Все известные способы эксплуатации скважин подразделяются на следующие группы:
1) фонтанный, когда нефть извлекается из скважин самоизливом;
2) с помощью энергии сжатого газа, вводимого в скважину извне;
3) насосный - извлечение нефти с помощью насосов различных типов.
Выборы способа эксплуатации нефтяных скважин зависит от величины пластового давления и глубины залегания пласта.
Фонтанный способ применяется если пластовое давление велико. В этом случае нефть фонтанирует, поднимаясь на поверхность по насосно-компрессорным трубам (НКТ) за счет пластовой энергии. Условием фонтанирования является превышение пластового давления над гидростатическим давлением столба жидкости, заполняющей скважину.
Устройство скважины для фонтанной добычи нефти показано на
рис. 1. Нефть поступает в нее из пласта через отверстия в колонне эксплуатационных труб 1. Внутри эксплуатационной колонны находятся
насосно-компрессорные трубы (НКТ) 2. Нефть поступает в них через башмак 3.
Верхний конец насосно-компрессорных труб через фланец 4 соединяется
с фонтанной арматурой 5. Фонтанная арматура представляет собой систему труб с задвижками. К этой системе присоединен штуцер 6, представляющий собой стальную болванку с цилиндрическим каналом малого сечения. Назначение штуцера заключается в ограничении притока нефти в скважину путем дросселирования давления на выходе из нее.
Установка штуцера позволяет обеспечить длительную и бесперебойную работу скважины в фонтанном режиме. Кроме того, благодаря низ-
ким скоростям притока нефти, уменьшается загрязнение скважины частицами породы.
Из штуцера пластовая нефть попадает в сепаратор (или трап), где
происходит ее разделение на нефть и нефтяной газ.
Фонтанный способ эксплуатации нефтяных скважин применяется
на начальном этапе разработки месторождений.
Все газовые скважины эксплуатируются фонтанным способом. Газ
поступает на поверхность за счет пластового давления.
Компрессорным называется способ эксплуатации нефтяных скважин, при котором подъем жидкости из пласта на поверхность осуществляется сжатым газом, нагнетаемым в колонну подъемных труб.
Устройство скважины для компрессорной добычи нефти показано на рис. 2. В скважину опускают две насосные трубы. Внутреннюю 2, по которой смесь извлекается наверх, называют подъемной, а наружную 3, по затрубному пространству между которой и трубой 2 в скважину под давлением подается газ, - воздушной. Подъемная труба короче воздушной.
Механизм компрессорной добычи нефти следующий. При закачке газа в скважину нефть сначала полностью вытесняется в подъемную трубу. После этого в подъемную трубу проникает закачиваемый газ. Он смешивается с нефтью, в результате чего плотность смеси в подъемной трубе становится значительно меньше плотности нефти. Вследствие этого, чтобы уравновесить давление, создаваемое столбом нефти между трубами 1 и 3, столб смеси в подъемной трубе 2 удлиняется, достигает поверхности земли и поступает в выкидную линию скважины.
В зависимости от того, какой газ под давлением закачивается в скважину, различают два способа компрессорной добычи нефти: газлифт
(рабочий агент - природный газ) и эрлифт (рабочий агент - воздух).
Применение эрлифта менее распространено, т. к. при контакте с воздухом нефть окисляется.
Для закачки газа в скважину сооружают специальные газлифтные компрессорные станции.
Достоинствами компрессорного способа эксплуатации нефтяных скважин являются:
- Отсутствие подвижных и быстроизнашивающихся деталей (что
позволяет эксплуатировать скважины с высоким содержанием песка); - Доступность оборудования для обслуживания и ремонта (поскольку
все оно размещается на поверхности земли); - Простота регулирования дебита скважин.
Однако у способа имеются и недостатки:
- Высокие капитальные вложения в строительство мощных компрессорных станций и разветвленной сети газопроводов;
- Низкий КПД газлифтного подъемника и системы «компрессор-скважина».
Для уменьшения капиталовложений там, где возможно, в нефтяную скважину подают под давлением без дополнительной компрессии газ из газовых пластов. Такой способ называют бескомпрессорным лифтом.
При насосном способе эксплуатации подъем нефти из скважин на поверхность осуществляется штанговым и бесштанговыми насосами.
Штанговый насос представляет собой плунжерный насос специальной конструкции, привод которого осуществляется с поверхности посредством штанги рис. 3.
В нижней части насоса установлен всасывающий клапан 1. Плунжер
насоса, снабженный нагнетательным клапаном 2, подвешивается на насосной штанге 3. Верхняя часть штанги пропускается через устьевой сальник
5 и соединяется с головкой балансира 6 станка-качалки. При помощи кривошипно-шатунного механизма 7 головка 9 балансира передает возвратно-поступательное движение штанге 3 и подвешенному на ней плунжеру.
Станок приводится в действие электродвигателем 8 через систему передач.
Работает насос следующим образом. При ходе плунжера вверх верхний клапан 2 закрыт, так как на него действует давление вышележащего
столба жидкости и плунжер работает как поршень, выталкивая нефть на
поверхность. В это же время 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 10.
В последние годы при эксплуатации нефтяных скважин все шире применяются бесштанговые насосы (погружные электроцентробежные насосы, винтовые насосы и др.).
Схема установки в скважине погружного электроцентробежного насоса (ЭЦН) приведена на рис. 4. Она на включает центробежный многоступенчатый насос 1, погружной электродвигатель 2, подъемные трубы 3, обратный клапан 4, устьевую арматуру 5. Бронированный кабель для питания электродвигателя и источник электропитания на схеме условно не показаны.
Принцип действия установки следующий. Электрический ток из
промысловой сети через автотрансформатор и станцию управления по
бронированному кабелю поступает к электродвигателю 2. Вращая вал
насоса 1, электродвигатель приводит его в действие. Всасываемая насосом нефть проходит через фильтр (на схеме не показан) и нагнетается по
подъемным трубам 3 на поверхность. Чтобы нефть при остановке агрегата не сливалась из подъемных труб в скважину, в трубах над насосом
смонтирован обратный клапан 4.