3. Газлифтный способ эксплуатации нефтяных скважин.
Когда пластовой энергии недостаточно для подъема жидкости с забоя, переходят на механизированный способ эксплуатации скважин.
Один из механизированных способов эксплуатации нефтяных скважин – газлифтный способ.
Газлифтная скважина – это по существу та же фонтанная скважина, так как в обоих случаях подъем жидкости с забоя на поверхность происходит за счет энергии расширяющегося газа. Однако в отличие от фонтанной эксплуатации при газлифтном способе рабочий агент к башмаку подъемных труб вводится с поверхности или перепускается с выше- или нижележащего высоконапорного газового пласта.
Газлифтный подъемник состоит из двух каналов или трубопроводов: одного для подачи рабочего агента, другого – для подъема газожидкостной смеси. Трубы, по которым закачивается рабочий агент, называются воздушными, а по которым происходит подъем газожидкостной смеси – подъемными (рисунок 2).
а – устройство скважины для компрессорной добычи нефти:
1 – обсадная труба; 2 – подъемная труба (НКТ); 3 – воздушная труба;
б – механизм компрессорной добычи нефти
Рисунок 2 – Схема устройства газлифта
Газ подается в кольцевое пространство (между воздушной трубой 3 и подъемной трубой 2) и оттесняет жидкость в насосно-компрессорные трубы. Сжатый газ, дойдя до башмака насосно-компрессорных труб, проникает в них, газируя жидкость. Пузырьки газа поднимаются по насосно-компрессорным трубам, увлекая за собой жидкость. Поскольку плотность газожидкостной смеси меньше первоначальной плотности жидкости, противодавление на пласт снижается и за счет разницы между пластовым и забойным давлениями жидкость поступает из пласта в скважину.
В качестве рабочего агента применяют природный или нефтяной углеводородный газ или воздух. В первом случае система называется газлифтом, во втором – эрлифтом.
Использование воздуха в качестве рабочего агента имеет ряд существенных недостатков: 1) сжатый воздух в скважине смешивается с газом, выделяющимся из пласта, и может привести к образованию взрывчатой смеси; 2) происходит окисление нефти, и качество ее снижается; 3) приводит к интенсивной коррозии нефтепромыслового оборудования и др.
Единственным достоинством эрлифта является неограниченность источника воздуха как рабочего агента для газожидкостного подъемника. В настоящее время воздух в качестве рабочего агента на новых месторождениях практически не применяется.
Для работы газлифтных скважин используется углеводородный газ, сжатый до давления 4-10 МПа. Источниками сжатого газа обычно бывают либо специальные компрессорные станции, либо компрессорные установки газоперерабатывающих заводов, развивающие необходимое давление и обеспечивающие нужную подачу. Такую систему газлифтной эксплуатации называют компрессорным газлифтом.
Если в качестве рабочего агента применяют природный газ высоконапорных газовых залежей, система называется бескомпрессорным газлифтом.
Существует система газлифтной эксплуатации, которая называется внутрискважинным газлифтом. В этих системах источником сжатого газа служит газ газоносных пластов, залегающих выше или ниже нефтенасыщенного пласта. Внутрискважинный газлифт исключает необходимость предварительной подготовки газа, но вносит трудности в регулировку работы газлифта.
Эффективность газлифта зависит от вязкости, скорости движения смеси, устьевого и рабочего давлений.
Основные преимущества газлифтного способа:
1) простота конструкций оборудования; в скважину не спускаются трущиеся, а следовательно, и быстроизнашивающиеся механизмы;
2) расположение всего оборудования на поверхности, что доступно для его обслуживания и ремонта;
3) возможность отбора больших объемов жидкости (до 1800-1900 т/сут.) независимо от глубины скважины и диаметра эксплуатационной колонны;
4) простота регулирования дебита скважин;
5) возможность эксплуатации в скважинах с высокими газосодержанием или температурой жидкости, с наличием песка и в обводненных скважинах;
6) возможность эксплуатации искривленных и наклонно-направленных скважин.
В то же время газлифтный способ обладает серьезными недостатками:
1) большой расход труб; 2) высокая стоимость первоначальных затрат на строительство дорогостоящих компрессорных станций, газораспределительных будок и разветвленной сети газопроводов; 3) быстрое увеличение расхода энергии на подъем 1 т нефти при уменьшении дебита скважин; 4) низкий к.п.д. подъемника и всей системы «компрессор – скважина» (при низких динамических уровнях к.п.д. подъемника часто не превышает 5 %).
4. Эксплуатация нефтяных скважин с помощью штанговых скважинных насосных установок (ШСНУ).
Наиболее распространенный способ добычи нефти – с помощью глубинных насосов различных конструкций: штанговых, центробежных, винтовых, струйных и других типов насосов. Различают штанговые и бесштанговые насосы.
Штанговая насосная установка (рисунок 3) состоит из наземного и подземного оборудования.
1 – всасывающий клапан; 2 – нагнетательный клапан; 3 – штанга; 4 – тройник; 5 – устьевой сальник; 6 – балансир станка-качалки; 7 – кривошипно-шатунный механизм; 8 8 – электродвигатель; 9 – головка балансира; 10 – насосные трубы
Рисунок 3 – Схема добычи нефти с помощью штангового насоса
|
Подземное оборудование вклю-чает: штанговый скважинный насос (ШСН) со всасывающим клапаном 1 (неподвижный) на нижнем конце цилиндра и нагнетательным клапа-ном 2 (подвижный) на верхнем конце поршня-плунжера, насосные штанги 3 и трубы 10. Кроме того, подземное обору-дование может включать различные защитные устройства (газовые и песочные якори, хвостовики), присое-диняемые к приемному патрубку ШСН и улучшающие его работу в осложненных условиях (песок, газ). В наземное оборудование входит станок-качалка (СК), состоящий из электродвигателя 8, кривошипно-шатунного механизма 7, балансира 6, головки балансира 9, устьевого сальника 5 и тройника 4. Штанговый насос – это плунжер-ный насос специальной конструкции, привод которого осуществляется с поверхности с помощью штанг (труб малого диаметра – длиной до 8 м и диаметров от 16 до 25 мм). Схема скважинного насоса приведена на рисунке 4. |
В нижней части насоса установлен всасывающий клапан 1. Плунжер насоса, снабженный нагнетательным клапаном 2, подвешивается на насосной штанге 3. Верхняя часть штанги пропускается через устьевой сальник 5 и соединяется с головкой балансира 6 станка-качалки. 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 (редуктор) и сообщает штангам возвратно-поступательное движение, близкое к синусоидальному. Станок-качалка имеет гибкую канатную подвеску для соединения с верхним концом полированного штока и колонной штанг. Все элементы станка-качалки – пирамида, редуктор, электродвигатель – крепятся к единой раме, которая закрепляется на бетонном фундаменте.
Промышленностью выпускается большое число станков-качалок различных типоразмеров грузоподъемностью на головке балансира от 10 до 200 кН, в соответствии с широким диапазоном глубин и дебитов скважин, которые приходится оборудовать штанговыми установками (ШСНУ). Типоразмеры СК и их основные параметры регламентируются государственным стандартом.
Работает насос следующим образом (рисунок 4). При ходе плунжера вверх верхний клапан 2 закрыт, так как на него действует давление вышележащего столба жидкости, и плунжер работает как поршень, выталкивая 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 жидкости в насосных трубах поднимается до устья, и она поступает в выкидную линию через тройник 4 (рисунок 3). В настоящее время более 2/3 дейст-вующего фонда скважин в мире эксплуатируется с помощью штанговых насосов. Такое широкое их применение связано с относительно небольши- |
1 – всасывающий клапан; 2 – цилиндр насоса; 3 – штанги; 4 – нагнетательный клапан; 5 – захватный шток; 6 – плунжер Рисунок 4 – Схема скважинного насоса
|
ми затратами на обслуживание и возможность эксплуатации малодебитных скважин (дебит менее 1 т/сут.).
Недостатки штанговых насосов: громоздкость, возможность обрыва штанг, ограниченность применения в наклонных и сильнообводненных 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.).