На месторождениях ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» для подъема жидкости из продуктивных пластов используются как фонтанный, так и механизированные способы.
Из механизированных способов наиболее широко распространены насосные способы.
Среди насосных способов предпочтение отдается установкам ЭЦН и ШГН.
Наиболее дешевый фонтанный способ добычи занимает незначительную долю как по числу скважин, так и по объему добычи.
Способ эксплуатации, при котором подъем нефти на поверхность происходит только за счет пластовой энергии, называется фонтанным.
Количество добываемой из скважин жидкости за определенный промежуток времени называется д ебитом жидкости скважины. В промысловой практике дебит принято измерять в кубических метрах за сутки.
При фонтанном способе жидкость и газ поднимается по стволу скважины от забоя на поверхность только под действием пластовой энергии, которой обладает нефтяной пласт. Фонтанный способ наиболее экономичен, и как естественный, его применяют на вновь открытых, энергетически не истощенных месторождениях.
Если скважины не могут фонтанировать, то их переводят на один из механизированных способов добычи нефти: газлифтный или насосный с расходованием дополнительной, искусственно вводимой в скважину энергии. При газлифтном способе добычи нефти, в скважину для подъема нефти на поверхность подают (или закачивают с помощью компрессоров) сжатый газ, т.е. подают энергию расширения сжатого газа.
В насосных скважинах жидкость поднимают на поверхность с помощью спускаемых в скважину насосов – скважинных штанговых насосов (ШГН) и погружных электронасосов (ЭЦН)
В зависимости от соотношения забойного давления и устьевого с давлением насыщения нефти газом (местоположения начала выделения газа из нефти) можно выделить три вида фонтанирования:
- артезианское фонтанирование: Рзаб >Рнас; Руст.> Рнас., т.е фонтанирование происходит за счет гидростатического напора. В скважине происходит перелив, движется негазированная жидкость. Газ выделяется из нефти за пределами скважины в выкидной линии.
- газлифтное фонтанирование с началом выделения газа в стволе скважины: Рзаб> Рнас, Руст< Рнас. В пласте движется негазированная жидкость, а по стволу скважины газожидкостная смесь.
- газлифтное фонтанирование с началом выделения газа в пласте: Рзаб < Рнас,
Руст < Рнас. В пласте движется газожидкостная смесь, на забой и к башмаку НКТ поступает газожидкостная смесь.
После начала притока основная масса газа увлекается потоком жидкости и поступает в НКТ. Часть газа отделяется (сепарируется) и поступает в затрубное пространство, где газ всплывает. В затрубном пространстве накапливается газ, уровень жидкости снижается и достигает башмака НКТ. Со временем наступает стабилизация и при Рзаб < Рнас уровень жидкости всегда устанавливается у башмака НКТ – Р затрубное высокое, почти достигает Рзаб.
Оборудование скважины подразделяется на подземное и наземное. К подземному оборудованию относятся насосно-компрессорные трубы (НКТ).
По ГОСТ 633-80 НКТ выпускаются четырех конструкций:
- гладкие и муфты к ним;
- с высаженными наружу концами и муфты к ним (тип В);
- гладкие высокогерметичные и муфты к ним (тип НКМ);
- безмуфтовые высокогерметичные с высаженными наружу концами (тип НКБ).
Для подъема жидкости из скважины используются гладкие НКТ. Гладкие НКТ в колонну соединяются при помощи муфт.
Трубы и муфты делят по группам прочности (маркам стали) маркируются (по возростанию): Д, К, Е, Л, М, N, Р. Выпускаются НКТ длиной от 5,5м до 10м и наружным диаметром 27; 33; 42; 48; 60; 73; 89; 102; 114мм и толщиной стенки от 3 до 7мм. Предельная глубина спуска НКТ в скважине в зависимости от диаметра и группы прочности составляет 1780-4250м, минимальный зазор между внутренней стенкой обсадной колонны и наружной стенкой муфты НКТ 12-15 мм.
Для подъема жидкости из скважины на месторождениях ОАО применяются гладкие НКТ, изготовленные из марок стали “K”, “E” и реже “Д”. Наружным диаметром 60 и 73 мм с толщиной стенки 5,0 и 5,5 мм соответственно.