Войти
Искусственный подъем относится к использованию искусственных средств для увеличения потока жидкостей, таких как сырая нефть или вода из эксплуатационной скважины. Обычно это достигается за счет использования механического устройства внутри скважины (известного как насос или) или уменьшения веса гидростатической колонны путем нагнетания газа в жидкость на некотором расстоянии вниз по скважине. В более новом методе, называемом непрерывной ленточной транспортировкой (CBT), используется нефтесодержащая лента для извлечения из маргинальных и неработающих скважин. Искусственный подъем необходим в скважинах, когда в пласте недостаточно давления для подъема добываемых флюидов на поверхность, но он часто используется в скважинах с естественным течением (которые технически не нуждаются в нем) для увеличения дебита сверх того, который был бы естественным. Добываемый флюид может быть нефтью, водой или смесью нефти и воды, обычно смешанной с некоторым количеством газа.
Любой добывающий жидкость пласт будет иметь «пластовое давление»: некоторый уровень энергии или потенциала, который заставит текучую среду (жидкость, газ или и то, и другое) перейти в области с более низкой энергией или потенциалом. Концепция аналогична концепции давления воды в муниципальной системе водоснабжения. Как только давление внутри добывающей скважины упадет ниже пластового давления, пласт будет действовать, чтобы заполнить скважину обратно, точно так же, как открытие клапана в водяной системе. В зависимости от глубины резервуара и плотности жидкости резервуар может иметь или не иметь достаточного потенциала для выталкивания жидкости на поверхность - более глубокая скважина или более тяжелая смесь приводят к более высокому давлению.
Гидравлические насосные системы передают энергию на забой скважины с помощью находящейся под давлением рабочей жидкости, которая стекает по трубопроводу ствола скважины на подземный насос. Существует как минимум три типа гидравлических подземных насосов:
Эти системы очень универсальны и использовались как на малых глубинах (1000 футов), так и в более глубоких скважинах (18000 футов).), от низкодебитных скважин с производительностью от десятков баррелей в сутки до скважин, добывающих более 20 000 баррелей (3 200 м) в сутки. В большинстве случаев вытесняющая (нагнетаемая) жидкость может быть водой или добываемой жидкостью (смесь нефти и воды). Некоторые химические вещества могут быть смешаны с закачиваемой жидкостью, чтобы помочь контролировать коррозию, парафиновые и эмульсионные проблемы. Гидравлические насосные системы также подходят для наклонно-направленных скважин, где использование обычных насосов, таких как штанговый насос, невозможно.
Как и все системы, у этих систем есть свои рабочие зоны, хотя в случае гидравлических насосов они часто неправильно понимаются разработчиками. Некоторые типы гидравлических насосов могут быть чувствительны к твердым частицам, тогда как струйные насосы, например, могут перекачивать твердые частицы с объемной долей более 50%. Они считаются наименее эффективным методом подъема, хотя для разных типов гидравлических насосов он отличается, а также при рассмотрении полных потерь в системе различия во многих установках незначительны.
Стоимость жизненного цикла этих систем аналогична стоимости других типов искусственного подъемника при надлежащем проектировании, с учетом того, что они обычно не требуют технического обслуживания, например, струйные насосы имеют несколько более высокие эксплуатационные (энергетические) затраты с существенно более низкая стоимость покупки и практически отсутствие затрат на ремонт.
Погружные электронасосы (УЭЦН) состоят из скважинного насоса (серия центробежных насосов ), электродвигателя, который преобразует электрическая энергия в кинетическую энергию для поворота насоса, сепаратор или протектор для предотвращения попадания производимых жидкостей в электродвигатель, а также электрический силовой кабель, соединяющий электродвигатель с наземной панелью управления. ESP - это очень универсальный метод искусственного подъема, который можно найти в рабочих средах по всему миру. Они могут работать с очень широким диапазоном расходов (от 200 до 90 000 баррелей (14 000 м) в день) и требований к высоте подъема (от практически нуля до 3 000 м подъема). Их можно модифицировать для обработки загрязняющих веществ, обычно присутствующих в нефти, агрессивных коррозионных жидкостях, таких как H2S и CO2, и исключительно высоких скважинных температур. Было показано, что увеличение обводненности не оказывает значительного отрицательного воздействия на производительность ЭЦН. Их можно размещать в вертикальных, наклонно-направленных или горизонтальных скважинах, но рекомендуется размещать их в прямом участке обсадной колонны для оптимального срока службы.
Несмотря на то, что последние разработки направлены на расширение возможностей ЭЦН по переработке газа и песка, они все же нуждаются в дополнительных технологических разработках, чтобы избежать газовых пробок и внутренней эрозии. До недавнего времени ESP продавались по непомерно высокой цене из-за стоимости развертывания, которая могла превышать 20 000 долларов.
Различные инструменты, такие как автоматические переключающие клапаны (ADV), SandCats и другие инструменты для колонн НКТ и насосов, повышают производительность ESP. Большинство систем, развернутых на сегодняшнем рынке, представляют собой системы Dual ESP, которые представляют собой простую установку двух ESP в одной скважине. Это обеспечивает полный или резервный усилитель скважинной системы - время простоя минимально, капитальный ремонт обходится дешевле, а в других областях эксплуатации имеется экономия. Двойные системы ESP позволяют значительно повысить рентабельность скважины.
Газлифт - еще один широко используемый метод искусственного подъема. Как следует из названия, газ закачивается в насосно-компрессорные трубы для уменьшения веса гидростатической колонны, тем самым снижая противодавление и позволяя пластовому давлению вытеснять смесь добываемых флюидов и газ до поверхности. Газлифт может использоваться в широком диапазоне скважинных условий (от 30 000 баррелей в сутки (4800 м / сут) до 15 000 футов (4600 м)). Газлифты хорошо справляются с абразивными элементами и песком, а стоимость капитального ремонта минимальна.
Газлифтные скважины оснащены оправками с боковыми карманами и газлифтными нагнетательными клапанами. Такое расположение обеспечивает более глубокую закачку газа в НКТ. Система газлифта имеет ряд недостатков. Должен быть источник газа, некоторые проблемы обеспечения потока, такие как гидраты, могут быть вызваны газлифтом.
При этом используется закачка газа в поток жидкости, что снижает плотность жидкости и снижает забойное давление. Когда газ поднимается вверх, пузырьки помогают продвигать масло вперед. Степень эффекта зависит от непрерывного или прерывистого потока газа. Газ может закачиваться в одну точку ниже жидкости или может быть дополнен многоточечной закачкой. Прерыватель на поверхности контролирует время впрыска газа. Механизмы работают под давлением или от жидкости. Это могут быть дроссельные клапаны или клапаны, управляемые давлением в корпусе. Клапаны с гидравлическим приводом требуют повышения давления в трубке для открытия и падения для закрытия. Дроссельный клапан давления открывается при повышении давления в корпусе и закрывается при падении давления в корпусе. Обычные газлифтные клапаны прикреплены к газлифтным оправкам и газлифтным клапанам, извлекаемым по тросу, которые устанавливаются в оправках с боковыми карманами.
Штанговые насосы представляют собой длинные узкие цилиндры с неподвижными и подвижными элементами внутри. Насос предназначен для установки внутри трубопровода скважины, и его основное предназначение - собирать жидкости из-под него и поднимать их на поверхность. Наиболее важные компоненты: ствол, клапаны (ходовые и неподвижные) и поршень. В нем также есть еще 18-30 компонентов, которые называются «фитингами».
Каждая деталь насоса важна для его правильной работы. Наиболее часто используемые детали описаны ниже:
Подземная перекачка насос вытесняет жидкость на забое скважины, тем самым снижая забойное давление. Движение плунжера и ходового клапана помогает создать низкое давление, перемещая жидкость вверх по скважине. Ходовой клапан открывается при ходе вниз и закрывается при ходе вверх. Именно на ходу вверх он переносит жидкость вверх по скважине. Длина насосной штанги обычно составляет 25 футов. Насосные агрегаты бывают 3-х типов: Класс 1, Марка 2 или воздушно-сбалансированные. Изменяя длину хода или скорость насоса, можно изменить производительность.
Добычу, измеренную 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 = константа, полученная из следующего:
Диаметр плунжера = Константа "C"
Для онлайн-калькулятора: Калькулятор добычи штангового насоса Don-Nan (баррелей в сутки)
Добыча при 100% является теоретической. 80% - более реалистичный расчет добычи.
Недавно была разработана новая технология, сочетающая газлифт и штанговый насос с выделением двух отдельных насосно-компрессорных колонн в стволе скважины для каждого метода подъема. Этот метод разработан специально для искусственного подъема уникальной геометрии горизонтальных / наклонно-направленных скважин, а также вертикальных скважин, которые имеют глубокие или очень длинные интервалы перфорации или имеют слишком высокий газожидкостный коэффициент (GLR) для традиционных методов искусственного подъема. В этой конструкции штанговый насос размещается в вертикальной части скважины над отклоненным или перфорированным интервалом, в то время как газ с относительно низким давлением и небольшим объемом используется для подъема пластовых жидкостей из отклоненного или расширенного перфорированного интервала выше штангового насоса. Как только жидкости поднимаются над насосом, они захватываются над пакером и затем попадают в камеру насоса, где они транспортируются на поверхность.
Эта конструкция преодолевает высокие затраты на техническое обслуживание, проблемы с газовыми помехами и ограничения по глубине, связанные с установкой обычных насосных систем в отклоненные или расширенные интервалы перфорации, а также преодолевает значительное противодавление, оказываемое на пласт традиционным газлифтом.
Винтовые насосы (PCP) также широко применяются в нефтяной промышленности. Винтовой насос состоит из статора и ротора. Ротор вращается с помощью двигателя с верхней или нижней стороны. Последовательные полости, создаваемые вращением, и добываемые жидкости выталкиваются на поверхность. PCP - это гибкая система с широким спектром применений с точки зрения дебита (до 5000 баррелей в сутки (790 м / сутки) и глубины 6000 футов (1800 м)). Они обладают исключительной стойкостью к абразивным материалам и твердым частицам, но их применение ограничено глубиной схватывания и температурой. Некоторые компоненты производимых жидкостей, такие как ароматические углеводороды, также могут ухудшить эластомер статора.
Они могут быть гидравлическими или электрическими погружными. В гидравлической системе используется рабочая жидкость под высоким давлением для работы скважинного жидкостного двигателя. Двигатель, в свою очередь, приводит в движение поршень, который перемещает жидкость на поверхность. Система рабочей жидкости может быть открытой или закрытой, это зависит от того, можно ли смешивать рабочую жидкость с скважинной жидкостью. Этот тип системы обычно имеет надземные гидравлические насосы и резервуар. Электроагрегат - это еще один тип бесштанговых насосных систем. В нем используется электрический насос, погруженный в скважину и подключенный к серии трансформаторов и управляющего оборудования, которые питают и регулируют скорость откачки. В этой системе электродвигатель изолирован от масла протектором. Забор жидкости, который находится перед механизмом насоса, имеет газоотделитель, а также распределительная коробка на поверхности помогает отводить любой газ, который мог подняться по линиям электропередач.
По сути, штанговые и бесштоковые насосные механизмы помогают достичь движения жидкости за счет снижения забойного давления за счет механического вытеснения жидкости над всем этим. Другой метод - это плунжерный подъемный механизм, в котором в качестве ствола используется колонна насосно-компрессорных труб. Он использует газ для привода поршня.
Важно отметить, что существует несколько вариантов этих методов, которые можно использовать. Они включают; струйная перекачка с использованием гидравлического насоса и сопла, которое передает импульс жидкости непосредственно добывающей жидкости или лифту камеры, который представляет собой модифицированный газлифтный механизм, не имеющий противодавления. Существуют также модифицированные штанговые насосные агрегаты, работающие с лебедкой или пневматическим механизмом.
В этом методе используется нефтесодержащая непрерывная лента для транспортировки тяжелой нефти в качестве альтернативы перекачке. Односторонний ремень O-образной формы, приводимый в движение наземным блоком Мебиуса, непрерывно движется к подземному блоку ниже статического уровня, улавливая нефть и транспортируя к наземному блоку для сбора. Олеофильные свойства ленты гарантируют, что песок, парафин и большая часть воды не улавливаются.
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 в отпарной колонне, маргинальной, простаивающей и заброшенной колодцы. Оптимальный состав нефти для CBT - это пласты со средней, тяжелой и очень тяжелой нефтью при максимальной температуре 130 град. Цельсия. Для этого метода не подходят большие объемы скважин на легкую нефть.
