Курс лекций по "Нефтедобыче"

При такой конструкции  для запуска требуется гораздо  меньшее давление. Тем не менее, если точка ввода газа смещается к низу колонны, газ продолжает поступать и через верхние открытые отверстия, что существенно снижает эффективность подъема. Поэтому были разработаны газлифтные клапаны, которые позволяют закрывать точки ввода газа при снижении уровня жидкости после определения рабочей глубины ввода газа (рис. 10.6).

                      Периодический поток

Газлифтная технология быстро развивалась начиная с 1930 г., что привело к созданию газлифта периодического действия. На рис. 10.5 и 10.6 показан вариант непрерывного ввода газа для подъема жидкостей. Такой вариант налагает серьезные ограничения на скважины с низкими давлениями в пласте из-за постоянного действия давления нагнетаемого газа.

Газлифт может также  создать определенные проблемы в  процессе добычи. При непрерывном варианте на пласт воздействует относительно высокое встречное давление. Использование высокого давления создает проблемы с точки зрения техники безопасности. Дополнительными проблемами являются воздействие давления закачиваемого газа на обсадную колонну и попадание воды в наземные трубопроводы (образование газовых гидратов).

                           Плунжерный лифт

Среди методов механизированной добычи реже всех используется плунжерный лифт. Он применяется менее чем в одном проценте всех скважин с механизированной добычей. Чаще всего его используют в ситуациях, когда имеется некоторый естественный поток. Тем не менее на некоторых скважинах этот метод особенно удобен, в частности в скважинах с высоким газовым фактором или в газовых скважинах с низким забойным давлением и низкой производительностью. В таких скважинах скорость тока по насосно-компрессорной колонне слишком мала, чтобы выносить флюиды на поверхность. В насосно-компрессорной колонне происходит разделение: скважина заполняется жидкостью и перестает течь. При плунжерном лифте используется плунжер, который движется вверх и вниз по насосно-компрессорной колонне. Внутри плунжера имеется перепускной клапан, открывающийся по достижении верха насосно-компрессорной колонны и закрывающийся при ударе о ее дно (рис. 10.9). Посадка плунжера в насосно-компрессорной колонне снижает обратный проскок жидкости сквозь газ, т.е. подгоняет ее, как показано на рис. 10.10.

Плунжерный подъем применяется  для продления срока эксплуатации нефтяных и газовых скважин, где для добычи используется собственная энергия скважины. Тем не менее с пакером, всасывающим клапаном и установкой периодического газлифта плунжерный подъемник может также использовать внешний источник газа, это позволяет достичь лучших результатов, чем одна только газлифтная установка периодического действия. Плунжерный подъем применяется и на скважинах, где добыче мешают отложения парафина, соли или осадок на стенках насосно-компрессорной колонны. Работа плунжера в насосно-компрессорной колонне помогает удалить эти отложения прежде, чем они нарастут до такой степени, что будут мешать добыче.

Достоинства и недостатки

Как метод механизированной добычи нефти, газлифт обладает многими  достоинствами в тех случаях, когда он применим. Метод относительно прост в работе, необходимое оборудование сравнительно недорого и взаимозаменяемо. Могут добываться как большие, так и малые объемы, и не имеет значения, непрерывный это поток, периодический поток или камерный газлифт. Метод оказался эффективным при неблагоприятных скважинных условиях; от песка и других твердых веществ можно избавиться без особых затруднений. Удается более успешно, чем в других методах искусственного лифта, решить проблемы коррозии и добычи нефти с высоким содержанием газа, он эффективно применяется в искривленных скважинах. Газлифт может быть предназначен и для работы с канатными системами. При использовании канатов нетрудно провести замеры давления в забое.

Среди прочих достоинств газлифта — низкие эксплуатационные расходы и, в некоторых случаях, низкая вероятность отказа по сравнению с другими системами. Газлифт может применяться в районах городской застройки и требует меньше места, а также на морских добывающих платформах.

Перед установкой газлифтной системы следует учитывать некоторые ее недостатки. Требуется источник сжатого газа; сжатие газа может сильно увеличить начальные капиталовложения. В зависимости от рыночных цен возмещение потерь газа в замкнутой системе при высоком давлении также может оказаться дорогим. Использование газлифта на участках с одной скважиной или на маленьких месторождениях обычно не окупает затрат. Газлифт лучше не применять для глубоких добывающих скважин с высокими перепадами давления или низкими забойными давлениями. Особенно малоэффективны в этом случае системы периодического действия. Трудно получить точные замеры газа, и пульсация потока может осложнить эксплуатацию наземного оборудования.

Системы плунжерного  подъема работают в большинстве  случаев в автоматическом режиме или с применением датчиков давления, и можно встретить лишь несколько случаев с ручным управлением. Автоматические регуляторы длительности цикла, плунжеры и ловушки, используемые в системах плунжерного подъема, могут быть весьма различны.

Важнейшее достоинство  плунжерного лифта — низкая себестоимость. Установка плунжерной системы относительно недорога, и эксплуатационные расходы невелики по сравнению с другими системами. Плунжерные системы могут устанавливаться на талях, и в случае морских скважин они не требуют дополнительного места на платформе.

Плунжерные подъемники могут быть модифицированы для использования  в наклонно направленных скважинах  и на скважинах, уже работающих с применением периодического газлифта, что улучшает производительность и эффективность добычи.

Главным недостатком  плунжерных подъемников является непригодность для скважин с высокой нормой отбора. Заклинивание плунжера и проблемы с выносом песка могут вызывать остановки добычи. Еще один недостаток плунжерного подъема заключается в том, что пульсирующий поток из скважины может отрицательно сказаться на эффективности наземного оборудования.

        Добыча штанговыми насосами

Добыча при помощи штанговых насосов — бесспорно, самый распространенный способ искусственного подъема нефти. Используемые с первых дней возникновения нефтяной промышленности штанговые насосы работают по тому же принципу, что и водяные насосы, которые начали применять в Китае, Египте и Риме по крайней мере 1500 лет тому назад. Основные детали штангового насоса следующие: глубинный насос, штанги для передачи усилия с поверхности к насосу и поверхностный насосный узел, приводящий штанги в возвратно-поступательное движение. Качалки типа изображенной на рис. 10.11 являются наиболее распространенными.

Принцип действия

Глубинный насос в  простейшем виде состоит из поршня, движущегося вверх-вниз по хорошо подогнанному цилиндру. Поршень снабжен обратным клапаном, который позволяет жидкости течь вверх, но не вниз. Обратный клапан, называемый также выкидным, в современных насосах обычно представляет собой клапан типа шар-седло. Второй клапан, всасывающий, — это шаровой клапан, расположенный внизу цилиндра, и, подобно обратному клапану, позволяет жидкости течь вверх, но не вниз (рис. 10.12).

Принцип действия простого штангового насоса показан на рис. 10.13. Вначале поршень находится в  стационарном состоянии в нижней точке хода. В этот момент и всасывающий, и выкидной клапаны закрыты. Столб жидкости в насосно-компрессорной колонне создает гидростатическое давление над всасывающим клапаном. Нагрузкой на сальниковый шток (верхний шток из колонны насосных штанг) и насосный блок является только вес колонны насосных штанг. При движении поршня вверх обратный клапан остается закрытым и колонна насосных штанг принимает на себя вес жидкости в насосно-компрессорной колонне — вес колонны насосных штанг и вес столба жидкости. При минимальной утечке между поршнем и насосным цилиндром давление между выкидным и всасывающим клапанами уменьшается, так что всасывающий клапан открывается и жидкость из ствола скважины поступает в цилиндр насоса. В верхней точке рабочего хода поршень останавливается, и оба клапана снова закрываются, при этом вес жидкости снова приходится на поршень и выкидной клапан. Предположим, что теперь цилиндр насоса заполнился жидкостью и жидкость несжимаема. При начале движения поршня вниз выкидной клапан откроется. Вес столба жидкости в насосно-компрессорной колонне перенесется на всасывающий клапан и рабочую колонну, а нагрузка на сальниковый шток и насосный узел опять будет состоять только из веса штанг. Дальнейшее движение поршня вниз заставит жидкость перетечь из цилиндра в поршень через обратный клапан. Возвращение поршня в нижнюю точку рабочего хода закончит цикл.

На практике сальниковый  шток никогда не принимает на себя такую нагрузку. На нагрузку влияет инерция, эффективность работы насоса меньше 100%, трение изменяет нагрузку, штанги под нагрузкой растягиваются, и динамика процесса вносит свои коррективы. Нагрузка на сальниковый шток оказывается, тем не менее, близкой к описанной при выкачивании однофазной жидкости из очень мелкой скважины при очень длинных, медленных рабочих ходах насоса. Реальные диаграммы нагрузки, применяемые для оценки работы насоса, называются динамограммами.

                      Глубинные насосы

В штанговых насосных установках применяются два основных типа глубинных насосов (рис. 10.14). Насосы первого типа называются трубными, потому что цилиндр насоса расположен на насосно-компрессорной трубе. Поршень спускается в скважину на штангах насоса. Внутренний диаметр цилиндра насоса лишь чуть-чуть меньше, чем диаметр колонны, внутри которой он находится. Это обеспечивает наибольшую скорость добычи в данной конструкции. Чтобы заменить цилиндр насоса, нужно извлечь из скважины насосно-компрессорную колонну.

Глубинные насосы второго  типа называются вставными — они опускаются в насосно-компрессорную колонну и вынимаются из нее на штангах. Вставной насос был изобретен до 1870 г., но не находил широкого применения вплоть до 1920 г. Поскольку такой насос можно поднимать как одно целое, он предпочтителен по сравнению с трубными насосами в более глубоких скважинах.

Наиболее типичные конструкции  трубных и вставных насосов регламентируются техническими условиями АР1. Некоторые конструкции, не регламентированные АР1, такие как насос в обсадной трубе и многоступенчатый насос, зарекомендовали себя как эффективные в особых скважинных условиях.

Штанговые насосы

Первые штанговые насосы делали из дерева, обычно гикори, с металлическими концевыми деталями. Железные и стальные штанги начали использоваться примерно в 1880—1890-х годах и стали обычным явлением к 1900 г. Стандарты АР1 для штанговых насосов впервые были приняты в 1927 г.

Продолжающиеся усовершенствования в металлургической промышленности увеличивали прочность и несущую  способность насосных штанг. Тем  не менее даже с этими усовершенствованиями и при использовании конических штанг максимальная практическая глубина работы штанговых насосов составляет около 3000 м. Есть несколько установок низкой производительности, достигающих глубины 4000 м. Более легкие и более прочные материалы нужны для установок для глубины более 4500 м. Максимальная глубина на сегодняшнем техническом уровне составляет 6000 м. В настоящее время ведутся исследования современных фибергласовых материалов для изготовления насосных штанг для специальных областей применения.

                                Качалки

Качалки (балансирные  насосные установки) передают усилие на верхнюю часть системы штанг в виде возвратно-поступательного движения. Длина рабочего хода может варьироваться от менее чем 30 см до 24 м. Для первых качалок использовали вышки для ударно-канатного бурения по завершении бурения, при этом для приведения в действие глубинного насоса применяли балансир бурильного станка. Несущие элементы этих установок делали из дерева с металлическими подшипниками и оснасткой. Приводом служили паровые машины или одноцилиндровые низкооборотные двигатели внутреннего сгорания, снабженные ременной передачей. Иногда позже добавляли привод от электромотора. В этих установках вышка оставалась над скважиной и силовая установка и главный маховик использовались для обслуживания скважины. Одно и то же оборудование применялось для бурения, добычи и обслуживания. Эти установки с некоторыми модификациями использовались примерно до 1930 г. К этому времени были пробурены более глубокие скважины, нагрузки на насосы увеличились и применение установок канатного бурения в качестве насосов изжило себя. На рис. 10.15 изображена старинная качалка, переделанная из вышки для ударно-канатного бурения.

Современный насос-качалка, в основном разработанный в 1920-х  годах, изображен на рис. 10.16. Появление эффективных мобильных приспособлений для обслуживания скважин устранило необходимость во встроенных талях на каждой скважине, а создание долговечных, эффективных редукторов легло в основу более высокоскоростных качалок и первичных двигателей меньшего веса.

Относительно высокая  скорость вращения первичного двигателя сначала снижается ременной передачей, а затем шестеренчатым редуктором, чтобы кривошип вращался с заданным числом рабочих ходов в минуту. Вращение кривошипа преобразуется плечом кривошипа, опорой пальца кривошипа, шатуном и балансиром, а движение стабилизатора переходит в линейное движение сальникового штока головкой балансира и серьгой для подвески штанг. При правильной настройке установки это движение не должно создавать никаких изгибающих нагрузок на устьевой сальниковый шток. Сальниковый шток и сальник обеспечивают уплотнение между штангами и насосно-компрессорной колонной на поверхности, чтобы направить перекачиваемую жидкость в выкидной трубопровод.

Противовес. Противовес, расположенный на плече кривошипа качалки (см. рис. 10.15), — важный компонент системы. Он может быть также помещен на балансире, для этой цели можно использовать пневмоцилиндр (см. рис. 10.16). Насосные установки делятся на установки с коромысловой, кривошипной и пневматической балансировкой (рис. 10.17).