Способы эксплуатации

Насосно-компрессорные трубы (НКТ) в фонтанных скважинах служат для подъема жидкости и газа на поверхность, регулирования режима работы скважины, проведения исследовательских работ, борьбы со смолопарафиновыми отложениями, осуществления различных геолого-технических мероприятий (ГТМ), предохранения эксплуатационной колонны от коррозии и эрозии, предупреждения и ликвидации песчаных пробок, глушения скважин перед подземным или капитальным ремонтами, предохранения эксплуатационной колонны скважины от высокого давления при различных геолого-технических мероприятиях.

2. Газлифтный способ
Рано или поздно энергия нефтяного пласта становится меньше, и поднятие жидкости или газа наверх становится невозможным. Для обеспечения дополнительной энергоподачи можно применять данный способ эксплуатации: газ с высоким коэффициентом давления позволяет увеличить приток. При этом способе подаваемый газ перемешивается с жидкостью в пластах, и смесь, которая получается от этого, имеет невысокую плотность. Снижение давления в забое позволяет увеличить приток нефти и газа и поднятие наверх по стволу скважины.


Существует две разновидности газлифтного способа эксплуатации нефтяной скважины: с компрессорами и без них. К плюсам такого способа можно отнести следующие качества:

• 
  Техника для работы находится над землей, и ее проще обслуживать и проводить по мере надобности ремонтные работы.
  
• 
  Конструкция техники достаточно проста в эксплуатации.
  
• 
  Подъем жидкости можно производить в большом размере, и это не зависит от глубины ствола или ширины колонны.
  
• 
  Дебит нефтяного продукта можно контролировать и задавать самостоятельно, для чего потребуется менять объем газа для подачи в скважину.
  
• 
  С помощью газлифтового способа эксплуатации можно проводить эксплуатацию нефтяных или газовых скважин, которые были залиты водой или оказались пробурены в слоях с высоким содержанием песка.
  
• 
  Исследовательские мероприятия в скважинах проводятся быстрее и проще.
  

Конечно, данный способ эксплуатации нефтяных и газовых скважин имеет и ряд недочетов. Так, в процессе эксплуатации требуется регулярно менять трубы НКТ, подъемник, эксплуатируемый в работе, имеет невысокий коэффициент полезного действия. Кроме того, создание компрессорных систем обходится недешево, а на тонну добываемых ископаемых приходятся высокие затраты электричества.

Газлифтная эксплуатация является продолжением фонтанной эксплуатации, когда пластовая энергия уменьшается настолько, что подъем жидкости на поверхность ею не обеспечивается и возникает необходимость в дополнительной энергии. В качестве дополнительной энергии используется газ высокого давления.
В результате смешивания дополнительно поступающего в скважину газа с пластовой жидкостью образуется газожидкостная смесь пониженной плотностью, что снижает давление на забое скважины. Пониженное забойное давление обеспечивает приток продукции из пласта и подъем газожидкостной смеси на поверхность.
Различают компрессорный газлифт и бескомпрессорный газлифт. Если для сжатия газа до необходимого давления и закачки его в скважину применяются компрессоры, то соответственно такой способ эксплуатации называется компрессорным газлифтом. Если в качестве рабочего агента для газового подъемника применяется газ из газовых пластов высокого давления, то в этом случае эксплуатация скважин называется бескомпрессорным газлифтом.
3. Эксплуатация с помощью штангового насоса


Чаще всего, чтобы добыть нефть и газ, используют штанговые насосы: они отличаются простой конструкцией, способны выкачивать большой объем жидкости и газа и довольно долговечны. Больше 50% всех современных нефтяных и газовых скважин обслуживается при помощи штанговых насосных станций. При этом способе эксплуатации такое оборудование можно отремонтировать в ходе эксплуатации, не отвозя его в специальный сервис, а для первичных моторов эксплуатируются все типы приводов. Штанговый насос может эксплуатироваться в сложных условиях, в том числе при наличии коррозийных жидкостей и песка. К минусам штангового оборудования можно отнести следующие свойства:

• 
  Невысокая подача.
  
• 
  Ограничение по спуску оборудования.
  
• 
  Ограничение по углу уклона ствола скважины.
  

При этом способе эксплуатации конструкция простого насоса состоит из цилиндра и плунжера с клапаном по типу шара-седла, благодаря которому обеспечивается подъем жидкости и исключается ее течение вниз. Также в конструкции может быть всасываюший клапан – он установлен ниже цилиндра. Штанговый насос работает посредством передвижений плунжера, на который воздействует привод. В насосе проходит верхняя штанга, она прикреплена к головке балансировочного элемента. Ключевые части штангового насоса:

• 
  Рама.
  
• 
  Четырехгранная пирамидообразная стойка.
  
• 
  Балансировочный элемент.
  
• 
  Траверса.
  
• 
  Редуктор с противовесными элементами.
  
• 
  Салазка поворотного типа.
  

Штанговый насос может быть вставного типа или невставного. Первые опускаются в ствол скважины в уже готовом виде, а до того по НКТ вниз погружается замок. Для замены оборудования не нужно несколько раз спускать или поднимать трубы. Что касается невставных разновидностей, то их можно спустить в наполовину готовом виде. Если такой насос требуется отремонтировать или поменять, нужно поднимать его по частям: сначала поднимается плунжер, а затем НКТ. Оба вида имеют и плюсы, и минусы, и выбор должен происходить с учетом конкретных условий предстоящей эксплуатации.
Заключение
На основании изучения физико-химических процессов фазовых превращений парафинов, методов предупреждения и устранения парафиноотложений, анализа геолого-технических условий эксплуатации скважин, выполненных комплексных исследований по решению поставленных в работе задач соискателем сформулированы следующие выводы:
1. На разработанном автором и смонтированном на УКПГ Печорокожвинского НГКМ стенде в результате экспериментальных исследований определена зависимость интенсивности парафиноотложений от скорости нефтегазоконденсатного потока. Зависимость имеет экспоненциальный вид. Максимум парафиноотложений в случае нефтегазоконденсатного потока в отличие от чисто нефтяного соответствует скоростям, превышающим скорость перехода ламинарного режима течения в турбулентный.
2. Экспериментально установлено, что дросселирование нефтегазоконденсат-ных систем приводит к снижению интенсивности парафиноотложений. Объясняется это тем, что при дросселировании снижение температуры потока, соответственно, зароды-шеобразование и кристаллизация парафинов, происходят во всем объеме газожидкостной смеси, а не в пристенном слое, как в случае снижения температуры за счет теплообмена с окружающей средой через стенки оборудования.
3. Исследована растворимость парафиноотложений в различных углеводородных растворителях. Отмечено, что ни в одном из исследованных растворителей полного растворения парафиноотложений не происходит и для удаления их остатков из трубопровода необходимо достижение определенной скорости газожидкостного потока.

Литература

1. Борьба с парафиноотложениями в газонефтедобыче: Учеб. пособие / З.А. Хаби-буллин, З.М. Хусаинов, Г.А. Ланчаков. Уфа, 1992. - 105 с.
2. Богданов Н.Ф., Переверзев А.Н. Депарафинизация нефтяных продуктов. М.: Гостоптехиздат, 1961. -245 с.
3. Гужов А.И. Совместный сбор и транспорт нефти и газа. М.: Недра, 1973. - 279с.
4. Коршунов Е.С., Едигаров С.Г. Промысловый транспорт нефти и газа. М.: Недра, 1973.-295 с.
5. Лобков A.M. Сбор и обработка нефти и газа на промысле. М.: Недра, 1968.283 с.
6. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды к транспорту. М: Недра, 1972.-324 с.
7. Мазепа Б.А. Парафинизация нефтесборных систем и промыслового оборудования. М.: Недра, 1966. - 182 с.