Оборудование для газлифтного и насосного способов добычи нефти

Газлифтный (компрессорный) способ добычи нефти позволяет эксп­луатировать скважины с высокой обводненностью и значительно искрив­ленным стволом. Наиболее рационален замкнутый газлифтный цикл, при котором нагнетаемый в скважины газ многократно используется для осу­ществления газлифта («поднятия» нефти газом за счет снижения плотнос­ти газонефтяной смеси). Оборудование, установленное в начале эксплуа­тации скважины, позволяет обычно осуществить переход с фонтанного способа эксплуатации на газлифтный без подъема колонны труб. В низу скважины устанавливают, например, пять газлифтных клапанов на опреде­ленном расстоянии друг от друга. Под действием нагнетаемого газа снача­ла открываются все газлифтные клапаны. После пускового периода работа скважины происходит только через нижний газлифтный клапан, а осталь­ные пусковые клапаны автоматически закрываются. Переходу на добычу нефти компрессорным способом предшествует обустройство промысла необходимым наземным технологическим оборудованием компрессор­ной и абсорбционной установки: газовыми компрессорами высокого дав­ления, газожидкостными сепараторами, теплообменниками и холодиль­никами, абсорберами, десорберами, фильтрами-сепараторами, насосами, емкостями, резервуарами, трубопроводами и др.

Эксплуатация нефтяных скважин штан­говыми насосами — наиболее распространен­ный способ добычи нефти, охватывающий бо­лее 65% действующего фонда скважин (россий­ские данные 1999 г.). Современными штанго­выми насосными установками можно добы­вать нефть из одного или двух продуктовых пла­стов скважины глубиной до 3,5 км с дебитом нефти от нескольких кубометров до нескольких сотен кубометров в сутки.

Штанговая насосная установка состоит из наземного станка-качалки, устьевого сальника, колонны насосных штанг, колонны подъемных труб и скважинного насоса, который крепится к нижней подъемной трубе. Станок-качалка имеет раму, стойку, балансир с поворотной го­ловкой, траверсу с шатунами, редуктор с криво­шипами и противовесами, электродвигатель и сменные шкивы для изменения числа качаний. Масса станков-качалок может быть от 3,3 до 14,5 т при высоте от 2,8 до 6,2 м. Длина хода насо­са от 0,6 до 6 м. Соединительным звеном между наземным приводом поступательно-возвратно­го действия и скважинным насосом служит ко­лонна соединяемых на резьбе насосных штангСкважинный штанговый насос представляет собой вертикальную конструкцию одинарного действия объемного принципа с неподвижным ци­линдром и с подвижным металлическим плунжером и шариковыми клапана­ми. Периодически совершаемые перемещения вверх и вниз и последователь­ные открытия и закрытия клапанных (нижнего и верхнего) узлов «седло— шарик» обеспечивают движение жидкости под создаваемым давлением сни­зу вверх до устья скважины.

Эксплуатация нефтяных скважин погружными бесштанговыми насо­сами широко распространена для откачки из нефтяных скважин (в том числе и наклонных) пластовой жидкости, содержащей нефть, воду, газ и механичес­кие примеси. Подача погружного центробежного электронасоса может быть 25—1250 м³/сут, напор 1000—2000 м столба жидкости, мощность двига- теля 20—360 кВт при скорости вращения ротора 3000 об/мин. Длина насосно­го агрегата с электродвигателем 15—35 м при длине только насоса 8—20 м, масса агрегата 0,6—1,9 т при массе только насоса 0,3—0,8 т. Установка состоит из погружного насосного агрегата, электрокабеля, наземного электрообору­дования (трансформаторная комплектная подстанция). Насосный агрегат спускается в скважину на колонне подъем­ных труб. Ниже насоса могут устанавливаться фильтр и газосепаратор. Гидрозащита электродвигателя требует применения специальной барьерной жидкости плот­ностью до 2000 кг/м³, обладающей физико-химическими свойствами, которые исключают ее перемешивание с пластовой жидкостью скважины и маслом в полости электродвигателя.

Рис. 6. Схема газлифта: 1 — добывающая скважина (2 — ее устье, 3 — ствол, 4 — забой); 5 — нагнетатель­ная скважина; 6 — башмак

Для эксплуатации малодебитных (4—16 м³/сут) нефтяных скважин при­меняют погружные диафрагменные электронасосы, спускаемые на подъем­ных трубах. Длина агрегата, например, 2,7 м, масса 1,4—2,7 т, мощность двига­теля 2,5 кВт при скорости вращения ротора 1500 об/мин.

Погружной диафрагменный насос выполняется в виде вертикального моноблока, включающего асинхронный электродвигатель, конический редуктор и плунжерный насос с эксцентриковым приводом и возвратной пружиной. Эти узлы расположены в общей камере, заполненной маслом и герметично изолированной от перека­чиваемой среды резиновыми диафрагмой (в верхней части) и компенсато­ром (в нижней части). В контакт с перекачиваемой жидкостью вступают толь­ко всасывающий и нагнетательный клапаны, расположенные в головке над диафрагмой.

На малодебитных месторождениях при высокой вязкости нефти в пластовых условиях успешно применяют погружные винтовые электро­насосы. Однако их можно также использовать для добычи нефти обычных вязкости и газосодержаний.

Номинальная подача насоса 16—200 м³/сут, его мощность 5—32 кВт при скорости вращения ротора 1500 об/мин. Длина по­гружного агрегата 8,5—13,7 м, масса 0,3—0,7 т. Винтовой насос относится к насосам объемного принципа ротационного действия. Рабочие органы насо­са — геликоидальные роторы с правым и левым направлениями спирали при вращении образуют замкнутую свободную полость, в которую с помощью впускного клапана входит перекачиваемая жидкость. Свободная полость с жидкостью при дальнейшем вращении роторов сообщается с зоной выпуск­ного клапана, через который жидкость выталкивается из насоса. Рабочие орга­ны винтовых насосов изготавливаются с небольшими зазорами, которые и создают необходимую герметизацию. Имеется кинематическая связь для от­крытия и закрытия клапанов при определенном угле поворота ротора.

Блочные установки гидропоршневых насосов предназначены для до­бычи нефти из 2—8-кустовых наклонных скважин при плотности нефти до 870 кг/м³, содержащей до 99% воды, до 0,1 г/л механических примесей, до 0,01 г/л сероводорода, и температуре пласта до 120° С, содержание свободно­го газа на приеме насоса не допускается (данные 1990 г.). Подача одного гид­ропоршневого агрегата до 25 м³/сут, всего блока — до 150 м³/сут.

Установка состоит из скважинного и наземного оборудования. Рабочая жидкость (вода или нефть) от наземных силовых насосов высокого давления (трех- или пяти-плунжерных) поступает через оборудование устья скважины в кольцевое про­странство между эксплутационной обсадной колонной и колонной подъем­ных труб, к нижней из которых подвешен глубинный гидроприводной агрегат (насос и гидропривод). Нижняя часть насоса опирается на пакер и проходит через него в забой с нефтью. Рабочая жидкость под давлением проходит через отверстия в корпусе гидропривода в одну из его рабочих полостей и создает усилие, увлекающее поршень гидропривода и соединенный с ним поршень насоса вверх или вниз. Т. е. поршень гидропривода и поршень насоса, находя­щиеся на одном штоке, осуществляют возвратно-поступательные движения, каждый в своем цилиндре. При движении штока вверх в цилиндре насоса осуществляется всасывание откачиваемой нефти из забоя. При достижении штоком верхнего своего положения происходит автоматическое переключе­ние клапанов в цилиндрах гидропривода и насоса. После чего рабочая жид­кость движет поршень гидропривода вниз, вместе с ним вниз движется пор­шень насоса в своем цилиндре и осуществляется выдавливание — нагнетание добываемой нефти в колонну подъемных труб выше уровня расположения гидропоршневого агрегата. Добываемая нефть поднимается под давлением, создаваемым в цилиндре насоса, до устья скважины.