья переходят на механизированные методы эксплуатации скважин, которые подразумевают ввод дополнительной энергии с поверхности. Газлифтная эксплуатация нефтяных скважин является одним из таких способов.

К основным преимуществам этого метода относятся:

• он позволяет отбирать большие объемы жидкостей при любом диаметре эксплуатационной колонны, а также дает возможность форсировать отбор из скважин с высокой степенью обводненности;
• с его помощью можно эксплуатировать скважины с высоким показателем газового фактора; другими словами, этот способ дает возможность использовать энергию пластовых газов, даже в скважинах, забойное давление которых меньше давления насыщения;

• при использовании этого способа влияние профиля скважинного ствола на эффективность работы невелико, что очень актуально для скважин наклонного направления;
• высокое значение давления и температура добываемой продукции и наличие в ней механических примесей не влияет на работу скважины;
• регулировать режим работы скважины по дебиту при этом способе эксплуатации достаточно просто;
• обслуживание и ремонт газлифтных скважин достаточно просты, а использование современных видов оборудование позволяет добиваться большого временного промежутка безремонтной работы;
• этот способ позволяет реализовать одновременную раздельную эксплуатацию, а также эффективно бороться с коррозией, солевыми и парафиновыми отложениями;
• простота проведения исследований скважин.

Есть у газлифта и свои недостатки, к которым относятся:

Учитывая достоинства и недостатки газлифтного (компрессорного) способа эксплуатации нефтяных скважин, его применение наиболее эффективно на больших нефтяных месторождениях, где есть скважины с высокими значениями забойного давления после прекращения фонтанирования и с большими дебитами. Кроме того, эту методику можно применять при эксплуатации наклонно-направленных скважин, а также на горных выработках, продукция которых содержит большое количество примесей механического характера. Другими словами – в таких условиях, при которых главным критерием рациональной работы является МРП (межремонтный период) работы оборудования.

Если поблизости есть газовые месторождения или скважины с достаточными резервами газа и с необходимым значением давления, то для нефтедобычи применяется так называемый бескомпрессорный газлифт.

Такая система может применяться в качестве временной меры, пока строится компрессорная станция. Бескомпрессорная система газлифта практически ничем не отличается от компрессорной, посколько единственное их отличие – это источник газа с высоким давлением.

Газлифтная эксплуатация бывает периодической или непрерывной.

Периодический газлифт, как правило, используют на скважинах, суточный дебит которых составляет 40 -60 тонн, а также при низком значении пластового давления.

В процессе выбора метода эксплуатации приоритет газлифтной системы определяется с помощью технико-экономического анализа, с учетом специфики региона добычи и особенностей конкретного месторождения. К примеру, длительный МРП работы скважин с газлифтом, достаточно простое обслуживание и ремонт, а также высокая степень автоматизации добычи стали главными факторами, предопределившими организацию больших газлифтных систем таких крупных российских месторождениях Западной Сибири, как Самотлорское, Правдинское и Федоровское.

Применение этой методики позволило снизить необходимость в региональных трудовых ресурсах и дало возможность создать всю необходимую инфраструктуру (в том числе и бытовую), с целью обеспечить рациональное использование этих ресурсов.

Газлифтная нефтедобыча

Этот способ эксплуатации подразумевает подачу недостающей энергии в продуктивный с поверхности. Носителем этой энергии выступает сжатый газ, подающийся по специальным каналам.

Как уже было сказано ранее, существуют два вида газлифта – бескомпрессорный и компрессорный. Компрессорный газлифт подразумевает сжатие попутного нефтяного газа с помощью компрессоров. Бескомпрессорный подразумевает использование газа газовых промыслов, который находится под достаточным давлением, или газа, получаемого из других внешних источников.

По сравнению с прочими механизированными технологиями эксплуатации нефтяных скважин, у газлифта есть ряд несомненных достоинств:

• он позволяет отбирать большие объемы жидкого сырья с большой глубины на любом этапе разработки месторождения с высокими технико-экономическими показателями;
• газлифтное оборудование достаточно простое, и его удобно обслуживать;
• такая эксплуатация хорошо подходит для скважин, ствол которых имеет с большие искривления;
• эффективен этот метод при работе с высокотемпературными пластами и высоким газовым фактором без возникновения осложнений;
• газлифт позволяет осуществлять весь комплекс исследований, необходимых для контроля работы каждой скважины и разработки всего месторождения в целом;
• этот способ дает возможность полностью автоматизировать и телемеханизировать добывающий процесс;
• длительный МРП работы скважин и высокая надежность всей системы;
• позволяет осуществлять одновременно-раздельную эксплуатацию нескольких продуктивных пластов и обеспечить надежный контроль за добывающим процессом;
• достаточно просто при этом способе бороться с солевыми и парафиновыми отложениями и с коррозией;
• подземный текущий ремонт скважины и восстановление работоспособности расположенного под землей оборудования, обеспечивающего подъем добываемой продукции, достаточно просты.

К основным недостаткам газлифта специалисты относят высокие первоначальные затраты, а также фондо- и металлоемкость. Размер этих показателей во многом зависит от утвержденной схемы обустройства месторождения, и незначительно больше, чем аналогичные показатели насосной добычи.

Компрессорная система газлифта отличается самым большим количеством элементов и более сложным оборудованием. Современный газлифтный комплекс – это замкнутая герметичная система, обеспечивающая высокое давление.

Основные компоненты такой газлифтной системы:

• скважины;
• комплекс компрессорных станций;
• система газопроводов высокого давления;
• сборные трубопроводы для нефтяного и газового сырья;
• различные виды сепараторов;
• батарея газораспределения;
• ГЗУ (групповые замерные установки);
• очистные и осушительные газовые системы с возможностью регенерации этиленгликоля;
• ДНС (дожимные насосные станции);
• пункт сбора добываемой нефти.

В составе такого комплекса есть система, называемая АСУ ТП (автоматизированная система управления технологическим процессом), задачами которой являются:

• обеспечение необходимых автоматических измерений;
• контроль за рабочим давлением линий газоподачи в скважины с магистральных коллекторов;
• проведение замеров и контролирование перепадов давления;
• обеспечение автоматического управления, оптимизации и стабилизации работы эксплуатируемых скважин;
• проведение расчета рабочего газа;
• замеры суточных дебитов скважин отдельно по сырой нефти, по воде и по общему объему выкачиваемой жидкости.

Оптимальное распределение компримируемого газа заключается в назначении для каждой скважины заранее определенного режима закачки газа, который поддерживается вплоть до следующей смены рабочего режима. Основной параметр для стабилизации работы – это значение перепада давления, определяемого измерительной шайбой дифференциального манометра, который ставится на рабочей линии газоподачи.

При выборе типа установки газлифта и необходимого технологического оборудования, целью которого является обеспечение наиболее эффективной эксплуатации, необходимо учитывать горно-геологические и технологические условия разработки объектов нефтедобычи, а также особенности конструкций конкретных скважин и принятого режима их работы.

Какой-либо строгой классификации таких установок нет. Их группируют по принципу общности технологических и конструктивных особенностей.

Например, по таким критериям, как количество рядов спущенных в скважину труб, направление движения рабочей среды и газожидкостных смесей, а также взаимное расположение трубных рядов, различают следующие газлифтные системы:

• с однорядным подъемником центральной и кольцевой системы;
• с двухрядным подъемником центральной и кольцевой системы;
• с полуторарядным лифтом (как правило – кольцевой системы).

У каждой из перечисленных систем газлифтных подъемников есть свои достоинства и недостатки. Целесообразность их применения определяется ч учетом технологических и геологических и технологических особенностей каждого конкретного объекта эксплуатации.

По близости связей кольцевого и трубного пространства со скважинным забоем газлифтные устройства разделяют на:

• открытые;
• закрытые;
• полузакрытые.

Внутрискважинный газлифт является самым эффективным способом, обеспечивающим подъем жидкости. Он производится с помощью перепуска газа из выше или ниже лежащего газового пласта в продуктивный слой посредством специального забойного регулятора.

Для организации внутрискважинного газлифта нет необходимости строить наземные газопроводы и пункты газораспределения, призванные обеспечивать газосбор и последующее распределение газа, а также нет нужды в установках газоподготовки (осушительных, для удаления жидких углеводородов, очистительных и т.п.).

Кроме того, ввод в подъемник, расположенный близко к башмаку колонны НКТ, газа под высоким давлением, обеспечивает высокую термодинамическую эффективность поднимающего потока. К примеру, самые лучшие режимы компрессорного и бескомпрессорном газлифта дают термодинамическую эффективность на уровне 30-ти – 40-ка процентов, а внутрискважиный бескомпрессорный газлифт – на уровне 85-ти – 90 процентов.

Самым эффективным из таких способов является использование устройств, называемых пусковыми газлифтными клапанами. Они ставятся в скважинные камера ниже уровня жидкости. Газлифтные клапаны могут работать как от давления затрубного пространства, так и от давления жидкостного столба в НКТ, а также от перепадов между ними значений давления.

Наиболее популярны клапаны, которые управляются затрубным давлением (сильфонный тип серии Г). Их выпускают со следующими наружными диаметрами: 20-ть, 25-ть и 38-мь миллиметров. Диапазон давления зарядки – от 2-х до 7-ми МПа.

В состав газлифтного клапана серии Г входят:

• устройство для зарядки;
• сильфонная камера;
• пара шток – седло;
• обратный клапан;
• устройство для фиксации в скважинной камере.

Зарядка сильфонной камеры азотом производится посредством золотника. Давление в этой камере регулируется на специальном стенде марки СИ-32.

Сильфонная камера является сварным герметичным сосудом высокого давления. Основной рабочий орган – многослойный металлический сильфон.

Пара шток – седло представляет собой запорное устройство газлифтного клапана, на которое газ попадает посредством окон, расположенных в кармане скважинной камеры. За герметичность поступления газа отвечают два комплекта манжет.

Обратный клапан предотвращает переток продукции в затрубное пространство из подъемной трубной колонны

Газлифтные клапаны серии Г подразделяют на рабочие и пусковые.

Другой тип применяемых для понижения давления клапанов – это дифференциальные клапаны КУ-25 и КУ-38, которые работают от перепадов давления между колонной НКТ и затрубного пространства.

3. Газлифтный способ добычи нефти. При газлифтном способе эксплуатации недостающая энергия подается с поверхности в виде энергии сжатого газа по специальному каналу.

Газлифт подразделяется на два типа: компрессорный и бескомпрессорный. При компрессорном газлифте для сжатия попутного газа применяются компрессоры, а при бескомпрессорном газлифте используется газ газового месторождения, находящийся под давлением, или из других источников.

Газлифт относительно других механизированных способов эксплуатации скважин имеет ряд преимуществ:

возможность отбора значительных объемов жидкости с больших глубин на всех этапах разработки месторождения при высоких технико-экономических показателях;

простота скважинного оборудования и удобство его обслуживания;

эффективная эксплуатация скважин с большими искривлениями ствола;

эксплуатация скважин в высокотемпературных пластах и с большим газовым фактором без осложнений;

возможность осуществления всего комплекса исследовательских работ по контролю за работой скважины и разработкой месторождения ;

полная автоматизация и телемеханизация процессов добычи нефти;

большие межремонтные периоды работы скважин на фоне высокой надежности оборудования и всей системы в целом;

возможность одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов и более при надежном контроле за процессом;

простота борьбы с отложением парафина, солей и коррозионными процессами;

простота работ по подземному текущему ремонту скважины, восстановлению работоспособности подземного оборудования для подъема продукции скважины.

Недостатками газлифта по традиции считаются высокие начальные капитальные вложения, фондоемкость и металлоемкость. Эти показатели, во многом зависящие от принятой схемы обустройства промысла, ненамного превышают показатели при насосной добыче .

Опыт широкомасштабного применения газлифта на месторождениях Западной Сибири показывает, что если коэффициент эксплуатации по фонтанным скважинам составлял 0,938-0,979 , а по насосным 0,680-0,926, то по газлифтным — близок к значениям для фонтанных скважин. Достигнуто это в основном за счет использования соответствующего оборудования при выполнении внутрискважинных операций, что обеспечивает длительную работу высоко- и среднедебитных газлифтных скважин без текущего подземного ремонта.

В 1976 г. на Правдинском месторождении газлифтным способом эксплуатировалось 200 скважин при суточном расходе рабочего агента в 750 тыс. м 3 , добыче нефти 12,7 тыс. т/сут при средней обводненности продукции скважин 18 %, среднем удельном расходе газа 48 м 3 /т (42 м /м). Межремонтный период газлифтных установок по всему фонду 1010 сут, коэффициент эксплуатации скважин 0,994. Межремонтный период газлифта в сопоставимых горно-геологических условиях

месторождений Западной Сибири оказался в 3 раза выше, чем установок ЭЦН. Отмечалось возрастание продолжительности работы газлифта без ремонта при стабильной работе компрессоров до 3-4 лет .

В период активного развития газлифтной добычи нефти в Западной Сибири была сделана оценка КПД установок ЭЦН и газлифта по фонду установок ЭЦН Усть-Балыкского и газлифтных установок Правдинского месторождений. Если КПД установок ЭЦН в отрасли достигал 0,25-0,30, то для условий Усть-Балыкского месторождения он составлял 0,13. Это было обусловлено применением насосов и погружных электродвигателей завышенной мощности, лучше противостоящих воздействию вредных факторов; большими потерями энергии в кабеле из-за высокой температуры жидкости; наличием большого количества свободного газа на приеме насосов и др.

Коэффициент полезного действия газлифтных установок , рассчитанный с учетом собственного газового фактора, составил 0,51, а по безводным скважинам с высоким пластовым давлением и значительным коэффициентом продуктивности достигал 0,70 и более. Однако с увеличением обводненности продукции скважин КПД газлифта уменьшается. При обводненности выше 50 % газлифтные установки зачастую работают на пульсирующем режиме, удельный расход газа при этом возрастает в 3 раза и более, а КПД уменьшается до 0,20-0,25. В этих условиях стабилизация режима эксплуатации скважин и улучшение показателей газлифтной добычи нефти могут быть достигнуты путем применения специальных способов повышения эффективности работы газожидкостного подъемника (применение ПАВ, диспергаторов и др.). При этом важное значение имеет более тщательная оптимизация режима работы скважины.

Давление рабочего агента выбирается исходя из условия обеспечения минимума затрат на строительство и эксплуатацию системы при обеспечении заданных дебитов скважин и достигает в современных системах 10-11 МПа, а в отдельных случаях 15 МПа.

Наибольшее число элементов в системе газлифта и более сложное оборудование используются в случае компрессорного газлифта. Современный газлифтный комплекс представляет собой замкнутую герметичную систему высокого давления (рис. 1.5).

Основными элементами этой схемы являются: скважины 1, компрессорные станции 3, газопроводы высокого давления, трубопроводы для сбора нефти и газа, сепараторы различного назначения 7, газораспределительная батарея 4, групповые замерные установки, системы очистки и осушки газа с регенерацией этиленгликоля 6, дожимные насосные станции, нефтесборный пункт,

Рис. 1.5. Схема замкнутого цикла газлифтного комплекса:

/ — газ высокого давления; // — газ низкого давления; /// — продукция скважин до

сепарации; IV — нефть; 1 — скважины; 2 — приводной агрегат; 3 — компрессорные

станции; 4 — газораспределительная батарея; 5 — замерный сепаратор; 6 -абсорбер; 7 —

групповой сепаратор

система управления и контроля за работой системы, система энергообеспечения и др.

В состав комплекса входит система АСУ ТП, которая включает выполнение следующих задач:

измерение и контроль рабочего давления на линиях подачи газа в скважины на магистральных коллекторах;

измерение и контроль перепада давления;

управление, оптимизация и стабилизация режима работы скважин;

расчет рабочего газа;

измерение суточного дебита скважины по нефти, воде и общему объему жидкости.

В результате решения задачи оптимального распределения компримируемого газа для каждой скважины назначают определенный режим закачки газа, который необходимо поддерживать до следующего изменения режима. Параметром для стабилизации принимается перепад давления на измерительной шайбе дифманометра, установленного на рабочей линии подачи газа в скважину.

Выбор типа газлифтной установки и оборудования, обеспечивающего наиболее активную эксплуатацию скважин, зависит от горно-геологических и технологических условий разработки эксплуатационных объектов, конструкции скважин и заданного режима их эксплуатации.

Строгой классификации газлифтных установок не существует, и они группируются на основе самых общих конструктивных и технологических особенностей.

В зависимости от количества рядов труб, спущенных в скважину, их взаимного расположения и направления движения рабочего агента и газожидкостной смеси имеются системы различных типов (рис. 1.6):

однорядный подъемник кольцевой и центральной систем (см. рис. 1.6, Г);

двухрядный подъемник кольцевой и центральной систем (см. рис. 1.6, Л);

полуторарядный лифт обычно кольцевой системы (см. рис. 1.6, III).

Перечисленные системы газлифтных подъемников имеют преимущества и недостатки. В связи с этим обоснование целесообразности их применения производится с учетом горно-геоло­гических и технологических особенностей конкретного объекта разработки.

По степени связи трубного и кольцевого пространства с забоем скважины установки газлифта делятся на открытые, полузакрытые и закрытые.

Открытая установка (рис. 1.7, а) предполагает спуск в скважину НКТ без пакера, вследствие чего полость труб и затрубное пространство образуют сообщающиеся сосуды.

Эти наиболее дешевые и простые установки применяют в тех случаях, когда использование пакера нежелательно или невозможно.

Основной недостаток открытых установок заключается в том, что забой скважины постоянно связан с помощью труб с затрубным пространством, что вызывает колебания динамического уровня жидкости в затрубном пространстве и, следовательно, уменьшение дебита скважины и пульсирующую работу подъемника.

Полузакрытая установка (рис. 1.7, б) отличается от открытой наличием пакера, изолирующего затрубное пространство от забоя и полости НКТ, а также предотвращающего влияние затрубного давления на забойное давление и дебит скважины.

/ — однорядный лифт кольцевой (а) и центральной (б) систем; // — двухрядный лифт кольцевой (а) и центральной (б) систем;/// —

полуторарядный лифт кольцевой системы

Добываемая Закачивае-жидкостъ мый газ

Добываемая жидкость

Рис. 1.7. Схемы оборудования газлифтных установок:

а — открытая установка; б — полузакрытая установка; в — закрытая установка; г —

камерный газлифт; 1 — клапан-регулятор; 2 — газлифгные клапаны ; 3 — пакер; 4 — обратный

клапан; 5 — разгрузочные газлифгные клапаны; 6 - камерный газлифгный клапан; 7 —

подвесной ниппель для камерной трубы; 8 — разгрузочное отверстие или клапан

Закрытая установка (рис. 1.7, в) дополнена по сравнению с

полузакрытой обратным клапаном, размещенным на башмаке НКТ под

пакером. Таким образом, продуктивный пласт полностью изолирован

от давления не только в затрубном пространстве, но и в трубах. Это имеет значение, если в процессе запуска скважины с помощью газлифтных клапанов в трубах могут действовать более высокие давления, чем при работе. Сюда относится и камерная газлифтная установка (рис. 1.7, г).

Оборудование газлифтных скважин состоит из наземной и подземной частей.

Наземное оборудование газлифтных скважин практически не отличается от оборудования для фонтанных. Арматура устанавливается на устье первых, аналогична фонтанной арматуре и имеет то же назначение — герметизация устья, подвеска подъемных труб и возможность осуществления различных операций по переключению направления закачиваемого газа, по промывке скважины и т.д.

Для газлифтных скважин нередко используют фонтанную арматуру, остающуюся после прекращения фонтанирования. Часто применяют специальную упрощенную и более легкую арматуру. При интенсивном отложении парафина арматуру устья дополнительно оборудуют лубрикатором, через который в НКТ на проволоке спускают скребок для механического удаления парафина с внутренних стенок труб.

Кроме того, скважина оборудуется устьевым клапаном-отсекателем для перекрытия скважины при достижении ею производительности заданного предела.

На рис. 1.8 приведена схема наземного оборудования газлифтной скважины . На этой схеме кроме стационарного показано дополнительное оборудование для проведения подземных текущих ремонтов с помощью канатного инструмента без остановки скважины.

Подземное оборудование (рис. 1.9) включает в себя НКТ 4, скважинные камеры 1 с газлифтными клапанами (пусковые 2 и рабочие 3), верхний 5 и нижний 7 ниппели, гидравлический пакер 6, башмачную воронку 8. Может быть установлен глубинный предохранительный клапан-отсекатель на глубине 100-150 м, срабатывающий от перепада давления при достижении предельной производительности.

Наибольшее распространение получили скважинные камеры, представляющие собой сварные конструкции, состоящие из специальной рубашки из овальных труб и двух наконечников с резьбой НКТ. В рубашке камеры предусмотрен карман для установки клапанов и пробок с помощью набора инструментов канатной техники через устье скважины и устьевое герметизированное оборудование (см. рис. 1.7).

Рис. 1.8. Наземное оборудование газлифтной скважины:

1 — ролик с датчиком веса; 2 — стяжной ключ; 3 — цепь крепления мачты; 4 — переводник; 5 — превентор; 6 — телескопическая мачта; 7 — трехсекционный лубрикатор для подземного ремонта; 8 -зажим; 9 -полиспаст; 10- лубрикатор;77 –приводной агрегат

Современная технология эксплуатации газлифтных скважин неразрывно связана с широким использованием глубинных клапанов специальной конструкции, с помощью которых устанавли

Рис. 1.9. Подземное оборудование газлифтной скважины

вается или прекращается связь между трубами и межтрубным пространством, а также регулируется поступление газа в НКТ. Газлифтные клапаны являются эффективным средством снижения так называемого пускового давления при пуске скважины в работу.

Пусковое давление газлифтной скважины зависит от погружения баш­мака подъемных труб под статический уровень жидкости, от соотношения диаметров обсадной колонны и подъемных труб, а также от системы работы лифта. Пусковое давление всегда больше рабочего. Наличие газлифтных клапанов позволяет пуск скважины в работу под рабочим давлением.

Характерное изменение рабочих параметров газлифтной скважины в момент пуска скважины в работу в функции времени показано на рис. 1.10, из которого видно, что вначале давление в газовом пространстве растет, а затем после прорыва газа через башмак подъемных труб и выноса части жидкости скважина переходит на установившийся режим работы с соответствующим отбору динамическим уровнем, а следовательно, и соответствующим этому уровню рабочим давлением.

Принципы выбора режима работы газлифта. Выбор оборудования и режима работы газлифтной скважины производится на основе использования кривых распределения давления при движении газожидкостной смеси в подъемнике или эмпирических зависимостей А.П. Крылова с соавторами. Важнейшими величинами, подлежащими обоснованию, являются удельный расход нагнетаемого газа и давление нагнетания. При этом задача по оптимизации условий работы скважины может быть поставлена по-разному. Например, ограничений на рабочее давление газа не накладывается; рабочее давление газа ограничено; неограничен удельный расход газа;

V,m	г/мин р,	МПа р г,
		‘- 100 ■
		60 ■
		40 ■
		20 ■
		0 ■

Рис. 1.10. Изменение рабочих характеристик газлифтных скважин кольцевой системы в пусковой период:

V — расход рабочего газа; р р — рабочее давление газа в кольцевом пространстве на устье; рг — буферное давление; Q x — дебит скважины по жидкости

удельный расход энергии на подъем жидкости должен быть минимальным и т.д.

Оптимальный вариант оборудования и режим работы газлифтной скважины находятся путем сравнения технико-экономических показателей возможных вариантов решения этой задачи.

При использовании кривых распределения давления в подъемнике задача решается в следующей последовательности:

1) при заданном дебите проектируемой газлифтной скважины по
уравнению притока определяют соответствующее этому дебиту
забойное давление. Возможен и второй вариант, по которому по
предварительно обоснованному в проекте разработки давлению на
забое скважин рассчитывают дебит скважины. Таким образом, в том
или ином случае становятся известными дебит скважины
(производительность подъемника) и забойное давление;

2) задаются значениями диаметра подъемника, его длины и
давления на буфере. Расчетный газовый фактор принимается с учетом
удельного расхода нагнетаемого с поверхности газа R H , т.е. Г р = Г о ‘ +
Ru, здесь /"’о — эффективный газовый фактор. Величиной Л н можно
задаться исходя из реальных возможностей, из опыта эксплуатации
газлифтных скважин в аналогичных горно-геологических условиях или
технологических соображений. Если в результате расчетов окажется,
что принятый удельный расход нагнетаемого газа Л„ неприемлем, то

задаются другим его значением. Таким образом можно рассчитать несколько кривых распределения давления в подъемнике.

Схема графического определения некоторых параметров работы газлифтного подъемника приведена на рис. 1.11. Как видно из схемы, расчет и построение кривой распределения давления сверху вниз необходимо продолжить до тех пор, пока обе линии (7 и 2) не пересекутся (точка а). Проекция этой точки на ось ординат определяет глубину ввода газа в НКТ Lp, а на ось абсцисс дает рабочее давление нагнетаемого газа в точке его ввода.

В результате графических построений можно получить ряд важнейших рабочих характеристик газлифтного подъемника, таких как:

dh Plh L T j , p p i , P v 2 yh Rah Г-р,

где dj — диаметр насосно-компрессорных труб; p2 i — давление на буфере работающей скважины; p pi — давление в точке ввода газа; p p 2 y i — рабочее давление на устье скважины; Г р — общий удельный расход

Рис. 1.11. К определению некоторых параметров

работы газлифтных

подъемников по кривым

распределения давления:

1 — кривая распределения

давления, построенная снизу

вверх; 2 — то же, построенная

сверху вниз; 3 — кривая

распределения давления в

кольцевом пространстве между

обсадной колонной и НКТ

Окончательный выбор конструкции подъемника и его рабочих параметров следует производить по результатам экономических расчетов по определению основных показателей рентабельности добычи нефти.

В работе отмечается, что при решении задачи можно дополнительно использовать данные об удельной энергии, расходуемой на подъем единицы массы или объема жидкости при различных режимах работы лифта.

Если предположить изотермическое расширение газа в НКТ, а энергию газа, выделяющегося дополнительно из жидкости, не учитывать, то удельную энергию, отнесенную к 1 м 3 жидкости, можно определить по формуле изотермического процесса

W = ‘ °* cp cp In ^, (1.20)

где ро, Т о — стандартные условия измерения расхода газа по давлению и температуре; г ср — коэффициент, учитывающий отклонение поведения реальных газов от идеальных.

В результате получим для каждого расчетного варианта соответствующее значение Wj.

По полученным данным можно построить различные графические зависимости (рис. 1.12), которые позволят выбрать режим работы газлифта, отвечающий технико-экономическим возможностям объекта разработки.

График зависимости W = fiR H) может иметь минимум W m ; n (кривая 3). Построение таких графиков позволяет выбрать любой промежуточный режим, отличающийся от расчетных, и установить параметры оптимального режима работы газлифта, отвечающего минимальной удельной энергии.

Бескомпрессорная газлифтная установка в целом отличается от компрессорной газлифтной установки отсутствием компрессорной станции, наличием природного газа — источников газа высокого давления и тех или иных устройств для борьбы с гидратообразованием в газовых коммуникациях. Газ может использоваться непосредственно из газовых скважин мощного газопровода высокого давления или из продуктивных газовых пластов, имеющихся в разрезе газлифтной скважины.

Опыт разработки нефтяных месторождений Западной Сибири показал, что наиболее рациональна система, при которой сжатый газ отбирается из скважин, оборудованных для добычи газа и осуществления внутрискважинного газлифта (рис. 1.13).

1.12. Зависимости

рабочего давления p v (кри­ вая I ), глубины ввода газа L r (кривая 2) и удельной энергии W (кривая 3) от

удельного расхода нагнетаемого газа R e для

заданного дебита скважины, буферного

давления и диаметра НКТ

Рис. 1.13. Схема внутри скважинного газлифта:

R н 1 — колонна подъемных труб; 2

— забойный регулятор расхода

Внутрискважинный газлифт — наиболее эффективный способ подъема жидкости. Осуществляется он путем перепуска газа из вышележащего (возможно, и из нижележащего) газового пласта через специальный забойный регулятор.

Применение внутрискважинного газлифта позволяет исключить строительство наземных газопроводов для сбора и распределения газа и газораспределительных пунктов, установок по подготовке газа (осушка, удаление части жидких углеводородов, очистка от сероводорода). В связи с вводом в подъемник ближе к башмаку НКТ газа высокого давления обеспечивается высокая термодинамическая эффективность потока в подъемнике. Если при бескомпрессорном и компрессорном газлифтах при лучших режимах термодинамическая эффективность составляет 30-40 %, то при внутрискважинном бескомпрессорном газлифте значение ее достигает 85-90 % .

4. Насосные способы добычи нефти, при которых подъем жидкости осуществляется гидравлическими машинами, работающими на подводимой извне энергии.

Штанговый глубинный насос (ШГН) имеет привод, расположенный на поверхности и соединенный с глубинным насосом одинарного или дифференциального типа; он работает от электродвигателя или газового двигателя.

Блок-схема штанговой скважинной насосной установки (ШСНУ) приведена на рис. 1.14. Установка состоит из привода, насосных штанг, глубинного насоса, вспомогательного подземного оборудования, насосно-компрессорных труб.

Свыше 70 % действующего фонда добывающих скважин оснащены штанговыми глубинными насосами. С их помощью добывается около 30 % нефти. ШСНУ можно применять в самых различных условиях -при дебитах скважин от нескольких килограммов до сотен тонн в сутки и при глубинах более 2000 м. Однако в настоящее время ШСНУ применяют на скважинах с дебитом до 30-50 м 3 жидкости в сутки. Широкое распространение этого способа добычи нефти обусловливает ряд его преимуществ, позволяющих надежно и с достаточной эффективностью эксплуатировать скважины в широком диапазоне изменения горно-геологических условий разработки нефтяных залежей.

Более подробному рассмотрению различных аспектов эксплуатации ШСНУ будут посвящены следующие разделы книги.

Погружной электроцентробежный насос. Штанговые глубинно-насосные установки имеют много недостатков, ограничивающих их применение. Одними из них являются невозможность эксплуатации глубоких скважин, достигающих 4,5 км, и относительно малая их производительность.

При отборе из скважин больших количеств жидкости наиболее рационально и экономично применять центробежные насосы, приспособленные для перемещения значительных масс жидкости и создающие наибольшие напоры по сравнению со штанговыми насосами. Двигатель и насос представляют собой единый погружной агрегат: электроэнергия подается по специальному кабелю, расположенному параллельно подъемнику.

Продуктивный пласт Рис. 1.14. Блок-схема штанговой скважинкой насосной установки

Производительность современных электропогружных

центробежных насосов может колебаться от 200 до 2000 м 3 /сут, а напор — от нескольких метров до 3000 м столба перекачиваемой жидкости. Большими преимуществами электропогружных центробежных насосных установок (ЭЦНУ) являются простота их обслуживания и относительно большой межремонтный период работ, который более чем в 2 раза превышает МРП для ШСНУ.

Глубинный центробежный насос спускается в скважину под уровень жидкости на трубах и приводится в действие расположенным под ним погружным электродвигателем. Расположение привода непосредственно у насоса позволяет передавать к последнему большие мощности.

По сравнению с ШСНУ ЭЦНУ обладают более высоким коэффициентом полезного действия, достигающим 0,63.

Скважинные винтовые насосные установки (СВНУ) . Существенное снижение эффективности работы электропогружных центробежных насосов происходит при откачке высоковязких нефтей и водонефтяных эмульсий, а также при повышенном содержании свободного газа на приеме насоса. В связи с этим разработаны и получают распространение погружные винтовые насосы с электроприводом и приводом с помощью колонны штанг.

Они обладают целым рядом преимуществ по сравнению с насосами других типов. По сравнению с центробежными насосами при работе винтового насоса имеет место весьма малое перемещение перекачиваемой жидкости (движение жидкости происходит практически без пульсаций), что предотвращает образование стойких водонефтяных эмульсий. Отсутствие клапанов и сложных подходов определяет простоту конструкции и снижает гидравлические потери. Насосы обладают повышенной надежностью при откачке жидкостей с повышенным содержанием механических примесей, просты в изготовлении и эксплуатации, более экономичны. При перекачке жидкости повышенной вязкости уменьшаются перетоки через зазор между винтом и обоймой, что улучшает характеристику насоса.

Погружные диафрагменные электронасосные установки (ЭДНУ). В деятельности нефтедобывающих предприятий последних лет характерны следующие изменения:

1) увеличивается общее число насосных скважин;

2) вводятся в эксплуатацию месторождения в труднодоступных
местах или районах с суровым климатом;

3) интенсифицируется разработка низкопродуктивных пластов,
насыщенных высоковязкими нефтями;

4) увеличивается число и повышается значимость низкодебитных
скважин.

Для организации надежной эксплуатации скважин в этих условиях разработан и выпускается отечественными заводами погружной диафрагменный электронасос (ЭДН).

Отличительными конструктивными особенностями диафрагменного насоса являются изоляция его исполнительных органов от перекачиваемой среды эластичной диафрагмой и работа этих элементов в герметичной полости, заполненной чистой жидкостью.

По принципу действия диафрагменный насос сравним с поршневым насосом — рабочий процесс осуществляется путем всасывания и нагнетания перекачиваемой жидкости.

Более подробно вопросы эксплуатации добывающих скважин с применением ЭДНУ будут рассмотрены в соответствующих разделах книги.

Погружные поршневые насосы с гидравлическим приводом (ГПНУ). Гидропоршневыми насосными установками называют гидроприводные установки с наземным силовым насосом и скважинным агрегатом, состоящим из непосредственно соединенных поршневого насоса и поршневого гидравлического двигателя с золотниковым механизмом. Гидропоршневой насос может обеспечить подачу жидкости с очень больших глубин (до 4000 м) при достаточно высоком КПД до 0,6.

Работа гидропоршевой установки происходит следующим образом (рис. 1.15). Рабочая жидкость, нагнетаемая с поверхности силовым насосом, подается через трубопровод в гидродвигатель насоса. Под давлением рабочей жидкости поршень двигателя совершает возвратно-поступательные движения, приводя в движение жестко связанный с помощью штока поршень насоса.

В качестве рабочей жидкости гидропривода обычно используют нефть, очищенную от свободного газа, воды и механических примесей и обработанную, если это необходимо, химическими веществами -деэмульгаторами, ингибиторами и т.п. Применяют также воду со специальными добавками.

По литературным данным, наиболее широкое применение гид­ропоршневые насосы нашли на промыслах США. В России они испытывались в небольших количествах, хотя отечественными конструкторами разработаны весьма привлекательные варианты ГПНУ, не уступающие иностранным образцам.

На объектах ОАО "Оренбургнефть" ГПНУ могут быть успешно использованы при разработке глубокозалегающих продуктивных пластов при условии организации производства высоконадежного оборудования.

Скважинная струйная насосная установка (ССНУ). Одним из новых и перспективных для нефтепромысловой практики видов оборудования для подъема скважинной продукции на дневную поверхность являются установки струйного насоса. При использовании этого насоса энергия к погружному оборудованию поступает в виде энергии сжатой жидкости.

Струйные аппараты нашли широкое применение в самых различных отраслях хозяйства, что связано с простотой их конст-

Рис 1.15. Принципиальная схема насосной установки с погружным гидропоршневым

агрегатом:

1 — емкость для хранения и отстоя рабочей жидкости; 2 — всасывающий трубопровод; 3 —

силовой насос с электродвигателем; 4 — предохранительный клапан; 5 — манометрическая

защита системы гидропровода; 6 — напорный трубопровод; 7 — дроссель; 8 — ловитель для

захвата погружного агрегата; 9 — четырехходовой кран; 10 — центральная 73-мм колонна; 11 —

колонна насосных труб для подъема жидкости; 12 — обсадная колонна; 13 — седло погружного

агрегата; 14 — погружной гидропоршневой насосный агрегат; 75 — посадочный конус с

хвостовиком; 16 — обратный клапан; 17 -манжетное уплотнение; 78-выкидной трубопровод погружного агрегата; 19 — трап; 20 — отвод газа; 21 — трубопровод для сдачи

добытой нефти рукции, отсутствием движущихся частей, высокой надежностью и возможностью работать в очень сложных условиях: при высоком содержании в жидкостях механических примесей, в условиях повышенных температур, агрессивности инжектируемой продукции и т.д.

Рассмотрению возможности и целесообразности ССНУ на месторождениях ОАО "Оренбургнефть" будет посвящен специальный раздел.