Глубинно-насосный способ
Глубинно-насосный способ , как правило, соответствует уже более позднему периоду жизни месторождения. [1]
При глубинно-насосном способе добыча нефти осуществляется с помощью глубинных насосов и расходуется электроэнергия и пар или же энергия двигателей внутреннего сгорания. Этот способ имеет простую конструкцию установки, высокую автоматизацию управления и сравнительно небольшие затраты на извлечение нефти и поэтому является экономически более эффективным по сравнению с компрессорным способом эксплуатации нефтяных скважин. Таким образом, различные способы эксплуатации нефтяных скважин ( фонтанный, компрессорный и глубинно-насосный) связаны с разными затратами по добыче и структурой себестоимости нефти. Различны также и пути снижения себестоимости добываемой нефти. [2]
Применение остеклованных НКТ при штанговом глубинно-насосном способе добычи нефти , содержащей абразивные механические примеси, осложняется интенсивным износом стеклопокрытий и преждевременным выходом из строя нефтепромыслового оборудования. Однако вопросы, связанные с абразивным изнашиванием внутренних стеклопокрытий, применительно к глубинно-насосной добыче нефти слабо исследованы. [3]
Эти устройства применимы для автоматизации глубинно-насосного способа эксплуатации с гравитационным и водонапорным режимом эксплуатации пласта. [4]
На скважинах, которые будут эксплуатироваться глубинно-насосным способом , в насосно-компрессорных трубах на различных глубинах устанавливаются седла для глубинных насосов. Эти седла ( за исключением нижнего, расположенного вблизи башмака колонны) могут извлекаться по мере снижения динамического уровня в скважине, когда глубинный насос необходимо спускать несколько ниже. [5]
Проведенные исследования изнашивания стеклянных покрытий при глубинно-насосном способе добычи нефти позволяют рекомендовать следующие методы повышения износостойкости стеклянных покрытий. [6]
По прямому признаку на нефть, добытую глубинно-насосным способом , относится стоимость электроэнергии, а на компрессорный способ — затраты на сжатый воздух и газ; оплата нефти, полученной от буровых и геологоразведочных организаций, относится на прочие способы добычи. [7]
Для раздельной эксплуатации двух и более пластов одной скважиной глубинно-насосным способом применяют установки с трубными или вставными глубинными насосами различных диаметров. В таких установках оба насоса последовательно подвешивают на одной колонне насосных штанг, при этом продукция каждого пласта откачивается самостоятельно. [8]
Промышленное внедрение систем телемеханики позволило перевести большое количество скважин с глубинно-насосным способом эксплуатации на периодическую работу, что при сохранении дебита скважин резко сократило среднесуточное время работы станка-качалки. Однако дальнейшее сокращение времени работы скважины за счет дистанционного управления из диспетчерского пункта невозможно из-за того, что диспетчер осуществляет ежечасный цикл опроса и управления объектами. [9]
В добыче нефти с 1923 года начинается внедрение на нефтяных промыслах глубинно-насосного способа добычи нефти . [10]
При эксплуатации глубоких скважин и при большом падении давления в пласте применяют глубинно-насосный способ добычи нефти , при котором в скважину опускают поршневой или центробежный насос, и нефть постепенно выкачивают на поверхность. [12]
Освоение с помощью скважинных насосов применяют в скважинах, которые будут эксплуатироваться глубинно-насосным способом . [13]
Отличительной особенностью методики М. Н. Писарика является то, что она применима для любых режимов эксплуатации нефтеносного горизонта с глубинно-насосным способом эксплуатации . [14]
На поздней стадии разработки или в разряжающих рядах ( уплотненная сетка) скважин практикуется перевод скважин или на глубинно-насосный способ эксплуатации , или в разряд нагнетательных с установкой пакера над зоной нагнетания. В случае, если пакер герметичный, эта мера является эффективной. При негерметичности пакера или при его отсутствии происходит размыв резьбового соединения. В последующем разрушаются неустойчивые окружающие породы и в итоге обсадная колонна может деформироваться, вплоть до разрушения. [15]
Россия занимает в мире ведущее место по производству и использованию для добычи нефти установок электроцентробежных погружных насосов (УЭЦН). До 60% нефти России и до 70% нефти Западной Сибири добывается с использованием УЭЦН.
Состояние нефтяной промышленности России подошло к такому периоду, когда дальнейшая эксплуатация скважин возможна лишь при модернизации процесса добычи нефти, из-за существенного ухудшения эксплуатационных условий. Большой проблемой при работе в осложненных скважинах является изменение ее технико-экономических показателей. Факторов влияющих на работу УЭЦН очень много: начиная от конструкции скважины, до процессов проходящих в самом пласте. Совокупность всех осложнений приводит к резкому снижению эффективности работы и частым отказам УЭЦН. При отказе УЭЦН затраты на спуско-подъемные операции и последующий ремонт практически достигает стоимости новых установок. В условиях когда финансовая ситуация диктует требования по сокращению удельных затрат на добычу нефти, снижение себестоимости до уровня, обеспечивающего рентабельность производства, поиск и использование резервов повышения эффективности производства стали основной задачей. В связи с этим становятся актуальным разработки по повышению показателей работы насоса и увеличению наработки на отказ.
Скважинная добыча нефти осуществляется или путем природного фонтанирования под давлением энергии пласта, или при помощи использования механизированного способа поднятия жидкости. В самом начале разработки нефтяного месторождения действует фонтанный вид добычи, а позднее ввиду уменьшения фонтанирования скважина переводится на газлифтный или эрлифтный способ добычи или глубиннонасосный, в котором добыча нефти осуществляется штанговыми, гидропоршневыми или винтовыми насосами. Способ, называемый газлифтным, представляет собой механизм для поднятия капельной жидкости при помощи энергии, которая содержится в сжатом газе, который с ней смешивается. Это технология внесла определенные дополнения в привычный технологический процесс, поскольку при его использовании обязательно наличие компрессорной станции с газосборными трубопроводами и газораспределителями. Весь комплекс, который состоит из нефтяных скважин, трубопровода, различных установок, при помощи которых нефть добывается из недр — все это называют нефтяной промысел. Существует еще одна современная технология добычи нефти в месторождениях, которые разрабатываются при помощи искусственного заводнения — возведение водоснабдительной системы с насосными станциями [1].
Современные системы внутриотраслевой транспортировки скважин, которые осуществляются посредством трубопроводов, включают в себя напорную систему и самотечную. Напорная система подразумевает собственное давление на устье скважины, а самотечная осуществляется путем преодоления отметки устья над пометкой группового сборного пункта. В процессе разработки нефтяных месторождений, которые находятся на континентальных шельфах, происходит создание морских нефтяных промыслов.
К современным технологиям добычи нефти относятся следующие применяемые способы эксплуатации нефтяных месторождений — фонтанный, компрессорный и насосный.
Глубинными насосами оснащены примерно две трети всех российских скважин, которыми добывается треть всего объема нефти в России. Глубиннонасосная добыча нефти применяется, как правило, на скважинах с дебитом максимум до 50-ти кубических метров жидкости за 24 часа, при средней глубине подвески до полутора километров, максимум до трех. Если скважина неглубокая, то установка может поднять до двухсот кубометров за одни сутки.
Насосная установка состоит из следующих компонентов — привод, устьевое оборудование (устьевая арматура для герметизации скважин, самоустанавливающийся сальник, устьевые сальники, запорное устройство и др.), насосные штанги — стержни с круглым поперечным сечением с высаженными концами, на которых расположено квадратное сечение и резьба. Сам глубинный насос, который предназначен для откачивания из нефтяных скважин жидкости, насосно-компрессорные трубы для поднятия жидкости от насоса на дневную поверхность и вспомогательное подземное оборудование. Привод является преобразователем энергии двигателя в движение колонны насосных штанг. В большинстве насосных установок применяют станки-качалки.
На месторождениях России около 95% фонда скважин эксплуатируется насосным способом. В основном насосный фонд представлен установками центробежных электронасосов (УЭЦН) отечественного и импортного производства. На добычу с помощью УЭЦН приходится основной объем жидкости (нефти). Эксплуатация установок электроцентробежных насосов является наиболее высокотехнологичным, но и самым дорогостоящим способом.
Для отбора из скважин больших количеств жидкости используют лопастный насос с рабочими колесами центробежного типа, обеспечивающий большой напор при заданных подачах жидкости и габаритах насоса. Наряду с этим, в нефтяных скважинах некоторых районов с вязкой нефтью необходима
большая мощность привода относительно подачи. В общем случае эти установки носят название электропогружные электронасосы. В первом случае — это установки центробежных электронасосов (УЗЦН), во втором — установки погружных винтовых электронасосов (УЗВНТ) [9].
Скважинные центробежные и винтовые насосы приводятся в действие погружными электродвигателями. Электроэнергия подводится к двигателю по специальному кабелю. Установки ЭЦН и ЭВН довольно просты в обслуживании, так как на поверхности имеются станция управления и трансформатор, не требующие постоянного ухода.
При больших подачах УЭЦН имеют достаточный КПД, позволяющий конкурировать этим установкам со штанговыми установками и газлифтом.
При этом способе эксплуатации борьба с отложениями парафина проводится достаточно эффективно с помощью автоматизированных проволочных скребков, а также путем нанесения покрытия внутри поверхности НКТ.
Межремонтный период работы УЭЦН в скважинах достаточно высок и составляет по России до 600 суток.
Скважинный насос имеет 80 — 400 ступеней. Жидкость поступает через сетку в нижней части насоса. Погружной электродвигатель маслозаполненный, герметизированный. Во избежание попадания в него пластовой жидкости устанавливается узел гидрозащиты. Электроэнергия с поверхности подается по круглому кабелю, а около насоса — по плоскому. При частоте тока 50 Гц частота вращения вала двигателя синхронная и составляет 3000 мин(-1).
Трансформатор (автотрансформатор) используют для повышения напряжения тока от 380 (напряжение промысловой сети) до 400 — 2000 В.
Станция управления имеет приборы, показывающие силу тока и напряжение, что позволяет отключать установку вручную или автоматически.
Глубинно-насосная установка и способ для добычи нефти предназначены для использования в нефтяной промышленности для добычи нефти с высоким газовым фактором и из скважин с газовыми или газоконденсатными шапками. Установка содержит глубинный насос, газовый сепаратор, а также управляемый клапан-отсекатель, электроконтактный манометр и таймер, которые размещены на линии сброса нефтяного газа из затрубного пространства в выкидной трубопровод, теплоизолированы и снабжены системой обогрева. Способ предусматривает определение, установку и поддержание оптимального затрубного давления, которые обеспечивают наилучшие условия для работы глубинно-насосной скважины, оборудованной газосепаратором. Определение оптимального затрубного давления осуществляется на основании результатов глубинных исследований из условия минимального значения первой производной функции "затрубное давление — динамический уровень". Оптимальное затрубное давление устанавливают с таким расчетом, чтобы при его отклонениях в пределах до 1 МПа от номинального значения динамический уровень изменялся не более чем на 50-100 м. Оптимальное затрубное давление поддерживается с помощью управляемого клапана-отсекателя, управляемого электроконтактным манометром (по верхнему и нижнему пределам давления) и таймером (по промежутку времени накопления свободного газа в затрубном пространстве и длительности стравливания в выкидной нефтепровод). Позволяет исключить фонтанирование нефти по межтрубному пространству и прорывы газа через насос, снизить вероятность запарафинирования затрубного пространства и загидрачивания обратного клапана, удлинить срок службы глубинного насоса и стабилизировать производительность скважины. 2 с. и 4 з.п. ф-лы, 2 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для добычи нефти с высоким газовым фактором и из скважин, имеющим газовые или газоконденсатные шапки. Известна установка для добычи нефти и способ ее добычи, включающие отделение газа в сепараторе, расположенном ниже приема насоса, и удаление его через газовыпускной клапан (SU, авторское свидетельство, 866133, кл. E 21 B 43/00, 1981).
Недостатком известного способа и устройства является то, что при высоком газовом факторе сброс больших количеств газа из газосепаратора в выкидной трубопровод приводит к вспениванию, уменьшению плотности и охлаждению газонефтяной смеси в затрубном пространстве. В результате наблюдаются значительные колебания межтрубного и забойного давлений, давления на приеме глубинного насоса и загидрачивание обратного клапана.
Наиболее близким аналогом для способа глубинно-насосной добычи нефти и для глубинно-насосной установки для ее добычи является глубинно-насосная установка, содержащая установленный в колонне насосных труб насос с сепаратором, выкидной трубопровод и управляемый клапан-отсекатель, установленный в газопроводе, связанном с затрубным пространством.
В известной глубинно-насосной установке реализуется способ добычи нефти, заключающийся в том, что отделяют свободный газ от нефти и удаляют его из затрубного пространства через управляемый клапан-отсекатель (SU, авторское свидетельство 1384827, кл. F 04 B 47/02, 1988).
Недостатком известного способа и устройства является то, что удаление газа из затрубного пространства производят через колонну насосных труб и обратный клапан, что оказывает влияние на работу насоса, так как увеличивается давление на его плунжер. Для управления клапаном-отсекателем используется магнитный привод, связанный с полированным штоком, на привод клапана оказывают влияние силы трения и динамические силы при работе насосной установки.
Кроме того, способ не дает возможности обеспечить оптимальное затрубное давление.
Задачей изобретения является стабилизация затрубного давления, давления на приеме насоса, динамического уровня нефти в затрубном пространстве и количества газа, сбрасываемого в единицу времени из скважины в выкидной нефтепровод.
Поставленная задача достигается тем, что управляемый клапан-отсекатель глубинно-насосной установки снабжен таймером и электроконтактным манометром, подключенным к газопроводу до входа в клапан-отсекатель, при этом конец газопровода после клапана-отсекателя подсоединен к выкидному трубопроводу. Кроме того, клапан-отсекатель выполнен теплоизолированным и снабжен системой подогрева.
Задача в способе добычи нефти достигается за счет того, что для рабочего режима скважины определяют оптимальное затрубное давление, задают при помощи электроконтактного манометра, управляющего работой клапана-отсекателя, верхний и нижний пределы затрубного давления, а открытие клапан-отсекателя и удаление газа производят электрическому сигналу от манометра при достижении в затрубном пространстве верхнего предела затрубного давления.
Оптимальное затрубное давление определяют из условия минимального значения первой производной функции "затрубное давление-динамический уровень".
Оптимальное затрубное давление устанавливают таким, чтобы при его отклонениях в пределах до 1 МПа от номинального значения динамический уровень изменяется не более чем на 50-100 м.
Время открытия и закрытия клапана-отсекателя регулируют таймером.
На фиг. 1 представлена схема глубинно-насосной установки, реализующей способ добычи нефти; на фиг. 2 — кривая для определения оптимального затрубного давления.
Глубинно-насосная установка содержит глубинный насос 1 с гидросепаратором 2, управляемый клапан-сепаратор 3 с электроконтактным манометром 4 и таймером 5 объединены в общий блок управления 6, установленный на газопроводе 7, соединяющем затрубное пространство 8 скважины с выкидным трубопроводом 9. Блок управления 6 помещен в теплоизолированный кожух и оснащен системой подогрева (на чертеже не показана). Колонна насосно-компрессорных компрессорных труб 10 установлена в внутри обсадной колонны 11. На трубопроводе, связывающем затрубное пространство 8 с выкидным трубопроводом 9, установлены обратный клапан 12 и задвижка 13.
Установка работает следующим образом. Продукция скважины в виде газонефтяной смеси поступает в газосепаратор 2, где происходит отделение нефти от газа. Дегазированная нефть попадает в глубинный насос 1 и, поднимаясь на поверхность по насосно-компрессорным трубам 10, поступает в выкидной трубопровод 9. Газ сбрасывается в затрубное пространство 8, проходит по специальному газопроводу 7 через клапан-отсекатель 3 и попадает в выкидной трубопровод 7.
Принцип работы регулируемого клапана-отсекателя следующий. При накоплении газа повышается давление и снижается динамический уровень в затрубном пространстве 8. Верхний предел давления и соответственно нижний предел динамического уровня устанавливаются с помощью электроконтактного манометра. При достижении верхнего предела давления клапан-отсекатель 3 автоматически открывается и избыточный газ сбрасывается в выкидной трубопровод 9. Давление в затрубном пространстве 8 падает и при достижении нижней границы, чему соответствует максимальный динамический уровень, клапан-отсекатель 3 автоматически закрывается. Оптимальным является режим, когда значительным перепадам затрубного давления — 1-2 МПа — соответствуют минимальные колебания динамического уровня — 50-00 м.
Закрытие и открытие клапана-отсекателя 3 регулируется также с помощью таймера 5. Время накопления газа в межтрубном пространстве устанавливается в пределах до нескольких часов, а время стравливания — до 5-7 мин.
Загидрачивания управляемого клапана-отсекателя 3 в отличие от обратного клапана 12, установленного после затрубной задвижки 13, не происходит, т.к., во-первых, время стравливания и расход газа невелики, а во-вторых, он теплоизолирован и при необходимости дополнительно обогревается.
Контроль за эффективностью предложенного устройства и оптимальным режимом работы глубинно-насосной установки осуществляется посредством измерения дебета скважины, расчета коэффициентов наполнения и подачи штангового глубинного насоса или замера тока электроцентробежных глубинных насосов.
При изменении параметров работы нефтяного пласта, например при повышении или понижении пластового давления, устанавливается новый режим работы управляемого клапана-отсекателя 3 посредством изменения пределов колебания затрубного давления с использованием электроконтактного манометра 4 или времени накопления и стравливания нефтяного газа с помощью таймера 5.
Способ в предложенном устройстве реализуется следующим образом. Каждому значению затрубного давления соответствует определенное значение динамического уровня. Первоначально скважина исследуется и строится зависимость "затрубное давление — динамический уровень" (фиг. 2). На графике выбирается участок (2,3 — 3,0 МПа) с минимальным градиентом давления dP/dH (P -давление, МПа, H — динамический уровень, м), который соответствует оптимальному затрубному давлению. Наилучшим для работы глубинно-насосной установки скважины считается режим, когда при значительных, до 1 МПа, отклонениях затрубного давления от оптимального значения наблюдаются минимальные колебания динамического уровня — 50-100 м. Верхний и нижний пределы затрубного давления устанавливаются с помощью электроконтактного манометра (ЭКМ). При сбросе газа из газосепаратора 2 происходит его накопление в затрубном пространстве — затрубное давление повышается. После достижении верхнего предела давления управляющий электрический сигнал от ЭКМ поступает на электромагнитный клапан (на чертеже не показан), который открывает управляемый клапан-отсекатель 3. Избыточный газ сбрасывается в выкидной трубопровод 9. Давление в затрубном пространстве 8 падает и при достижении нижней границы клапан-отсекатель 3 автоматически закрывается.
Количество газа, сбрасываемого за определенный промежуток времени из затрубного пространства в выкидной нефтепровод, управляется также путем задания времени закрытия и открытия управляемого клапана-отсекателя 3 с помощью таймера 5. Время накопления газа в затрубном пространстве 8 (клапан закрыт) устанавливается в пределах 1-5 ч, а время стравливания газа (клапан открыт) — 0,5-5 мин.
Данное изобретение позволяет предотвратить образование гидратных и асфальто-смоло-парафиновых отложений на наружных стенках насосно-компрессорных труб и внутренней части обсадной колонны, улучшить условия эксплуатации глубинного насоса, снизить затраты на проведение ремонтных и аварийно-восстановительных работ, оптимизировать работу системы: нефтяной пласт-скважины — выкидной трубопровод и увеличить добычу нефти.
1. Способ глубинно-насосной добычи нефти с высоким газовым фактором, заключающийся в том, что отделяют свободный газ от нефти и удаляют его из затрубного пространства через управляемый клапан-отсекатель, отличающийся тем, что определяют оптимальное затрубное давление для рабочего режима скважины, при помощи электроконтактного манометра, управляющего работой клапана-отсекателя, задают верхний и нижний пределы затрубного давления, а открытие клапана-отсекателя и удаление газа производят при достижении в затрубном пространстве верхнего предела затрубного давления.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что оптимальное затрубное давление определяют из условия минимального значения первой производной функции "затрубное давление — динамический уровень".
3. Способ по пп.1 и 2, отличающийся тем, что оптимальное затрубное давление устанавливают таким, чтобы при его отклонениях в пределах до 1 МПа от номинального значения динамический уровень изменялся не более чем на 50-100 м.
4. Способ по пп. 1-3, отличающийся тем, что время открытия и закрытия клапана-отсекателя регулируют таймером.
5. Глубинно-насосная установка для добычи нефти, содержащая установленный в колонне насосно-компрессорных труб глубинный насос с газосепаратором, выкидной трубопровод и управляемый клапан-отсекатель, установленный в газопроводе, связанном с затрубным пространством, отличающаяся тем, что управляемый клапан-отсекатель снабжен таймером и электроконтактным манометром, подключенным к газопроводу до входа в клапан-отсекатель, при этом конец газопровода после клапана-отсекателя подсоединен к выкидному трубопроводу.
6. Установка по п.5, отличающаяся тем, что управляемый клапан-отсекатель выполнен теплоизолированным и снабжен системой подогрева.
