5. Газлифтная эксплуатация.
По мере истощения пластовой энергии её становится недостаточно для фонтанирования. В таких случаях переходят на механизированный способ добычи. Одним из видов механизированного способа добычи нефти является газлифтный. Жидкость с забоя поднимается с помощью подачи в скважину сжатого на поверхности газа или воздуха. Для подъёма жидкости сжатым газом в скважине необходимы два канала: рабочий для подачи газа и подъёмный для подъёма жидкости на поверхность.
До пуска скважины жидкость в обсадной колонне и в колонне подъёмных труб находится на одном уровне, называемом статическим. По мере нагнетания рабочего агента в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и подъёмными трубами уровень в подъёмных трубах повышается, а в кольцевом пространстве понижается до тех пор, пока не достигнет нижнего конца подъёмных труб (башмака). Давление закачиваемого рабочего агента в этом случае достигает максимального и называется пусковым. За счёт увеличения подачи рабочего агента в эксплуатационную колонну уровень жидкости в подъёмных трубах будет повышаться, достигает устья скважины, после чего произойдёт её выброс. При этом давление у башмака труб резко упадёт, будет ниже пластового и нефть из пласта начнёт поступать в скважину. Давление нагнетаемого рабочего агента при установившейся работе подъёмника называется рабочим.
При газлифтной эксплуатации скважин на нефтяном месторождении предусматривается одна или несколько компрессорных станций. Иногда в качестве рабочего агента используется газ из газовых пластов с высоким давлением, в этом случае можно обойтись без применения компрессоров.
Для пуска и эксплуатации газлифтных скважин фонтанная арматура обвязывается выкидными линиями и газопроводом, идущим к газораспределительной батарее.
Подземное оборудование состоит из рабочего и подъёмного каналов, пусковых и рабочих клапанов, скважинных камер и пакера, устанавливаемого на конце подъёмных НКТ. Пусковые клапаны работают только в период освоения газлифтной скважины. Скважинные камеры для размещения в них газлифтных клапанов и других приспособлений необходимы при выполнении определённых технологических операций. Пакер, служащий для разобщения призабойной зоны скважины от затрубного пространства, обеспечивает плавную и спокойную работу скважины.
Р
азличные
операции (посадка газлифтных клапанов,
глухих и циркуляционных пробок в
скважинные камеры, извлечение их оттуда,
посадка и извлечение приёмного клапана и т.д.) в скважине выполняются без её глушения при помощи комплекса оборудования и инструмента для обслуживания газлифтных скважин. При газлифтном способе эксплуатации сокращается объём ремонтных работ.
6. Эксплуатация скважин погружными центробежными электронасосами.
Для эксплуатации обводнённых, высокодебитных, глубоких и наклонных скважин широкое распространение получили погружные центробежные электронасосы (УЭЦН). Отличительной чертой таких насосных установок является расположение двигателя непосредственно у насоса.
Схема
установки погружного центробежного
электронасоса:
1 — эксплуатационная колонна; 2 — компенсатор; 3 — электродвигатель; 4 — протектор; 5 — центробежный электронасос; 6 — обратный и спускной клапаны; 7 — насосно-компрессорные трубы; 8 — электрический кабель; 9 — крепежный пояс; 10 — обратный перепускной клапан; 11 — оборудование устья; 12 — барабан для кабеля; 13 — станция управления; 14 — трансформатор.
Установка погружного центробежного электронасоса состоит из насосного агрегата, спускаемого в скважину на НКТ, кабеля, арматуры устья, станции управления и автотрансформатора. Погружной насосный агрегат состоит из следующих основных частей: центробежного многоступенчатого насоса, электродвигателя с гидрозащитой, кабельной линии. Все узлы соединены между собой фланцами. Гидрозащита необходима для предотвращения попадания пластовой жидкости в полость электродвигателя.
Наземное оборудование скважин состоит из устьевой арматуры, трансформатора и станции управления. Трансформатор предназначен для компенсации падения напряжения в кабеле, подводящем ток к погружному электродвигателю. Кабель крепится к НКТ крепильным поясом. Станция управления позволяет вручную или автоматически запускать или останавливать установку и контролировать её работу.
Устьевая арматура предназначена для отвода продукции скважины в выкидную линию, герметизации затрубного пространства с учётом ввода в это пространство кабеля и перепуска газа из него при чрезмерном увеличении его давления.
Принцип действия установки следующий. Электрический ток из промысловой сети через трансформатор и станцию управления поступает по кабелю к электродвигателю, в результате чего начинают вращаться его вал и насос. Во время работы агрегата жидкость проходит через фильтр, установленный на приёме насоса, и поднимается по НКТ на поверхность. Чтобы жидкость при остановке агрегата не сливалась из колонны труб в скважину, в верхней части насоса смонтирован обратный клапан. Кроме того, под насосом предусмотрен клапан для слива жидкости из труб перед подъёмом агрегата из скважины.