Курс лекций по "Нефтедобыче"

Кинетическая энергия  этого смешанного потока далее преобразуется в диффузоре в статическое давление, чтобы обеспечить подъем жидкости из скважины (рис. 10.31). В качестве рабочей жидкости можно использовать нефть или воду.

Работа струйного насоса зависит скорее от массы, чем от объема перекачиваемой жидкости. Это позволяет оперировать с некоторым, хотя и небольшим, количеством газа. Гидравлические струйные насосы также чувствительны к колебаниям давления всасывания, которое должно быть известно, чтобы выбрать эффективное сочетание форсунки и горловины для достижения заданной нормы отбора из скважины. Выбор соотношения глубины установки насоса, давления всасывания, отбора из скважины, скорости и давления рабочей жидкости настолько сложен, что рассчитывать размеры форсунки и горловины обычно приходится с помощью компьютера.

 

                  Достоинства и недостатки

 

                           Достоинства

Среди достоинств гидравлической добычи важное место занимают ее хорошая приспособляемость к ситуациям, когда происходит искривление скважины, эксплуатационная гибкость в изменяющихся скважинных условиях и эффективность при работе на группе скважин. Применение гидравлических насосов не ограничено по глубине и добываемому объему, подобно штанговым насосам.

Открытые гидравлические насосные установки легче монтировать и они не столь громоздки: их небольшие габариты позволяют использовать их в районах городской застройки; они могут приводиться в действие электричеством или газом; и, если использовать свободные насосы, не требуется подъемных приспособлений для технического обслуживания или замены скважинного оборудования.

 

                             Недостатки

Применение гидравлических насосов не лишено недостатков. Добыча жидкости с высоким содержанием  песка или других абразивных материалов может вызвать затруднения. Коррозия также может потребовать применения замкнутых систем рабочей жидкости, а это увеличивает затраты. Горючая рабочая жидкость при высоком давлении создает проблемы в плане техники безопасности, а добыча флюидов с высоким соотношением газа и жидкости может потребовать дополнительной магистрали. При конструировании гидравлических насосов следует избегать кавитаций и создания частичного вакуума.

Начальные капиталовложения в установку гидравлических насосов  обычно высоки, особенно с учетом того, что эксплуатационный и обслуживающий персонал должен быть специально обучен. Эти затраты и тот факт, что вероятность отказа примерно вдвое выше, чем у штанговых насосов, свидетельствуют о том, что использование гидравлических насосов не всегда является лучшей альтернативой.

 

 

Электрические погружные насосы

 

Электрический погружной  многоступенчатый центробежный насос  был введен в эксплуатацию для  механизированной добычи нефти в  конце 1920-х годов. В настоящее  время эти насосы производятся в широком ассортименте: с различными размерами, производительностью и рабочими напряжениями. При стандартном монтаже насос в сборе и электромотор опускаются в скважину на эксплуатационной колонне. Электричество подводится по кабелю, присоединенному к насосно-компрессорной колонне (рис. 10.32).

 

                      Скважинный узел

В типовом монтаже  электрического погружного насоса внутрискважинное оборудование состоит из электромотора, многоступенчатого центробежного насоса и кабельной оснастки (рис. 10.33). Трехфазный индукционный электромотор заполнен маслом для охлаждения и смазки. Охлаждение осуществляется с помощью передачи тепла к скважинному флюиду, обтекающему мотор по направлению к газосепаратору и приему насоса, когда узел находится над продуктивной зоной. Эти моторы обычно работают на 3500 об/мин при 60 Гц или 2900 об/мин при 50 Гц. Они могут иметь мощность от нескольких лошадиных сил до более чем 700 л.с. Максимальные мощности, используемые для обсадных труб различного размера, приведены в табл. 10.1. Имеются моторы на разное напряжение (примерно от 300 В до более чем 3000 В), что удобно для наиболее экономически эффективного выбора сочетания мотора и электроарматуры.

Защитная секция предназначена  для выравнивания давления масла  в корпусе мотора и в устье  скважины, что необходимо для компенсации теплового расширения и сжатия нефти. Механические уплотнения предотвращают попадание скважинных флюидов в корпус мотора или утечку масла из него.

Используется специально разработанный внутрискважинный электрический кабель из медных проводов от № 1 до № 8. Размер выбирается на основании силы тока и падения напряжения, обычно с учетом падения напряжения 30 В на 1000 фут. (10 В/100 м). Стандартный кабель, изготовленный из медных проводов с покрытием, с полипропиленэтиленовой изоляцией, нитрильной оболочкой и армированный оцинкованной сталью или монельметаллом. Температурное ограничение составляет 205°Р (95°С) при 1500 рз1 (ПМПа). Чем выше давление, тем ниже предельная температура. Имеются более дорогие кабели с предельной температурой 400°Р (200°С). Считается, что стандартный кабель должен служить Шлет при 167°Р (75°С). Повышение температуры на каждые 16°Р (9СС) уменьшает срок службы кабеля вдвое. Из-за температурных ограничений предельная глубина применения электрических погружных насосов составляет 3000 м. Обычно кабель имеет круглое сечение, но есть и с плоским — для тех случаев, когда важен просвет.

 

                 Наземное оборудование

Типовая наземная установка  для погружного насоса состоит из устья скважины для фиксации насосно-компрессорной колонны и внутрискважинного оборудования и для обеспечения уплотнения насосно-компрессорной колонны и силового электрического кабеля, распределительной коробки для обеспечения атмосферозащищенного соединения внутрискважинного и наземного кабелей, распределительного щита для электроарматуры и группы трехфазных трансформаторов (рис. 10.34). Переключатели изготавливаются специально для каждого конкретного случая. Электроарматура производится в атмосферозащитном исполнении и может состоять только из магнитного пускателя и предохранителей, записывающего амперметра, индикаторных лампочек, регуляторов длительности цикла или автоматических приборов дистанционного управления. Можно, кроме того, обеспечить защиту от скачков напряжения в источнике питания.

Группа трансформаторов  нужна для преобразования сетевого напряжения в напряжение, необходимое  для работы подземного оборудования. Трансформаторы могут быть повышающими  или понижающими, и обычно оборудуются  разрядными прерывателями и конденсаторами для предотвращения повреждения электромотора из-за скачков напряжения.

 

                      Области применения

Электрические погружные  насосы обычно используют для скважин  с высокой обводненностью, которые  функционируют аналогично водяным скважинам. Большая часть установок предназначена для производительности более 1000 бар./сут. (15 900 м3) по следующим причинам:

  --  к насосу в обсадной колонне нефтяной скважины можно подвести большую мощность, чем в случае других вариантов механизированной добычи;

  --  центробежные насосы в обсадных колоннах нефтяных скважин способны работать с гораздо большей производительностью, чем поршневые насосы;

  --  при более низких скоростях добычи более экономичны другие системы.

Обычная установка, изображенная на рис. 10.35, применима только в том случае, когда насос установлен над продуктивным пластом. Если бы насос той же конфигурации (рис. 10.36) был установлен под продуктивной зоной, вокруг мотора не оказалось бы жидкости для охлаждения. Монтаж с насосом ниже продуктивной зоны может потребоваться для снижения давления в скважине до достаточно низкого уровня для обеспечения искомого притока или для обеспечения максимального внутри-скважинного отделения газа в скважинах с высоким газовым фактором. Поток жидкости вокруг мотора в такой конфигурации может быть обеспечен с помощью установки кожуха вокруг приемного отверстия насоса, защитной секции и секции мотора. Если не учитывать кожуха, монтаж не отличается от обычного монтажа внутрискважинного оборудования. Насосы в защитном кожухе не могут применяться в обсадных трубах с наружным диаметром менее 5,5 дюйма (137,5 мм). Секция газосепаратора, присоединенная к приему насоса, отделяет значительную часть любого свободного газа от скважинных флюидов.

Как и в других системах механизированной добычи, в этом случае также нужно обеспечить удаление газа из обсадной колонны. Аналогично другим системам, отделение газа от жидкости в ограниченном пространстве не эффективно на 100%. Многоступенчатые центробежные насосы с открытым входом крыльчатки не очень чувствительны к образованию газовых пробок. Однако инжекция газа снижает суммарную производительность насоса и увеличивает расходы на перекачку.

В зависимости от требований, предъявляемых к потоку и оборудованию устья скважины, прием электрического погружного насоса может состоять из любого числа центробежных ступеней (от одной до нескольких сотен). По сравнению с поршневыми насосами, одноступенчатый центробежный насос обычно дает высокие скорости потока при гораздо меньших давлениях нагнетания. Поскольку гидростатический напор, создаваемый одноступенчатым насосом, зависит от диаметра крыльчатки, гидростатический напор центробежного насоса в обсадных трубах меньшего диаметра очень ограничен. Подъем жидкостей с больших глубин требует нескольких ступеней. Небольшие насосы этого типа эффективны примерно на 40%, а большие — почти на 80%. Насосы изготовляются из материалов, устойчивых к коррозии, которую могут вызвать все обычно встречающиеся скважинные флюиды.

 

             Электрический кабель

Конструкция с донным приемом используется в тех случаях, когда размеры обсадной колонны не позволяют добиться искомого объема добычи из-за потерь в результате трения в насосно-компрессорной колонне или ограничений по диаметру насоса. В этой конструкции насосный и моторный отсеки меняются местами, насос забирает жидкость через хвостовик на дне агрегата. Этот вид установки чаще всего применяется с обсадными трубами с внешним диаметром 4,5 дюйма (112,5 мм) или для толстостенных труб диаметром 5,5 дюйма (137,5 мм).

Высокая объемная производительность и уменьшение скорости потока при повышении встречного давления погружных насосов позволяют использовать их во многих проектах, в том числе заводнения для добычи — закачки в замкнутой системе (рис. 10.37). Большинство коллекторов вначале поглощает воду при высоких скоростях и низких давлениях нагнетания. По мере заполнения коллектора восприимчивость уменьшается и давление нагнетания повышается.

 

 

Погружные системы с подвеской на кабеле

Все описанные до сих  пор электрические погружные насосные системы требовали извлечения насосно-компрессорной колонны для обслуживания внутрискважинного узла. К более новым разработкам относится электрический погружной насос, который можно поднять или спустить на силовом кабеле. Он устанавливается на башмак на дне насосно-компрессорной колонны или на пакер при заканчивании скважин без спуска насосно-компрессорных труб. Забойная конструкция фиксируется на месте роликами фиксирующей головки, которые освобождают ее при натяжении силового кабеля. Изготовление насосов с подвеской на кабеле стало возможным после создания силовых кабелей, предназначенных для растягивающей нагрузки более 45 000 кг да я не оговорился –более 45т.. Армирование представляет собой два слоя канатной проволоки, сплетенной во избежание закручивания во встречных направлениях. Этот вид установок дороже обычных, описанных выше, но в некоторых случаях он находит применение.

                     Опробование скважин

Для планирования действий по максимальному увеличению экономического эффекта от добычи все нефтяные и газовые скважины подлежат опробованию через одни и те же промежутки времени.

При опробовании нефтяных скважин принципиальными критериями являются норма отбора нефти, газовый фактор, плотность сырой нефти, выход соленой воды (процентная доля в суммарной добыче жидкости) и содержание водно-грязевого отстоя (ВГО).

Важность нормы отбора нефти очевидна.

Газовый фактор — важный индикатор эффективности работы. Как упоминалось выше, сохранение газа в пласте обычно увеличивает предельную нефтеотдачу, а высокий газовый фактор часто указывает на неэффективность используемых методов. Действительно, в тех случаях, когда правительственный регламентирующий орган выделяет квоты — количество углеводородов, которое конкретный регламентирующий орган разрешает добывать из данного коллектора, — обычно периодически требуются отчеты о проверке газового фактора и квоты скважин с избыточным газовым фактором урезаются.

Очень важна плотность  сырой нефти, поскольку ее продажная  цена зависит от плотности. Внесистемная мера, введенная АР1, является общепринятой шкалой плотности. Плотность АР1 соотносится с истинной плотностью следующим образом:

оАР1 =  141,5-131,5 плотность    ■

Как видно из уравнения, нефть с плотностью 10 градусов АР1 (обычно записывается как 10°АР1) имеет плотность 1; это то же самое, что плотность воды.

Плотность АР1 и газовый  фактор можно изменить, регулируя  рабочее давление газонефтяных сепараторов. Повышение рабочего давления увеличивает плотность' АР1, поскольку больше газа останется растворенным в нефти, и уменьшает газовый фактор.

Соотношение газа и нефти  можно дополнительно снизить  и соответственно увеличить АР1, если установить последовательно более одного газонефтяного сепаратора. Такая методика, называемая ступенчатой сепарацией, особенно эффективна для сырой нефти с относительно высокой плотностью (обычно более 35°АР1). Этот метод увеличивает также объем сырой нефти, так как газ остается в ней в жидком виде. Иногда при использовании ступенчатой сепарации увеличение суммарной нефтедобычи составляет до 5%.

Количество извлекаемой  соленой воды важно из-за существенных затрат не только на ее извлечение, но и на ее утилизацию. Кроме того, удаление рассола из коллектора вносит вклад в потерю давления, что нежелательно. По этой причине следует свести выход соленой воды к минимуму.