Механизированный способ добычи нефти.

При механизированном способе добычи подъем нефти из пласта на поверхность осуществляется при помощи газлифта (компрес­сорного и бескомпрессорного), электроцентробежных насосов и штанговых глубинных насосов.

Газлифтная эксплуатация нефтяных скважин является как бы продолжением фонтанного способа добычи с той разницей, что при фонтанировании источником энергии служит газ, поступаю­щий вместе с нефтью из пласта, а при газлифтной эксплуатации подъем жидкости осуществляется при помощи сжатого газа, нагнетаемого в скважину с поверхности. Газ на поверхности сжимают в компрессорах или используют газ высокого давления из ближайших газовых месторождений или газоносных пластов. В первом случае газлифт называется компрессорным, во втором - бескомпрессорным. Оборудование газлифтной скважины показано на рис. 11. Оно почти не отличается от оборудования фонтанных скважин, только в подъемных трубах устанавливают газлифтные клапаны с интервалом, зависящим от глубины скважины. Три верхних клапана пусковые — роль их сводится к обеспечению снижения уровня столба жидкости в скважине с целью возбуждения при­тока из пласта в момент освоения скважины. Нижний газлифтный клапан — рабочий, через него поступает в подъемник газ высокого давления, нагнетаемый в затрубное пространство. Пу­сковые клапаны при работе газлифтной скважины закрыты.

При непрерывной подаче сжатого газа в подъемник жидкость, поступающая из пласта в подъемные трубы, разгазируется,

поднимается до устья скважины и поступает в выкидную линию скважины. Для повышения устойчивости работы газлифтных екважин в эксплуатационной колонне выше продуктивного пласта устанавливают пакер, состоящий из металлического остова и ре­зиновых манжет для перекрытия затрубного пространства. Обслу­живание газлифтнои скважины практически не отличается от обслуживания фонтанной скважины. При отклонениях дебита газлифтнои скважины от нормального оператор по добыче нефти при помощи регулятора расхода газа в газораспределительной будке регулирует объем подачи газа для обеспечения оптимального дебита скважины.

В связи с низким коэффициентом полезного действия газлифтных подъем­ников и значительными первоначальными капитальными вложениями на строительство компрессорных станций и газопроводов высокого давления для подачи газа на газлифтные скважины, газлифтная эксплуатация применяется для подъема в основном легких нефтей, имеющих большие газовые фак­торы (свыше 120 м³/м³). В таких слу­чаях расходы газа, нагнетаемого в газ­лифтные скважины с поверхности, на­ходятся в умеренных пределах и газ­лифтная добыча вполне себя оправды­вает.

Насосная эксплуатация скважин: При насосной эксплуатации подъем жидкости из скважин на поверхность осуществляется насосами — в основ­ном штанговыми и бесштанговыми (погружными электроцентробежными). Откачка нефти из скважин при по­мощи штанговых    глубинных насосов получила широкое распространение в силу их простоты и сра­внительной дешевизны. Штанговые насосы позволяют отби­рать нефть с глубин до 2500 м.                                                               Глубиннонасосными установками можно отбирать до 500 м³ жидкости в сутки в зависимости от диаметра и глубины спуска насоса. Схема глубиннонасосной установки приведена на  рис. 12 Основными элементами ее являются: колонна насосных труб  и глубинный насос с плунжером, подвешенный на штангах. Пере­численные элементы относятся к подземному оборудованию скважины.    

Глубинный насос приводится в движение от станка-качалки, расположенного на поверхности земли и состоящего из балансира, шатунно-кривошипного механизма и двигателя. Глубинный насос представляет собой обычный поршневой насос одинарного действия с проходным поршнем (плунжером). В нижней части насоса установ­лен приемный клапан 1, открыва­ющийся только вверх. Плунжер насоса, несущий на себе нагнета­тельный клапан 2, подвешивается на колонне насосных штанг 3. Верхняя штанга пропускается через устьевой сальник 5 и соеди­няется с головкой балансира 6 станка-качалки. При помощи ша­тунно-кривошипного механизма 7, 8 головка 10 балансира пере­дает возвратно-поступательное движение колонне штанг и подведенному на них плунжеру. Ставок приводится в действие электродвигателем 9 через си­стему передач. При ходе штанг вверх верх­ний клапан 2 закрыт, так как на него действует давление вы­шележащего столба жидкости.

 При этом под действием столба жидкости в кольцевом прост­ранстве 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. При непрерывной работе на­соса в результате подкачки жид­кости уровень последней в насосных трубах поднимается до устья, и она поступает в выкидную линию через тройник 4. Станки-качалки оснащаются средствами для их отключения в случае обрыва штанг или при появлении ударных перегрузок, при повышении или понижения давления в нагнетательном тру­бопроводе, при обрыве фаз или токовых перегрузках и коротких замыканиях электродвигателя. Работа станков-качалок регулируется блоком управления типа БУС-2, в который входит пусковая и другая электромехани­ческая аппаратура, обеспечивающая взаимосвязанную работу средств автоматизации и технологического оборудования уста­новки.

Штанговые насосные установки имеют серьезные недостатки — тяжелое громоздкое оборудование при больших глубинах скважин, опасность раз­личных неполадок, аварий со штангами вследствие больших нагрузок, огра­ниченное применение для добычи нефти в наклон­ных скважинах, не всегда достаточная производи­тельность для отбора боль­ших объемов жидкости, особенно из сильно обвод­ненных скважин. В связи с этим в настоящее время все большее применение находят насосные уста­новки с новым принципом действия. Основной осо­бенностью их является пе­ренос двигателя на забой скважины и устранение штанг — наиболее уязвимо­го звена глубиннонасосных установок. Из бесштанго­вых насосных установок наиболее широко приме­няется погружные элек­троцентробежные насосы (ЭЦН). Преимуществами электроцентробежных на­сосов являются простота обслуживания, высокая производительность (до 1500 м³/сут), относительно большой межремонтный период работы (15—20 мес, иногда и более). Они могут успешно работать как в вертикальных, так и в наклонных скважинах. Погружной электроцентробежный насос (рис. 13) состоит из расположенных вертикально на общем валу многоступенчатого. Центробежного насоса, электродвигателя и протектора, служа­щего для защиты электродвигателя от попадания в него пластовой жидкости. Питание электродвигатель получает по бронированному кабелю, спускаемому вместе с насосными трубами, у баш­мака которых устанавливается насос. Управление работой и отключение в случае аварии погружного электроцентробежного насоса производится специальной автоматической станцией уп­равления БУС-2, устанавливаемой в будке недалеко от устья скважины. В этой же будке устанавливается автотрансформатор для компенсации падения напряжения в бронированном кабеле. Длина насоса определяется его типом и числом ступеней и из­меняется от 5,1 до 10,8 м. От числа ступеней зависит и напор насоса. Протектор помимо защиты электродвигателя от попадания пластовой жидкости служит также для подачи по мере расхода жидкого масла в электродвигатель и консистентной смазки в подшипники насоса. На выкидной линии может быть установлен отсекающий клапан типа РОМ-1 для блокировки скважины в случае ее фонтаниро­вания; при добыче парафинистой нефти предусматривается устрой­ство для запуска шаров.

  Отбор образцов пород: Основным материалом для изучения разрезов буровых скважин являются образцы пород, извлекаемых из скважины во время буре­ния

Образцы пород отбирают из скважины тремя путями:

- в виде керна при бурении специальными, колонковыми доло­тами;

- в виде образцов пород, отбираемых из стенок скважины специальными инструментами — боковыми грунтоносами;

- в виде шлама (обломков разбуренных пород), выносимого в процессе бурения потоком промывочного или продувочного аген­тов на дневную поверхность.          

При бурении скважин роторным и турбинным способами для отбора кернов из скважины применяют колонковые долота. Эти долота позволяют в процессе проходки ствола скважины ото­брать образцы пород разреза в той последовательности, в которой они залегают в недрах. В этом случае долота разбуривают породу на забое не сплошь, а по некоторому кольцу, оставляя внутренний целик породы неразрушенным.

Отобранный керн поднимают на поверхность, укладывают в спе­циальный ящик и наклеивают этикетку, в которой содержатся основ­ные сведения о поднятом керне (площадь, номер скважины, интер­вал проходки, краткое литологическое описание породы).

Выбор интервала для отбора керна зависит от поставленных при бурении геологических задач.

На новых, еще не изученных месторождениях при бурении пер­вых скважин необходимо производить сплошной отбор керна. На месторождениях, где верхняя часть разреза изучена, керн отбирают в основном только в нижней части разреза. При бурении эксплуа­тационных скважин керн отбирают лишь в продуктивном горизонте для его детального изучения. В результате изучения кернового материала получают следующие основные данные: наличие признаков нефти и газа, лито логическую характеристику пород и их стратиграфическую принадлежность, коллекторские свойства пород, структурные особенности пород в возможные условия их залегания. Если необходимо получить образцы пород из интервалов, пробуренных без отбора керна, применяют боковой грунтонос — аппарат. Для отбора грунтов из стенок скважин. Боковые грунтоносы позволяют отбирать образцы пород из стенки скважины в любом пробуренном интервале разреза. Однако отбор образцов боковые грунтоносом не может полностью заменить отбор керна колонковым долотом, так как размеры образцов, извлекаемых грунтоносом, небольшие (диаметр образца до 30 мм при длине 60 мм). Кроме того, в очень плотных породах боковой грунтонос оказывается малоэффективным. Боковые грунтоносы наи­больший вынос пород обеспечивают только в песчано-глинистых отложениях. Характер проходимых при бурении скважин пород можно опре­делить, изучая шлам, выносимый потоком промывочной жидкости. Интервалы отбора шлама устанавливаются в зависимости от поста­вленной задачи (при детальном изучении разреза образцы шлама отбирают через каждые 5 м проходки в интервалах сплошного отбора керна и через 2 м — в интервалах, где керн не отбирают). Шлам отбирают, пропуская поток промывочной жидкости, выхо­дящий из скважины, через специальный ящик с набором сит, име­ющих отверстия размером от 1 до 10 мм. Через ящик пропускают около 50 л промывочной жидкости. Обломки породы, оставшиеся на ситах, промывают водой, просушивают и укладывают в специаль­ные пакеты или пробирки с этикетками с описанием отобранных образцов (район, глубина скважины при отборе, исправленная глубина, фракция и т. п.).

По отобранному шламу можно устанавливать лишь общий литологический состав разбуриваемых пород и их чередование. Ценность этого метода отбора образцов пород снижается вследствие того, что часть шлама (его мелкая фракция) остается в промывочной жидкости, не извлеченной ситами, а обломки размером крупнее 0,3 мм отстают от потока промывочной жидкости, что осложняет привязку получен­ных обломков к глубине скважины.