4. Технологический процесс добычи , сбора и транспорта нефти

Существуют два основных способа добычи нефти: фонтанный и механизированный. Если нефть изливается на поверхность под действием естественной энергии нефтяного пласта, способ добычи называется фонтанным, если же энергии пласта недоста­точно для подъема жидкости на поверхность и приходится при­менять дополнительное оборудование для восполнения недостаю­щей энергии, способ добычи называется механизиро­ванным. В зависимости от вида дополнительной энергии механизированный способ подразделяется на газлифтный (компрессорный и бескомпрессорный ) и глубиннонасосныи (скважины оборудованы штанговыми или погружными электроцентробежными насосами).

Фонтанный способ добычи нефти

Оборудование фонтанной скважины состоит из следующих основных элементов: колонны подъемных (насосно-компрессорных) труб, устьевой фонтанной арматуры с выкидными лить

¹ Подъемные трубы фонтанных скважин называют также насосно-компрессорными в связи с тем, что после прекращения фонтанирования эти скважины переводят на механизированный способ добычи.

я ми, отсекателя скважины и технических манометров. При до­быче парафинистых нефтей и отложении парафина в выкидных линиях фонтанную скважину дополнительно снабжают устрой­ством для запуска резиновых шаров, предназначенных для очистки линий от парафина. Для измерения количества поступающей из скважины продукции предусмотрены автоматически действую­щие замерные установки, на распределительном коллекторе кото­рых имеется штуцер, служащий для регулирования дебита сква­жины.

На рис. 8 представлена принципиальная схема трубопровод­ной обвязки устья фонтанной скважины.

Подъемные трубы служат для подъема на поверхность земли продукции фонтанной скважины. Подъемные трубы выпускают с гладкими и высаженными концами, с внутренним диаметром 40,3;50,3; 62,0; 75,9; 88,6 и 100,3 мм. Обычно в фонтанные скважины спускают колонну труб одного диаметра. Диаметр труб подби­рают опытным путем в зависимости от ожидаемого дебита, пласто­вого давления, глубины скважины и условий эксплуатации. Подъемные трубы больших диаметров спускают в скважины при высоких предполагаемых дебитах и больших пластовых давлениях, а при небольших дебите и пластовом давлении лучше при­менять подъемные трубы меньшего диаметра. Применение подъ­емных труб меньшего диаметра является также одним из методов продления фонтанирования малодебитных скважин.

Для предотвращения отложения парафина в колонне подъем­ных труб внутренние стенки их покрывают эпоксидными смолами, остекловывают или эмалируют. Однако следует иметь в виду, что нанесение покрытий на внутренние стенки эксплуатационных труб является довольно дорогостоящей операцией.

Для подвешивания колонны подъемных труб, герметизации кольцевого пространства между обсадной колонной и колонной подъемных труб, контроля работы скважины и направления газожидкостной смеси в выкидную линию устье скважины обору­дуют стальной фонтанной арматурой. Фонтанную арматуру, которая состоит из трубной головки и фонтанной елки, собирают из толстостенных стальных тройников, крестовин и задвижек. Выпускается фонтанная арматура тройниковая и крестовая. Тройниковая арматура используется обычно при наличии в продукции скважин песка. Наиболее распространена крестовая арматура, применяемая всюду при устойчивых породах на забое скважин. Крестовая арматура имеет меньшую высоту по сравнению с тройниковой и поэтому более удобна для обслужи­вания (рис. 9).

Рис. 9. Крестовая фонтанная арматура

Наиболее ответственной частью фонтанной арматуры является трубная головка, служащая для подвески подъемных труб и герметизации пространства между ними и эксплуатацион­ной колонной. Трубная головка воспринимает межтрубное дав­ление, которое может быть особенно высоким при наличии на забое скважины свободного газа.

Трубные головки фонтанной арматуры обоих типов ничем не различаются и способы подвешивания подъемных труб в них одинаковые.

Фонтанная елка устанавливается выше трубной го­ловки и служит для направления фонтанной струи в выкидные

линии, для закрытия скважины при ее остановке на исследова­ние и других работах.

С 1969 г. фонтанную арматуру выпускают с запорными устрой­ствами других типов: с задвижками и кранами. Основное требо­вание, предъявляемое к запорным устройствам, — обеспечение абсолютной герметичности. Только при этом условии достигается надежность работы всего устьевого оборудования фонтанных скважин. Задвижки для фонтанной арматуры выпускаются литые и ковано-сварные двух типов: клиновые и прямоточные с уплотнительной смазкой. Клиновые обычно быстро теряют свою гер­метизирующую способность, поэтому в настоящее время приме­няют задвижки прямоточные с уплотнительной смазкой и краны проходные с уплотнительной смазкой.

После фонтанной елки на выкидной линии монтируется клапан-отсекатель, который предназначен для перекрытия этой • линии в случае чрезмерного повышения или понижения давления в ней. В настоящее время выпускаются отсекатели двух модификаций: РОМ-1 и РОМ-1с. Обе модификации отсекателей по конструкции в основном одинаковые, но в отсекателе РОМ-1с применены коррозионно-стойкие материалы и покрытия, что позволяет применять его при добыче нефти, содержащей серо­водород и другие агрессивные примеси.

Фонтанный способ добычи нефти наиболее дешевый и наиме­нее трудоемкий по сравнению с другими. Однако при эксплуата­ции фонтанных скважин иногда возникают осложнения. К ним относятся: запарафинивание подъемных труб, отложение солей в трубах, образование песчаной пробки, появление воды и т.д.

Для предотвращения отложения парафина в выкидных линиях после отсекателя устанавливается устройство для запуска шаров. Устройство позволяет периодически запускать вруч­ную резиновые шары в выкидную линию.

Шар движется за счет энергии потока газонефтяной смеси, и по мере его продвижения по трубам внутренние стенки их очищаются от отложений парафина.

Периодичность запуска шаров определяется опытным путем. Необходимо иметь в виду, что резиновые шары хорошо очищают лишь свежие, незатвердевшие, рыхлые отложения парафина. Затвердевшие отложения могут со временем уплотняться и усло­вия очистки ухудшаются.

При эксплуатации обводненных скважин в пластовой воде могут содержаться соли кальция, магния и иногда других метал­лов, которые могут осаждаться в подъемных и выкидных линиях. Для борьбы с отложениями солей предложено несколько методов. Один из них заключается в непрерывной подаче в скважину хими­ческого реагента, препятствующего осаждению солей. Выбор реагента в каждом конкретном случае зависит от химического состава солей, отлагающихся на поверхности труб.

Обязанности персонала по обслуживанию фонтанной сква­жины сводятся к тщательному и постоянному контролю за режи­мом ее работы, наблюдению за исправностью устьевого оборудо­вания, выкидной линии и осуществлению текущего и мелкого ремонта.

Механизированный способ добычи нефти

При механизированном способе добычи подъем нефти из пласта на поверхность осуществляется при помощи газлифта (компрес­сорного и бескомпрессорного ), электроцентробежных насосов и штанговых глубинных насосов.

Газлифтная эксплуатация нефтяных скважин является как бы продолжением фонтанного способа добычи с той разницей, что при фонтанировании источником энергии служит газ, поступаю­щий вместе с нефтью из пласта, а при газлифтной эксплуатации подъем жидкости осуществляется при помощи сжатого газа, нагнетаемого в скважину с поверхности. Газ на поверхности сжимают в компрессорах или используют газ высокого давления из ближайших газовых месторождений или газоносных пластов. В первом случаегазлифт называется компрессорным, во втором — бескомпрессорным .

Оборудование газлифтной скважины почти не отличается от оборудования фонтанных скважин, только в подъемных трубах устанавливают газлифтные клапаны с интервалом, зависящим от глубины скважины. Три верхних клапана пусковые — роль их сводится к обеспечению снижения уровня столба жидкости в скважине с целью возбуждения при-

тока из пласта в момент освоения скважины. Нижний газлифтный клапан — рабочий, через него поступает в подъемник газ высокого давления, нагнетаемый в за трубное пространство. Пусковые клапаны при работе газлифтной скважины закрыты.

При непрерывной подаче сжатого газа в подъемник жидкость, поступающая из пласта в подъемные трубы, разгазируется , поднимается до устья скважины и поступает в выкидную линию скважины. Для повышения устойчивости работы газлифтных скважин в эксплуатационной колонне выше продуктивного пласта устанавливают паке, состоящий из металлического остова и ре­зиновых манжет для перекрытия затрубного пространства. Обслуживание газлифтной скважины практически не отличается от

обслуживания фонтанной скважины. При отклонениях дебита газлифтной скважины от нормального оператор по добыче нефти при помощи регулятора расхода газа в газораспределительной будке регулирует объем подачи газа для обеспечения оптимального дебита скважины.

В связи с низким коэффициентом полезного действия газлифтных подъем­ников и значительными первоначаль­ными капитальными вложениями на строительство компрессорных станций и газопроводов высокого давления для подачи газа на газлифтные скважины, газлифтная эксплуатация применяется для подъема в основном легких нефтей имеющих большие газовые фак­торы (свыше 120 м3/м³). В таких слу­чаях расходы газа, нагнетаемого в газ­лифтные скважины с поверхности, на­ходятся в умеренных пределах и газ­лифтная добыча вполне себя оправды­вает.

Насосная эксплуатация скважин. При насосной эксплуатации подъем жидкости из скважин на поверхность осуществляется насосами — в основ­ном штанговыми и бесштанговыми (по-гружными электроцентробежными).

Откачка нефти из скважин при по­мощи штанговых глубинных насосов

получила широкое распространение в силу их простоты и сра­внительной дешевизны. Штанговые насосы позволяют отби­рать нефть с глубин до 2500 м. Глубиннонасосными установками можно отбирать до 500 м³ жидкости в сутки в зависимости от диаметра и глубины спуска насоса.

Схема глубиннонасосной установки приведена на рис. 12. Основными элементами ее являются: колонна насосных труб и глубинный насос с плунжером, подвешенный на штангах. Пере­численные элементы относятся к подземному оборудованию сква­жины. Глубинный насос приводится в движение от станка-

качалки, расположенного на поверхности земли и состоящего из бадансира , шатунно-кривошипного механизма и двигателя.

Глубинный насос представляет собой обычный поршневой насос одинарного действия с проходным поршнем (плунжером).

В нижней части насоса установ­лен приемный клапан 1, открыва­ющийся только вверх. Плунжер насоса, несущий на себе нагнета­тельный клапан 2, подвешивается на колонне насосных штанг 3. Верхняя штанга пропускается через устьевой сальник 5 и соеди­няется с головкой балансира 6 станка-качалки. При помощи ша­тунно-кривошипного механизма 7, 8 головка 10 балансира пере­дает возвратно-поступательное движение колонне штанг и подве­шенному на них плунжеру. Станок приводится в действие электродвигателем 9 через си­стему передач.

При ходе штанг вверх верх­ний клапан 2 закрыт, так как на него действует давление вы­шележащего столба жидкости. При этом под действием столба жидкости в кольцевом прост­ранстве открывается приемный клапан 1 и жидкость поступает в цилиндр насоса. При ходе плунжера вниз нижний клапан закрывается, а верхний откры­вается и через полый плунжер жидкость выдавливается из ци­линдра насоса в насосные трубы.

При непрерывной работе на­соса в результате подкачки жид­

кости уровень последней в насосных трубах поднимается до устья и она поступает в выкидную линию через тройник 4.

Станки-качалки оснащаются средствами для их отключения в случае обрыва штанг или при появлении ударных перегрузок, при повышении или понижении давления в нагнетательном тру­бопроводе, при обрыве фаз или токовых перегрузках и коротких замыканиях электродвигателя.

Работа станков-качалок регулируется блоком управления типа БУС-2, в который входит пусковая и другая электромехани­ческая аппаратура, обеспечивающая взаимосвязанную работу

средств автоматизации и технологического оборудования уста­новки.

Штанговые насосные установки имеют серьезные недостатки — тяжелое громоздкое оборудование при больших глубинах скважин, опасность раз­

личных неполадок, аварий со штангами вследствие больших нагрузок, огра­ниченное применение для добычи нефти в наклон­ных скважинах, не всегда достаточная производи­тельность для отбора боль­ших объемов жидкости, особенно из сильно обвод­ненных скважин. В связи с этим в настоящее время все большее применение находят насосные уста­новки с новым принципом действия. Основной осо­бенностью их является пе­ренос двигателя на забой скважины и устранение штанг — наиболее уязвимо­го звена глубинно-насосных установок. Из бесштанго­вых насосных установок наиболее широко приме­няются погружные элек­троцентробежные насосы (ЭЦН). Преимуществами электроцёнтробежных на­сосов являются простота обслуживания, высокая производительность (до 1500 м3/сут), относительно большой межремонтный период работы (15—20 мес., иногда и более). Они могут успешно работать как в вертикальных, так и в наклонных скважинах.

Погружной электроцентробежный насос (рис. 13) состоит из расположенных вертикально на общем валу многоступенчатого центробежного насоса, электродвигателя и протектора, служа­щего для защиты электродвигателя от попадания в него пластовой жидкости. Питание электродвигатель получает по бронированному

кабелю, спускаемому вместе с насосными трубами, у баш­мака которых устанавливается насос. Управление работой и отключение в случае аварии погружного электроцентробежного насоса производится специальной автоматической станцией уп­равления БУС-2, устанавливаемой в будке недалеко от устья скважины. В этой же будке устанавливается автотрансформатор для компенсации падения напряжения в бронированном кабеле.

Длина насоса определяется его типом и числом ступеней и изменяется от 5,1 до 10,8 м. От числа ступеней зависит и напор насоса. Протектор помимо защиты электродвигателя от попадания пластовой жидкости служит также для подачи по мере расхода жидкого масла в электродвигатель и консистентной смазки в подшипники насоса.

На выкидной линии может быть установлен отсекающий клапан типа РОМ-1 для блокировки скважины в случае ее фонтанирования; при добыче парафинистой нефти предусматривается устрой­ство для запуска шаров.

СБОР И ВНУТРИПРОМЫСЛОВЫЙ ТРАНСПОРТ НЕФТИ И ГАЗА