Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

Все известные способы эксплуатации скважин подразделяются на следующие группы:

1) фонтанный, когда нефть извлекается из скважин самоизливом;

2) с помощью энергии сжатого газа, вводимого в скважину извне;

3) насосный — извлечение нефти с помощью насосов различных
типов.

Выбор способа эксплуатации нефтяных скважин зависит от вели­чины пластового давления и глубины залегания пласта.

Фонтанный способприменяется, если пластовое давление велико. В этом случае нефть фонтанирует, поднимаясь на поверхность по на-сосно-компрессорным трубам за счет пластовой энергии. Условием фонтанирования является превышение пластового давления над гид­ростатическим давлением столба жидкости, заполняющей скважину.

Устройство скважины для фонтанной добычи нефти показано на рис.

Нефть поступает в нее из пласта через отверстия в колонне экс­плуатационных труб (1). Внутри эксплуатационной колонны находят­ся насосно-компрессорные трубы (2). Нефть поступает в них через башмак (3). Верхний конец насосно-компрессорных труб через фланец (4)

92

Часть I. Основы нефтегазового дела

соединяется с фонтанной арматурой (5). Фонтанная арматура пред­ставляет собой систему труб с задвижками. К этой системе присо­единен штуцер (6), представляющий собой стальную болванку с цилиндрическим каналом малого сечения. Назначение штуцера за­ключается в ограничении притока нефти в скважину путем дроссе­лирования давления на выходе из нее.

Рис. 2.3.7. Устройство скважины для фонтанной добычи нефти: 1 — эксплуатационная колонна; 2 — насосно-компрессорные трубы; 3 — башмак; 4 — фланец; 5 — фонтанная арматура; 6 — штуцер

Установка штуцера позволяет обеспечить длительную и беспере­бойную работу скважины в фонтанном режиме. Кроме того, благодаря

Глава 2. Разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений 93

низким скоростям притока нефти, уменьшается загрязнение скважи­ны частицами породы.

Из штуцера пластовая нефть попадает в сепаратор (или трап), где происходит ее разделение на нефть и нефтяной газ.

Фонтанный способ эксплуатации нефтяных скважин применяет­ся на начальном этапе разработки месторождений.

Все газовые скважины эксплуатируются фонтанным способом. Газ поступает на поверхность за счет пластового давления.

Компрессорнымназывается способ эксплуатации нефтяных сква­жин, при котором подъем жидкости из пласта на поверхность осуще­ствляется сжатым газом, нагнетаемым в колонну подъемных труб.

Устройство скважины для компрессорной добычи нефти показа­но на рис. 2.3.8.

Рис. 2.3.8.Устройство скважины для компрессорной добычи нефти: 1 — обсадная труба; 2 — подъемная труба; 3 — воздушная mpyба

94

Часть I. Основы нефтегазового дела

При компрессорном способе в скважину опускают две соосные тру­бы. Внутреннюю (2), по которой смесь извлекается наверх, называют подъемной, а наружную (3), по затрубному пространству между которой и трубой (2) в скважину под давлением подается газ, — воздушной. Подъемная труба короче воздушной.

Механизм компрессорной добычи нефти следующий (рис. 2.3.9). При закачке газа в скважину нефть сначала полностью вытесняется в подъ­емную трубу. После этого в подъемную трубу проникает закачиваемый газ. Он смешивается с нефтью, в результате чего плотность смеси в подъ­емной трубе становится значительно меньше плотности нефти. Вслед­ствие этого, чтобы уравновесить давление, создаваемое столбом нефти между трубами 1 и 3, столб смеси в подъемной трубе (2) удлиняется, до­стигает поверхности земли и поступает в выкидную линию скважины.

Рис. 2.3.9. Механизм компрессорной добычи нефти

В зависимости оттого, какой газ под давлением закачивается в сква­жину, различают два способа компрессорной добычи нефти: газлифт (рабочий агент — природный газ) и эрлифт (рабочий агент — воздух). Применение эрлифта менее распространено, так как при контакте с воздухом нефть окисляется.

Глава 2. Разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений 95

Для закачки газа в скважину сооружают специальные газлифтные компрессорные станции.

Достоинствами компрессорного способа эксплуатации нефтяных скважин являются:

1) отсутствие подвижных и быстроизнашивающихся деталей (что
позволяет эксплуатировать скважины с высоким содержанием
песка);

2) доступность оборудования для обслуживания и ремонта (по­
скольку все оно размещается на поверхности земли);

3) простота регулирования дебита скважин.
Однако у способа имеются и недостатки:

1) высокие капитальные вложения на строительство мощных ком­
прессорных станций и разветвленной сети газопроводов;

2) низкий кпд газлифтного подъемника и системы «компрессор-
скважина».

Для уменьшения капиталовложений там, где возможно, в нефтя­ную скважину подают под давлением без дополнительной компрес­сии газ из газовых пластов. Такой способ называют бескомпрессор­ным лифтом.

В зависимости от конкретных условий месторождений и геолого-технических характеристик скважин применяют непрерывный и пе­риодический газлифтные способы эксплуатации. При периодическом газлифте подача газа в скважину периодически прерывается с тем, чтобы в ней накопилось необходимое количество жидкости. Таким образом, эксплуатируют скважины с низкими забойным давлением и коэффициентом продуктивности. При низком забойном давлении, но высоком коэффициенте продуктивности применяют тот из двух способов, который имеет лучшие показатели (например меньший рас­ход нагнетаемого газа).

Принципиальная схема газлифтного цикла приведена на рис. 2.3.10.

При наличии газовой скважины высокого давления реализуется бескомпрессорный лифт. Газ из скважины (1) через газовый сепара­тор (2) подается в теплообменник (3). Нагретый газ после дополнитель­ной очистки в сепараторе (4) проходит через газораспределительную батарею (5) и направляется к газлифтным скважинам (6). Продукция скважин направляется в газонефтяной сепаратор (7), после которого нефть поступает в коллектор, а газ, содержащий капельки нефти, про­ходит дополнительную очистку в сепараторе (8) и после сжатия в ком­прессорной станции (9) поступает в систему промыслового сбора.

Если газовой скважины высокого давления нет, то для газлифта ис­пользуется попутный нефтяной газ. После компримирования газ из

96

Часть I. Основы нефтегазового дела

компрессорной станции (9) последовательно проходит теплообменник (3), газовый сепаратор (4) и т. д., пока вновь не поступит на станцию (9). В данном случае используется замкнутый газлифтный цикл, при котором нагнетаемый в скважины газ многократно используется для подъема жидкости.

Рис. 2.3.10. Схема газлифтного цикла при добыче нефти: 1 — газовая

* скважина высокого давления; 2, 4, 8 — газовый сепаратор;

3 — теплообменник; 5 — газораспределительная батарея; 6 —

газлифтная скважина; 7 — газонефтяной сепаратор; 9 —
компрессорная станция; I — газ высокого давления из газовой '■
скважины; II — продукция газлифтной скважины; III — нефть; IV —
газ низкого давления, содержащий капельную нефть; V— газ
низкого давления, очищенный от нефти; VI — сжатый газ в систему
промыслового сбора; VII— газ высокого давления после
компрессорной станции '

При насосном способеэксплуатации подъем нефти из скважин на
поверхность осуществляется штанговыми и бесштанговыми насосами.

Штанговый насос представляет собой плунжерный насос специ­альной конструкции, привод которого осуществляется с поверхности посредством штанги (рис. 2.3.11).

В нижней части насоса установлен всасывающий клапан (1). Плун­жер насоса, снабженный нагнетательным клапаном (2), подвешивает-

Глава 2. Разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений 97

ся на насосной штанге (3). Верхняя часть штанги пропускается через устьевой сальник (5) и соединяется с головкой балансира станка-качалки (6). При помощи кривошипно-шатунного механизма (7) голов­ка балансира (9) передает возвратно-поступательное движение штанге (3) и подвешенному на ней плунжеру. Станок приводится в действие элек­тродвигателем (8) через систему передач.

Рис. 2.3.11. Схема добычи нефти с помощью штангового насоса: 1 — всасывающий клапан; 2 — нагнетательный клапан; 3 — штанга; 4 — тройник; 5 — устьевой сальник; 6 — балансир станка-качалки; 7 — кривошипно-шатунный механизм; 8 — электро­двигатель; 9 — головка балансира; 10 — насосные трубы

Работает насос следующим образом. При ходе плунжера вверх верх­ний клапан (2) закрыт, так как на него действует давление вышележа­щего столба жидкости и плунжер работает как поршень, выталкивая

98 Часть I. Основы нефтегазового дела

нефть на поверхность. В это же время открывается приемный клапан (1) и жидкость поступает в цилиндр насоса. При ходе плунжера вниз нижний клапан закрывается, а верхний открывается и через полый плунжер жидкость выдавливается из цилиндра насоса в насосные трубы (10).

При непрерывной работе насоса в результате подкачки жидкости уровень последней в насосных трубах поднимается до устья и она по­ступает в выкидную линию через тройник (4).

Недостатками штанговых насосов являются громоздкость, возмож­ность обрыва штанг, ограниченность применения в наклонных и силь-нообводненных скважинах, недостаточно высокая подача, небольшие (до 2 км) глубины эксплуатации.

В связи с этим в последние годы при эксплуатации нефтяных сква­жин все шире применяются бесштанговые насосы (погружные электро­центробежные насосы, винтовые насосы и др).

Схема установки в скважине погружного электроцентробежного насоса(ЭЦН) приведена на рис. 2.3.12. Бронированный кабель для питания электродвигателя и источник электропитания на схеме услов­но не показаны.

Принцип действия установки следующий. Электрический ток из промысловой сети через автотрансформатор и станцию управления по бронированному кабелю поступает к электродвигателю (2). Вра­щая вал насоса (1), электродвигатель приводит его в действие. Всасы­ваемая насосом нефть проходит через фильтр (на схеме не показан) и нагнетается по подъемным трубам (3) на поверхность. Чтобы нефть при остановке агрегата не сливалась из подъемных труб в скважину, в трубах над насосом смонтирован обратный клапан (4).

Погружной электроцентробежный насос представляет собой на­бор отдельных ступеней, в каждой из которых имеется свой ротор (центробежное колесо) и статор (направляющий аппарат). Роторы от­дельных ступеней посажены на один вал, жестко соединенный с ва­лом погружного электродвигателя. Каждая из ступеней ЭЦН разви­вает напор 3...5,5 м. Поэтому для обеспечения напора в 800... 1000 м в корпусе насоса монтируют 150...200 ступеней.

Существенными недостатками электроцентробежных насосов яв­ляются их низкая эффективность при работе в скважинах с дебитом ниже 60 м³/сут.; снижение подачи, напора и кпд. при увеличении вяз­кости откачиваемой смеси, а также при увеличении свободного газа на приеме насоса.

Погружные винтовые насосы стали применяться на практике срав­нительно недавно. Винтовой насос — это насос объемного действия,

Глава 2. Разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений 99

подача которого прямопропорциональна частоте вращения специаль­ного винта (или винтов). При вращении винт и его обойма образуют по всей длине ряд замкнутых полостей, которые передвигаются от приема насоса к его выкиду. Вместе с ними перемещается иоткачиваемая жидкость.

Рис. 2.3.12.Схема установки ЭЦН в скважине: 1 — центробежный многоступенчатый насос; 2 — погружной электродвигатель; 3 — подъемные трубы; 4 — обратный клапан; 5 — устьевая арма­тура

Применение винтовых насосов особенно эффективно при откачке высоковязкой нефти. Схема их установки в скважине такая же, как и при применении ЭЦН.

Для насосной эксплуатации скважин используются также диафраг-менные, гидропоршневые и струйные насосы.