Искусственный подъем

Искусственная добыча — это использование искусственных средств для увеличения притока жидкостей, таких как сырая нефть или вода, из добывающей скважины. Обычно это достигается за счет использования механического устройства внутри скважины (известного как насос или скоростная колонна ) или за счет уменьшения веса гидростатической колонны путем нагнетания газа в жидкость на некотором расстоянии вниз по скважине. Более новый метод, называемый непрерывной ленточной транспортировкой (CBT), использует нефтепоглощающую ленту для добычи из малодебитных и простаивающих скважин. Искусственная добыча необходима в скважинах, когда давление в пласте недостаточно для подъема добытых жидкостей на поверхность, но часто используется в скважинах с естественным фонтанированием (которые технически в этом не нуждаются) для увеличения дебита сверх естественного потока. Добытая жидкость может представлять собой нефть, воду или смесь нефти и воды, обычно смешанную с некоторым количеством газа.

Использование

Любой резервуар, производящий жидкость, будет иметь «пластовое давление»: некоторый уровень энергии или потенциала, который вынуждает жидкость (жидкость, газ или то и другое) перемещаться в области с более низкой энергией или потенциалом. Эта концепция аналогична концепции давления воды в муниципальной системе водоснабжения. Как только давление внутри добывающей скважины упадет ниже пластового давления, пласт начнет снова заполнять скважину, точно так же, как открывается клапан в системе водоснабжения. В зависимости от глубины резервуара и плотности жидкости резервуар может иметь или не иметь достаточный потенциал для выталкивания жидкости на поверхность - более глубокая скважина или более тяжелая смесь приводит к более высокому давлению.

Технологии

Гидравлические насосные системы

Гидравлические насосные системы передают энергию на забой скважины посредством рабочей жидкости под давлением, которая стекает по трубчатому стволу скважины к подземному насосу. Существует как минимум три типа гидравлических глубинных насосов:

1. поршневой насос, одна сторона которого приводится в движение (закачиваемой) рабочей жидкостью, а другая сторона перекачивает добытые жидкости на поверхность
2. струйный насос, в котором (впрыскиваемая) приводная жидкость проходит через комбинацию сопло-горло Вентури, смешивается с добываемыми жидкостями и за счет эффекта Вентури создает высокое давление на нагнетательной стороне насоса.
3. забойная турбина с гидравлическим приводом (HSP), при этом забойный приводной двигатель представляет собой турбину, механически соединенную с секцией рабочего колеса-насоса, которая перекачивает жидкость.

Эти системы очень универсальны и могут использоваться как на небольшой глубине (1000 футов), так и в более глубоких скважинах (18000 футов), в низкодебитных скважинах с дебитом в десятки баррелей в день и в скважинах, добывающих более 20000 баррелей (3200 м3). ³ ) в день. В большинстве случаев рабочей (закачиваемой) жидкостью может быть вода или добываемые жидкости (смесь нефти и воды). Некоторые химикаты можно смешивать с закачиваемой жидкостью, чтобы помочь контролировать коррозию, проблемы с парафином и эмульсией. Гидравлические насосные системы также подходят для наклонно-направленных скважин, где использование обычных насосов, таких как штанговый насос, невозможно.

Как и все системы, эти системы имеют свои рабочие пределы, хотя в случае с гидравлическими насосами проектировщики часто неправильно понимают их. Некоторые типы гидравлических насосов могут быть чувствительны к твердым частицам, в то время как струйные насосы, например, могут перекачивать твердые частицы с объемной долей более 50%. Они считаются наименее эффективным методом подъема, хотя он различается для разных типов гидравлических насосов, а также, если рассматривать полные потери в системе, различия во многих установках незначительны.

Стоимость жизненного цикла этих систем аналогична стоимости других типов механизированной добычи при правильном проектировании, принимая во внимание, что они, как правило, не требуют особого обслуживания, при этом струйные насосы, например, имеют немного более высокие эксплуатационные (энергетические) затраты при существенно более низких затратах на приобретение и практически без затрат на ремонт.

ESP

Электрические погружные насосы (ЭЦН) состоят из скважинного насоса (серия центробежных насосов ), электродвигателя , который преобразует электрическую мощность в кинетическую энергию для вращения насоса, сепаратора или протектора для предотвращения попадания добытых жидкостей в электродвигатель и электрический силовой кабель, соединяющий двигатель с наземным пультом управления. ЭЦН — это очень универсальный метод механизированной добычи, который можно найти в производственных условиях по всему миру. Они могут обрабатывать очень широкий диапазон скоростей потока (от 200 до 90 000 баррелей (14 000 м3). ³ ) в день) и требования к подъему (практически от нуля до 10 000 футов (3 000 м) подъема). Их можно модифицировать для работы с загрязнениями, обычно встречающимися в нефти, агрессивными коррозионными жидкостями, такими как H ₂ S и CO ₂ , а также с исключительно высокими скважинными температурами. Было показано, что увеличение обводненности не оказывает существенного вредного воздействия на работу ЭЦН. Их можно размещать в вертикальных, наклонно-направленных или горизонтальных скважинах, но для оптимального срока службы рекомендуется размещать их на прямом участке обсадной колонны.

Хотя последние разработки направлены на расширение возможностей ЭЦН по переработке газа и песка, они все еще нуждаются в дальнейших технологических разработках, чтобы избежать газовых пробок и внутренней эрозии. До недавнего времени стоимость ESP часто была непомерно высокой из-за стоимости развертывания, которая могла превышать 20 000 долларов США.

Различные инструменты, такие как автоматические переключающие клапаны (ADV), SandCats и другие инструменты для колонн НКТ и насосов, повышают производительность ESP. Большинство систем, представленных на сегодняшнем рынке, представляют собой системы Dual ESP, которые представляют собой простое расположение двух ESP в одной скважине. Это обеспечивает полную поддержку или резервное копирование скважинной системы: время простоя минимально, капитальный ремонт обходится дешевле, а в других областях эксплуатации достигается экономия. Системы ESP Dual позволяют значительно повысить рентабельность скважин.

Газлифт

Газлифт – еще один широко используемый метод механизированной добычи. Как следует из названия, газ закачивается в НКТ для уменьшения веса гидростатической колонны , тем самым уменьшая противодавление и позволяя пластовому давлению выталкивать смесь добываемых флюидов и газа на поверхность. Газлифт может применяться в широком диапазоне условий скважин (от 30 000 баррелей в сутки (4 800 м3) ³ /г) до 15 000 футов (4600 м)). Газлифты хорошо справляются с абразивными элементами и песком, а стоимость капитального ремонта минимальна.

Газлифтированные скважины оборудуются дорнами с боковым карманом и газлифтными нагнетательными клапанами. Такое расположение обеспечивает более глубокую закачку газа в НКТ. Газлифтная система имеет некоторые недостатки. Должен быть источник газа, газлифт может вызвать некоторые проблемы с обеспечением потока, такие как гидраты.

При этом используется нагнетание газа в поток жидкости, что снижает плотность жидкости и снижает забойное давление. По мере того, как газ поднимается, пузырьки помогают продвигать нефть вперед. Степень эффекта зависит от непрерывного или прерывистого потока газа. Газ можно закачивать в одну точку ниже жидкости или можно дополнять многоточечной закачкой. Передатчик на поверхности контролирует время впрыска газа. Механизмы работают под давлением или жидкостью. Это могут быть дроссельные клапаны или клапаны, управляемые давлением обсадной колонны.Клапаны с жидкостным управлением требуют повышения давления в трубах для открытия и падения для закрытия.Дроссельный клапан открывается при повышении давления в обсадной колонне и закрывается при перепаде давления в обсадной колонне.Обычные газлифтные клапаны крепятся к газлифтным оправкам, а извлекаемые на тросовой линии газлифтные клапаны устанавливаются в оправки с боковыми карманами.

Штанговые насосы

Основная статья: Тыква

Штоковые насосы представляют собой длинные тонкие цилиндры с неподвижными и подвижными элементами внутри. Насос предназначен для установки внутри НКТ скважины, и его основная цель — собирать жидкости из-под него и поднимать их на поверхность. Наиболее важными компонентами являются: ствол, клапаны (подвижные и неподвижные) и поршень. Он также имеет еще от 18 до 30 компонентов, которые называются «фитингами».

Компоненты

Каждая часть насоса важна для его правильной работы. Ниже описаны наиболее часто используемые детали:

• Ствол: Ствол представляет собой длинный цилиндр длиной от 10 до 36 футов (11 м) и диаметром от 1,25 дюйма (32 мм) до 3,75 дюйма (95 мм). После опыта использования нескольких материалов для конструкции Американский институт нефти (API) стандартизировал использование для этой детали двух материалов или композиций: углеродистой стали и латуни , оба с внутренним покрытием из хрома . Преимущество латуни перед более твердой углеродистой сталью заключается в ее 100% устойчивости к коррозии .
• Поршень / Плунжер : Это цилиндр из никель-металлической стали, напыляемый внутри ствола. Его основная цель – создать всасывающий эффект, который поднимает жидкость под ним, а затем с помощью клапанов постепенно выводит жидкость над ней из скважины. Это достигается за счет возвратно-поступательного движения вверх и вниз.
• Клапаны : Клапаны состоят из двух компонентов — седла и шара, которые в закрытом состоянии создают полную герметичность. Наиболее часто используемые седла изготовлены из нитрида углерода, а шар часто — из нитрида кремния. Раньше использовались шарики из железа, керамики и титана. Титановые шары все еще используются, но только там, где сырая нефть чрезвычайно плотна и/или количество поднимаемой жидкости велико. В наиболее распространенной конфигурации штокового насоса требуется два клапана: ходовой клапан и фиксированный (или статический, или стоячий) клапан.
• Поршневой шток : это шток, который соединяет поршень с внешней частью насоса. Его основная цель – передача возвратно-поступательной энергии вверх/вниз, производимой «Кивающим ослом» ( насосной установкой ), установленной над землей.
• Фитинги: Остальные части насоса называются фитингами и представляют собой, по сути, небольшие детали, предназначенные для удержания всего вместе в нужном месте. Большинство этих деталей спроектированы таким образом, чтобы жидкости могли проходить беспрепятственно.
• Фильтр / сетчатый фильтр : Задача фильтра, как подразумевается, состоит в том, чтобы не допустить всасывания в насос крупных фрагментов камня, резины или любого другого мусора, который может находиться в скважине. Существует несколько типов фильтров, наиболее распространенным из которых является железный цилиндр с достаточным количеством отверстий, позволяющих подавать необходимое количество жидкости, необходимое насосу.

Подземная перекачка

Погружной насос вытесняет жидкость на забое скважины, тем самым снижая забойное давление.Движение плунжера и ходового клапана помогает создать низкое давление, тем самым перемещая жидкость вверх по скважине. Ходовой клапан открывается при ходе вниз и закрывается при ходе вверх. Именно при ходе вверх он переносит жидкость вверх по скважине. Насосная штанга обычно имеет длину 25 футов. Существует 3 типа насосных агрегатов: Класс 1, Марка 2 или пневмобалансные. Изменяя длину хода или скорость насоса, можно изменить производительность.

Добычу, измеряемую в баррелях в день, можно рассчитать по следующей формуле: P=SxNxC, где P=добыча в баррелях в день, S=длина хода скважины (дюймы), N=количество ходов в минуту, C=выведенная константа. из следующего:

Диаметр плунжера = постоянная «C»

1 1/16 дюйма = 0,132

1 1/4 дюйма = 0,182

1 1/2 дюйма = 0,262

1 3/4 дюйма = 0,357

2 дюйма = 0,468

2 1/4 дюйма = 0,590

2 1/2 дюйма = 0,728

2 3/4 дюйма = 0,881

3 1/4 дюйма = 1,231

3 3/4 дюйма = 1,639

Для онлайн-калькулятора: Калькулятор добычи штанговых насосов Don-Nan (барр. в сутки)

Производство на 100% является теоретическим. 80% — это более реалистичный расчет производства.

Гибридный газлифт и штанговый насос

Недавно была разработана новая технология, сочетающая газлифт со штанговым насосом, при которой для каждого метода подъема в стволе скважины выделяются две отдельные колонны насосно-компрессорных труб. Этот метод разработан специально для искусственного подъема скважин с уникальной геометрией горизонтальных/наклонных скважин, а также вертикальных скважин, которые имеют глубокие или очень длинные интервалы перфорации или имеют слишком высокое соотношение газ-жидкость (GLR) для традиционных методов механизированной добычи. В этой конструкции штанговый насос размещается в вертикальной части скважины над отклоненным или перфорированным интервалом, а газ относительно низкого давления и малого объема используется для подъема пластовых жидкостей из отклоненного или расширенного перфорированного интервала выше штангового насоса. Как только жидкости поднимаются над насосом, они попадают в ловушку над пакером, а затем попадают в камеру насоса, где транспортируются на поверхность.

Эта конструкция преодолевает высокие затраты на техническое обслуживание, проблемы взаимодействия газа и ограничения по глубине установки обычных насосных систем в отклоненных или расширенных интервалах перфорации, а также преодолевает значительное противодавление, оказываемое на пласт обычным газлифтом.

PCP

Винтовые насосы (PCP) также широко применяются в нефтяной промышленности. PCP состоит из статора и ротора . Ротор вращается с помощью либо верхнего, либо забойного двигателя. Последовательные полости, созданные в результате вращения, и добытые жидкости выталкиваются на поверхность.PCP представляет собой гибкую систему с широким спектром применений с точки зрения производительности (до 5000 баррелей в сутки (790 м3) ³ /d) и глубиной 6000 футов (1800 м)). Они обладают исключительной устойчивостью к абразивам и твердым веществам, но ограничены глубиной и температурой установки. Некоторые компоненты добываемых жидкостей, например ароматические соединения, также могут повредить эластомер статора.

Бесштоковая накачка

Они могут быть гидравлическими или электрическими погружными. Гидравлическая система использует рабочую жидкость под высоким давлением для работы двигателя на забойной жидкости. Двигатель, в свою очередь, приводит в движение поршень, который перемещает жидкость на поверхность. Система рабочей жидкости может быть как открытой, так и закрытой, в зависимости от того, можно ли смешивать рабочую жидкость со скважинной жидкостью. Этот тип системы обычно имеет надземные насосы для рабочей жидкости и резервуар. Электропогружной аппарат — еще один тип бесштанговой насосной системы. При этом используется электрический насос, погруженный в скважину и подключенный к ряду трансформаторов и управляющему оборудованию, которое питает и контролирует скорость откачки. В этой системе электродвигатель изолирован от масла защитным устройством. Водозаборник жидкости, расположенный перед насосным механизмом, имеет газоотделитель, а распределительная коробка на поверхности помогает рассеивать газ, который мог попасть в линии электропередачи.

По сути, штанговые и бесштанговые насосные механизмы помогают добиться движения жидкости за счет снижения забойного давления путем вытеснения жидкости над ней механическими средствами.Другим методом является плунжерный подъемный механизм, в котором в качестве ствола используется колонна насосно-компрессорных труб. Он использует газ для приведения в действие плунжера.

Существует несколько вариантов этих методов, которые можно использовать. Они включают в себя; струйная закачка с использованием гидравлического насоса и сопла, передающего импульс жидкости непосредственно добывающей жидкости, или камерный подъемник, представляющий собой модифицированный газлифтный механизм, не имеющий противодавления. Существуют также штанговые насосные агрегаты модифицированной конструкции, в работе которых используется либо лебедка, либо пневматический механизм.

Непрерывная ленточная транспортировка

В этом методе используется маслопоглощающая непрерывная лента для транспортировки тяжелой нефти в качестве альтернативы перекачиванию. Односторонний ремень в форме буквы «О», приводимый в движение наземным блоком «Мебиус», непрерывно перемещается к подземному блоку, ниже статического уровня, захватывая нефть и транспортируя ее к наземному блоку для сбора. Олеофильные свойства ленты гарантируют, что песок, парафин и большая часть воды не будут улавливаться.

Из-за относительно низкой скорости улавливания нефти (менее 130 баррелей в день на максимальной глубине 4000 метров) и очень низкой стоимости эксплуатации этот метод используется в основном на вскрышных, малодебитных, простаивающих и заброшенных скважинах . Оптимальным составом нефти для КПТ являются пласты со средней, тяжелой и очень тяжелой нефтью, с максимальной температурой 130 град. Цельсия. Крупнообъемные скважины с легкой нефтью не подходят для этого метода.

См. также

• Плунжерный подъемник

Ссылки

• «Upwing Energy: механизированная добыча природного газа»
• «Ваш единственный поставщик систем ESP и HPS в Северной Америке»
• "NOV - Страница механизированной добычи"
• «Страница Schlumberger по механизированной добыче» по состоянию на 24 января 2007 г.
• Справочник по нефтяной инженерии Брэдли Х., Общество инженеров-нефтяников, Ричардсон, Техас, США, 1987 г.

Внешние ссылки

• Определение механизированной добычи