Фонтанная и газлифтная добыча нефти

Фонтанная добыча нефти осуществляется за счет энергии пласта . Необходимым условием фонтанирования скважины является превышение пластового давления над гидростатическим ( столба жидкости в скважине ( формула показана в предыдущей теме )). Нефтепромысловая практика показывает , что фонтанный способ самый дешевый и рентабельный , а также простой с технической точки зрения. При рациональной разработке месторождения с поддержанием пластового давления удается продлить фонтанный период работы на многие годы и добиться высоких коэффициентов нефтеотдачи пластов. Обычно для поддержания пластового давления применяют законтурное заводнение , т.е. закачку воды в нагнетательные скважины , расположенные в законтурной водоносной зоне залежи . В ряде случаев используют внутриконтурное заводнение или центральное очаговое.

Практически фонтанирование только под действием гидростатического давления встречается редко . Обычно, по мере подъема нефти по стволу скважины, давление падает и при достижении давления насыщения из нефти начинает выделяться газ ( как при постепенном открытии бутылки с газированной жидкостью ), который способствует дальнейшему подъему нефтегазовой смеси на поверхность .Эффективность фонтанной добычи характеризуется газовым фактором — отношением полученного из месторождения газа к количеству добытой нефти. Чем меньше расходуется газа на подъем одной тонны нефти , тем рациональней считается разработка . Следовательно , для фонтанных скважин оптимальным считают такой темп отбора нефти , при котором газовый фактор наименьший.

При газлифтном способе добычи нефть поднимается частично за счет пластовой энергии и за счет энергии сжатого газа ( воздуха ) , подаваемого с поверхности ( или отдельного газового пласта в той же скважине ). Поэтому газлифтная скважина - это по существу та же фонтанная скважина , в которой недостающий для разгазирования газ подводится с поверхности по специальному каналу . Оптимальным режимом эксплуатации газлифтной скважины считают такой режим , при котором добывается наибольшее количество нефти при наименьшем расходе газового агента.

Для освоения и пуска фонтанной или газлифтной скважины в нее опускают один или два ряда насосно-компрессорных труб ( НКТ ) , а на устье устанавливают фонтанную арматуру . Фонтанная арматура предназначена для оборудования устья фонтанирующих нефтяных и газовых скважин с целью герметизации , контроля и регулирования режима их эксплуатации.

Фонтанная арматура позволяет:

1. Производить работы по освоению и пуску в эксплуатацию  фонтанной или компрессорной (эргазлифтной) скважины.

2) закачивать в скважину сжатый газ ( воздух ) , жидкости и их смеси.

3)  направлять продукцию скважины в коллекторы , сепараторы, групповые замерные установки ( Спутник )
или нефтесборные пункты.

4)  регулировать отбор продукции из скважины.

5)  замерять устьевое, забойное, кольцевое и затрубное давления .

6)  проводить исследования скважины и различные геолого-технические мероприятия .

7)  глушить скважину при необходимости.

Фонтанная арматура , состоящая из трубной головки ( нижняя часть ) и фонтанной елки ( верхняя часть ), собирается из набора стальных взаимозаменяемых тройников, крестовин, патрубков и запорной арматуры ( задвижки , краны ).

Трубная головка крепится на фланец колонной головки , предназначается для подвески подъемных труб , герметизации затрубного пространства ( между эксплуатационной колонной и фонтанными трубами ) , а также для закачки через это пространство воды, нефти или газа при освоении или промывке скважины от песчаных пробок.

Фонтанная елка - верхняя часть фонтанной арматуры , монтируемая над трубной головкой , предназначена для направления продукции скважины в выкидные линии , регулирования отбора жидкости и газа , проведения различных исследовательских работ , проверки и замены штуцеров , ремонтных работ и закрытия фонтанирующей скважины.

Фонтанные арматуры различаются по конструктивным и прочностным признакам : по рабочему давлению — 7-105 МПа, по размерам проходного сечения - 50 - 100 мм , по конструкции фонтанной елки - крестовые и тройниковые , по числу спускаемых в скважину рядов труб - однорядные и двухрядные , по виду запорных устройств — с задвижками и кранами.

5 Штанговые глубинные насосные установки ( ШГНУ )

ШГНУ - установка в которой глубинный насос ( штанговый скважинный насос ) , спущенный в скважину, приводится в действие двигателем , размещенным на поверхности , при помощи специального оборудования ( станок - качалка ) через колонну штанг .

ШПГУ состоит из наземного и подземного оборудования . К наземной части относят оборудование устья , станок - качалку , к подземной - НКТ, штанги , скважинный глубинный насос и защитные приспособления ( песочные , газовые якори и т.д.).

Балансир Головка балансира

Шатун

Электродвигатель через клиноременную передачу и редуктор обеспечивает передачу крутящего момента на кривошип с шатуном , который через траверсу соединен с балансиром , в результате балансир обеспечивает возвратно-поступательное движение колонны штанг . Самая верхняя штанга называется полированным штоком и ее рабочая ( полированная ) поверхность , сопрягаемая с сальником на устье , обеспечивает герметичность устьевой арматуры.

Промышленность   выпускает   большое   количество грузоподъемностью на головке балансира от 10 до 200 тонн . СКб-2,1-2500 ( СК-станоккачалка, 6-нагрузка (тонн) момент ( кгм ).

Устьевое оборудование предназначено для герметизации устья скважины , подвески насосно-компрессорных труб, отвода добываемых жидкостей и газов в выкидные линии .

Непосредственно подъем на поверхность нефти осуществляет штанговый скважинный насос ШСН . Конструкции ШСН позволяют добывать нефть с обводненностью до 99 % . (Следует отметить , что шсн оборудованы приблизительно около 60 - 66 % всех механизированных скважин , однако доля добываемой ими нефти лежит в пределах 16 - 18 %.)

С технической точки зрения , ШСН представляет собой обычную систему «цилиндр - поршень» , главное отличие здесь в том , что поршень полый и снабжен нагнетательным клапаном, цилиндр имеет всасывающий клапан . На практике существует множество конструкций и типоразмеров насосов , отличающихся размерами , количеством и устройством клапанов , допускаемыми размерами и зазорами в системе плунжер- цилиндр ( до сотых долей мм ) и т.д. Насос устанавливают на конце НКТ , внутри них же совершают возвратно-поступательное движение штанги , по ним же происходит и подъем нефти на поверхность .

Особое отличие в конструкции ШСН — подразделение их на  вставные  и невставные(трубные ) .

Цилиндр трубных насосов опускают в скважину на насосно-компрессорных трубах, затем на штангах опускают плунжер ( вместе с нагнетательным и всасывающим клапанами).

Вставные насосы опускаются и монтируются в сборе с цилиндром и фиксируются на конце НКТ замковой опорой . Ниже приведены в упрощенной форме их схемы:

Вставной НСВ

Невставной (трубный) НСН

Как видно из рисунков и табличных данных , а также исходя из конструкции, можно определить достоинства и недостатки вставных и трубных насосов : при одинаковых типоразмерах НКТ плунжер трубного насоса имеет больший диаметр , а следовательно и большую производительность за одно поступательное движение . Однако , при необходимости ремонта цилиндра трубного насоса приходится извлекать на поверхность и всю колонну насосно-компрессорных труб . Тогда как вставной насос в этом случае извлекается полностью в сборе на штангах , для этого просто создают определенный натяг штанг , в результате чего насос освобождается из замковой опоры.