4.3.2.2. Добыча нефти гидропоршневыми насосами

Необходимость группового размещения устьев скважин на платформе весьма приятствует применению эксплуатации ГПН.

При разработке месторождения Уилмингтон (30 лет назад) были использованы групповые ГПН закрытого типа (с закрытой системой циркуляции рабочей жидкости — нефти) и спуском в наклонно-направленные скважины трех параллельных колонн НКТ. Применение такой системы было вызвано наличием большого количества песка в продукции скважин и высокой вязкостью нефти. Наземные части установок были размещены на дамбах порта Лонг-Бич, а устья скважин — в закрытых подземных камерах. Большую часть скважин эксплуатировали с помощью центробежных насосов, а меньшую – гидропоршневыми.

В районе Лос-Анджелеса этими насосами эксплуатируют более 500 наклонно-вправленных скважин (здесь глубина их спуска 4600 м), с максимальным отбором жидкости до 110 м³, а при глубине 3500 м – 200 м³/сут.

На Аляске ГПН используют в морских скважинах глубиной 500 м, с диаметром обсадных колонн 246 мм и подачей жидкости 300 т/сут. В групповых гидропоршневых насосных установках с централизованным приводом для поддержания заданных инди­видуальных режимов работы глубинных агрегатов необходимы автоматические регуляторы расхода и давления рабочей жидкости. Длительное время для этих целей применялись регуляторы с пневматическим и электрическим приводами, обладающие целым рядом недостатков.

Но в результате длительных экспериментально-конструкторских работ фирмой «Кобе» были созданы сравнительно простые (с ручной настройкой на заданный режим), компактные и надежные регуляторы — стабилизаторы расхода и высокого давления рабочей жидкости с приводом от нее же; стабилизаторы с телеуправлением корректируют отбор жидкости во время эксплуатации.

4.3.2.3. Добыча нефти электроцентробежными насосами

Погружные центробежные насосные установки уже более 50 лет успешно используют как у нас, так и за рубежом для добычи нефти из высокодебитных скважин, расположенных на суше. С 1970 г. эффективно применяют при эксплуатации нефтяных месторождений Мексиканского залива и Северного моря УЭЦН диаметром 86— 86мм производительностью 300 – 800 т/сут и напором 300 – 4000 м.

Факторами, ограничивающими область применения УЭЦН, являются температура и вязкость добываемой жидкости, глубина спуска насоса, наличие свободного газа, песка и парафина. В настоящее время в США создан газосепаратор, который выпускается вместе с насосом, что позволяет применять их в скважинах с любым содержанием свободного газа.

Межремонтный период ЭЦН доходит до 36 мес. Наиболее часто аварии происходят из-за пробоя изоляции электродвигателя или кабеля. Если межремонтный период составляет больше года, применение насоса считается эффективным.

При эксплуатации скважины установками ЭЦН с забойными давлениями больше давления растворимости газа в нефти, когда на приеме насоса ПП поступает в однофазном состоянии, представляется возможность осуществить сбор и транспорт продукции также в однофазном состоянии до пункта ее товарной обработке по упрощенной технологической схеме, без установки специально предназначенном насосной нефтяной станции, причем без разгазирования нефти в подводных трубопроводах.

Вообще целесообразность использования УЭЦН не только для подъема ПП на поверхность, но и для транспорта должна быть обоснована результатами технико - экономического анализа с учетом того, что погружные электродвигатели имеют сравнительно низкий КПД (по отношению к обычным насосным агрегатам).

При необходимости в более высоких давлениях на устьях скважин с целью транспортировки ПП на большие расстояния целесообразна схема «из насоса в насос» с установкой горизонтальных насосов фирмы РЭДА, которые обычно используются для заводнения разрабатываемых пластов в системах ППД: их применение заметно упрощает обслуживание, и занимают они на платформе площадь меньшую, чем обычные насосные агрегаты.

Обычно ЭЦН применяют для подъема больших объемов жидкости, но в последнее время разработаны насосы и для малодебитных скважин, которые чаще всего оборудовались небольшими станками-качалками. В результате в какой-то мере удалось решить проблему износа оборудования вследствие выноса из пласта песка.

4.4. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Эксплуатация чисто газовых, газоконденсатных или нефтегазовых скважин от нефтяных отличается большей простотой, хотя и имеет свои особенности, связанные с природой газовых сред (сжимаемость, гидратообразование, выпадение тяжелых углеводородов по мере снижения давления и температуры и т.д.).

Как правило, газовых скважин на платформах всегда меньше, чем нефтяных, что связано не только с мерами предосторожности, но и с тем, что «сетка» скважин по продуктивному газовому пласту более разреженная, чем по нефтяному.

Газовые скважины отличаются более высокими устьевыми давлениями, которые весьма близки к пластовым (за минусом гидравлических потерь).

Резкие потери давления в потоке влажного газа (дросселирование на головке, наличие высокого конденсатного фактора, обуславливающего образование жидкостных пробок по стволу скважин) сопровождаются значительным снижением температуры потока (известно под названием эффект Джоуля — Томпсона) и, в связи этим, образованием кристаллогидратов. Возможность гидратообразования серьезно осложняет эксплуатацию не только скважин, но и газопроводов, в особенности подводных, если газ на платформе не будет осушен ниже температуры точки росы по влаге.

С гидратами в стволе скважин рационально бороться можно лишь одним способом — закачкой метанола, разрушающего газовые кристаллы (известно, что каждая молекула газов С₁—С₄ связывает 7 молекул воды.

Газовые скважины эксплуатируются лишь одним способом — фонтанным, чере НКТ, причем последние спускают обычно до середины фильтра, устанавливаемого на случай возможного выноса песка из скважин.

На морских платформах обвязка газовых скважин преимущественно групповая, рабочие выкиды фонтанной арматуры подсоединяются к манифольду, через который вся продукция поступает на сепаратор первой ступени.