Условия и способы добычи нефти

Условия и способы добычи нефти

Нефть и газ — основа топливно-энергетического хозяйства всех развитых стран, богатейшее химическое сырье. Добыча нефти и газа — это сложный и многогранный процесс, насыщенный техническими устройствами. Оператор по добыче нефти и газа должен быть механиком широкого профиля и знать электротехнику, автоматику и основы электроники, хорошо разбираться в геологии и бурении.

Нефтепромысловая геология.

Нефтегазоносные пласты залегают на значительных глубинах, и для доступа к ним бурят скважины. Скважина — это цилиндрическая горная выработка весьма большой глубины и малого диаметра. Бурение всех разведочных и части эксплуатационных скважин ведется с отбором керна. Керн — это столбик выбуренной породы. По кернам изучают физические и химические свойства пород, слагающих пласты. Исследуют состав насыщающих эти пласты жидкостей и газов. Вместе с изучением керна, проводятся геофизические исследования скважин. Это позволяет точно определить геологический разрез, подсчитать запасы нефти и газа.

Для крепления скважины и разобщения пластов опускают колонны металлических труб:

  • Направление
  • Кондуктор
  • Эксплуатационную колонну.

Пространство между стенками скважины и трубами цементируют до устья скважины. Для сообщения скважины с продуктивным пластом колонну перфорируют, проделывая десятки отверстий. Нефть и газ скапливаются в проницаемых породах, пористых или трещиноватых, ограниченных сверху и снизу породами непроницаемый.

Нефтяных озер в пластах не существует.

Залежи обладают запасом пластовой энергии, вид который определяет режим залежи. В чистом виде можно выделить следующие режимы:

  • Водонапорный — здесь источником пластовой энергии служит напор краевых или подошвенных вод.
  • Газонапорный — источником пластовой энергии является давление газовой шапки.
  • Растворенного газа — источником пластовой энергии служит энергия газа, растворенного в нефти.
  • Упругий — источник пластовой энергии — упругие свойства пласта и насыщающих его жидкостей и газов.
  • Гравитационный — активно проявляется в круто падающих в пластах. Приток нефти в скважину идёт за счёт силы тяжести.

В природе эти режимы встречаются в различных сочетаниях.

Способы добычи нефти и газа.

Нефть добывают фонтанным, или одним из механизированных способов. Выбора способа определяется величиной пластовой энергии, а также геолого-технической характеристикой скважины.

Фонтанный способ

При фонтанном способе добычи, нефть самотеком устремляется по насосно-компрессорным трубам на поверхность. Скважину герметизируют фонтанной арматурой. Она служит для отвода нефти и газа в сборной нефтепровод и для регулирование дебита скважины, позволяет вести промысловые исследования. При истощении или недостатке пластовой энергии, нефть добывают механизированным способом.

Газлифтный способ

При газлифтной или компрессорной добыче, подъем нефти осуществляется сжатым газом, который нагнетают в скважину с поверхности. Газлифтный подъемник — это колонна насосно-компрессорных труб с пусковыми и рабочими клапанами. Газ через клапаны поступает в трубы и увлекает нефть наверх. Дебит скважины регулируется изменением объема закачки газа. Устьевая арматура газлифтных скважин — та же, что и у фонтанной. Но дополнительно подводится газовая линия для закачки газа в скважину. Газлифтный способ имеет сравнительно ограниченное применение.

Добыча нефти штанговыми глубинными насосами.

Наиболее распространена добыча нефти штанговыми насосами. Они могут работать на глубинах до двух с половиной тысяч метров. Возвратно-поступательные движения плунжеру насоса передается от станка качалки через колонну насосных штанг.

Ознакомимся с принципом работы этого насоса. При ходе плунжера вверх, открывается всасывающий клапан, и нефть из скважины заполняет цилиндр насоса. При опускании плунжера, закрывается всасывающий клапан и открывается нагнетательный. Нефть из цилиндра перетекает в колонну компрессорных труб и далее через устьевую арматуру — в нефтепровод.

Диаграмма нагрузок снятая в точке подвеса штанг и называемая динамограммой, позволяет оценивать работу насоса, а также дебит скважины.

Добыча нефти электроцентробежными насосами.

Погружные электроцентробежные насосы выпускаются на производительность от 40 до 700 кубометров в сутки, с напором до 1700 м. Наземное оборудование установки состоит из устьевой арматуры, автотрансформатора и станции управления. Многосекционный центробежный насос имеет от 80 до 400 секций.

Вместе с маслонаполненным двигателем и гидрозащитой, насос опускается в скважину. Монтаж и проверка погружного электронасоса ведется непосредственно перед спуском, прямо на устье скважины. Питание к электродвигателю подается по бронированному герметичному кабелю. В сборе длина подземной части установки достигает 30 метров и более.

Ознакомимся с принципом работы такого насоса. Через приемный фильтр пластовая жидкость поступает на вход первого рабочего колеса. Накапливая энергию, поток проходит все ступени насоса, выбрасывается в полость насосно-компрессорных труб и через устьевую арматуру — в нефтепровод. Частые остановки и пуски погружного насоса — нежелательны.

При обслуживании скважин, оператор обходит их по установленному маршруту и проверяет состояние наземного оборудования. Оператор снимает показания приборов, осматривает устьевое оборудование и отбирает пробы жидкости. По заданию мастер снимает динамограммы. Оператор участвует в работах по депарафинизации скважин, передает диспетчеру информацию с объектов, готовит скважины к ремонту.

Замену подземного оборудования скважин, производит бригада текущего ремонта. Более сложные ремонты, такие как время такие как работа с пластом, извлечение аварийного оборудования, или переход на другие горизонты, выполняют бригады капитального ремонта скважин.

Персонал промыслов должен знать и строго соблюдать правила охраны труда и требования инструкции по эксплуатации оборудования.

Промысловый сбор нефти и газа

Вся продукция скважин поступает на автоматизированные групповые замерные установки. Установка "Спутник" позволяет измерять суточный дебит скважины от 5 до 400 кубометров. К ней может подключаться до 14 скважин. Перед входом в технологический блок установки, его необходимо провентилировать.

Установка работает следующим образом — нефть от скважин поступает на многоходовой переключатель, который по заданной программе подключает одну из скважин на замер. В двухемкостном замерном сепараторе, отделившийся газ уходит в общий коллектор, а жидкость накапливается в нижней емкости. По мере ее накопления, поплавок, через систему рычагов, запирает заслонкой газовую линию и в сепараторе повышается давление. Этим избытком давления, жидкость из сепаратора вытесняется через расходомер в общий коллектор.

Результаты замера фиксируются в блоке управления, и по системе телемеханики предаются на диспетчерский пульт промысла. От установки "Спутник", продукции скважин поступает на дожимные насосные станции. На дожимных станциях, в нефтегазовых сепараторах происходит разделение газа и нефти.

Принцип работы такого аппарата следующий — перед входом в сепаратор, свободный газ из трубопровода отводится в газовую часть сепаратора. Жидкость растекается по полкам, где в тонком слое идет окончательное отделение газа. Через каплеотбойники газ уходит в газосборный коллектор, и далее поступает в приемные сепараторы газокомпрессорных станций, где его осушают от конденсата.

Читайте также:  Ткани используемые для обивки мебели

Компрессорными агрегатами станции, газ перекачивается на газоперерабатывающие заводы. Как ценнейшее углеводородное сырье, попутный газ должен полностью собираться для использования в народном хозяйстве. Нефть из нефтегазовых сепараторов накапливается в буферных емкостях и отсюда в автоматическом режиме откачивается на товарные парки. При этом на дожимных станциях ведется учет добычи нефти по бригадам, а на товарном парке учитывается добыча по промыслу в целом.

Промысловая подготовка нефти.

Нефти, кроме газа, сопутствуют вода и растворенные соли. А сама нефть содержит легкие фракции, способные испаряться. Для сокращения потерь нефти при транспортировке и хранении, и для снижения затрат на транспорт, проводят подготовку нефти на промысле, на месте ее добычи. После сепаратора второй ступени на товарных парках, продукция промысла поступает в технологические резервуары для частичного обезвоживания.

Рассмотрим работу такого резервуара. Водонефтяная смесь, через распределитель поступает в нижнюю часть резервуары. Нефть всплывает наверх а вода накапливается внизу, и затем направляется в очистные сооружения. Частично обезвоженная нефть из технологических резервуаров перетекает в буферные, откуда подается на установки комплексной подготовки нефти. На этих установках, нефть нагревают в теплообменниках и вводят в отстойники для обезвоживания. Из отстойников нефть вводят в дегидраторы — шаровые или горизонтальные. Здесь в электрическом поле высокого напряжения, нефть полностью очищается от солей и воды .

Обессоленную нефть стабилизируют, то есть отбирают из неё широкую фракцию легких углеводородов. Для этого нефть дополнительно разогревают в печах до парожидкого состояния и вводят в стабилизационную колонну. В результате сложных физических процессов, в колонне происходит отделение легких углеводородов, которые отбираются из верхней части установки. После охлаждения и конденсации , широкую фракцию разделяют в бензосепараторах на жидкую и газовую фазы. Газ используют на промыслах как топливо, а жидкая фракция направляется на нефтехимические заводы.

Стабильная нефть из нижней части колонны проходит через теплообменники где охлаждается, отдавая избыточное тепло сырой нефти, поступающей на подготовку. Наконец через узлы коммерческого учета товарных парков, стабильная нефть сдается нефтепроводным управлениям.

Вода, отделившаяся при подготовке нефти, идет на очистные сооружения. Обычно это резервуары с водоотталкивающим фильтром. Неочищенная вода вводится в верхнюю часть резервуара, прямо в фильтр, которым служит нефтяной слой. Капельки нефти и механические примеси удерживаются в слое. По мере накопления, нефть возвращается на подготовку.

Очищенная вода через узлы учета откачивается на кустовые насосные станции. Здесь, насосами высокого давления воду закачивают через нагнетательные скважины в продуктивный пласт, для восполнения пластовой энергии.

Объекты нефтегазодобычи многочисленны, технически сложны и разобщены территориально. Они работают в непрерывных режимах. Управление процессом нефтегазодобычи требует постоянного контроля, и быстрого принятия разнообразных решений. Только автоматизированные системы управления делают возможной слаженную работу всех технологических звеньев промысла.

Нефть, газ и промысловые сточные воды способны активно загрязнять окружающую среду. Меры по охране природы предусматриваются при проектировании и осуществляются при обустройстве и разработке нефтяных и газовых месторождений. Строгое соблюдение этих мер обеспечивает надежную защиту природной среды от вредных воздействий.

Основные способы добычи нефти.

Существует 3 основных способа добычи нефти: фонтанный, газлифтный и механизированный, включающий несколько видов насосной добычи: штанговым глубинным насосом (ШГН), погружными электроцентробежными насосами (ПЭЦН), электродиафрагменными насосами (ЭДН), электровинтовыми насосами (ЭВН). За рубежом довольно широкое распространение получили гидропоршневые насосные агрегаты (ГПНА).

Фонтанный – самый простой и самый дешевый способ эксплуатации. Однако не все скважины могут длительное время фонтанировать. В этом случае их переводят на механизированные способы добычи нефти. Вместе с тем фонтанный способ при поддержании пластового давления также можно отнести к механизированному. Если подсчитать мощность, расходуемую на закачку воды при ППД, и отнести ее к фонду добывающих скважин, то получим удельную дополнительную мощность на 1 скважину в 13,5 кВт, что вполне соизмеримо с мощностью, затрачиваемой при добыче нефти насосным способом.

Газлифтный способ эксплуатации также относится к механизированному, т.к. для работы этих скважин необходимо закачивать сжатый газ, на что расходуется дополнительная энергия. Газлифтный способ, дававший в 1946 году 37% общесоюзной добычи, был распространен главным образом на промысла объединения Азнефть. Фонд газлифтных скважин, составлявшие в то время 10,8% в дальнейшем сократился вследствие неэкономичности газлифтного способы эксплуатации. К 1980 году добыча нефти составила 3,73%, а фонд скважин 2,87%.

Удельный вес способов эксплуатации по добычи нефти (% к годовой) и фонду скважин ( % ко всему фонду)

4,0

18,81

18,75

16,58

13,85

15,08

6

7,8

3,45

3,0

3,42

4,83

2,87

1

85,4

74,39

71,1

70,1

67,18

63,0

43

2,98

6,48

9,66

14,46

19,08

49

Как видно из таблицы штанговый способ эксплуатации до 1950 года обеспечивал до 45% общесоюзной добычи нефти, тогда как фонд скважин достигал 85%. Со временем роль и значение этого способа сократились вследствие высокой трудоемкости и малой производительностью до 13,23% общесоюзной добычи. Однако широкое применение этого способа (63% фонда скважин) объясняется большим числом малогабаритных скважин.

С 1955 года получают распространение ПЭЦН. Добыча нефти этим способом из года в год росла и в 1975 года достигла 34% от общесоюзной при 14,4% фрела скважин. Этот способ эксплуатации обеспечивает получение больших дебитов (>40 м 3 /сутки) из скважин по сравнению с ШГН.

В настоящее время (на 2010 году) сбор скважин: ПЭЦН – 49%, ШГН – 43%, газлифтный способ – 1%, Фонтанный способ – 6%, Прочие – 1%

Геологофизическая характеристика месторождений.

Т ехнология добычи нефти – это гидромеханический процесс движения нефти с ее фазовыми превращениями от забоя скважины до ее устья.

Скважиной называется горная выработка в земной диаметр которой много меньше ее длины.

– формула притока нефти к забою скважины. Где, – коэффициент продуктивности. Нефть, газ и вода залегают в земной коре на глубине от нескольких десятков метров до нескольких десятков километров, скапливаясь в пустотах и трещинах, называемых порами. В основном в геологическом отношении эти флюиды скапливаются в осадочных породах в отличии от изверженных. Осадочные породы – это глины, пески, песчаники, известняки и доломиты, которые осаждались в различные геологические эпохи в разных бассейнах. В последующие эпохи и далее эти пласты в результате тектонических процессов (это изменение структуры пласта: изгибание или смещение) приобретали благоприятные формы для скопления в них указанных флюидов в виде антиклинальных складок.

Читайте также:  Света нет но счетчик крутится

Динамический уровень в скважине – это расстояние отсчитываемое от устья скважины до уровня жидкости при ее отборе из скважины. Статический уровень – это расстояние от поверхности до жидкости при остановке скважины. Он определяет собой через плотность жидкости пластовое давление, а динамический уровень – забойной давление.

, где

для фонтанирующей скважины.

Объем куба породы Vобр, см 3 . Объем зерен куба Vзерен, см 3 . Тогда объем породы образца равен:, см 3 . Коэффициентом пористости называется отношение объема породы в образце к его геометрическому объему выражаемый в процентах.

В естественном песчаном грунте форма и размеры песчинок неодинаковы. В природных условиях пески состоят из зерен неправильной формы и самых разнообразных размеров. Уплотнение песчинок в грунте также может быть различным. Все это ведет к тому, что пористость естественного песчаного грунта значительно меньше пористости фиктивного грунта, т.е. грунта составленного из шарообразных частиц одинакового размера. В песчаных известняках и других сцементированных горных породах пористость еще меньше чем в песчаных грунтах из-за заполнения пор различными цементирующими веществами. Пористость увеличивается с уменьшением зерен составляющих породу. Это увеличение пористости вызывается тем, что форма зерен с уменьшением их размера становится обычно более неправильной, поэтому укладка зерен менее плотная. Наибольшей пористостью в естественных условиях обладают осадочные несцементированные или слабо сцементированные породы-пески и глины.

Известняки и доломиты

С увеличением глубины залегания порода пористость обычно уменьшается в связи с их уплотнением под давлением вышележащих пород. Наиболее неравномерна пористость карбонатных пород, в которых наряду с крупными трещинами и кавернами имеются блоки, практически лишенные пор.

Пористость коллекторов, дающих промышленную нефть в процентах.

Одним из важнейших свойств, определяющее промышленную ценность нефтяного месторождения является проницаемость его пород, т.е. их способность пропускать через себя жидкость или газ при наличии перепада давления. Движение жидкости и газов в пористой среде называется фильтрацией. Абсолютно непроницаемых горных пород в природе нет. При соответствии давления можно продавить жидкости и газы через любую горную породу. Однако при существующих в нефтяных и газовых пластах перепадах давления многие породы оказываются практически непроницаемыми для жидкости и газа. Все зависит от размеров пор и каналов в горных породах. Поровые каналы в природе условно делятся на 3 категории:

-Сверхкапилярные каналы имеют диаметр больше 0,5мм. Жидкость движется в них, подчиняясь общим законам гидравлики. Эти каналы имеются в горных породах с круглой формой зерен, например в гравийных породах.

-Капилярные каналы имеют диаметр от 0,5 до 0,0002мм. При движении в них жидкости проявляются поверхностные силы, возникающие на поверхности тел: поверхностное натяжение, силы приминания и сцепления и т.д. Эти силы создают дополнительные сопротивления движению жидкости в пласте, поэтому непрерывное движение возможно при наличии перепада давления.

-субкапилярные каналы имеют диаметр меньше 0,0002мм. Поверхностные силы в таких микроскопических каналах настолько велики, что имеющиеся в пластовых условиях перепады давления не в состоянии преодолеть их.

Породы нефтяных и газовых залежей в основном имеют капилярные каналы, это в основном пески, песчаники, доломиты. Непроницаемые перекрытия нефтяных и газовых пластов обычно состоящие из глинистых пород, имеют субкапилярные поры и каналы, и движения жидкости в них не происходит. Обычно фильтрация жидкости и газов в залежах подчиняются закону Дарси, согласно которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна перепаду давления и обратно пропорциональна ее вязкости:

Где — скорость линейной фильтрации; — объемный расход жидкости через породу за единицу времени; — площадь фильтрации; — коэффициент проницаемости: — динамическая вязкость; -перепад давлений на длине образца; — длина пути фильтрации (длина образца). По формуле (1) в лаборатории на образцах нефтесодержащих пород определяют коэффициент проницаемости.

В системе СИ величины имеют размерности: — 1м, — 1Пас, -м 3 /с, =1Мпа. Тогда коэффициент проницаемости =1м 2 . Таким образом в системе СИ за единицу проницаемости в 1м 2 принимается проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1м 2 и длине 1м при перепаде давления 1Па расход жидкости вязкостью 1Пас составляет 1м 3 /с. Физический смысл размерности состоит в том, что проницаемость как бы характеризует площадь сечения каналов пористой среды , по которым происходит фильтрация. Если пористость породы в конечном итоге определяет собой запасы нефти, то проницаемость – приток (дебит) жидкости из пласта к скважине. Единица 1м 2 велика и неудобна для практических расчетов, поэтому в промысловом деле пользуются практической единицей – дарси. 1Д 12 =1м 2 , т.о. 1Д=110 -12 м 2 . 1Д – проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1см 2 и длиной 1см при перепаде давления в 1кгс/см 2 расход жидкости вязкостью 1сП составляет 1см 3 /с. 1Д = 1000мД. Проницаемость большей части нефтегазоносных пород составляет от 100 до 2000мД. Проницаемость глинистых пород составляет тысячные и менее доли милидарси.

Основные сведения

Россия располагает сегодня приблизительно 13% разведанных в мире нефтяных месторождений. Основным источником пополнения государственного бюджета нашей страны являются отчисления от результатов деятельности нефтегазодобывающей отрасли.

Нефтеносные слои находятся, как правило, глубоко в недрах земли. Скопление нефтяных масс в месторождениях происходит в горных породах пористой структуры, находящихся в окружении более плотных слоёв. Образцом природного резервуара служит пласт песчаника куполообразной формы, со всех сторон заблокированного слоями плотной глины.

Далеко не каждое разведанное месторождение становится объектом промышленной разработки и добычи. Решения по каждому принимаются только по итогам тщательного экономического обоснования.

Главный показатель месторождения – коэффициент нефтеотдачи, отношение объёма нефти под землей, к объёму, который можно получить для переработки. Пригодным для разработки является месторождение с прогнозируемым коэффициент нефтеотдачи от 30% и выше. По мере совершенствования технологий добычи в месторождении данный показатель доводится до 45% и выше.

Читайте также:  Ручной динамометр 7 букв

В подземном хранилище всегда одновременно присутствуют сырая нефть, природный газ и вода под огромным давлением пластов земной коры. Параметр давления оказывает решающее влияние на выбор способа и технологии добычи.

Методы добычи нефти

Метод добычи нефти зависит от величины давления в пласте и способе его поддержания. Можно выделить три метода:

  1. Первичный – нефть фонтанирует из скважины за счет высокого давления в нефтеносном пласте и не требует создания дополнительного искусственного нагнетания давления, коэффициент извлечение нефти 5-15%;
  2. Вторичный – когда естественное давление в скважине падает и подъем нефти не возможен без дополнительного нагнетания давления за счет ввода в пласт воды или природного/попутного газа, коэффициент извлечение нефти 35-45%;
  3. Третичный – увеличение извлечения нефти из пласта после снижения ее добычи вторичными методами, коэффициент извлечение нефти 40 – 60%.

Классификация способов добычи

По принципу физического воздействия на жидкое нефтяное тело сегодня есть только два основных способа добычи: фонтанный и механизированный.

В свою очередь к механизированному можно отнести газлифтный и насосный методы подъёма.
Если нефть из недр выдавливается на землю только под воздействием природной энергии нефтеносного пласта, то способ добычи называют фонтанным.

Но всегда наступает момент, когда запасы энергии пласта истощаются, а скважина перестаёт фонтанировать. Тогда подъем осуществляют с применением дополнительного энергетического оборудования. Такой способ добычи и является механизированным.

Механизированный способ бывает газлифтным и насосным. В свою очередь газлифт можно осуществлять компрессорным и бескомпрессорным методом.

Насосный способ реализуется посредством использования мощных глубинных насосов: штанговых, электроцентробежных погружных.
Рассмотрим более подробно каждый способ в отдельности.

Фонтанный способ добычи нефти: самый дешевый и простой

Освоение новых месторождений всегда осуществляется с использованием фонтанного способа добычи. Это самый простой, эффективный и дешевый метод. Он не требует дополнительных затрат энергоресурсов и сложного оборудования, так как процесс подъёма продукта на поверхность происходит за счет избыточного давления в самой нефтяной залежи.

Основные преимущества

Главные преимущества фонтанного способа:

  • Простейшее оборудование скважины;
  • Минимум затрат электроэнергии;
  • Гибкость в управлении процессами откачки, вплоть до возможности полной
    остановки;
  • Возможность дистанционного управления процессами;
  • Продолжительный межтехнологический интервал работы оборудования;

Для эксплуатации новой скважины нужно установить над ней полный контроль. Укрощение фонтана производится с помощью монтажа специальной запорной арматуры, позволяющей впоследствии управлять потоком, контролировать режимы работы, производить полную герметизацию, а если нужно, то и консервацию.
Скважины оборудуют подъёмными трубами разного диаметра, в зависимости от предполагаемого дебита добычи и внутрипластового давления.

При больших объёмах добычи и хорошем давлении используют трубы большого диаметра. Малодебитные скважины для длительного сохранения процесса фонтанирования и уменьшения себестоимости добычи оборудуют подъёмными трубами малого диаметра.

По завершению процесса фонтанирования, на скважине начинают применять механизированные методы добычи.

Газлифтный способ добычи нефти

Газлифт является одним из механизированных способов добычи нефти и логическим продолжением фонтанного способа. Когда энергии пласта становится недостаточно для выталкивания нефти, подъем начинают осуществлять с помощью подкачки в пласт сжатого газа. Это может быть простой воздух или сопутствующий газ с ближайшего месторождения.

Для сжатия газа используют компрессоры высокого давления. Этот способ называют компрессорным. Бескомпрессорный способ газлифта осуществляют методом подачи в пласт газа, уже находящегося под высоким давлением. Такой газ подводят с ближайшего месторождения.

Оборудование газлифтной скважины осуществляется методом доработки фонтанной с установкой специальных клапанов подвода сжатого газа на различной глубине с установленным проектом интервалом.

Основные преимущества

Газлифт имеет свои преимущества по сравнению с другими методами механизированной добычи:

  • забор значительных объемов с разных глубин на любых этапах разработки месторождения с приемлемым показателем себестоимости;
  • возможность ведения добычи даже при значительных искривлениях
    скважины;
  • работа с сильно загазованными и перегретыми пластами;
  • полный контроль над всеми параметрами процесса;
  • автоматизированное управление;
  • высокая надежность оборудования;
  • эксплуатация нескольких пластов одновременно;
  • контролируемость процессов отложения парафина и солей;
  • простая технология проведения технического обслуживания и ремонта.

Главным недостатком газлифта является высокая стоимость металлоёмкого оборудования.
Низкий КПД и высокая стоимость оборудования вынуждают применять газлифт в основном только для подъёма легкой нефти с высоким показателем газовой составляющей.

Механизированный способ добычи нефти – насосный

Насосная эксплуатация обеспечивает подъем нефти по скважине соответствующим насосным оборудованием. Насосы бывают штанговые и бесштанговые. Бесштанговые – погружного типа электроцентробежные.

Наиболее распространена схема откачки нефти штанговыми глубинными насосами. Это относительно простой, надёжный и не дорогой метод. Доступная для этого способа глубина – до 2500 м. Производительность одного насоса – до 500 м3 в сутки.

Главными элементами конструкции являются насосные трубы и подвешенные в них на жёстких штанговых толкателях плунжеры. Возвратно-поступательное движение плунжеров обеспечивается станком-качалкой, расположенным над скважиной. Сам станок получает крутящий момент от электродвигателя через систему многоступенчатых редукторов.

В связи с не высокой надёжностью и производительностью штанговых плунжерных насосов в наше время все больше применяются насосные установки погружного типа – электроцентробежные насосы (ЭЦН).

Основные преимущества

Преимущества электроцентробежных насосов:

  • простота технического обслуживания;
  • очень хороший показатель производительности в 1500 м3 в сутки;
  • солидный межремонтный период до полутора лет и более;
  • возможность обработки наклонных скважин;
  • производительность насоса регулируется количеством ступеней, общая длина
    сборки может варьироваться.

Центробежные насосы хорошо подходят для старых месторождений с большим содержанием воды.

Для подъёма тяжёлой нефти лучше всего подходят насосы винтового типа. Такие насосы обладают большими возможностями и повышенной надёжностью с высоким КПД. Один насос легко поднимает 800 кубических метров нефти в сутки с глубины до трех тысяч метров. Имеет низкий уровень сопротивляемости коррозии в агрессивной химической среде.

Заключение

Каждая из описанных выше технологий имеет право на существование и ни об одной из них нельзя сказать однозначно – хороша она или плоха. Всё зависит от комплекса параметров, характеризующих конкретное месторождение. Выбор способа может быть основан только на результатах тщательного экономического исследования.

Ссылка на основную публикацию
Adblock detector