16.4. Способи експлуатації свердловин

Спосіб експлуатації нафтових і газових свердловин залежить від величини пластового тиску і засобів, які забезпечують видачу корисної копалини на земну поверхню. Для нафтових родовищ застосовують наступні способи експлуатації.

Фонтанна експлуатація свердловин за рахунок природного тиску в продуктивному пласті. Головну роль у витісненні нафти відіграє наявний в покладі нафти газ. Для видачі нафти застосовують насосно-компресорні труби малого діаметра, які обладнують фонтанною апаратурою, розрахованою на тиск 7…35 МПа. При зменшенні температури нафти у верхній частині свердловини на поверхні труб відкладається парафін, що приводить до зменшення пропускної здатності труб. Умовою застосування фонтанного способу є виконання нерівності

Р_пл > (P_ст + Р_тр ).

Газоліфтна експлуатація. При цьому способі у свердловину в позатрубний простір закачують повітря або інший газ, який змішується з нафтою, а утворену суміш, яка має набагато меншу щільність, ніж нафта, по внутрішній трубі свердловини видають на поверхню. Або навпаки: по внутрішній трубі закачують газ, а по зовнішній трубі видають суміш нафти з повітрям. Для підтримання робочого тиску газу використовують компресорні установки. Якщо для закачування в нафтові свердловини використати вже одержаний газ, який ще знаходиться під достатнім тиском, тоді можна обійтися без компресора.

При компресорній експлуатації свердловин використовують компресори з газомоторними або електричними двигунами, які забезпечують тиск 5 МПа. Від компресорів робочий елемент під тиском поступає до газорозподільних будок, а від них його направляють до свердловини. Кожна розподільна будка має декілька газорозподільних батарей і живить до 20 і більше свердловин.

Насосна експлуатація свердловин. Для видобування нафти з свердловин, які не фонтанують або перестали фонтанувати, широкого застосування набула насосна експлуатація. Для цього використовуються штангові насоси (плунжери), занурені відцентрові електронасоси, гвинтові, гідропоршневі, діафрагментні, гідроімпульсні та інші насоси. Найбільш поширені перші три види насосів.

Глибинна насосна штангова установка (рис. 16.2) складається з поршневого насоса 2, станка-качалки 15, колони штанг 4, які з'єднують поршень (плунжер) з качалкою, колони труб 5, електродвигуна 14, який через редуктор 13 приводить в дію кривошип 12, шатуна 11 і бланшира 10. Клапани 1 і 3 дозволяють регулювати забір і закривання чергової порції нафти в поршні. Теоретична продуктивність установки визначається за виразом:

, м³/добу,

де:1440 – кількість хвилин на добу; S – площа поршня, м²; L – хід поршня, м; n – кількість ходів за хвилину.

Фактична продуктивність насосної установки становить здебільшого 70…80 % від теоретичної і коливається залежно від конструктивних параметрів насоса і потужності двигуна від 5…6 до декількох сотень м³ за добу.

Недоліком цього типу установок є наявність громіздкого обладнання, небезпека обривання штанг на великих глибинах. Тому за останні десятиліття широкого застосування набули безштангові насосні установки. Найбільш поширенi серед них – установки з зануреними відцентровими насосами типу УПЕЦН, які складаються з маслозаповненого зануреного електродвигуна, відцентрового насоса, поставу труб та арматури фонтанного типу, яка герметизує устя свердловини. Продуктивність таких насосів складає 40…400 м³/добу, а величина напору – 600…1800 м.

Рис. 16.2. Схема глибинної шлангової насосної установки

Установки з гвинтовими електродвигунами УЕГН мають аналогічну принципову схему. Ці установки забезпечують продуктивність свердловин в межах 16…200 м³/добу при напорі 900…1200 м і виявились ефективними при видобуванні в’язких рідин. Сфера їх застосування обмежена температурою 30…70 С. Відмінна особливість гідропоршневих насосів полягає в тому, що енергія до зануреного насосу передається потоками робочої рідини, яку закачують з поверхні.

Особливості експлуатації газових і газоконденсатних свердловин полягає в наступному. Конструкція та обладнання цих свердловин, що експлуатують фонтанним чи компресорним способами, аналогічна до конструкції нафтових свердловин такого ж типу. Експлуатацію свердловин здійснюють здебільшого через підйомні труби, а при значних дебітах і відсутності в газі твердих домішок чи агресивних компонентів – через бурові труби і затрубний простір.

Режим експлуатації свердловини, її дебіт встановлюють після проведення відповідних досліджень. Одним з негативних явищ експлуатації газових і особливо газоконденсатних свердловин може бути конденсація води в трубах і утворення при певних умовах (високий тиск, низька температура) твердих кристалічних речовин – гідратів. Це призводить до виходу з ладу штуцерів, регуляторів тиску, до закупорювання свердловини.

Нормалізація режиму експлуатації таких свердловин проводиться шляхом застосування заходів з очищення уже утворених гідратів і шляхом впровадження заходів по попередженню їх утворення.