Эксплуатация скважин на морских территориях

Принципиальная схема ШСНУ представлена на рисунке 16. Рисунок 15 – Принципиальная схема ШСНУ: 1 – песочный фильтр; 2 – скважинный насос; 3 – насосно-компрессорные трубы; 4 – колонна штанг; 5 – тройник; 6 – сальниковое уплотнение; 7 – сальниковый шток: 8 – планшайба; 9 – станок качалка; 10 – фундамент. Однако данный способ эксплуатации скважин неприменим для шельфовых месторождений. При проектировании морских гидротехнических сооружений очень важно учитывать массу всего необходимого оборудования и его габариты. При больших массах и габаритов самой платформы появляется дополнительные риски, которые заключается в возможно опускании платформы под уровень воды. Также это может привести к потере устойчивости платформы, так как при увеличении площади, увеличивается и площадь воздействия на платформу ветрами, волнами и льдом. Еще одним недостатком ШСНУ является ее металлоёмкость и крупные размеры, разместить такую установку на месторождение довольно сложно, поэтому предпочтения отдают другим способам эксплуатации скважин.Наибольшее распространение при механизированной добычи морских скважин получила установка электроцентробежного насоса (рис.16). Погружные насосы – это малогабаритные (по диаметру) центробежные, секционные, многоступенчатые насосы с приводом от электродвигателя. Обеспечивают подачу 10–1300 м3 /сут и более напором 450–2000 м водного столба (до 3000 м). Электроцентробежные насосы, в отличие от ШСНУ, возможно применять в скважинах различного профиля и они способы работать на дебитах, намного превышающих дебит плунжерного насоса. Однако, как и любая технология, УЭЦН имеет и ряд недостатков. Во-первых, ЭЦН не может работать при высоком газовом содержании, так как в таком случае происходит перегрев погружного электродвигателя. Данную проблему отчасти может решить газосепаратор, который устанавливается над электродвигателем. При газосодержании от 25% до 55% данное оборудование является рентабельным. Во-вторых, говоря о перегреве ПЭД, ЭЦН не может работать при высоких температурах в пласте. В-третьих, ввиду технологического устройства данный насос не может работать с нефтью высокой вязкости. Данная проблема решается с помощью других видов насосных установок [6].Винтовой электронасос (рис. 17) применяется на скважинах, пробуренных на месторождениях высоковязкой нефти. Принципиальная схема установок винтовых электронасосов (УЭВН) аналогична схеме УЭЦН. Основная отличительная особенность состоит в использовании винтового насоса и тихоходного электродвигателя.Рабочий орган винтового электронасоса – однозаходный червячный винт, вращающийся в обойме. Внутренняя поверхность обоймы представляет собой двухзаходную винтовую поверхность, соответствующую однозаходному винту. Шаг винтовой поверхности в два раза больше шага винта. При размещении винта в обойме между ними образуется ряд замкнутых полостей, перемещающихся при вращении винта от приема насоса к его выходу. Винт изготовлен из стали или титанового сплава, резиновая обойма размещена в стальном корпусе [6].Рисунок 16 – Принципиальная схема УЭЦН: 1 – трансформатор; 2 – станция управления; 3 – кабельный барабан; 4 – оборудование устья скважины; 5 – колонна НКТ; 6 – бронированный электрический кабель; 7 – зажимы для кабеля; 8 – погружной многоступенчатый центробежный насос; 9 – приемная сетка насоса; 10 – обратный клапан; 11 – сливной клапан; 12 – узел гидрозащиты (протектор); 13 – погружной электродвигатель; 14 – компенсатор.Отличительная особенность эксплуатации скважин гидропоршневыми насосами (рис. 18) – передача энергии к погружному поршневому насосу потоком жидкости, подаваемым с поверхности. Гидропоршневая насосная установка (ГПНУ) включает скважинный насос и гидродвигатель с золотниковым распределителем, объединенные в один агрегат (гидропоршневой погружной насосный агрегат). Блок подготовки рабочей жидкости и силовой насосный блок находятся на поверхности. Рабочая жидкость непрерывно нагнетается с поверхности силовым насосом насосного блока в скважину и приводит в действие гидродвигатель. По принципу действия скважинные гидропоршневые насосы можно разделить на насосы одинарного, двойного и дифференциального действия.Рисунок 17 Принципиальная схема винтового насоса: а – ротор; б – статор; в – насос в сборе; 1 – корпус насоса; 2 – полость между статором и ротором.Существует еще два типа применяемых в эксплуатации скважин насосов: струйный и диафрагменный. Однако он на данный момент развития технологий не получили широкого распространения. Диафрагменные насосы – насосы объемного типа (рис. 19), основным рабочим элементом которых является расположенная в верхней части насоса диафрагма, меняющая свое положение (вниз, вверх). При прогибании диафрагмы вниз в наддиафрагменную полость насоса через всасывающий клапан поступает скважинная жидкость; при прогибании вверх эта жидкость через нагнетательный клапан выдавливается в насосно-компрессорные трубы. Колебательные движения диафрагмы обеспечиваются с помощью погружного электродвигателя, специального поршня с пружиной и эксцентрика, размещенных в нижней части погружного агрегата (ниже диафрагмы). Струйные насосы (рис. 20), применяемые при эксплуатации добывающих скважин, состоят из трех основных элементов – канала подвода рабочего агента с соплом, канала подвода инжектируемой (откачиваемой) жидкости, камеры смешения и диффузора. Рабочий агент (обычно жидкость, например вода) под давлением подается через сопло в камеру смешения, при этом потенциальная энергия (энергия давления) агента частично преобразуется в сопле в кинетическую энергию. За счет этого в поток рабочего агента подмешивается (втягивается) откачиваемая жидкость. Рабочий агент и эта жидкость перемешиваются в камере смешения и поступают в диффузор (расширяющейся канал), в котором часть кинетической энергии смешанного потока преобразуется в потенциальную энергию.Рисунок 18 – принципиальная схема гидропоршневого насоса: а — подъем насоса; б — работа насоса; 1 — трубопровод; 2 — емкость для рабочей жидкости; 3 — всасывающий трубопровод; 4 — силовой насос; 5 — манометр; 6 — сепаратор; 7 — выкидная линия; 8 — напорный трубопровод; 9 — оборудование устья скважины; 10 — 63 мм трубы; 11 — 102 мм трубы; 12 — обсадная колонна; 13 — гидропоршневой насос (сбрасываемый); 14 — седло гидропоршневого насоса; 15 — конус посадочный; 16 — обратный клапан; I — рабочая жидкость; II — добываемая жидкость; III — смесь отработанной и добытой жидкости.Рисунок 19 – Принципиальная схема диафрагменного насоса: 1 – колонна НКТ; 2 – сливной клапан; 3 – нагнетательный клапан; 4 – всасывающий клапан; 5 – диафрагма; 6 – осевой клапан; 7 – винтовая пружина; 8 – цилиндр; 9 – поршень; 10 – корпус; 11 – эксцентрик; 12 – опора; 13, 14 – зубчатые колеса; 15 – погружной электродвигатель; 16 – компенсационная диафрагма; 17 – электрический кабель; 18 – специальный клапанный узел.Рисунок 20 — Принципиальная схема струйного насоса: 1 — насосно-компрессорные трубы; 2 — сопло; 3 — каналы; 4 — диффузор; 5 — входная часть насоса; 6 — подпакерное пространство.ЗАКЛЮЧЕНИЕТаким образом, в данной реферативной работе были рассмотрены основные способы эксплуатации скважин и их особенности применения в рамках морских месторождений нефти и газа. Эксплуатация скважин можно назвать процесс подъема с забоя скважины на дневную поверхность добываемого флюида, будь то нефть, газ или вода. Существуют различные способы эксплуатация скважин, которые применимы как на суши, так и в море. Однако при применении данных методов на морских скважинах необходимо будет учесть ряд специфичных моментов:– расположение устья скважины, которое может быть как на поверхности добывающей платформы, так и на дне моря, так как это повлияет на процесс управления всем необходимым оборудованием скважины;– необходимость в дополнительном специализированном оборудовании, например, водоотделяющая колонна и дополнительных противовыбросовое оборудование;– вес и габариты оборудования, необходимого для эксплуатации скважин тем или иным способ, так как это будет влиять на вес, габариты и устойчивость платформы.Основные способы эксплуатации скважин на континентальном шельфе:Фонтанная эксплуатация (артезианская или газлифтная):Происходит за счет запаса пластовой энергии и наличии газа в случае газлифтного фонтанирования;Газлифтная эксплуатация:Происходит за счет энергии нагнетания газа в затрубное пространство;Механизированная эксплуатация (в случае морских месторождение применяют УЭЦН):Происходит за счет введения в скважину насосов разного вида, которые приводятся в движение подводимой энергией, затем передают данную энергию добываемой жидкость, которая впоследствии поднимается на дневную поверхность.СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫПроект ЭнергостратегииРосийской Федерации на период до 2035 года / Министерство энергетики Российской Федерации. URL: https://minenergo.gov.ru/node/1920 (дата обращения 22.09.2020).Energy transition outlook 2019: oil and gas. A global and regional forecast to 2050 / DNV GL. URL: https://eto.dnvgl.com/2019/oil-gas/forecast (дата обращения 22.09.2020).Крец В.Г., Шадрина А.В. Основы нефтегазового дела. Учебное пособие. – Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2011. – 200 с.Тасмуханова А.Е., Шигапова Р.Р. Особенности разработки шельфовых месторождений нефти // Вестник Евразийской науки, 2018. – №2. – C. 1 – 12.Тексты лекций по учебной дисциплине «Обустройство морских месторождений» / Петраков Д.Г. URL: http://ior.spmi.ru/profile/stud/kafedra/2614/token/15893973451589408145 (дата обращения 22.09.2020).Юшков, И.Р. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений : учеб.-метод. пособие / И.Р. Юшков, Г.П. Хижняк, П.Ю. Илюшин. – Пермь : Изд-во Перм. нац. исслед. политехн. ун-та, 2013. – 177 с.