Погружные системы с подвеской на кабеле

Все описанные до сих пор электрические погружные насосные системы требовали извлечения насосно-компрессорной колонны для обслуживания внутрискважинного узла. К более новым разработкам относится электрический погружной насос, который можно поднять или спустить на силовом кабеле. Он устанавливается на башмак на дне насосно-компрессорной колонны или на пакер при заканчивании скважин без спуска насосно-компрессорных труб. Забойная конструкция фиксируется на месте роликами фиксирующей головки, которые освобождают ее при натяжении силового кабеля. Изготовление насосов с подвеской на кабеле стало возможным после создания силовых кабелей, предназначенных для растягивающей нагрузки более 100 000 фунт. (45000кг). Армирование представляет собой два слоя канатной проволоки, сплетенной во избежание закручивания во встречных направлениях. Этот вид установок дороже обычных, описанных выше, но в некоторых случаях он находит применение.

Рис. 10.37. Повышение нефтеотдачи посредством заводнения в замкнутой системе добычи—закачки

Опробование скважин

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

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

Важность нормы отбора нефти очевидна.

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

Очень важна плотность сырой нефти, поскольку ее продажная цена зависит от плотности. Внесистемная мера, введенная API, является общепринятой шкалой плотности. Плотность API соотносится с истинной плотностью следующим образом:

Как видно из уравнения, нефть с плотностью 10 градусов API (обычно записывается как 10°АР1) имеет плотность 1; это то же самое, что плотность воды.

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

Таблица 10.2.Сравнение систем механизированной добычи

Параметр	Электрический погружной насос	Гидравлический поршневой насос	Гидравлический струйный насос	Газлифт	Штанговый насос
Капитальные
затраты
КПД системы, %	50-60	30-40	10-20	5-30	50-80
Эксплуата- ционные расходы
Надежность
		НИЗКИЕ →	ВЫСОКИЕ
			5

Таблица 10.3.Ограничения систем механизированной добычи

Параметр	Электрический погружной насос	Гидравлический поршневой насос	Гидравлический струйный насос	Газлифт	Штанговый насос
Применимость	Хорошая, требует	Хорошая,	Хорошая, может	Превос-	Хорошая,
для морской	мало наземного	если есть	использовать	ходная	если есть
добычи	оборудования	место для	извлекаемую		подъемное
		силовой	воду в качестве		устройство
		установки	рабочей жидкости
Способность	Насос —	Насос —	Насос —	Без затруд-	Без затруд-
справляться	менее	менее	до 3%,	нений	нений
со взвешен-	200 ррт	200 ррт	привод —		до 5%
ными	(частей на млн)	(частей на млн),	до 200 ррт
частицами		привод —	размером
		менее 1 0 ррт	25 мкм
Температура, °F
(°С)	(165)	(260)	(260)	(175)	(120)
Производи-	250-50 000	100-5000	100-15000	50-50 000	50-2 000
тельность,
барр./сут.
(до снижения	(удовлет-	(хорошая)	(удовлет-	(хорошая)	(хорошая)
эффективности)	ворительная)		ворительная)

Соотношение газа и нефти можно дополнительно снизить и соответственно увеличить API, если установить последовательно более одного газонефтяного сепаратора. Такая методика, называемая ступенчатой сепарацией, особенно эффективна для сырой нефти с относительно высокой плотностью (обычно более 35°АР1). Этот метод увеличивает также объем сырой нефти, так как газ остается в ней в жидком виде. Иногда при использовании ступенчатой сепарации увеличение суммарной нефтедобычи составляет до 5%.

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

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

Глава XI
НАЗЕМНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

Если вам случалось проезжать мимо нефтяного месторождения, вы, несомненно, обращали внимание на многообразие оборудования, расположенного на нефтепромысле. Оно называется наземным оборудованием и большая его часть предназначена для регулирования нормы отбора нефти из скважин и для очистки углеводородов по мере их подъема на поверхность. Рассмотрим это оборудование и узнаем, где его применяют.

Устье скважины

Устье скважины представляет собой систему труб из чугуна или стали на верху скважины, которая с поверхности регулирует давление в скважине (рис. 11.1). Детали специально обрабатывают для обеспечения очень плотной подгонки, поэтому они образуют герметичные соединения, исключающие протечки или прорывы скважинных жидкостей на поверхность. Некоторые из самых тяжелых фитингов на устье скважины рассчитаны на давление до 30000 psi (215 МПа). Прочее оборудование устья скважины представляет собой опорную конструкцию Для насосно-компрессорной колонны в скважине и не рассчитано на такое высокое давление.

Устье скважины состоит из разных узлов, среди которых головка обсадной колонны, головка насосно-компрессорной колонны и фонтанная арматура (рис. 11.2).

Рис. 11.1. Таким простым оборудованием оснащаются насосные скважины

Головка обсадной колонны

По мере бурения и введения каждого звена обсадной колонны в скважину на поверхности необходимо устанавливать тяжелые фитинги для присоединения обсадной колонны. Оборудование, предназначенное для этой цели, называется головкой обсадной колонны. Она снабжена клиньями или другими захватами для удерживания веса обсадной колонны. Все устройство уплотняет обсадную колонну и таким образом предотвращает прорыв или утечку флюидов из скважины.

Обычно предусматриваются спускные газовые клапаны, чтобы снизить давление газов, которые могли бы скапливаться между или внутри секций обсадной колонны. Эти клапаны могут быть (иногда) использованы при Добыче по обсадной колонне.

Рис. 11.2. Части оборудования устья скважины (предоставлено Gray Tool Co.)

При бурении и капитальном ремонте скважины головка обсадной колонны служит для крепежа устройств для контроля давления. С помощью адаптеров, регуляторов дебита и фланцев присоединяют все более тонкие обсадные трубы в процессе бурения и установки дополнительных секций. Это значит, что противовыбросовое устройство надо снимать и ставить на место каждый раз, когда в скважину устанавливается новая секция обсадной колонны. По мере установки новых фланцев и втулок они становятся неотъемлемой частью постоянного оборудования устья скважины.

Головка насосно-компрессорной колонны

Головка насосно-компрессорной колонны выполняет три функции:

• поддерживает насосно-компрессорную колонну;

• создает герметичное уплотнение между обсадной и насосно-компрессорной колоннами;

• обеспечивает наличие на поверхности патрубков для регулирования потока жидкости или газа.

Головка насосно-компрессорной колонны опирается на головку обсадной колонны. Головки насосно-компрессорных (рабочих) колонн в зависимости от давления различаются по конструкции. Для облегчения обслуживания скважины многие виды головок рабочих колонн легко разбираются и собираются.

Фонтанная арматура

Если на скважине предполагается высокое давление, то перед заканчиванием скважины головка обсадной или насосно-компрессорной колонны оборудуется специальными мощными клапанами и контрольно-измерительной аппаратурой. Данные клапаны регулируют поток нефти и газа из скважины и называются фонтанной арматурой.

Манометры входят в состав оборудования устья скважины и фонтанной арматуры и предназначены для измерения давления в обсадной трубе и насосно-компрессорной колонне, что позволяет разработчику лучше управлять продуктивностью скважины.

Иногда вместе со скважинными жидкостями выносится песок. Тонкие абразивные частицы могут истачивать краны, фитинги и дроссели.

Главная задвижка служит ключом для перекрывания скважины в аварийных ситуациях, поэтому она всегда должна быть в хорошем, надежном состоянии. Принято пользоваться ею, только когда это абсолютно необходимо, чтобы она не повреждалась частицами песка.

Методы разделения

Скважинные флюиды представляют собой смесь жидких углеводородов, газа, воды и некоторых примесей. Вода и примеси должны быть удалены прежде, чем углеводороды поступят в хранилище, в трубопровод и в продажу. Жидкие углеводороды и нежелательные примеси должны быть также удалены из природного газа до того, как он поступит в трубопровод. Наличие почти всех примесей вызывает эксплуатационные проблемы того или иного типа.

Существуют различные методы разделения природного газа, жидких углеводородов и воды в полевых условиях. В этих методах используют время, химикаты, силу тяжести, тепловую обработку, механические или электрические процессы, а также их сочетания.

Сепараторы.Сепаратор — это установка, используемая Для разделения попутного газа и свободных жидкостей. Размер сепаратора зависит от скорости потока природного газа и/или жидкостей, втекающих в емкость. Рабочее давление емкости зависит от давления в газопроводе товарного газа, выкидного давления скважины и эксплуатационного давления, определяемого разработчиком Месторождения.

Сепараторы бывают различных конструкций, в том Числе вертикальные, горизонтальные и сферические. Некоторые сепараторы являются двухфазными, т.е. разделяют добытые продукты на сырую нефть и нефтяной газ (рис. 11.3). Другие сепараторы относятся к трехфазному типу, т.е. делят добытые материалы на газ, сырую нефть и свободную воду. Иногда предпочтительно использовать более одной ступени сепарации для увеличения отдачи флюида.

Рис. 11.3. Вертикальный двухфазный газосепаратор

Хотя природный газ, покидающий сепаратор, больше не содержит свободных жидкостей, в нем могут присутствовать значительные количества водяного пара. Водяной пар в газе при высоком давлении может создать серьезные эксплуатационные проблемы из-за образования газовых гидратов — осадка, похожего на лед. Если гидраты образуются в газосборных или распределительных трубах, может произойти полная или частичная закупорка трубопровода.

Методы обработки

Осушка природного газа

Предотвратить образование гидратов в газопроводе могут несколько приемов:

• нагревание газового потока, чтобы температура не опускалась до уровня, при котором образуются газогидраты;

• добавка в газовый поток антифриза, например метанола или гликоля;

• удаление паров воды при помощи гликольного дегидратора, состоящего из вертикального сосуда под давлением (гликольный абсорбер), по которому гликоль стекает вниз, а газ поднимается вверх;

• обезвоживание при помощи осушающих агентов, таких как оксид алюминия, силикагель, гранулы кремния с оксидом алюминия или молекулярные сита;

• расширение газа и его замораживание при помощи теплообменников.

Большая часть обезвоженного газа, попадающего в товарный газопровод, содержит водяных паров не более 7 фунт./млн фут.³ (1,1кг на 1000м³) газа.

Другие нежелательные примеси — сероводород и диоксид углерода. Эти примеси можно удалить химической очисткой, физическим растворением или поглощением. Применяемая методика зависит от того, насколько чистым от примесей должен быть газ, прежде чем газовая компания купит его.

Подготовка нефти

Добываемая сырая нефть содержит различные количества газа, воды и других примесей. Каждая из этих примесей должна быть отделена прежде, чем нефть можно будет продать. Этот процесс называется подготовкой нефти, а системы подготовки нефти являются важной частью оборудования нефтедобывающего участка.

Вид системы подготовки выбирается на основании следующих факторов:

• стабильности эмульсии;

• плотности нефти и содержащейся в ней воды;

• коррозионной активности нефти, газа и воды;

• склонности содержащейся в нефти воды к образованию отложений;

• общего количества нефти для обработки и содержания воды в ней;

• наличию товарного газопровода для продажи газа;

• величины рабочего давления, пригодного для оборудования;

• способности сырой нефти к отложению парафинов.

Эмульсии представляют собой смеси жидкостей. Обычно они относятся к типу «вода в масле», однако встречаются эмульсии типа «масло в воде», это так называемые обратные эмульсии. Чтобы разрушить эмульсию сырой нефти и отделить чистую нефть, нужно удалить эмульгатор и его пленку. После этого частицы воды смогут собраться в более крупные капли, которые способны отделиться от нефти.