Подъем нефти на дневную поверхность

Подъем нефти на дневную поверхность

 

Подъем нефти на дневную поверхность получил название «добыча нефти», по аналогии с известными «добыча угля», «добыча руды». Однако, кроме названия, они существенно отличаются по технологии процесса извлечения.

Разделяют два вида осуществления этого процесса – фонтанный и механизированный. При фонтанном способе нефть поднимается на поверхность за счет внутренней энергии пласта, при механическом способе – прибегают к принудительному способу подъема с помощью различных устройств, спускаемых в скважину.

Фонтанный способ добычи экономичен и существует в первоначальный период разработки месторождения, пока запасы пластовой энергии достаточно велики. Затем на смену ему приходят механизированные способы. В зависимости от применяемых методов механизированные способы подразделяют на компрессорный и насосный. Последний включает в себя добычу нефти с помощью штанговых и бесштанговых насосов.

Рассмотрим способы добычи нефти, получившие в настоящие время применение:

 

1. Фонтанный способ добычи нефти

 

1.1. Баланс пластовой энергии

 

Когда давление, под  которым  находится  нефть  в  пласте,  достаточно велико,  нефть  самопроизвольно  поднимается  на   поверхность   по   стволу скважины. Такой способ подъема нефти получил название фонтанного.

На что же расходуется пластовое давление  и  какова  должна  быть  его величина, чтобы обеспечить фонтанирование? Во-первых, необходимо  преодолеть противодавление заполненного жидкостью ствола  скважины  –  гидростатическое давление  Ргст.  Во-вторых,  надо  компенсировать  потери,  возникающие  при движении жидкости в колонне обсадных труб  и  насосно-компрессорных  труб  – гидравлические    потери    Ргид.    В-третьих,    необходимо     обеспечить транспортировку жидкости от устья скважины до сборного пункта –  Ртр.  Кроме того, устье скважины может оказаться выше или ниже сборного  пункта  и  когда необходима энергия на преодоление геометрической разницы высот  –  Рг, надо также учесть,  что  при  движении  жидкости  из  зоны  повышенного  давления (пласт) в зону  пониженного  давления  (скважина)  из  нее  выделяется  газ, который, расширяясь, помогает подъему.  Обозначив  это  влияние  газа  через Ргаз, получим условие фонтанирования:

 

Рпл =  Ргст + Ргид + Ртр - Ргаз + Рг                                                                        (4.1)

 

Подробно теория фонтанирования разработана академиком А.П.Крыловым.

При проектировании режима работы фонтанной скважины надо  иметь  ввиду следующее: а) приток жидкости из пласта тем больше, чем  меньше будет  давление  на забое – Рзаб; б) в то же время  пропускная  способность  подъемника  будет  тем выше, чем больше будет  давление  на  забое.  В  процессе  работы  пласта  и подъемника установится равновесие системы – «пласт-подъемник».

Приток жидкости из пласта описывается формулой:

 

qn = K(Pпл - Рзаб)n,         (4.2)

где К – коэффициент  продуктивности,  куб.м./сут.Мпа;  Рпл – пластовое давление, Мпа; Рзаб – забойное давление, Мпа.

Если НКТ спущены до забоя, то  Рзаб  в  формуле  (4.2)  есть  забойное давление. Если НКТ выше забоя, так что глубина  скважины  Н  больше  глубины спуска НКТ L: (LH), то:

 

Рзаб – Рбаш + (H – L)* p*q        (4.3)

 

В этом случае формула (4.2) примет вид:

 

qn = K[Pпл – Рбаш - (H – L)* ρ*q]n,      (4.4)

 

где Рбаш – давление на входе в лифт; ρ – плотность жидкости.

 

1.2. Осложнения при работе фонтанной скважины

 

Отложения парафина часто встречающимся осложнением при работе фонтанных скважин  является выпадение из нефти парафина, солей, вынос песка, прорывы газа.

По содержанию парафина нефти принято делить на три класса:

1 – беспарафинистая  (содержит  менее  1%  парафина  по  массе);

2 – слабопарафинистая (содержит  1-2%  парафина  по  массе);

3 –  парафинистая (содержит более 2% парафина по массе).

Безводная девонская нефть Туймазинского нефтяного месторождения, например, содержит от 3,7 до 5,5% парафина: пласт Д1 – 5%, пласт Дп – 6 %, турнейский – 1,9%, угленосный – 3,7%. Месторождения Мангышлака содержат 15-20% парафина (Узень и Жетыбай).

Добыча  нефти  при  наличии  в  ней  парафина  осложняется  выпадением парафиновых отложений в трубах, затрубном пространстве, в выкидных  линиях, в резервуарах.

Парафиновые  отложения   состоит   из   парафина,   нефти,   смолистых компонентов нефти, а также воды, твердых частиц, глины и песка. Парафиновые  отложения  нарушают   нормальную   работу   скважин:   их приходится останавливать на ремонт, что приводит к потере добычи нефти.

В условиях Башкирии затраты на депарафинизацию промыслового оборудования составляют около 10% от себестоимости добываемой нефти.

Начало отложения парафина отмечается на глубине 800-900 м.  Наибольшие отложения наблюдаются примерно на глубине 1000-2000 м.

Фонтанный лифт диаметром 73 мм при дебите скважины 75 т/сут. Полностью запарафинивается примерно за пять суток. За это время в  лифте  скапливается более 1000 кг парафина. Средний дебит скважины  при  этом  снижается  до  50 т/сут.

Рассмотрим некоторые факторы, влияющие на выпадение парафина из нефти. В пластовых условиях парафин обычно находится в растворенном состоянии. При снижении давления и температуры нарушается первоначальное физико-химическое равновесие. В результате начинает выделяться из раствора парафин в виде мельчайших кристаллов, которые сначала находятся в нефти во взвешенном состоянии, а впоследствии осаждаются на твердых поверхностях оборудования.

Выпадению  парафина  способствует  снижение   температуры   в   лифте.  Температура начала  кристаллизации  парафина  для  месторождений  Татарии и Башкирии находится в пределах 15…35 градусов С.

Снижение температуры в лифтовых трубах происходит в связи с выделением газа из нефти, которое обусловлено в  свою  очередь  снижением  давления  по мере перемещения частиц газа в нефти от забоя скважины к устью, а также  при снижении устьевого давления.

Опишем метод борьбы с парафином, в основу которого  положено  свойство парафина прилипать только к шероховатым  поверхностям.  Ученые  С.Ф.Люшин  и В.А.Рассказов установили, что на гладких поверхностях отложение парафина  не наблюдается. Группой ученых объединения «Башнефть»  и  НГДУ  «Туймазанефть», институтов «УралНИТИ»  и  «ОФ  ВНИИКанефтегаз»  были  разработаны  рецептуры материалов и созданы установки для их нанесения  на  внутреннюю  поверхность насосно-компрессорных труб.

Были испытаны поверхности, выполненные из стекла,  эмали,  эпоксидной смолы. Свойство покрытий различны: стекло температуростойко,  кислотоупорно, но  хрупко.   Вследствие   больших   нагрузок,   действующих   на   насосно-компрессорные трубы  в  скважине  и  разных  величин  деформаций  металла и стекла, стекло отделяется от труб, осыпается, образуя стеклянные пробки.

Эмаль более прочна, чем стекло, стойка  к  агрессивным  жидкостям,  но также разрушается при механическом воздействии.

Следует сказать, что процесс нанесения стекла и эмали требует  нагрева трубы до 700оС и выше, что вызывает изменения в структуре металла и ведет к снижению прочности.

Эпоксидная  смола   является   упругим   материалом,   наносится   при температуре +100оС, процесс нанесения  может  быть  осуществлен  в  условиях промысловых  мастерских.  При  высоком  качестве  подготовки  поверхности  и соответствующем  подборе   материалов   покрытие   долговечно   и   надежно, противостоит парафинообразованию.

Следует  упомянуть  и  метод  борьбы  с  парафином,  заключающийся   в периодическом соскабливании его  с  поверхности  НКТ.  Для  этой  цели  была создана  целая  система,  состоящая   из   скребков   переменного   сечения, опускаемых в  НКТ  на  проволоке  специальной  лебедкой,  программного  реле времени и концевых выключателей.

Конструктивно скребки были выполнены так, что при  движении  вниз  они уменьшали свой диаметр,  что  обеспечивало  им  свободной  проход  даже  при наличии на стенках труб отложений парафина. При подъеме же  они  увеличивали диаметр и срезали парафин.

Скребки в некоторых нефтяных районах применяются и в настоящее время.       Очистка устьевой арматуры,  а  также  труб  от  парафина  производится депарафинизационным передвижным агрегатом, представляющим собой  автомобиль, на котором установлен нагреватель.

В нагревателе монтируется труба, через которую прокачивается жидкость. Здесь она нагревается до определенной температуры и направляется в скважину. Агрегат может быть подключен на «циркуляцию», т.е. выходящая из скважины жидкость направляется в печь, подогревается до 100оС и возвращается в затрубное пространство скважины. В процессе циркуляции производится очистка ствола скважины и НКТ.

 

1.3. Оборудование фонтанной скважины.

 

Наиболее простым  способом  подъема  жидкости  из  фонтанной  скважины является использование для этой  цели  эксплуатационной  колонны.  При  этом возможно возникновение осложнений: а) эрозия  колонны  за  счет  воздействия движущейся жидкости и содержащихся  в  ней  компонентов;  б)  нерациональное использование пластовой энергии вследствие значительного  диаметра  колонны; в) возникновение осложнений  за счет выделяющихся из жидкости компонентов  – солей, парафина, мех.примесей.

Восстанавливать поврежденную колонну и устранять осложнения  трудоемко и не  всегда  эффективно.  Надо  также  иметь  ввиду,  что  эксплуатационная колонна является в скважинах, как правило, и обсадной  колонной  и  призвана надежно защищать скважину от разрушения и проникновения  в  нее  посторонних агентов в течение всей жизни месторождения.

Все оборудование фонтанной скважины можно разделить на  две  группы  – подземное и наземное.

Подземное оборудование включает  в  себя  насосно-компрессорные  трубы (НКТ), якорь, пакер, клапаны,  муфты  –  все  устройства  и  приспособления, работающие в скважине и находящиеся ниже фланца обсадной колонны.

К  наземному  оборудованию  относится   устьевая   арматура,   рабочие манифольды, штуцеры, клапаны, задвижки –  все  оборудование,  работающие  на поверхности.

 

2. Добыча нефти установками  штанговых насосов

 

Принудительный подъем нефти из  скважин  с  помощью  насосов  является наиболее продолжительным в жизни месторождения.

Одним  из  разновидностей  этого   способа   является   добыча   нефти установками штанговых глубинных насосов (УШГН).

УШГН представляет собой  поршневой  насос  одинарного  действия,  шток которого связан колонной  штанг  с  наземным  приводом  –  станком-качалкой.

Последний  включает  в  себя  кривошипно-шатунный  механизм,   преобразующий вращательное  движение  первичного  двигателя   в   возвратно-поступательное движение и сообщает его колонне штанг и плунжеру насоса.

Осуществление способа производится с помощью установки, схема  которой приведена. Подземное оборудование составляют:  насосно-компрессорные  трубы, насос, штанги, устройства для борьбы с осложнениями.

К наземному оборудованию относится привод  (станок-качалка),  устьевая арматура, рабочий монифольд.

Установка работает  следующим  образом.  При  ходе  плунжера  вверх  в цилиндре  насоса  снижается   давление   и   нижний   (всасывающий)   клапан поднимается, открывая доступ  жидкости  (процесс  всасывания).  Одновременно столб  жидкости,  находящийся  над  плунжером,  прижимает  к  седлу  верхний (нагнетательный) клапан, поднимается вверх и выбрасывается из НКТ в  рабочий монифольд (процесс нагнетания).

При ходе  плунжера  вниз  верхний  клапан  открывается  нижний  клапан давлением  жидкости  закрывается,  а  жидкость   находящаяся   в   цилиндре, перетекает через полый плунжер в НКТ.

Рассмотрим устройство и работу отдельных узлов УШГН.

 

2.1.Привод

 

Приводы  классифицируются:  а)  по  роду  используемой  энергии  –  на механические, гидравлические,  пневматические;  б)  по  числу  обслуживаемых скважин – на индивидуальные и групповые; в) по типу первичного  двигателя  – на электрические и тепловые.

Станок-качалка является индивидуальным приводом штангового  глубинного насоса, спускаемого в скважину и связанного с приводом  гибкой  механической связью – колонной штанг.

В   конструктивном   отношении   станок-качалка   представляет  собой четырехзвенный  механизм,  преобразующий  вращательное  движение  первичного двигателя в возвратно-поступательное движение колонны штанг.

Устройство  серийного  станка-качалки  по  ГОСТу  5866-76  описывается следующим образом.

Крутящий  момент  от электродвигателя  через  клиноременную  передачу передается на ведущий вал редуктора, а затем и на ведомый вал. На  последнем укрепляется кривошип с противовесами. Кривошип с помощью шатунов и  траверсы связан с балансиром, качающимся на опоре, укрепленной  на  стойке.  Балансир со  стороны  переднего  плеча  снабжен   откидной   головкой,   на   которой монтируется канатная подвеска.

Станок-качалка (СК) состоит из ряда самостоятельных узлов:

• Рама предназначена для  установки  на  ней  всего  оборудования СК  и выполняется  из  профильного  проката  в  виде  двух  полозьев,  соединенных поперечниками, и имеет специальную подставку под редуктор.  В  раме  имеются отверстия для крепления к фундаменту.
• Стойка является опорой для  балансира  и  выполняется  из  профильного проката в виде четырехгранной пирамиды.  Ноги  стойки  связаны  между  собой поперечинами. Снизу стойка крепится  к  раме  сваркой  или  болтами,  сверху несет плиту для крепления оси балансира с помощью двух скоб.
• Балансир предназначен для передачи  возвратнопоступательного  движения колонне штанг. Выполняется из профильного  проката  двутаврового  сечения  и имеет  однобалочную  или  двухбалочную  конструкцию.  Со  стороны   скважины балансир заканчивается поворотной головкой.
• Опора балансира – ось, оба конца  которой  установлены  в  сферических роликоподшипниках, расположенных в чугунных корпусах. К средней  части  оси, имеющей квадратное сечение, приварена планка, через которую опора  балансира с помощью болтов соединяется с балансиром.
• Траверса выполняет роль  связующего  звена  между  кривошипно-шатунным механизмом и балансиром и конструктивно  выполняется  в  виде  прямолинейной балки из профильного проката. Крепление к  балансиру  шарнирное  при  помощи сферического роликоподшипника.
• Шатун – трубная заготовка  со  специальными  головками  по  концам;  с помощью верхней головки шатун соединяется  пальцем  с  траверсой,  нижней  – кривошипом через палец и сферический подшипник.
• Кривошип   –   основной   элемент   кривошипно-шатунного    механизма, предназначенный для преобразования вращательного движения вала  редуктора  в возвратно-поступательные  колонны  штанг.  Выполнен  в  виде   прямоугольных пластин с отверстиями для крепления к шатунам  и  ведомому  валу  редуктора. Снабжен пазами для установки и перемещения противовесов.
• Канатная подвеска  является  гибком  звеном  между  колонной  штанг  и балансиром.  Состоит  из  двух  траверс  –  верхней  и  нижней,  разделенных втулками  зажимов  канатов.  На  верхней  траверсе  лежит   узел   крепления полированного штока. Траверсы могут быть раздвинуты  винтами  для  установки динамографа.
• Клиноременная передача СК предусматривает применение  клиновых  ремней типов О,А,Б,В,Г. Правильный  выбор  типа  ремня  обеспечивает  долговечность работы передачи.
• Шкивы выполняют  быстросменными  за  счет  конусной  расточки  тела  и применения конусной втулки, закрепляемой гайкой.
• Поворотные  салазки  являются  рамой  для  двигателя,   крепящейся   в наклонном положении, что  обеспечивает  изменение  межцентрового  расстояния между осями валов и, следовательно, натяжение ремней.
• Тормоз двух колодочной конструкции укрепляется на тормозном барабане и приводится в действие ходовым винтом. Рукоятка тормоза в целях  безопасности вынесена в конец рамы станка-качалки.
• Приводом   станка    качалки    является    трехфазный,    асинхронный электродвигатель  во  влагоморозостойком   исполнении   с   короткозамкнутым ротором с  кратностями  пускового  и  максимального  момента  соответственно 1,8…2,0 и 2,2…2,5.