поддержка
проекта:
разместите на своей странице нашу кнопку!И мы
разместим на нашей странице Вашу кнопку или ссылку. Заявку прислать на
e-mail
Статистика
Методы добычи нефти (продолжение)
Когда уровень пластового давления оказывается недостаточным для
подъема нефти на поверхность, переходят к механизированным способам
эксплуатации нефтяных скважин - газлифтному и насосному.
Газлифтную эксплуатацию нефтяных скважин осуществляют путем закачки в
скважину газа или воздуха. В первом случае метод эксплуатации носит
название газлифтной, а во втором, при закачке воздуха - эрлифтный.
Название этих методов эксплуатации происходит от газ и лифт (подъемник)
или эйр - воздух и лифт. Газ с поверхности в скважину подают под
давлением путем его сжатия специальными газлифтными компрессорными
станциями. Такой способ называют компрессорным. Однако газ в нефтяную
скважину можно подать под давлением без его дополнительной компрессии из
газовых пластов, Такой способ называют бескомпрессорным. В практике
добычи нефти в основном применяют газлифтный способ, так как при подаче
воздуха в скважины возможно окисление нефти и ухудшение ее качества.
Рассмотрим принцип действия газлифтного подъемника. При газлифтной (или
эрлифтной) эксплуатации в скважину опускают два ряда соосных 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 или воздуха жидкость в подъемной
и воздушной трубах находится на одном уровне. Этот уровень называют
статическим и обозначают Нст.
Представим, что по воздушной трубе (по затрубному пространству) в
скважину под давлением закачивают газ. Тогда под давлением этого газа
жидкость полностью вытесняется в подъемную трубу. После этого газ
проникает в подъемную трубу и перемешивается с жидкостью. Плотность
газированной жидкости уменьшается и по мере ее насыщения газом или
воздухом достигается значительная разность в плотности газированной и
негазированной жидкостей. Вследствие этого более плотная
(негазированная) жидкость будет вытеснять из подъемной трубы
газированную жидкость. Если газ в скважину подавать непрерывно, то
газированная жидкость будет подниматься и выходить из скважины в систему
сбора.
На практике применяют газлифтные подъемники, двух видов - однорядные и
двухрядные. В однорядном газлифтном подъемнике в скважину опускают
только одну колонну труб, по которой газожидкостная смесь поднимается из
скважины на поверхность. В двухрядном подъемнике в скважину опускают две
соосные колонны труб. По затрубному пространству этих колонн с
поверхности подают газ, а по внутренней колонне труб на поверхность
поднимается газожидкостная смесь. Однорядный подъемник отличается
меньшей металлоемкостью, но в нем нет достаточных условий для выноса
песка и жидкости с забоя скважины. Поэтому однорядный подъемник
применяют на скважинах, эксплуатируемых без воды и выноса песка. В
двухрядном подъемнике вынос газожидкостной смеси происходит по
внутренней трубу меньшего диаметра. За счет этого возрастают скорости
подъема газожидкостной смеси и улучшаются условия для выноса из скважины
воды и песка. Кроме того, двухрядный подъемник работает с меньшей
пульсацией рабочего давления и струи жидкости, а это, в Свою очередь,
снижает расход рабочего агента - газа. Поэтому, несмотря на увеличение
металлоемкости, двухрядные подъемники применяют на сильно обводненных
скважинах при наличии на забое большого количества песка. С целью
снижения металлоемкости применяют так называемую полуторарядную
конструкцию, когда внешний ряд труб заканчивают трубами меньшего
диаметра, называемых хвостовиком. Для оборудования газлифтных
подъемников применяют насосно-компрессорные трубы следующих диаметров:
в однорядных подъемниках - от 48до 89 мм и редко 114 мм; в двухрядных
подъемникахдля наружного ряда труб 73, 89, 102 и 114 мм, а для
внутреннего - 48, 60 и 73 мм. При выборе диаметров насосно-компрессорных
труб необходимо иметь в виду, что минимальный зазор между внутренней
поверхностью обсадной колонны и наружной поверхностью
насосно-компрессорных труб должен составлять 12-15 мм.
Газлифтный метод эксплуатации нефтяных скважин обладает определенными
преимуществами: простота скважинных конструкций, так как в скважине
отсутствуют насосы с быстроизнашивающимися частями; размещение всего
технологического оборудования на поверхности земли, что значительно
облегчает наблюдение за его работой и упрощает проведение ремонтных
работ; обеспечение возможности отбора из скважин больших объемов
жидкости независимо от глубины расположения продуктивных пластов (до
1800 - 1900 т/сут); возможность эксплуатации нефтяных скважин при
сильном обводнении и большом содержании песка; простота регулирования
дебита скважины.
Однако газлифтный метод' имеет и недостатки: большой объем
первоначальных капитальных затрат для строительства мощных компрессорных
станций и разветвленной сети газопроводов; низкий к.п.д. газлифтного
подъемника и системы "компрессор - скважина"; повышенный расход
насосно-компрессорных труб, особенно при применении двухрядных
подъемников; быстрое увеличение расхода энергии на подъем 1 т нефти по
мере снижения дебита скважины с течением времени эксплуатации.
Следует отметить, что первоначальные большие затраты на строительство
мощных компрессорных станций и систем газопроводов быстро окупаются за
счет низких эксплуатационных расходов, а себестоимость добычи 1 т нефти
в итоге получается даже ниже по сравнению с насосными методами
эксплуатации. Поэтому газлифтный метод эксплуатации получает все большее
распространение.
Насосный способ добычи нефти применяют при прекращении фонтанирования
скважин и снижении уровня нефти в скважинах до пределов, когда
применение газлифтного способа эксплуатации становится неэкономичным.
При насосной эксплуатации подъем жидкости осуществляют насосами,
опущенными в скважину ниже динамического уровня. Для этого используют
штанговые скважинные плунжерные насосы и бесштанговые погружные
центробежные электронасосы. Наиболее часто применяют штанговые
скважинные плунжерные насосы.
эту полость цилиндра. У невставного насоса шариковый клапан открывается
штоком, соединенным с плунжером. При движении плунжера вниз всасывающий
клапан закрывается, а при сжатии жидкости открывается нагнетательный
клапан и порция жидкости попадает из плунжера в колонну
насосно-компрессорных труб. Затем такие циклы работы насоса непрерывно
повторяются, и нефть по колонне насосно-компрессорных труб за счет
создаваемого насосом давления поступает на поверхность земли. Плунжер
штангового скважинного насоса совершает от 5 до 15 ходов в минуту. При
этом штанговые насосы обеспечивают подачу из скважины от 0,5 до 30-50 т/сут.
Максимальная глубина подвески штанговых насосов не превышает 3500 м, так
как увеличение в дальнейшем глубины подвески значительно утяжеляет
колонну штанг и требует применения для их изготовления дорогостоящих
легированных сталей. Недостатками штанговых насосов, как видно из
изложенного, является ограниченность глубины их подвески и малая подача
нефти из скважины. В то же время, особенно на заключительной стадии
эксплуатации; вместе с нефтью из скважин поступает большое количество
пластовой воды, применение штанговых насосов становится малоэффективным.
Указанных недостатков лишены погружные центробежные электронасосы.
Погружные насосы - это малогабаритные (по диаметру) центробежные насосы
с приводом от электродвигателя, размещаемые вместе с электродвигателем
на необходимой глубине подвески в скважине. Такие насосы подвешивают в
скважинах на насосно-компрессорных трубах, а за последнее время - на
специальных кабелях-канатах. Погружные насосы обеспечивают подачу нефти
от 40 до 700 м3/сут при напоре от 1400 до 3000 м столба жидкости. В
полностью собранном виде насосная установка состоит из следующих частей:
насосного агрегата, бронированного кабеля, устьевой арматуры,
автотрансформатора и станции управления. В состав насосного агрегата
входят собственно погружной центробежный насос, погружной
электродвигатель и протектор, расположенные снизу вверх в следующем
порядке - электродвигатель, протектор, насос. Погружной электродвигатель
- это малогабаритный асинхронный трехфазный двигатель необходимой
мощности, выполненный в герметичном исполнении (размещен в стальной
трубе-корпусе, заполненной маслом). Электрический ток к электродвигателю
подводится с поверхности по специальному бронированному кабелю,
проложенному параллельно с насосно-компрессорными трубами и крепящемуся
к ним с помощью хомутиков. Питание электрическим током электродвигателя
от сети электроснабжения через автотрансформатор, регулирующий
напряжение тока. Длина электродвигателя в зависимости от мощности
достигает 10 м. Наружные диаметры корпуса электродвигателя равны 103,
117, 123 мм. Мощность погружных электродвигателей от 10 до 125 кВт.
Число рабочих ступеней насоса (статоров и роторов) колеблется от 84 до
332. Длина корпуса насоса не превышает 5,5 м. При большом числе рабочих
ступеней их размещают не в одном, а в двух и иногда в трех корпусах,
соединенных вместе. Электродвигатель и насос соединяют с помощью
протектора. Протектор состоит из двух герметизированных секций. Через
секции проходит вал с двумя шлицевыми концами, к которым через
специальные муфты присоединяют валы насоса и электродвигателя. Корпуса
насоса, протектора и электродвигателя соединены между собой на фланцах.
Наружный диаметр корпусов насоса и протектора равны соответственно 92 и
114 мм.
За последнее время для механизированной добычи нефти разработаны и
прошли промышленные испытания новые виды насосов - винтовые и
гидропоршневые. Винтовой насос - это тоже погружной насос с приводом от
электродвигателя, но жидкость в насосе перемещается за счет вращения
ротора-винта. Применение подобных винтовых насосов особенно эффективно
при извлечении из скважин нефтей с повышенной вязкостью. Гидропоршневой
насос - это погружной поршневой насос, приводимый в действие потоком
жидкости, подаваемой в скважину с поверхности насосной установкой. При
этом в скважину опускают два ряда концентрических труб диаметром 63 и
102 мм. Насос опускают в скважину внутрь трубы диаметром 63 мм и
давлением жидкости прижимают к посадочному седлу, находящемуся в конце
этой трубы. Поступающая с поверхности жидкость приводит в движение
поршень двигателя, а вместе с ним и поршень насоса. Поршень насоса
откачивает жидкость из скважины и вместе с рабочей жидкостью подает ее
по межтрубному пространству на поверхность.