Содержание к диссертации
Введение
1. Особенности эксплуатации нефтяных скважин на месторождениях с низким пластовым давлением и коэффициентом продуктивности 6
2. Исследование возможности использования эжектора для отвода газа из затрубного пространства 35
3. Экспериментальное исследование инжекции газа в кольцевое сечение и сопло 72
4. Разработка новой технологии эксплуатации скважин штанговыми установками в условиях высокого давления газа в . затрубном пространстве 83
Основные выводы 112
Список литературы 114
Приложение 1 126
Приложение 2 127
Приложение 3
- Особенности эксплуатации нефтяных скважин на месторождениях с низким пластовым давлением и коэффициентом продуктивности
- Исследование возможности использования эжектора для отвода газа из затрубного пространства
- Экспериментальное исследование инжекции газа в кольцевое сечение и сопло
- Разработка новой технологии эксплуатации скважин штанговыми установками в условиях высокого давления газа в . затрубном пространстве
Введение к работе
Актуальность работы
Современное состояние нефтяных месторождений России характеризуется значительным ухудшением условий добычи. Одним из наиболее неблагоприятных факторов, существенно осложняющих эксплуатацию скважин штанговыми установками, является накопление газа с повышением давления в затрубном пространстве.
В процессе добычи нефти механизированным способом происходит разгазирование нефти, сопровождающееся выделением свободного газа в стволе скважины. Часть газа, вместе со скважинной жидкостью попадает на прием насоса, в насосно-компрессорные трубы и выкидную линию. Другая часть выделившегося газа накапливается в затрубном пространстве над динамическим уровнем, оттесняя его. Избыточное количество газа в пространстве между НКТ и обсадной колонной со временем приводит к таким нежелательным последствиям, как увеличение динамического уровня, образование газогидратов, рост газосодержания на приеме насоса и т.д., что может способствовать срывам в подаче и полной остановке добычи.
Рост давления газа в затрубном пространстве в основном происходит из-за следующих факторов: высокого давления в выкидной линии вследствие удаленного расположения автоматической групповой замерной установки, неровностей рельефа, повышенной вязкости добываемой нефти.
Для предотвращения чрезмерного повышения давления газа и оттеснения уровня жидкости до приема насоса на устье скважины устанавливают специальный клапан. При достижении определенного, равного давлению в выкидной линии, давления газа в затрубном пространстве, специальный клапан открывается, и газ перепускается в выкидную линию. Однако, как показывает практика, регулирование давления газа в затрубном пространстве с помощью клапана на устье не всегда эффективно, а часто и вовсе невозможно (например, при замерзании в условиях низких температур). Поэтому актуальным является поиск способов отбора газа из затрубного пространства с привлечением новых технологий.
Целью работы является совершенствование технологии эксплуатации скважин с высоким давлением газа в затрубном пространстве, на базе обоснования применения штанговых глубинных насосов с эжектором.
Для достижения поставленной цели решались следующие задачи:
1) анализ условий эксплуатации скважин штанговыми установками и последствий влияния избыточного давления затрубного газа на работу насосного оборудования;
2) теоретические исследования возможности использования эжектора для отвода газа из затрубного пространства в полость насосно-компрессорных труб;
3) экспериментальные исследования режима эксплуатации скважины штанговой установкой с эжектором в насосно-компрессорных трубах.
4) обоснование области применения технологий отвода затрубного газа в НКТ с использованием эжектора.
Научная новизна
1. Анализом и обобщением опыта эксплуатации скважин с избыточным давлением газа в затрубном пространстве выявлено, что при отсутствии отвода газа в таких скважинах количество отказов подземного насосного оборудования на месторождениях Западной Сибири возрастает в среднем в два раза.
2. Теоретическими исследованиями механизма инжекции газа из затрубного пространства в полость НКТ с использованием разработанной математической модели доказана возможность повышения эффективности работы штанговой установки с применением эжектора.
3. Стендовыми экспериментальными исследованиями установлена возможность регулирования давления газа и, следовательно, динамического уровня в требуемом интервале значений, путем перепуска затрубного газа в полость НКТ эжектором круглого и концентрического сопла.
Основные защищаемые положения:
1. Результаты теоретических и экспериментальных исследований по совершенствованию режимов эксплуатации скважин штанговыми установками в компоновке с эжектором.
2. Технология регулирования давления затрубного газа путем перепуска его в НКТ в скважинах, оборудованных штанговыми установками с эжектором.
Практическое значение работы заключается в следующем:
- разработана принципиальная схема и изготовлен стенд для испытаний автоматического клапанного устройства, позволяющего снижать давление газа в затрубном пространстве скважин;
- предложены специальные клапанные узлы для перепуска затрубного газа (Патенты РФ №2305171 и №2318983), позволяющие поддерживать давление в затрубном пространстве на уровне, способствующем эксплуатации скважины без осложнений;
- разработан и внедрен на 142 скважинах технологический Регламент на процесс добычи нефти и газа на кустовых площадках нефтяных месторождений ОАО «Юганскнефтегаз», устанавливающий порядок утилизации затрубного газа высокого давления.
Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались и обсуждались на научно-практической конференции «60 лет Девонской нефти» (г.Октябрьский, 2004г.), VI Конгрессе нефтегазопромышленников России «Научные исследования и практика совершенствования эксплуатации нефтяных месторождений РБ» (г.Уфа, 2005г.), на I и II научно-технических конференциях молодых специалистов «РН-УфаНИПИнефть» (г.Уфа, 2007, 2008 г.г.), Математическое моделирование и компьютерное моделирование в разработке месторождений (г.Уфа, 2009г.).
Публикации. Основное содержание диссертации опубликовано в 12 печатных трудах, 3 из которых в рецензируемых изданиях, входящих в перечень ВАК РФ, получено 2 патента на изобретения.
Вклад автора в работы, выполненные в соавторстве и включенные в диссертацию, состоит в разработке методики стендовых испытаний инжекции газа в кольцевое сечение и сопло, предложении расположить автоматическое клапанное устройство для перепуска газа в затрубном пространстве.
Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, четырех глав, основных выводов, списка использованной литературы из 107 наименований; содержит 140 страниц, 43 рисунка, 7 таблиц.
Особенности эксплуатации нефтяных скважин на месторождениях с низким пластовым давлением и коэффициентом продуктивности
Совершенствование методов разработки и эксплуатации нефтяных месторождений привело к отказу от двухтрубной системы сбора нефти, газа и воды и переходу исключительно на однотрубную систему. В этой связи большую актуальность приобрели вопросы устранения ее недостатков, в том числе высокого давления в коллекторе за счет удаленности скважины от групповой замерной установки (ГЗУ) или особенностей рельефа и как следствие высокого устьевого и затрубного давления.
Известно, что в малообводненных добывающих скважинах, оборудованных установками штанговых глубинных насосов, в затрубном пространстве накапливается газ, выделяющийся в процессе разгазирования нефти при ее подъеме. Давление газа в затрубном пространстве снижает динамический уровень, а если он достигает приема насоса, то происходит срыв подачи и установка выходит из строя. Поэтому снижение динамического уровня требует увеличения глубины спуска насоса в скважину, что в свою очередь приводит к дополнительному расходу насосно-компрессорных труб и насосных штанг, повышению нагрузки на оборудование. Таким образом, актуальной задачей является совершенствование эксплуатации малодебитных скважин с высоким давлением газа в затрубном пространстве, оборудованных установками штанговых глубинных насосов.
Существующая однотрубная система сбора нефти, газа и воды не является единственно возможной, с точки зрения поддержания минимального давления газа в затрубном пространстве известная двухтрубная система является идеальной. Двухтрубная система предназначалась для раздельного сбора нефти и газа [44]. Она применялась с начала механизированной добычи нефти и до 80-х годов на месторождениях Узбекистана и Таджикистана. Индивидуальная замерно - сепарационная установка (ИЗУ) двухтрубной системы сбора работает следующим образом. Нефть от скважины поступает в ИЗУ, расположенную в непосредственной близости от скважины. В состав ИЗУ входят трап и мерник. В трапе осуществляется первая ступень сепарации нефти от газа, который под собственным давлением транспортируется на газоперерабатывающий завод, а нефть и вода за счет разности геодезических отметок между ИЗУ и сборным пунктом (СП) самотеком поступают на СП. На СП устанавливаются два или три негерметизированных резервуара емкостью по 400 м3 каждый, из которых нефть и вода забираются центробежным насосом и перекачиваются на установку подготовки нефти (УПН). Характерными особенностями двухтрубной системы сбора нефти являются следующие: - двухтрубные нефтепроводы работают за счет напора, создаваемого разностью геодезических отметок в начале и в конце нефтепровода, поэтому мерник должен быть поднят над уровнем земли, а в условиях гористой местности необходимо изыскивать соответствующую трассу нефтепроводов, чтобы обеспечить нужный напор, а, следовательно, и их пропускную способность; - при двухтрубной системе необходима глубокая сепарация нефти от газа для предотвращения возможного образования в нефтепроводах газовых «мешков», могущих существенно снизить пропускную способность нефтепроводов; - двухтрубные выкидные линии и сборные коллекторы не могут быть приспособлены к возможному увеличению дебитов скважин или к сезонным изменениям вязкости нефти в связи с их ограниченной пропускной способностью; - в двухтрубных системах скорость потока жидкостей низкая, поэтому происходит отложение механических примесей, солей и парафина, в результате чего уменьшается сечение нефтепроводов, а, следовательно, уменьшается и их пропускная способность; - потери нефти от испарения легких фракций и газа при двухтрубной системе достигают 3% от общей добычи нефти. Основными источниками потерь нефти в данном случае являются негерметизированные мерники и резервуары, устанавливаемые у скважин, на сборных пунктах и в товарных парках; - двухтрубные системы трудно поддаются автоматизации.
Двухтрубная система сбора нефти позволяет избежать роста затрубного давления благодаря своей принципиальной особенности. Однако, перечисленные недостатки двухтрубной (самотечной) системы сбора и транспорта нефти настолько существенны, что в настоящее время она заменена полностью на однотрубную систему, которая при всех известных преимуществах: полное устранение потерь легких фракций нефти, доходящих до 3% от добычи нефти; значительное уменьшение возможности образования и отложения парафина на стенках труб; снижение металлоемкости системы; возможность полной автоматизации сбора, подготовки и контроля качества товарной нефти имеет и недостатки: в т.ч. высокое давление в коллекторе за счет удаленности скважины от групповой замерной установки (ГЗУ) или особенностей рельефа и как следствие высокое устьевое и затрубное давление.
Исследование возможности использования эжектора для отвода газа из затрубного пространства
При добыче нефти с помощью установок электроцентробежных погружных насосов задача отвода газа из затрубного пространства решается с помощью технологии «Тандем» [27], когда газожидкостная смесь после прохождения ЭЦН пропускается через сопло струйного аппарата. За счет локального увеличения скорости рабочей среды в создаваемой соплом струе происходит подсос газа из затрубного пространства, который далее совершает полезную работу по поднятию жидкости.
В данной главе теоретически исследуется возможность использования аналогичной технологии при эксплуатации скважины штанговой насосной установкой. Исследуются процессы при выполнении сопла двух видов: - круглого сечения, через которое происходит подсос газа из затрубного пространства, вынесено за НКТ посредством специального отводного канала и системы муфт; - кольцевого сечения, образованного штанговой колонной и специальной муфтой, установленной в насосно-компрессорных трубах.
Для моделирования многофазных потоков в одномерном приближении могут использоваться различные модели, обладающие разной степенью сложности. Применительно к описанию течения газожидкостного потока в вертикальной трубе с фазовыми переходами (пузырьковое и снарядное течение) наиболее приемлемой является модель дрейфа, которая по сложности занимает промежуточное положение между гомогенной моделью и моделью раздельного течения фаз. В ней уравнения неразрывности записываются отдельно для каждой фазы, а уравнение сохранения количества движения является единым. В таком приближении оказывается возможным учесть взаимное перемещение фаз (что в принципе неосуществимо в рамках гомогенной модели), если известна относительная скорость движения пузырьков [93].
Рассмотрим одномерное совместное течение жидкости и газа в канале переменного поперечного сечения (круглого или кольцевого) в изотермическом приближении. Для описания неустановившегося движения смеси в общем случае необходимо записать уравнения сохранения массы и количества движения для каждой из фаз [42, 90].
Будем считать, что в общем случае жидкость представляет собой смесь двух флюидов: нефти и воды, которые имеют различные физические свойства, но при этом движутся с одинаковой скоростью. В этом случае нет необходимости выписывать уравнения сохранения массы для воды и нефти в отдельности (что и было сделано), но при этом считать, что fi.= R„+(l- )Fb» (2.2.1) где pw и p0 — плотности воды и нефти соответственно, Fw — коэффициент объемной обводненности. В реальных условиях все три входящих в правую часть уравнения (2.2.1) параметра могут изменяться при варьировании величины давления. Однако, для не очень больших перепадов давления ( 10 МПа) можно положить плотности нефти и воды постоянными, так же, как и коэффициент обводненности. Это позволяет считать плотность смеси жидкостей постоянной: РІ=РІО- (2.2.2) Для описания газа в предположении изотермичности потока воспользуемся уравнением состояния совершенного газа: P = ZpG, (2.2.3) где Z — константа для данного газа. 2.1.3. Сила вязкого трения В значительной степени картина течения будет определяться выбором формулы для расчета касательного напряжения х в случае двухфазного потока. Величина х зависит от геометрической структуры канала (круглый или кольцевой), характера течения (ламинарное или турбулентное), объемных концентраций фаз и их скоростей.
Установим основные зависимости для двух сечений каналов: круглого и кольцевого. При этом с целью моделирования работы штангового насоса в случае кольцевого канала будем считать, что внешняя труба остается неподвижной, а внутренняя совершает периодическое возвратно-поступательное движение. Запишем сначала необходимые соотношения для трубы круглого поперечного сечения.
Более сложные соотношения получаются в случае движения двухфазного потока в канале кольцевого поперечного сечения с учетом подвижности внутренней трубы. Рассмотрим ламинарное движение жидкости в пространстве между двумя концентрическими трубами, имеющими круглые поперечные сечения с радиусами Rx и R2 .
Под действием сил вязкого трения в жидкости создается распределение скоростей вдоль радиальной координаты г. Для определения зависимости и (г) запишем законы сохранения массы и количества движения для бесконечного по оси Oz кольцевого канала. В предположении отсутствия нерадиального движения и массовых сил система уравнений сведется к уравнению Пуассона для цилиндрической системы координат [43, 80].
Экспериментальное исследование инжекции газа в кольцевое сечение и сопло
Для проверки результатов численного моделирования в части эффективности использования кольцевого сужения и встроенного эжектора для отвода газа из затрубного пространства была проведена серия экспериментов. Для этого были специально сконструированы две экспериментальные установки, первая из которых в качестве эжектирующего устройства использовала сопло, одетое на штангу, а второе - струйный насос. В экспериментах рабочей жидкостью являлась водопроводная вода, а инжектируемым газом - воздух.
Схема первого устройства представлена на рис. 3.1. Сопло, длина проточной части которого 100 мм, выполнено в двух вариантах с диаметрами сужения 16 и 20 мм. Оно одевается на цилиндрическую трубу с внутренним диаметром 28 мм. Через эту конструкцию пропускается штанга диаметром 11 мм, которая используется для моделирования штанговой колонны насоса. Штанга, общая длина которой составляет 1 м, крепится неподвижно на концах трубы. При движении жидкости в кольцевом канале между штангой и соплом происходит ее ускорение за счет уменьшения площади поперечного сечения канала. Для инжекции газа в узком месте сопла вмонтирован штуцер, снабженный обратным клапаном, через который подается газ.
Схема установки, использующей сопло, одетое на штангу. 1 -штанга, 2 - сопло, 3 - штуцер для инжекции газа в сопло, 4 - труба, 5 -переводник для соединения с гибким шлангом. Струйный насос, изображенный на рис. 3.2, выполнен в классическом варианте и включает активное сопло, камеру смешения и диффузор. Рабочая жидкость, поступая в струйный аппарат через сопло, создает локальное разрежение. За счет этого происходит забор газа из приемной камеры, куда он поступает через штуцер.
Полная схема экспериментального стенда, в котором каждое из описанных устройств исследуется отдельно, приведена на рис. 3.3 и включает в себя накопительный бак, откуда при помощи центробежного насоса, развивающего максимальный напор в 0,2 МПа, вода по гибкому шлангу подается в цилиндрическую трубу и далее в сопло. Инжектируемый газа под заданным давлением поступает в сопло из баллона. После сопла газожидкостный поток по гибкому шлангу попадает в герметичную емкость, при этом вода в ней остается до конца эксперимента, а газ через выкидную линию, оборудованную расходомером, выводится в атмосферу. Условия эксперимента регулируются с помощью задвижек перед штуцером (создается требуемое давление инжектируемого газа) и перед сборной емкостью (создается необходимый напор в системе, который определяет расход воды через сопло). Рис. 3.3. Схема стенда. 1 - накопительный бак с водой, 2 - нагнетающий насос, 3 - гибкие шланги, 4 - соединительная труба, 5 - устройства для перепуска газа, 6, 7 - регулируемые задвижки, 8 - баллон с газом, 9 -герметичная емкость для сбора жидкости и газа, 10 - выкидная линия для газа с расходомером.
В ходе проведения опытов снимаются показания манометров М1-М4, установленных на линии движения потока, и манометра MG на выходе газа из баллона. Средний расход воды определяется по времени проведения эксперимента и объему перекачиваемой жидкости. Фотография стенда представлена на рис.3.4. Для каждой из исследуемых установок проводилось по две серии экспериментов: без инжекции и с учетом инжекции газа. Остановимся на каждом из них подробно. Рассматривались две конструкции сопла, различающиеся значениями внутреннего диаметра сужения: 20 и 16 мм. Жидкость из накопительного бака объемом 44.8 л центробежным насосом прокачивается через кольцевой канал. Напор насоса и, как следствие, расход жидкости через сопло, регулируется задвижкой на выходе из системы. На рис. 3.5 приведены графики зависимостей перепада давлений в гибких шлангах (разность между значениями давлений, измеренных манометрами 1, 2 и 3, 4 соответственно) и сопле (разность давлений манометров 2 и 3) от величины расхода жидкости. Экспериментальные значения обозначены символами. Погрешность измеренных величин давлений составляет ±0,0025 МПа.
Зависимость перепада давления в гибких шлангах (а) и сопле (б) от расхода воды в эксперименте 1. Жирная линия - теоретическая кривая Блазиуса, штриховая линия - аппроксимация степенной функцией. На левом графике рис. 3.5 нанесена аналитическая кривая АҐУУ), которая описывает сопротивление турбулентного потока в трубе круглого поперечного сечения длиной 60 см согласно формуле Блазиуса (2.3.6). Тот факт, что перепад давлений между манометрами 3 и 4 при относительно
больших расходах потока (- м3/сут) заметно превышает перепад на манометрах 1 и 2 можно объяснить тем, что манометры 2 и 3 установлены не на концах шлангов, а на трубе. В результате при увеличении скорости потока растет вклад потерь, которые происходят на участках соединения шлангов с цилиндрической трубой. В случае с соплом (рис. 3.56) точный расчет гидравлических потерь еще более затруднен. Это связано с тем, что сопло имеет сложную геометрическую форму с наличием уступов и внутри него проходит штанга, которая, вообще говоря, не является неподвижной. Аппроксимирующая степенная функция, график которой для диаметра 16 мм приведен на рис. 3.56, достаточно хорошо корреллирует с зависимостью Блазиуса для турбулентного потока (показатели степени 1.88 и 1.75 соответственно).
При больших значениях расхода газа (порядка 20 м3/сут и выше) структура газожидкостной смеси на выходе из сопла изменяется с пузырьковой на пробковую. Экспериментально это можно зафиксировать по показаниям манометров 3 и 4: при движении перемежающихся с газом пробок жидкости по гибкому шлангу происходят высокоамплитудные скачки давления, вызванные резким изменением силы сопротивления потока.
Резюмируя результаты эксперимента 2, следует отметить, что конструкция выполненная в виде сопла с пропущенной внутри него штангой, осуществляет перепуск газа из штуцера только в условиях, когда давление инжектируемого газа больше, либо равно давлению на выходе из сопла. Это полностью подтверждается теоретическими расчетами, согласно которым максимальный провал давления в сопле при заданных параметрах эксперимента не превышает 0,005 МПа, величины, сравнимой с погрешностью измерений. При этом уменьшение внутреннего диаметра сопла с 20 до 16 мм не приводит к существенному улучшению эжектирующих характеристик устройства.
Разработка новой технологии эксплуатации скважин штанговыми установками в условиях высокого давления газа в . затрубном пространстве
В настоящее время известны следующие методы снижения давления затрубного газа: - сброс газа из затрубного пространства; - компрессорная откачка газа из затрубного пространства; - применение струйных аппаратов. Стандартное размещение обратного клапана на устье скважины неэффективно при ее эксплуатации в условиях низких температур, кроме того, в данных условиях снижение величины давления газа в затрубном пространстве возможно лишь до величины давления в коллекторе, а оно зачастую бывает недопустимо высоким. В отдельных случаях, вследствие удаленности скважины от групповой замерной установки или особенностей рельефа местности, давление в коллекторе может достигать 3,5 МПа. Для разрядки таких скважин перед подземным (ПРС) или капитальным ремонтом скважин (КРС) осуществляют выброс газа в атмосферу в течении 5-6 суток.
В связи с этими обстоятельствами, предложены автоматические устройства для перепуска газа из затрубного пространства, отличающиеся конструкцией, размещением и применяемые для различных способов добычи нефти [1, 2, 25, 29, 30, 49, 69]. Известны способы сброса газа из затрубного пространства путем применения автоматически работающих устьевых или скважинных обратных клапанов или эжекторов, отсасывающих газ принудительно. Предложено клапанное устройство для перепуска газа из межтрубного пространства в насосно-компрессорные трубы, состоящее из обратного клапана и гидравлического канала. Однако это устройство имеет низкую эффективность в работе, т.к. возможность перепуска газа в насосно-компрессорные трубы появляется только в случае, когда давление газа в затрубном пространстве, т.е. пространстве, образованном внутренней стенкой эксплуатационной колонны и наружной стенкой колонны насосно-компрессорных труб, больше давления скважинной жидкости в колонне насосно-компрессорных труб [63].
Для скважин, оборудованных УЭЦН, предложен способ сброса газа из затрубного пространства скважин [7]. Суть способа заключается в непрерывной принудительной откачке газа, за счет создания в насосно-компрессорных трубах области пониженного по сравнению с затрубным пространством скважины давления посредством применения на выкиде установки электроцентробежного насоса эжекторного устройства и сообщения затрубного пространства с полостью НКТ в области камеры смешения эжекторного устройства. Область применения данного способа сброса газа из затрубного пространства ограничивается скважинами, эксплуатируемыми установками электроцентробежных насосов.
Для решения задачи предотвращения накопления газа в затрубном пространстве предложен к применению газлифтный клапан [21]. По своему устройству клапан выполнен таким образом, что при перепаде давления на 0,05 МПа происходит его открывание и накопившийся газ перепускается в колонну НКТ. Сильфон газлифтного клапана должен заряжаться на линейное давление, воздухом. Сам газлифтный клапан устанавливается в эксцентричной ЬЖТ, которая устанавливается при ремонте скважины на второй трубе от устья скважины. Газлифтный клапан, находясь в скважине не подвержен замерзанию. Газлифтные клапана установлены на скважинах, эксплуатируемых установками электроцентробежных насосов, Правдинского месторождения ОАО «Юганскнефтегаз». Известно автоматическое клапанное устройство, состоящее из обратного клапана и устройства для управления его работой, выполненного в виде поршня и корпуса [1]. Поршень связан с выкидной линией при помощи двух концентрично установленных под ним гофрированных трубок и толкателя. В стенках корпуса имеются клиновидные толкатели с пружинами. Обратный клапан соединен с выкидной линией посредством гидравлического канала. Недостатком данного устройства является возможность замерзания обратного клапана при пониженных температурах, вследствие его расположения на выкидной линии и выпадения конденсата из скважиннои продукции. Кроме того, замерзание гофрированных трубок может привести к их разрыву и нарушению герметичности в устройстве для управления работой обратного клапана. Конструкция данного автоматического клапанного устройства в целом отличается сложностью и громоздкостью. Компрессорная откачка газа из затрубного пространства. Один из способов уменьшения давления в затрубном пространстве -откачка газа из затрубного пространства специальными компрессорами. В нефтедобыче широко известны различные типы компрессорных установок: внутрискважинные, поверхностные, подвесные, стационарные, передвижные и т.д. В 60-е годы прошлого столетия подвесные и групповые компрессоры для откачки газа из затрубного пространства широко использовались в нефтяных промыслах Азербайджана [33, 37, 52, 61, 78, 81] Рассмотрим некоторые из вышеперечисленных.
Используя работающий от балансира станка-качалки газовый компрессор (Beam Gas Compressor-BGC), [47] можно повысить дебит и сократить эксплуатационные затраты для скважин, оборудованных штанговыми глубиннонасосными установками, путем отбора газа из затрубного пространства и снижения давления в нем. Во время работы станка-качалки BGC отбирает газ из затрубного пространства через обратные клапаны и подает его в выкидную линию на устье скважины. Газ вводится в поток откачиваемой нефти и поступает в сепаратор, а затем в газопровод для поставки потребителю. Эта компрессорная установка пригодна для агрессивных сред, а также для жирных газов с высокой теплотой сгорания. BGC применяются со станками-качалками фактически всех типов.
Эксплуатация ранее рассмотренных подвесных компрессоров производства США осложнялась из-за отсутствия обвязки, запчастей и ремонтной базы деталей, вышедших из строя; сложностей монтажа и обслуживания; отсутствия методики подбора объектов (скважин) для их применения. В связи с этим, фирма «Ермак Экология» [65] организовала серийное производство отечественных компрессоров КБ-18/25-2. По сравнению с американским аналогом внесен ряд усовершенствований, повышающих эффективность и надежность компрессора. Преимущества заключаются в том, что в отечественных компрессорах используется металлический цилиндр с хромированной внутренней поверхностью (т.к. у американских компрессоров наблюдалось расслоение пластика, из которого изготовлен цилиндр). Не требуется принудительная смазка внутренней поверхности полости цилиндра, увеличен его полезный объем, повышен межремонтный период работы компрессора, который составил 16000 часов (667 суток) до капитального ремонта. Компрессор комплектуется соответствующей обвязкой, разработана методика подбора скважин для применения компрессоров и компьютерная программа "Оптимизация работы насоса скважины откачкой газа из затрубного пространства компрессором".
Использование струйных насосов для подъема продукции скважин предъявляет определенные требования к конструкции установки в целом. Это обусловлено тем, что для их работы необходимы три линии: подвод рабочей, подвод инжектируемой жидкости и отвод смешанного (суммарного) потока. Вместе с тем диаметр эксплуатационной колонны ограничивает габаритные размеры той части установки, которая непосредственно находится в скважине. Опыт использования струйных насосов для подъема жидкости из шахт, колодцев и скважин привел к разработке двух принципиальных конструкций: с использованием поверхностного силового оборудования (имеется ввиду силовой насос или водовод высокого давления) или погружного силового насоса.
