Существует два способа скважинной добычи нефти: фонтанный и механизированный.
Скважина фонтанирует. Это значит, что продукция поднимается по насосно-компрессорным трубам на устье за счет потенциальной энергии пласта.
Продукция, которая поступает в скважину из продуктивного горизонта представляет собой нефть с растворенными в ней попутным нефтяным газом, минерализованной водой и механическими примесями из частичек горной породы и цементного камня.
Фонтанирование – экономически наиболее выгодный способ эксплуатации.
В начале разработки нефтяного месторождения все вводимые в эксплуатацию скважины являются фонтанными.
Продолжительность фонтанного этапа разработки месторождения зависит от мощности продуктивных пластов, величины пластового давления, темпов ввода скважин в эксплуатацию и составляет, обычно, три-пять лет.
Елки фонтанных арматур делятся на крестовые и тройниковые.
Крестовая ёлка компактнее, имеет меньшую высоту, её проще обслуживать. Крестовина имеет два отвода, каждый из которых может быть рабочим.
Тройниковая ёлка имеет два тройника, расположенных один над другим. Верхний отвод является рабочим, нижний - резервным. Такая конструкция устанавливается на скважинах, в продукции которых содержится песок или ил. При абразивном разрушении верхнего тройника скважина переводится на работу через нижний отвод, а верхний тройник меняется.
Продукция скважины по рабочему отводу фонтанной ёлки поступает в трубопровод, по которому затем направляется на групповую замерную установку (ГЗУ).
После пуска фонтанной скважины в эксплуатацию необходимо обеспечить длительный и бесперебойный режим фонтанирования. Это достигается рациональным расходованием пластовой энергии.
Из-за отбора продукции пластовое давление уменьшается. Важно снижать пластовое давление постепенно и плавно, чтобы фонтан долго не иссякал.
Если полностью открыть задвижку на выкидном отводе арматуры и пустить весь поток продукции в трубопровод, мы получим колоссальный дебит. Но затем пластовое давление резко упадет и фонтанирование быстро прекратится.
Чтобы избежать стремительного разряда пластовой энергии, на устье скважины создают противодавление. Для этого на выкидной линии после отсекающей задвижки устанавливают гидравлическое сопротивление – штуцер. Штуцером регулируют режим работы и дебит фонтанной скважины.
Штуцеры устанавливают на обеих выкидных линиях арматуры. Штуцеры бывают нерегулируемые и регулируемые. Проще и надежнее нерегулируемые штуцеры. Существует множество конструкций нерегулируемых штуцеров.
Простейший штуцер выполняется в виде диафрагмы с отверстием заданного диаметра. Дисковый штуцер толщиной от 7 до 10 мм зажимается между фланцами выкидной линии. Диаметр отверстия штуцера может составлять от 3 до 25 мм.
Насколько эффективен такой, казалось бы, мизерный дроссель? Много ли можно через него надоить?
Например, знаменитая нефтяная скважина Даммам №7 в Саудовской Аравии фонтанировала с глубины 1440 метров дебитом 3810 баррелей в сутки.
Американский нефтяной баррель - единица измерения объема нефти, равная 158,988 литра.
Сегодня только 25 % от общего числа действующих скважин работают в режиме фонтана.
Когда пластовое давление снижается настолько, что скважина перестает фонтанировать на естественном режиме, ее переводят на механизированный способ добычи.
Механизированная добыча нефти предполагает использование дополнительных технологий и оборудования.
Механизированная добыча может быть насосной или газлифтной.
При газлифтном способе эксплуатации в скважину закачивают газ. Газ, смешиваясь со скважинной продукцией уменьшает плотность образовавшейся смеси и этим обеспечивает подъём продукции до устья. Начинается газлифтное, искусственное фонтанирование.
Газлифтный способ эксплуатации предпочтительно использовать в высокодебитных скважинах и в скважинах с сильно газированной продукцией.
Если на месторождении имеются газовые горизонты высокого давления, газ из них используют для газлифтных скважин без дополнительного сжатия. Такой способ называется бескомпрессорным лифтом.
Компрессорный способ заключается в сжатии попутного нефтяного или природного газа на специальной компрессорной станции с последующим нагнетанием его в скважину. Простейший газлифт - подача сжатого газа в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и НКТ.
Подробнее о насосно-компрессорных трубах (НКТ) можно почитать в статье «Подготовка скважины к эксплуатации».
Чтобы газовый лифт работал, подвеску НКТ оборудуют газлифтными клапанами, через которые в них проникает нагнетаемый газ. Газ, попадая внутрь колонны НКТ, газирует продукцию скважины, снижает ее плотность и увлекает на устье. В результате скважина начинает фонтанировать.
Доля газлифтного способа в добыче нефти небольшая – всего около 5 %. Газлифт не получил широкого распространения из-за больших начальных капитальных вложений в строительство компрессорных станций и сравнительно низкого коэффициент полезного действия газлифтной системы. Компрессорный газлифт выгодно использовать на крупных месторождениях при наличии скважин с большими дебитами и высокими забойными давлениями после периода фонтанирования.
Когда давление в пласте падает настолько, что извлечь продукцию уже невозможно с помощью энергии сжатого газа, переходят на насосный способ эксплуатации.
Насосный способ добычи позволяет поднимать продукцию с глубины до 3000 метров и чаще всего применяется на средне- и малодебитных скважинах. Извлечение нефти штанговыми глубинными насосами – наиболее распространенный метод добычи.
Штанговый глубинный насос (ШГН) приводится в действие станком-качалкой.
Цилиндр невставного штангового насоса опускается на колонне насосно-компрессорных труб, а плунжер – на колонне штанг внутри НКТ.
Насосные штанги – это стальные цилиндрические стержни. На обоих концах штанги нарезается резьба и делаются проточки под ключ. Соединяются штанги между собой муфтами. Верхняя штанга, которая двигается в устьевом сальнике называется полированным штоком. Полированные штоки бывают длиной от 2,6 до 8 метров и могут хромироваться коррозионностойким покрытием.
Цилиндр вставного штангового насоса опускается вместе с плунжером на штангах и закрепляется замковой опорой внизу насосно-компрессорных труб.
Штанговые глубинные насосы опускаются в скважину ниже уровня жидкости. Продукция скважины выносится на поверхность по насосно-компрессорным трубам, или по полым штангам.
Недостатками ШГН являются громоздкость оборудования, риск обрыва штанг, ограниченное применение в наклонных и сильнообводнённых скважинах.
Альтернативой штанговым насосам являются погружные центробежные, винтовые, диафрагменные, гидропоршневые, струйные насосы.
Глубинный центробежный насос непосредственно соединяется с электродвигателем. Выпускаемые серийно электроцентробежные насосы (ЭЦН) имеют длину от 15 до 39 метров и массу от 625 до 2540 кг в зависимости от числа секций и их параметров. К верхней части ЭЦН через ловильную головку с обратным клапаном крепятся насосно-компрессорные трубы.
Для питания электродвигателя центробежного насоса к наружной поверхности НКТ хомутами прикрепляется бронированный кабель.
Скважину с ЭЦН оборудуют фонтанной арматурой. Фонтанная арматура для ЭЦН отличается лишь конструкцией трубной головки. В трубную головку встроена сальниковая камера для герметизации кабеля.
Наземное оборудование установки ЭЦН состоит из станции управления и трансформатора.
Станки-качалки с ШГН распространены на месторождениях Татарстана, Башкортостана, Верхней Волги. Эти месторождения находятся на поздней стадии разработки и имеют большой фонд малодебитных скважин.
Установки электроцентробежных насосов (УЭЦН), как правило, применяются на высокодебитных скважинах и обеспечивают наибольший КПД среди всех механизированных способов добычи нефти.
Другие виды насосного оборудования эксплуатируются в основном на геологически сложных объектах.
Установки электровинтовых насосов — на искривленных скважинах, для добычи высоковязкой нефти и нефти с содержанием газа.
Установки электродиафрагменных насосов — на скважинах с высоким содержанием механических примесей.
Установки гидропоршневых насосов — на наклонных, высокодебитных, глубоких скважинах.
Струйные насосы используют на наклонно-направленных скважинах для добычи высоковязкой нефти с большим содержанием механических примесей.
С помощью ЭЦН на российских месторождениях извлекается около 70% нефти.
Установки штанговых насосов традиционно применяются на низкодебитных скважинах (до 40 т в сутки). Суммарная добыча с использованием ШГН составляет около 15%.
Другие виды насосного оборудования имеют ограниченное применение.
О поддержании пластового давления читаем следующую статью: «Поддержание пластового давления».