— поток газа

При восходящем движении газожидкостной смеси в подъемных трубах давление и температура уменьшаются. Смесь движется в сторону меньшего давления. Температура недр Земли с глубиной увеличивается. Однако температура нефти, добываемой из глубинного пласта, по мере подъема в стволе уменьшается в результате неус- тановившегося теплообмена (теплопередачи) с окружающими ствол скважины горными породами. Изменения давления и температуры сопровождаются изменениями параметров газожидкостной смеси (плотности, вязкости, газосодержания и др.) и соответственно составляющих уравнения баланса давлений (движения). Поэтому уравнение (9.3) справедливо для подъемника малой длины (элементарного подъемника), в пределах которой можно допускать параметры смеси неизмененными. Поэтому, чтобы определить давление у башмака подъемных труб при известном давлении на выкиде или наоборот, всю длину труб разбивают на короткие участки длиною А1, для которых рассчитывают потери давления Др с использованием уравнения (9.3). Так как давление в начале одного участка равно давлению в конце предыдущего участка (или заданному давлению на конце подъемных труб), то в результате рассчитывают и строят кривую распределения давления p(z) вдоль подъемных труб (рис. 9.7). На этом рисунке показана также кривая изменения давления нисходящего потока газа в линии газоподачи.

Расчетные формулы А. 77. Крылова

Для практических целей параметры работы фонтанных и газлифтных скважин можно определить по формулам, предложенным А. П. Крыловым. Формулы получены при условии, что вязкость жидкости равна 5 мПа-с. Для вывода формул А. П. Крылов принял следующие допущения: расширение газа происходит по закону Бойля — Мариотта; давление по длине

труб изменяется по уравнению прямой линии; поток движущейся смеси имеет пробковую структуру.

Аналитически обработав результаты экспериментов, А. П. Крылов предложил расчетные формулы для нулевого, оптимального и максимального режимов:

Qmax = 55d³e¹’⁵; (9.35)

Qonr = Qmax (1 —в) = 55d³_S'’* (1 - в) J (9.36)

У_0А= Одадцмц-А; (9.37)

p„ In Ж

,

(9.38)

у 0 max —

Ро 111

Ра

Попт = У_0Юах(1-е)²= ¹⁵’^5д2’⁵^^е°’⁵⁽¹~^е)!> ; (9.39)

До max = ^{0,282 Lpg}— ; (9.40)

d^0,5 sp₀ In "

P2

R_{0 onT}= Лотах (l-_e) = ^82ip£(l^el_} (9.44)

d°’⁵ep₀ In

где относительное погружение труб е определяется по формуле (9.28).

В данных формулах необходимо пользоваться следующими величинами: q, У₀ — м³/с; L, d — м; р — кг/м³; g— м/с²; р— Па: Ro — м³/м³.

Анализ формул (9.35) и (9.36) показывает, что с увеличением относительного погружения е от 0 до 1 значение максимальной подачи Qmax возрастает от 0 до 55 d³, а оптимальной подачи Qoht возрастает от 0 до наибольшего значения (10,225 d³) при 8 = 0,6, затем уменьшается до нуля. Отсюда следует, что для достижения наибольшей оптимальной подачи необходимо обеспечивать относительное погружение е = 0,6.

Подъем жидкости за счет энергии расширения газа

В фонтанных скважинах II и III типов газ не вводится извне, а выделяется из притекающей' нефти. При давлении, равном давлению насыщения р_н, количество свободного газа равно нулю, весь газ растворен в нефти. Вдоль пути движения по мере снижения давления от р_н до р₂ количество свободного газа, приходящегося на единицу расхода нефти, увеличивается от нуля до некоторого значения. При любом текущем абсолютном

давлении р количество выделившегося (свободного) газа У_Гс можно представить как разность начального и текущего количеств растворенного газа в соответствии с законом Генри (см. гл. 3):

l^/rc = [G₀ —а_Р(р —Po)]Qh, (9.42)

где G₀ — газовый фактор (количество газа, выделяющееся из нефти при снижении давления до атмосферного давления ро и взятое из расчета на единицу расхода нефти Q_H или расход добываемого газа, отнесенный к расходу добываемой нефти Qh); ctp — коэффициент растворения газа в нефти.

Поскольку с увеличением содержания газа плотность газожидкостной смеси уменьшается, то в целом для всей длины подъемных труб при уменьшении давления от рi до р₂ необходимо принять среднее количество свободного газа. Принимая согласно А. П. Крылову давление, линейно зависящим от длины, усредненный по длине подъемных труб расход газа можно записать

F_rc-[G₀-a_p(^±^-^)]^(l-«B), (9.43)

где n_B = Q_B/Q_x — обводненность продукции (доля воды); Q_B — расход добываемой попутно с нефтью воды; Q>k = Qh+Qb — расход (дебит) жидкости.

Таким образом, в подъемных трубах действует удельный расход газа, называемый эффективным газовым фактором,

G»i> = ^ = [Go-a_P(^Ilp^L-Po)](l-ⁿ*)- (9-44)

Располагаемый эффективный газовый фактор должен быть не меньше потребного удельного расхода газа в газожидкостном подъемнике. Отсюда условие газлифтного фонтанирования запишем в виде:

6эф>-^о- (9.45)

С позиций рационального расходования пластовой энергии фонтанный подъемник должен работать при максимальном коэффициенте полезного действия, то есть при оптимальном удельном расходе газа. Тогда условие (9.45) уточняется так:

G эфЗ>^?оопт (9.46)

или с учетом формулы А. П. Крылова (9.41) в развернутом виде

[G₀-a_p (-Ро)](1-0> ^{0,282 L?S [Lpg}-^{-^Pl-^p*^)]-. (9.47)

^{V 2 /J} d°’⁵(Pi-P₂)Poln-£-

P 2

В скважинах II типа подъемные трубы целесообразно спускать до уровня начала выделения газа, то есть pi=p„. Эту глубину спуска труб можно определить из равенства (9.47)

/,= 0,5Ге_н +j/"е£+ ¹⁴’^18енС_эф^⁰-⁵р_о_ _]п Рн1 ^ (_{9 48)}

L Pg Р2 J

где Е_Н= (рн—_P2)/pg-

Тогда минимальное забойное давление фонтанирования

Рзтт = Рн+(// — L)pg. (9.49)

Если расчетное значение L>Я, то скважина будет типа III. В таком случае трубы спускаем до забоя (Ь~Н), а давление pi~p₃. Тогда из трансцендентного уравнения (9.47) методом итераций вычисляем минимальное забойное давление фонтанирования Рз min (см. рис. 9.2, б).

При газлифтном фонтанировании дебит скважины также определяется совместной работой пласта и подъемника, которые описываются соответственно зависимостями:

(2пл — Ко(_Рпл — Рз)^П — Qnn(ps) (9.50)

QnoA⁼QnoA (Vq, Pi, P2, L, d, p, ц, в). (9.51)

Поскольку расход газа ]/₀ обусловлен притоком нефти в соответствии с уравнением (9.42), давление рi связано с забойным давлением р₃, например, формулой (9.49), то при постоянных р₂, L, d, р, ц,, о для конкретной скважины придем к функциональной зависимости

Qno» ⁼ QnoA (р₃). (9.52)

Совместное решение зависимостей (9.50) и (9.52) дано на

рис. 9.8. Точки пересечения линий Япл(рз) и Q„o_д(р₃) характе

ризуют совместную согласованную работу пласта и подъемника, в остальных случаях имеет место несогласованная ра- Ц_пя(р_ъ)к бота (<2пл>(2под или <2пл< а.Апл

<Qno_A). Причем точке Н соответствует неустойчивая работа, так как малейшие колебания забойного давления р₃ приводят к срыву фонтанирования (точка С) или переходу работы в точку У. Это легко уяснить, увязав изменение р₃ с изменением уровня жидкости в скважине (p3 = h_npg), например, для скважины II типа.

Если (ЗплХЗпод, то идет накоп

ление притекающей жидкости в стволе и рост давления р₃, а при 0ш,<Рпод — наоборот уменьшение давления р₃. В таком понимании точка У — это точка устойчивой совместной согласованной работы пласта и подъемника. Таким образом, длительное газлифтное фонтанирование возможно только при одном вполне определенном забойном давлении р_зу.

При изменении рз, L, d точка У будет перемещаться вдоль индикаторной линии Q_Uji(p₃) ■ Однако при некотором сочетании параметров кривая лифтирования QnoziPs) может не пересекаться с индикаторной линией <2пл(Рз), тогда фонтанирование не будет происходить. Возможные положения кривой лифтирования на рис. 9.8 показаны пунктирной линией. Таким образом, изменяя устьевое давление р₂ и размеры труб (L, d), управляют фонтанированием скважины, то есть регулируют работу фонтанной скважины.

2. Расчет параметров фонтанного подъемника и его коэффициента полезного действия

Общие принципы расчета

Фонтанирование скважины возможно при определенном технологическом режиме, который характеризуется величинами дебита Q, забойного рз, устьевого р2 и затрубного р_зат_Р давлений. С течением времени по мере отбора нефти из залежи изменяются условия разработки, а значит и условия фонтанирования: изменяются пластовое р_ПЛ, забойное р_ъ давления, дебит Q, увеличивается обводненность п_в и т. д. Поэтому с течением времени подъемник следовало бы заменить. Однако с одной стороны в начальный период имеется большой избыток пластовой энергии, показателем которого является величина устьевого давления р2- С другой стороны, замена подъемника (НКТ) в скважине является сложным, дорогостоящим и в большинстве отрицательно влияющим на ее продуктивность процессом. Поэтому подъемник проектируют на весь период фонтанирования. При этом рассчитывают фонтанный подъемник для конечных условий фонтанирования при оптимальном режиме, а затем проверяют на пропускную способность для начальных условий при максимальном режиме.

Если рассчитанный подъемник не может пропустить начальный дебит, то его пересчитывают для начальных условий при максимальном режиме. Обычно расчету подлежат длина L и диаметр d фонтанных труб и минимальное забойное давление фонтанирования р₃ min. Остальные величины задают или определяют из других соображений. Например, при комплексном проектировании дебит Q определяют в результате гидродинамических расчетов процесса разработки нефтяной залежи (см.

Раздел 7.4). В основу расчета фонтанного подъемника положены условия фонтанирования скважин разного типа.

Скважины I типа. В этом случае используют условие артезианского фонтанирования по формуле (9.13). Из формул (9.7) и (9.13) следует, что чем меньше длина труб L и больше диаметр d, тем меньше потери давления на трение Ар_Тр и, как результат, меньше забойное давление р₃ и больше дебит Q, то есть в скважину лучше вообще не спускать НКТ, а эксплуатировать ее по стволу. Однако, исходя из технологических соображений, спускают фонтанные трубы небольшой длины и максимально возможного диаметра при заданной эксплуатационной колонне. Этим обеспечивается возможность различных промывок в скважине, замены жидкостей при освоении или глушении, проведение других технологических операций, уменьшение коррозии эксплуатационной колонны и т. д.

При наличии песка в продукции (песочные скважины) трубы спускают до нижних отверстий перфорации (фильтра), а при наличии парафина — до глубины отложений парафина в стволе и т. д.

Тогда из формулы (9.13) определяют дебит скважины Q и соответствующее минимальное забойное давление фонтаниро- ВЯНИЯ Рз min (см. раздел 9.1). Для расчета обводненность продукции п_в конца фонтанирования целесообразно обосновать технико-экономическими расчетами.

Скважины II и III типов. В фонтанных скважинах типа II ■башмак НКТ должен быть там, где начинается выделение газа из нефти, а в скважинах III типа НКТ спускают до верхних от- верстий фильтра.

Расчет длины фонтанных труб L и минимального забойного давления фонтанирования p₃min выполняется (см. раздел 9.1) с использованием условия газлифтного фонтанирования (9.47). Отметим, что диаметром труб d при выполнении этого расчета задаемся в зависимости от дебита Q (при р₃~6 МПа):

Q, т/сут 10—20 20—50 50—100 100—200 >200

d, мм (условный) .... 43 60 73 89 102

Обычно принимают условный диаметр 73 мм, так как диаметр мало влияет на результат расчета L и р₃ min-

Если длину L и диаметр d задают из других соображений (см. далее раздел 9.5), то из условия газлифтного фонтанирования можно вычислить обводненность л_в конца фонтанирования.

Диаметр фонтанных труб для скважин II и III типов рассчитывают из формулы продуктивности А. П. Крылова (9.36) при оптимальном режиме для конца фонтанирования, то есть

d_K = 0,263 т/—^-|/ _г ^Q"f^pg—_г. (9.53)

У Pi-Pi у Lpg—(Pi—P2) ^{4 1}

Дебит конца фонтанирования Q_K=QonT и обводненность принимают по проекту разработки. Давление р₂ рассчитывают из условия нефтегазосбора продукции.

Если вычисленный диаметр труб не равен стандартному, то принимают ближайший меньший стандартный диаметр. Это обеспечит работу подъемника между оптимальным и максимальным режимами — на рабочей ветви кривой лифтирования (см. рис. 9.4). Иногда рассчитывают ступенчатую колонну труб по формулам

/₂=(rf_K — rfi)L/(rf_s — dj); (9.54)

h = L — /₂, (9.55)

где l\, h — длины нижней и верхней секции НКТ соответственно меньшего di и большего d₂ стандартных диаметров.

Рассчитанный диаметр НКТ должен обеспечить отбор в начале периода фонтанирования Q„_S4, который имеем по комплексному проекту разработки. Поэтому подъемник проверяют на максимальную подачу Q_max по формуле А. П. Крылова (9.35) для условий начала фонтанирования.

Неизвестное устьевое давление рг в начале фонтанирования определяем для расчета из условия газлифтного фонтанирования при максимальном режиме:

Сгэф>#0тах (9.56)

или

fo-Op (■*+£»--р„)](1-_Вв)₌ ._._:⁰^⁸²^)². , (9.57)

Р2

где принимаем для скважин II и III типов соответственно р\ =

⁼ ри И Pi ~Рз min■ ,

Обычно в начале фонтанирования п_в = 0. Соотношение (9.57) решаем графоаналитически или методом итераций.

Если Отах^фнач, то спускают трубы диаметром d_K, который удовлетворяет конечным и начальным условиям фонтанирования. Если Qmax<Q_Ha4, то проводят перерасчет диаметра на начальные условия из формулы максимальной продуктивности А. П. Крылова (9.35), в которой принимают Q max — фнаЧ)*ТО €СТЬ

d_Ha, = 0,263 l/³/& (9.58)

^r Pi—Р 2

Если диаметр d_naч не совпадает оо стандартным диаметром, то принимают ближайший больший стандартный диаметр, что обеспечит работу подъемника на рабочей ветви кривой лифтирования (между Qmax и Qonx), или аналогично— ступенчатую колонну труб.

Если диаметр й_нач окажется больше максимально возможного диаметра труб, которые можно спустить в данную эксплуатационную колонну, то решают вопрос возможности фонтанирования скважины по трубам и затрубному пространству. Особенности расчета при таких условиях рассмотрим в гл. 10. Возможность эксплуатации по затрубному пространству может исключаться при отложениях парафина, солей в стволе, поступлении песка из пласта и т. д.

Отметим, что запроектировать работу фонтанной скважины можно также графоаналитическим методом путем построения кривой распределения давления вдоль лифта p(z).

Коэффициент полезного действия фонтанного лифта

Иногда для сопоставительного анализа эффективности работы скважины при различных размерах труб и режимных параметрах определяют коэффициент полезного действия (К. П. Д.) фонтанного лифта.

К-П. Д. фонтанных скважин II и III типов определяется формулой (9.25).

При артезианском фонтанировании высота подъема жидкости равна глубине скважины Н. Тогда при дебите скважины Q полезная мощность

NnoA = QHpg. (9.59)

Общая мощность

АГ₀бщ=<3(Рз — р₂) (9.60)

или с учетом равенства (9.5)

АГ₀бщ=<2(#р£+ЛРтр). (9.61)

Тогда коэффициент полезного действия подъема жидкости

_ -^пол ffpg _ 1 /Q 62>

Nобщ Hpg-h&Prp j I АРтр

Hpg

или с учетом формулы Дарси — Вейсбаха (9.7) при L = H

^{1111 =} Juo® ⁼ , , 8Х<?² • (9.63)

1-1 * I 5-

2 gd n²d'°g

Отсюда следует, что К- П. Д. не зависит от высоты подъема и плотности жидкости. Повышения К. П. Д. при заданном дебите можно достигнуть увеличением диаметра труб d. Так как коэффициент гидравлического сопротивления % зависит от вязкости жидкости [см. формулы (9.8) и (9.9)], то чем меньше вязкость жидкости, тем больше К. П. Д.

2. Оборудование фонтанных скважин

Перед освоением в фонтанную скважину спускают насоснокомпрессорные трубы, а на колонную головку устанавливают фонтанную арматуру. Для последующей эксплуатации монтируют манифольд и прокладывают выкидную линию.

Фонтанные арматуры изготавливают (ГОСТ 13846—84) по восьми схемам (рис. 9.9) для различных условий эксплуатации (табл. 9.1). Их классифицируют по конструктивным и прочностным признакам:

1. рабочему давлению (7, 14, 21, 35, 70 и 105 МПа);

2. схеме исполнения (восемь схем);

3. числу спускаемых в скважину труб (один и два концентричных ряда пруб);

4. конструкции запорных устройств (задвижки и краны);

5. размерам проходного сечения по стволу (50—150 мм) и боковым отводам (50—100 мм).

Фонтанная арматура (рис. 9.10) включает трубную головку и фонтанную елку с запорными и регулирующими устройствами. Трубная головка предназначена для подвески НКТ и гер-

Схема 3

Схема /

Рис. 9.9. Типовые схемы фонтанных арматур:

/ — манометр; 2 —вентиль; 3 — буферный фланец под манометр; 4 — запорное устройство; 5—тройник; 6 — дроссель; 7 — переводник трубной головки; в — ответный фланец; 9 — трубная головка; 10 — крестовина елки

Основные параметры фонтанной арматуры по ГОСТ 13846—84

метизации пространств между ними и обсадной эксплуатационной колонной. При оборудовании скважины двумя концентричными колоннами НКТ (двухрядная конструкция подъемника) трубы большего диаметра подвешиваются на резьбовом соединении нижнего тройника (крестовины), который устанавливается на крестовину, герметизирующую затрубное пространство. Трубы меньшего диаметра подвешиваются на резьбе переводника (стволовой катушки), размещаемом над тройником. При однорядной конструкции подъемника нижний тройник не ставится и трубы, подвешиваемые к нему, не спускаются. Применяется также муфтовая подвеска труб.

Фонтанная елка предназначена для направления потока в выкидную линию, а также для регулирования и контроля работы скважины. Она может включать в себя либо один или два тройника (одно- или двухъярусная тройниковая арматура), либо крестовину (крестовая арматура). Двухструнная (двухъярусная тройниковая) и крестовая конструкции елки целесообразны в том случае, если нежелательны остановки скважины, причем рабочей является верхняя или любая боковая струна, а первое от ствола запорное устройство — запасным. Двухъярусную трой- никовую арматуру рекомендуют для скважин, в продукции которых содержатся механические примеси. Сверху елка заканчивается колпаком (буфером) с трехходовым краном и манометром. Для спуска в работающую скважину глубинных приборов и устройств вместо буфера ставится лубрикатор (см. гл. 8).

На фланцах боковых отводов трубной головки и фонтанной елки предусматриваются отверстия для подачи ингибиторов коррозии и гидратообразования в затрубное пространство и ствол елки, а также под карман для термометра.

В зависимости от условий эксплуатации арматуру изготавливают для некоррозионных и коррозионных оред, а также для холодной климатической зоны.

На заводе-изготовителе фонтанную арматуру подвергают пробному гидравлическому испытанию, при котором давление

испытания для арматур, рассчитанных на рабочее давление до 70 МПа, принимается равным удвоенному рабочему давлению, а от 70 МПа и выше — полуторакратному рабочему давлению.

А

Рис. 9.10. Фонтанная АФКЗаХ210

арматура

Манифольд предназначен для обвязки фонтанной арматуры с выкидной линией (шлейфом), подающей продукцию на групповую замерную установку. Манифольды монтируют в зависимости от ме- g стных условий и технологии 2 эксплуатации. В общем слу- 5- чае они обеспечивают обвязку двух струн с шлейфом, струн с затрубным пространством, струн и затрубного пространства с факелом или амбаром и т. д._

К запорным устройствам арматуры' относятся проходные пробковые краны с ручным управлением и прямоточные задвижки с ручным, пневматическим дистанционным или автоматическим управлением.

2. Регулирование работы фонтанной скважины

Регулирование технологического режима работы скважины (в частности, ее дебита) осуществляют созданием противодавления на устье р₂. Для этого на выкидных линиях после запорных устройств ставят регулирующие устройства (штуцеры), обеспечивающие дросселирование потока вследствие изменения площади проходного сечения. _Штупер представляет собой диафрагму или короткую втулку (насадку) с малым отверстием. Диаметр отверстия штуцера может составлять 3—25 мм.

Быстросменный штуцер (рис. 9.11) состоит из разъемного корпуса, зажимаемого между фланцами на выкидной линии арматуры при помощи шпилек. В корпус вставляется пробка с коническим отверстием под сменную штуцерную втулку. Герметичность обеспечивается резиновыми уплотнениями. Применение

быстросменного штуцера позволяет значительно ускорить замену штуцерной втулки и облегчает условия труда.

П

Рис. 9.11. Быстросменный штуцер ШБА-50Х700:

/ — корпус; 2 — тарельчатая пружина; 3 — боковое седло; 4 — обойма; 5 — крышка; 6 — нажимная гайка; 7 — прокладка; 8— гайка боковая; 9 — штуцерная металлическая втулка

Для замены штуцера рабочую выкидную линию отключают, а работу скважины переводят на запасную линию, затем снижают давление в рабочей линии до атмосферного давления.

Удобнее применение углового устьевого штуцера (рис.

9.12, а). Он состоит из корпуса, в котором происходит поворот струи на 90°, втулки с корпусом конической сменной насадки, штока (шпинделя, стержня) со сменным коническим наконечником и маховиком.

В сменную насадку вращением маховика вводится наконечник, перекрывающий часть отверстия. Степень открытия (закрытия) дросселя определяется по указателю, имеющему деления, которые показывают диаметр цилиндрического отверстия в миллиметрах, эквивалентный соответствующей площади кольцевого сечения. Положение штока фиксируется стопорным болтом.

При необходимости иметь нерегулируемый штуцер сборка штока заменяется заглушкой и устанавливается втулка с конической сменной насадкой, имеющей полнопроходное сечение (рис. 9.12,6). Для извлечения корпусов втулки и насадки предусматривается съемник. Диаметр отверстия штуцера обычно подбирают при исследовании скважины, имеются также формулы для его оценки.

Диаметр отверстия устьевого штуцера для фонтанной скважины можно определить по формуле Г. Н. Газиева

QrPrPmt

(9.64)

Pi

йшт = 0,27 • 10^-3ф_Шт У

или по формуле расхода жидкости через насадку

dm* = л/ — г— , (9.65)

V 0,785 (х_щт/ 2gh

где (1_Шт — диаметр отверстия штуцера, м; ф_Шт — опытный коэффициент, зависящий от величины газового фактора (принимается ф_шт= 1 —1,2); Q_r —дебит газа, м³/сут; р_г — плотность газа, кг/<м³; р₂, р_шт — давление на устье скважины (перед штуцером) и давление за штуцером, МПа; Q — расход жидкости, м³/с; (х_шт = 0,7—0,9—коэффициент расхода, зависящий от плотности жидкости; / — площадь насадки, м²; g — ускорение свободного падения, м/с²; h — напор, м.

2. Исследование фонтанных скважин и установление режима их работы

Исследование скважин

Фонтанные скважины можно исследовать любыми рассмотренными выше методами (см. гл. 6). Исследование на установившихся режимах имеет свои особенности.

Режим работы скважины изменяют сменой штуцера на другой диаметр, то есть изменяют давление рг- После смены штуцера скважину выдерживают обычно несколько десятков часов ддя стабилизации режима, продолжительность зависит от гидропроводности и пьезопроводности, а также от величины относительного изменения дебита AQ/Q. Признаками установившегося режима является постоянство дебита Q, давлений р2 и Рзатр, что устанавливают рядом последовательных измерений. Принимают не менее трех установившихся режимов работы.

При каждом режиме после стабилизации измеряют давления Рз, Рзатр, р2, дебиты жидкости Q и газа У_г, отбирают на выкидных линиях или в .мерных емкостях пробы для определения доли воды в продукции п_в, доли песка ti„, а также отмечают характер работы (наличие пульсаций, вибрация арматуры). Забойное давление р₃ измеряют с помощью скважинных манометров, а давления р2 и р_зат_Р — образцовых манометров, установленных на фонтанной арматуре.

Дебит жидкости измеряют на групповых замерных установках типа «Спутник» или иногда (на необустроенных пока площадях) с помощью индивидуальных замерных установок, включающих трап (газосепаратор) и мерную емкость. Дебит газа измеряют на групповых замерных установках турбинными счетчиками (типа «Агат-1»), а на индивидуальных замерных установках (на выкиде из трапа) —турбинными счетчиками или с помощью дифманометров с дроссельными устройствами. Пробы анализируют в лаборатории.

Рис. 9.12. Устьевой штуцер, рассчитанный на рабочее давление 35 МПа:

/ — корпус насадки; 2 — шпиндель; 3— заглушка; 4— втулка;

5. — сменная насадка

Пластовое давление р„_л измеряют в остановленных скважинах, обычно приурочивая к ремонтным работам, а затем строят графики изменения его во времени, экстраполируя на дату исследования. Имеются и другие методы его определения. Забойное давление при спущенных НКТ до забоя в скважинах III типа можно рассчитать по барометрической формуле давления газа, а в скважинах I типа —по формуле (9.16). В остальных случаях оценка забойного давления р_г по величине давления у башмака НКТ pi и потере давления от башмака до забоя мало надежна.

По полученным данным строят графические зависимости: индикаторную линию (см. гл. 6);

регулировочные кривые — зависимости параметров работы от диаметра штуцера dun (рис. 9.13).

Используя эти графики, определяют параметры пласта и скважины (см. гл. 6), а также устанавливают технологический режим работы скважины.

Установление технологического режима

Установить технологический режим работы скважины — это значит выбрать такие параметры работы фонтанного подъемника, которые обеспечивают получение на поверхности заданного дебита при соответствующем забойном давлении согласно уравнению притока (9.11). С позиций притока в скважину заданный дебит называют нормой отбора, под которой понимают максимальный дебит скважины, допустимый условиями рациональной эксплуатации залежи (охраны недр) и обеспечиваемый продуктивной характеристикой скважины. С позиций подъема продукции на поверхность заданный максимальный дебит, который можно получить из скважины при выполнении требований рациональной эксплуатации залежи и рационального использования подъемника, называют технической нормой добычи нефти или оптимальным дебитом. Значение заданного дебита или забойного давления устанавливается проектом разработки. Однако по мере дальнейшего изучения залежи и изменения условий разработки возникает необходимость его уточнения.

Технологический режим работы скважины устанавливают при помощи индикаторной диаграммы и регулировочной кривой.

При нормировании отбора все скважины подразделяют на две группы: с ограниченными и с неограниченными отборами. Дебит скважин ограничивают геолого-технологические и технические факторы. К первым можно отнести степень устойчивости пород продуктивного пласта (разрушение пласта и вынос песка); наличие подошвенной воды и верхнего газа (образование конусов воды и газа); необходимость обеспечения условий Рз^0,75р_н (не допустить снижения нефтеотдачи при разгазиро- вании нефти в пласте); необходимость ограничения объема добываемой воды и сокращения среднего газового фактора в целом по пласту (при режимах газонапорном и растворенного газа) ; необходимость обеспечения равномерного стягивания водонефтяного и газонефтяного контуров и предотвращения прорывов воды и газа.

Техническими факторами являются недостаточная прочность обсадной колонны и возможное смятие ее при значительном снижении забойного давления; ограниченная мощность (пропускная способность) эксплуатационного оборудования (сепараторы, установка подготовки нефти) и др.

При фонтанной эксплуатации дополнительно следует учесть еще следующие критерии: минимальное забойное давление фон^

танирования; минимум газового фактора; недопущение режима, при котором возможны пульсации, приводящие к срыву фонтанирования и улучшению условий осаждения песка. Причиной пульсаций может быть скопление газа в затрубном пространстве и периодический его прорыв в НКТ при pi<p_H. Их можно уменьшить или устранить созданием в муфте НКТ рабочих отверстий диаметром в несколько миллиметров на расстоянии 30—40 м от башмака, установкой вместо отверстий рабочего газлифтного клапана, оборудованием башмака НКТ башмачной воронкой (раструбом) или забойным штуцером, создающим перепад давления 0,1—0,2 МПа, переводом работы скважины с оптимального на максимальный режим или отключением затрубного пространства с помощью пакера. Иногда строят еще графические зависимости р₃(р₂) или Q(p₂) и выбирают режим минимума р₃ или максимума Q.

Т

Рис. 9.13. Регулировочные фонтанной скважины

2. Неполадки при работе фонтанных скважин

Неполадки в работе фонтанных скважин могут быть связаны с отложениями парафина, солей, накоплением песка на забое, воды, а также с различного рода утечками нефти, газа, нарушением герметичности затвора или поломками запорных устройств.

В процессе эксплуатации ведется тщательное наблюдение за работой, что позволяет выявить осложнения, например:

при уменьшении устьевого давления р₂ и одновременном повышении затрубного давления р_заТр — отложения парафина и солей в НКТ;

при уменьшении давлений р₂ и р_затр — образование песчаной пробки или накопление воды между забоем и башмаком НКТ;

при уменьшении давления р₂ и увеличении дебита Q — разъедание штуцера;

при увеличении давлений р₂ и р_затр и уменьшении дебита Q — засорение штуцера или отложение парафина в манифоль- де и выкидном шлейфе.

Отложения парафина в подъемных трубах и методы борьбы с ними

Вдоль пути движения нефти уменьшаются температура и давление, выделяется газ, поток охлаждается, снижается растворяющая способность нефти, выделяются твердый парафин, мазеобразные асфальтены и смолы. Наиболее интенсивно парафин откладывается в подъемных трубах. Толщина его слоя на внутренней стенке труб увеличивается от нуля на глубине 900—300 м до максимума на глубине 200—50 м, а затем уменьшается за счет смыва отложений потоком. Отложения приводят к снижению дебита. При добыче высокопарафинистой нефти выпадение парафина неизбежно, поскольку температура всегда снижается.

Выкристаллизация парафина происходит на механических примесях нефти и на стенках оборудования. При этом парафин, выделившийся внутри объема, практически не принимает участия в формировании отложений. Такие кристаллы откладываются в основном на дне поверхностных резервуаров. Поэтому наиболее целесообразно добиться того, чтобы весь парафин выделялся не на стенках оборудования, а внутри объема.

Процесс отложения парафина имеет адсорбционный характер (поглощение поверхностью твердого тела). Поэтому защитные покрытия труб гидрофильными (смачивающимися водой) материалами оказались весьма эффективными для борьбы с отложениями парафина. Для создания защитных покрытий применяют лакокрасочные материалы (бакелитовый, эпоксидный, бакелитово-эпоксидный лаки), а также стекло, стеклоэмали.

Добавки в поток химических реагентов способствуют гидро- филизации стенок труб, увеличению числа центров кристаллизации парафина в потоке, повышению дисперсности частиц парафина в нефти. Такими реагентами могут быть водо- и нефтерастворимые поверхностно-активные вещества. Применение реагента ХТ-48 показало, что он не полностью предотвращает отложение, хотя скорость отложения снизилась.

Исследованиями установлено, что использование переменного магнитного поля увеличивает число центров кристаллизации в потоке и предотвращает отложение парафина.

Отложения парафина удаляют тепловыми и механическими способами. При тепловом способе проводят периодическую закачку в затрубное пространство скважины горячей нефти (газоконденсата), перегретого пара или паровоздушной смеси. При этом парафин расплавляется и выносится потоком из скважины по НКТ. Для получения водяного пара используют паропе-

редвижные автомобильные установки типа ППУА, а для нагрева нефти—агрегат депарафинизации передвижной типа 1АДП-4-150.

При механическом способе используют скребки, которыми соскабливают отложения парафина со стенок труб. Их спускают и поднимают на проволоке (тросе) с помощью электродвигателя автоматической депарафинизационной установки типа АДУ-3 или УДС-1. Подъем автоматических летающих скребков происходит под действием напора газонефтяного потока, при этом вверху и внизу труб устанавливают амортизаторы (ограничители).

Меры борьбы с отложениями солей

Отложения солей могут происходить на всем пути движения воды —в пласте, скважине, трубопроводах и оборудовании установок подготовки нефти. Причинами отложения солей считают химическую несовместимость вод (например, щелочных с жесткими), поступающих в скважины из различных горизонтов (пластов) или пропластков; перенасыщенность водно-солевых систем при изменении термодинамических условий. В основном солеотложения наблюдаются при внутриконтурном заводнении пресными водами, что связывают с обогащением закачиваемых вод сульфатами при контакте с остаточными водами и растворении минералов.

Отложения солей приводят к уменьшению добычи нефти, сокращению межремонтных периодов работы скважин; в некоторых случаях они столь велики, что вообще затрудняют эксплуатацию.

Основными компонентами солей могут быть либо гипс, либо карбонаты кальция и магния. В состав входят также диоксид кремния, оксидные соединения железа, органические вещества (парафин, асфальтены, смолы) и др. Осадки могут быть плотными или рыхлыми, прочность сцепления с металлом возрастает с глубиной залегания пласта. Различный состав и структура отложений требуют индивидуального подхода к выбору метода борьбы с ними на каждом конкретном месторождении.

Все методы борьбы с отложениями солей можно подразделить на две группы: методы предотвращения выпадения солей и методы удаления солевых отложений.

В комплекс работ по подготовке заводнения входит проверка закачиваемых вод на химическую совместимость с другими водами, с которыми они смешиваются в поверхностных или пластовых условиях.

Наиболее приемлемый метод предотвращения выпадения солей в трубах — применение химических реагентов (ингибиторов солеотложений). Их периодически залавливают в пласт или закачивают в затрубное пространство добывающих скважин. Ингибиторы с так называемым «пороговым эффектом» покрывают микрокристаллические ядра образующегося осадка, замедляют их рост и удерживают в растворе во взвешенном состоянии. Наиболее эффективными оказались полифосфаты, органические фосфаты, соли сульфокислот, акрилсульфонаты, гексаметафосфат и триполифосфат натрия, аммофос и др.

Менее эффективно применение воздействия на растворы магнитными полями и ультразвуком, а также использование защитных покрытий (стекло, высокомолекулярные соединения). Для борьбы с отложением солей в нефтеводосборных трубопроводах рекомендуется установка у устья специальных гип- сосборников.

Отложения солей удаляют с помощью химических реагентов и, в крайнем случае, разбуривают долотом.

При химическом методе удаления осадки гипса преобразовывают в водорастворимую соль сульфата натрия (калия) и в осадки карбоната (гидроксида) кальция, которые затем растворяют солянокислотным раствором и промывают водой. В качестве преобразовывающих реагентов эффективными оказались карбонат и бикарбонат натрия (калия), а также гидроксиды щелочных металлов. Реагент вводят в интервал отложений, периодически его прокачивают или даже создают непрерывную циркуляцию. Затем закачивают солянокислотный раствор и промывают водой.

Обслуживание фонтанной арматуры

Фонтанную арматуру можно монтировать на устье скважины автомобильными кранами, а также при помощи талевого механизма, лебедки или подъемника.

В процессе эксплуатации арматуры с прямоточными задвижками требуется через 2—3 месяца смазывать подшипники шпинделя жировым солидолом Ж (предыдущее обозначение УС) по ГОСТ 1033—79. Он представляет собой мягкую маслянистую мазь от светло- до темно-коричневого цвета. Дисперсионной средой являются индустриальные масла, загустителем — гидратированные кальциевые мыла естественных жиров (не менее 11%), а добавкой — вода (до 3%). Необходимо также через штуцер в днище корпуса задвижки в соответствии с инструкцией набивать в корпус задвижки уплотнительную смазку ЛЗ-162 или «Арматол-238».

2. Автоматизация фонтанных скважин

Фонтанные арматуры в зависимости от типа комплектуются задвижками с ручным, дистанционным и автоматическим управлением. Задвижки с дистанционным и автоматическим управлением — пневмоприводные от станции управления. Станция управления включает воздушные баллоны, пневмогидравличе- ский насос, бак для жидкости и элементы пневмогидроавтома- тики. Воздух для привода насоса берется от баллонов или воздушного компрессора. Станцией можно управлять дистанционно, для чего на сигнальной линии монтируется соленоидный пилотный клапан, срабатывающий от электросигнала с диспетчерского пункта.

При эксплуатации фонтанных скважин находят применение комплексы оборудования для предупреждения открытых фонтанов типа КУСА и КУСА-Э. Они могут обслуживать от одной до восьми скважин и обеспечивают герметичное перекрытие ствола скважины в случае разгерметизации устья, при отклонении параметров (давления, дебита) работы скважин от заданных и при возникновении пожара. Основные элементы комплексов — пакер, скважинный клапан-отсекатель, устанавливаемый внутрь НКТ на глубине до 200 м и наземная станция управления. Управление клапаном-отсекателем может быть пневмо- (тип КУСА) или электрогидравлическим (тип КУСА-Э). Запорным органом служит хлопушка или шар. Клапан-отсекатель может быть закрыт со станции управления принудительным путем или дистанционно с пульта диспетчера, связанного со станцией управления посредством промысловой телемеханики.

Наземное оборудование включает в себя фонтанную арматуру со специальной катушкой для ввода в затрубное пространство и уплотнения трубки управления; станцию управления; направляющий распределитель; распределитель; температурный предохранитель и электроконтактный манометр (последний для типа КУСА-Э). Скважинное оборудование может иметь восемь схем компоновки. В общем случае оно включает клапан-отсекатель, пакер со срезным клапаном, циркуляционный клапан для освоения скважины, циркуляционный клапан для аварийного глушения скважины, ингибиторный клапан, разъединитель колонны и телескопическое соединение.

В процессе эксплуатации посредством ингибиторного клапана при необходимости через затрубное пространство дозируют поступление в подъемные трубы ингибиторов коррозии и пара- финообразования. Разъединитель позволяет при ремонтах отсоединять от пакера колонну подъемных труб с вышерасполо- женным скважинным оборудованием без глушения скважины. Телескопическое соединение компенсирует температурные удлинения подъемных труб при фиксировании их концов у пакера и на устье.

Подбор клапана-отсекателя и остального оборудования осуществляют в зависимости от температуры и давления рабочей среды, диаметров эксплуатационной колонны и подъемных труб, Наличия механических примесей в продукции.

Наземное оборудование комплексов предназначено для работы в условиях умеренной климатической зоны при температуре окружающего воздуха 229—310 К. Скважинное оборудование предназначено для работы в среде нефти, газа, газоконденсата, пластовой воды с температурой не более 393 К, pH от 4,2 до 6,8 и содержанием механических примесей до 0,1 г/л при рабочем давлении до 50 МПа.

Имеются также автоматические клапаны-отсекатели, срабатывающие при увеличении дебита скважины выше заданного. Они устанавливаются на конце НКТ.

Автоматизация фонтанной скважины также предусматривает автоматическое перекрытие выкидной линии разгруженным от- секателем манифольдным типа РОМ-1. Отсекатель срабатывает автоматически и перекрывает трубопровод при повышении давления в нем на 0,45 МПа (образование парафиновой пробки) и при понижении давления до 0,15 МПа (порыв трубопровода). Для его управления не требуется дополнительной энергии других источников. Манометрами осуществляется местный контроль буферного и затрубного давлений.

2. Техника безопасности и противопожарные мероприятия при фонтанной эксплуатации скважин

Важные условия безопасности и нормальной эксплуатации фонтанных скважин — соблюдение технологического режима. Для этого должен быть установлен тщательный контроль за всеми проявлениями в скважине и изменениями ее работы. Нарушение режима может привести к открытому фонтанированию.

Фонтанные скважины оборудуют опрессованной фонтанной арматурой, для предотвращения открытого фонтанирования применяют клапаны-отсекатели, а у фонтанной арматуры устанавливают площадку с лестницей и перилами.

Для измерения буферного давления и давления на затрубном пространстве на фонтанных скважинах должны стационарно устанавливаться манометры с трехходовыми кранами. Трехходовой кран позволяет снимать манометр при стравленном давлении.

Перед сменой штуцера и штуцерных патрубков необходимо перевести поток с рабочего на резервный выкид, закрыть задвижку на рабочем выкиде, затем снизить давление в струне за штуцером до атмосферного при помощи вентиля, установленного на линии.

Снижать затрубное давление газа разрешается только при помощи штуцера через вторую от крестовика задвижку при открытой первой.

Обвязку скважины и аппаратуры следует отогревать только паром или горячей водой. Нефтепроводы высокого давления должны прокладываться из безшовных стальных труб, соединенных сваркой.

При нарушении герметичности оборудования происходит утечка нефти и газа, загрязняется территория, возникает опасность пожара и отравления нефтяным газом. Поэтому негерме- тичности должны быть своевременно ликвидированы, а территория должна содержаться в чистоте.

2. Мероприятия по охране

окружающей среды на нефтяных и газовых промыслах

Охрана окружающей среды — это система мероприятий по предотвращению или устранению загрязнения атмосферы, воды и земель, то есть природной среды.

Основная часть загрязнителей атмосферы — газ из трубопроводов и резервуаров. Для уменьшения загрязнения воздуха на нефтяных и газовых промыслах предусматривают различные технологические и организационно-технические мероприятия. Им уделяется особое внимание на месторождениях, в газе которых содержится сероводород (Астраханское — до 30%; Саратовское— до 6,1%; Оренбургское —до 4,7% и др.). К основным таким мероприятиям относят:

правильный выбор материала для оборудования, трубопроводов и арматуры;

герметизация систем добычи, транспорта и промысловой подготовки газа и газоконденсата;

применение систем автоматизации, обеспечивающих аварийное отключение оборудования и установок без разгерметизации оборудования;

применение в качестве топлива и для технологических нужд газа, прошедшего осушку и сероочистку;

применение закрытой факельной системы для ликвидации выбросов сероводорода при продувке скважин, трубопроводов, при ремонте с последующим его сжиганием в факелах; уменьшение продолжительности продувок.

Для уменьшения загрязнения атмосферы углеводородными компонентами предусматривают сжигание газа в факелах, оборудованных огнепреградителями.

Для уменьшения выбросов сероводорода и углеводородов с поверхностей испарения, из резервуаров рекомендуют использовать нефтеловушки закрытого типа и с отсосом на сжигание, системы улавливания паров и др.

Локальные загрязнения почвы связаны чаще всего с разливами нефти и газоконденсата при повреждении трубопроводов и их утечках через неплотности в оборудовании. Загрязнение больших площадей возможно при фонтанировании нефти. Нефть просачивается в грунт и загрязняет грунтовые воды. При этом разрушается структура почвы, нарушается корневое питание растений. Для локализации и предотвращения перемещения разлитой нефти своевременно создают различные заграждения.

Объекты нефтяных и газовых промыслов характеризуются большой рассредоточенностью. Поэтому приходится разрабатывать и выполнять различные мероприятия по лучшему использованию земель, предотвращению потрав сельскохозяйственных угодий. Предусматривается увеличение плотности застройки промысловых территорий, использование однотрубных систем сбора и транспорта продукции, прокладка трубопроводов и коммуникаций одинакового назначения параллельно, в одной траншее, группирование скважин в кусты и использование на- клонно-направленного бурения. На участках временного пользования, например прокладки трубопровода, осуществляется рекультивация (восстановление) земель. Плодородный слой снимают, складируют и после выполнения технологических работ снова возвращают на прежнее место.

Контрольные вопросы

1. Запишите уравнение баланса энергий в добывающей скважине и на его основе уравнение баланса давлений.

2. Запишите условие артезианского фонтанирования и дайте его графическую интерпретацию.

3. Поясните семейство кривых лифтирования.

4. Что понимаем под истинным и расходным газосодержанием потока?

5. Что понимаем под эффективным газовым фактором? Запишите условие газлифтного фонтанирования и дайте его графическую интерпретацию.

6. Расскажите о последовательности расчета фонтанного подъемника.

7. Что называем регулировочными кривыми работы фонтанной скважины? Как их используют?

8. Охарактеризуйте процесс отложений парафина и методы борьбы с ними.

9. Какие опасности возможны при фонтанной эксплуатации скважин и что предпринимают для их предупреждения?

Глава 10

ГАЗЛИФТНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

1. Общая характеристика газлифтного способа добычи нефти

Область применения газлифта

Область применения газлифта — высокодебитные скважины с большими забойными давлениями, скважины с высокими газовыми факторами и забойными давлениями ниже давления насыщения, песочные (содержащие в продукции песок) скважины, а также скважины, эксплуатируемые в труднодоступных условиях (например, затопляемость, паводки, болота и др.). Газлифт характеризуется высокой технико-экономической эффективностью, отсутствием в скважинах 'механизмов и трущихся деталей, простотой обслуживания скважин и регулирования работы.

Принцип работы газлифта

По мере разработки месторождения условия эксплуатации скважин ухудшаются: обводняется продукция — увеличивается гидростатическое давление столба флюидов, образуется высоковязкая эмульсия, возрастают потери давления на трение в стволе и выкидной линии, что приводит к росту забойного р₃ и устьевого р₂ давлений, уменьшается эффективный газовый фактор 0_Эф и увеличивается потребный удельный расход газа#₀; при отсутствии применения или недостаточной эффективности ППД возможно уменьшение пластового давления р_пл, а также соответственно забойного р₃ и башмачного pi давлений, что вызывает увеличение удельного расхода R₀. Это приводит к нарушению условия фонтанирования, то есть

G^<R₀. (Ю.1)

Так как условию G₃ф=^о соответствует минимальное забойное давление р₃ min фонтанирования, а р_зтт<рпл, то скважина прекращает фонтанирование при определенном дебите Q>0. € увеличением р₃ уменьшается Ro, поэтому осуществлением ППД продлевается период фонтанирования до наступления определенной обводненности л_в, а при большой гидропроводности пласта иногда даже до 100%-ной обводненности продукции.

Логическим продолжением фонтанной эксплуатации является газлифтная эксплуатация, при которой недостающее количество газа для подъема жидкости закачивают в скважину с поверхности. Если притекающую пластовую энергию, характеризуемую газовым фактором С_Эф, дополняют энергией газа, закачиваемого в скважину с поверхности, происходит искусственное фонтанирование, которое называют газлифтным подъемом, а способ эксплуатации — газлифтным. Тогда условие работы газлифтного подъемника (газлифта) аналогично условию газлифтного фонтанирования можно записать

Оэф“Ь-/?0 зак^-/?0| (Ю-2)

где Ro зак — удельный расход закачиваемого газа (отнесенный к расходу поднимаемой жидкости).

Системы и конструкции газлифтных подъемников

Конструкция любого газлифтного подъемника должна обеспечивать в скважине наличие двух каналов: для закачки газа и для подъема газожидкостной смеси на поверхность. Такие каналы могут быть созданы либо двумя параллельными (лифт Поле), либо концентрично расположенными (лифт Саундерса) рядами труб.

Ввиду сложности спуска в скважину на большие глубины двух параллельных рядов труб, жестко связанных внизу у башмака, и невозможности использования НКТ больших диаметров при малом (96,3—140,3 мм) диаметре эксплуатационной колонны лифт Поле не получил распространения.

В зависимости от числа рядов труб, концентрично расположенных в скважине, различают двухрядные, полуторарядные и однорядные подъемники (рис. 10.1). В первых двух подъемниках внешний ряд труб спускают до интервала перфорации для улучшения условий выноса песка с забоя за счет увеличения скорости потока. Газ подают в межтрубное пространство между первым (внешним) и вторым (внутренним) рядами труб.

Рис. 10.1. Конструкции и системы газлифтных подъемников:

а, б, в — соответственно двух-, полутора- и однорядный подъемники кольцевой системы; г — однорядный подъемник центральной системы

Однако ввиду большой металлоемкости, стоимости, осложнения при увеличении глубины -спуска подъемных (внутренних) труб из-за необходимости предварительного изменения подвески внешнего ряда труб полуторарядного подъемника, обеспечения условий выноса песка другими путями двух- и полуторарядные подъемники не применяются. Их применение может быть оправдано как вынужденная мера при отсутствии герметичности эксплуатационной колонны.

В настоящее время применяется однорядный подъемник, при котором в эксплуатационную колонну спускается один ряд НКТ. Он является наименее металлоемким и наиболее дешевым, обеспечивает возможность свободного изменения диаметра и длины подъемных труб, причем диаметр может быть уже значительно большим. Для обеспечения условий выноса песка с забоя скважины трубы спускают до забоя, а газ вводят выше на необходимой глубине через рабочий газлифтный клапан или через 2—4 отверстия диаметром 5—8 мм в рабочей муфте. Клапан или рабочая муфта при прохождении газа создают постоянный перепад давления (0,1—0,15 МПа), который удерживает уровень жидкости ниже точки ввода газа на 10—15 м и обеспечивает тем самым равномерное поступление газа в подъемные трубы. Этим уменьшаются пульсации в работе, которые способствуют разрушению пласта и образованию песчаных пробок.

Для очистки забоя от песка обратной (закачкой жидкости в НКТ) промывкой скважины рабочий газлифтный клапан снабжают дополнительным узлом обратного клапана, который перекрывает отверстия и жидкость идет не через газлифтный клапан, а через башмак НКТ. В дополнение к этому большое затрубное пространство позволяет устанавливать газлифтные клапаны вдоль колонны НКТ.

В зависимости от направления подачи газа различают кольцевую и центральную системы подъемников. При кольцевой системе газ закачивают в кольцевое (затрубное или межтрубное) пространство (ом. рис. 10.1,а, б, в), а при центральной — в центральные трубы (см. рис. 10.1,г). На практике газлифт- .ные скважины в основном работают по кольцевой системе. Это обусловлено следующим:

оптимальные условия лифтирования достигаются обычно при малых проходных сечениях;

песок разъедает соединения муфт на трубах и возможен их обрыв;

при добыче парафиновой нефти периодическое удаление отложений парафина со стенок кольцевого пространства затруднено.

Разновидности газлифта, их технологические схемы

В качестве газа можно использовать воздух или углеводородный газ. Тогда подъемник соответственно называют эрлифтом или газлифтом.

Эрлифт впервые был применен на бакинских промыслах по предложению инженера В. Г. Шухова в 1897 г. Преимущество эрлифта состоит только в неограниченности источника воздуха. При использовании газлифта в отличие от эрлифта достигается полная утилизация газа, сохранение и утилизация легких фракций нефти, образование в обводняющихся скважинах менее стойкой эмульсии, для разрушения которой требуются меньшие затраты. Поэтому в настоящее время применяется только газлифт.

Газ может подаваться с помощью компрессора. Такую разновидность газлифта называют компрессорным газлифтом.

В качестве газа можно использовать нефтяной или природный углеводородный газ.

П

ние. 10.2. Технологическая схема газлифтной системы:

1,3 — входной и выходной сепараторы; 2 — компрессорная станция; 4 — магистральный внутрипромысловый газопровод; 5 — газораспределительная батарея; 6 — разводящий газопровод; 7 — газлифтная скважина; 8 — выкидной шлейф; 9 — сепарационная замерная установка; 10, // — сепараторы первой и второй ступени

Технологическая схема газлифтной системы с замкнутым циклом включает газлифт- ные скважины, сборные трубопроводы, установку подготовки нефти, компрессорную станцию, установку подготовки газа, газораспределительные батареи и газопроводы высокого давления (рис. 10.2). Природный газ может подаваться из соседнего газового месторождения, магистрального газопровода или газобензинового завода. По данным технико-экономических расчетов до пустим транспорт газа для целей газлифта до нескольких десятков километров. Подготовка природного газа на нефтяном промысле не требуется. Технологическая схема в данном случае упрощается.

Газлифт может быть компрессорным и бескомлрессорным.

При бескомпрессорном газлифте природный газ под собственным давлением поступает из скважин газовых или газоконденсатных месторождений. Там же осуществляется его очистка и осушка. На нефтяном промысле иногда его только подогревают. Если нефтяная и газовая залежи залегают на одной площади, то при достаточно высоком давлении в газовой залежи может быть организован внутрискважинный бескомпрессорный газлифт. Его отличительная особенность — поступление газа из выше- или нижезалегающего газового пласта непосредственно в нефтяной скважине.

Если на промысле уже организована газлифтная эксплуатация скважин, а забойные давления и дебиты уменьшились (менее 50 т/сут), то для повышения технико-экономической эффективности добычи нефти работу скважин можно перевести с непрерывного газлифта на периодический, при котором газ закачивается в скважину периодически.

Преимущества и недостатки газлифтного способа добычи нефти

Эффективность работы любого механизма или системы определяется коэффициентом полезного действия, равным отноше

Усредненные значения коэффициентов полезного действия газлифтной системы и ее звеньев

* Интервал изменения 0,1—0,6.

нию полезной (отдаваемой) мощности к подведенной (полной) мощности. При многократном превращении или передаче энергии отдаваемая мощность одним звеном в то же время является подводимой энергией последующего звена системы. Общий коэффициент полезного действия такой системы как отношение отдаваемой системой мощности к подведенной к ней мощности равен произведению коэффициентов полезного действия на всех ступенях передачи энергии. Тогда для всей компрессорной газлифтной системы

Т]глс ⁼ Т|гдТ)ксТ)мгТ]грбТ]ргТ|скв, (10.3)

где т]глс, г)_гд, Лкс, Лмг, Т1грб, г]_рг, г|_скв — коэффициент полезного действия соответственно газлифтной системы, газового двигателя компрессора, поршневого компрессора, магистрального газопровода, газораспределительной батареи, разводящего газопровода и скважины.

Усредненные значения коэффициентов полезного действия газлифтной системы и ее звеньев для условий Западной Сибири приведены в табл. 10.1. Анализ таблицы выявляет два направления повышения эффективности: уменьшение числа звеньев,

то есть применение внутрискважинного газлифта и повышение коэффициентов полезного действия каждого звена, особенно газового двигателя и газлифтной скважины. Коэффициенты полезного действия звеньев системы, кроме газового двигателя и компрессора, тем выше, чем меньше отличаются давления на входе и выходе из звена. Повышения энергетической эффективности можно достигнуть правильным подбором параметров работы газлифтной системы (забойного р₃, рабочего р_Р, устьевого р2 давлений, диаметра подъемных труб d) и смежных систем (систем сбора продукции, ППД).

Отсюда следует, что внутрискважинный газлифт по сравнению с компрессорным и бескомпрессорным характеризуется наибольшей эффективностью.

В целом системе компрессорного газлифта присущи следующие недостатки:

низкий коэффициент полезного действия всей газлифтной системы, включающей компрессорную станцию, газопроводы и скважины;

большие капитальные вложения на строительство компрессорной станции и газопроводов;

большие энергетические затраты на компримирование (сжатие) газа;

сравнительно высокие эксплуатационные расходы на обслуживание компрессорной станции.

Газлифт можно применять только при наличии достаточного количества углеводородного газа. Поэтому ввиду названных недостатков газлифта проводят технико-экономическое сопоставление газлифтного и насосного способов эксплуатации и выбор наиболее эффективного способа. Отметим, что при бес- компрессорном газлифте себестоимость добычи нефти может «быть в несколько раз меньше, чем при эксплуатации штанговыми насосными установками.

Оборудование устья газлифтных скважин

Оборудование газлифтных скважин аналогично оборудованию фонтанных. На устье устанавливается упрощенная фонтанная арматура, обвязка которой зачастую позволяет подавать газ в затрубное пространство и в НКТ.

В настоящее время используются комплектные газлифтные установки для непрерывного компрессорного газлифта типа Л и для наклонно-направленных скважин типа ЛН. Например, Л-60Б-210, где 60—условный диаметр колонны подъемных труб, мм (60; 73; 89 мм); Б —условный наружный диаметр газлифтных клапанов (А, Б, В — соответственно диаметры 38, 25 и 20 мм); 210 — рабочее давление, кг/см² (21 МПа). Эти установки обеспечивают автоматический пуск и освоение скважин, стабильную работу в заданном режиме, возможность перехода с фонтанной эксплуатации на газлифтную без подъема НКТ и возможность спуска в НКТ до забоя любого технологического оборудования (манометров и др.).

Установки типа Л включают фонтанную арматуру АФКЗа-65-210 и скважичное оборудование (см. последующие разделы).

2. Пуск газлифтной скважины в эксплуатацию

Для ввода в работу новых и отремонтированных скважин осуществляют их пуск. Пуск скважины заключается в вытеснении жидкости газом в линии газоподачи до башмака подъемных труб методом продавки и ввода газа в подъемные трубы.

Пусковое давление

Перед пуском скважина (рис. 10.3) заполнена жидкостью (дегазированной нефтью, водой или другой жидкостью глушения). Уровень ее в скважине соответствует пластовому давлению. Для общности рассмотрения принят двухрядный подъемник.

Рис. 10.3. Схема для расчета пуска скважины в эксплуатацию методом продавки сжатым газом (а) и изменение давления закачиваемого газа на устье во времени при пуске (б)

Наибольшее давление газа, которое возникает при пуске, называют .пусковым давлением р„. Давление закачки газа в процессе эксплуатации скважины называют рабочим давлением р_Р, причем р_п>Рр- Это обусловлено следующим:

пуск осуществляется при статическом уровне А_ст, а работа — при динамическом /г_д</г_ст (депрессия уровня Ah₀ = h_cr—/г_д); соответственно погружение труб под уровень — hi<h;

в подъемных трубах уровень повышается на высоту Ah и на момент поступления газа в НКТ условное погружение состав- ляет: h-\- Ah ;> h > hi.

При пуске вытесняемая жидкость в основном перемещается в подъемные трубы и затрубное пространство и частично поглощается пластом (поскольку на пласт создана репрессия уровня Ah). Достигнув башмака подъемных труб, газ поступает в них, и расширяясь, всплывает. Плотность газожидкостной смеси уменьшается, уровень ее повышается до устья, после чего происходит выброс части жидкости, уровень жидкости в затрубном пространстве снижается ниже /i_CT, начинается приток жидкости из пласта. При достаточном расходе газа скважина выходит на рабочий режим.

В процессе снижения уровня жидкости в линии газоподачи до башмака подъемных труб и повышения уровня смеси в подъемных трубах до устья давление газа на устье монотонно увеличивается до наибольшего значения р„. При выбросе жидкости оно резко уменьшается и после нескольких колебаний, обусловленных инерционностью потоков в системе пласт — скважина, выходит на уровень р_р при непрерывном и достаточном расходе газа. В «сухих» скважинах (отсутствие гидродинамической связи скважины с пластом, пласт непродуктивный) оно снизилось бы до значения потерь давления на трение газа (см. пунктирную линию на рис. 10.3, б).

При пуске скважины создается нарастающая во времени репрессия давления, достигающая значения Ap = Ahpg, где р — плотность скважинной жидкости; g — ускорение свободного падения. Под действием этой репрессии происходит поглощение жидкости пластом с расходом, который определяется продолжительностью продавки (темпом подачи газа), упругими процессами перераспределения давления в пласте и состоянием призабойной зоны (коэффициентом продуктивности). Если призабойная зона загрязнена, то в пласт уходит очень мало жидкости. Пренебрегая потерями давления на гидравлическое трение, можно записать пусковое давление у башмака подъемных труб

p_n=(h+Ah)pg. (10.4)

Неизвестное повышение уровня Ah можно оценить из уравнения баланса (равенства) объемов жидкости, вытесненной из кольцевого пространства V_K, перемещенной в сообщаемые с атмосферой трубное и затрубное пространства V_T и ушедшей в пласт 1^пл*

Ук=У_т+1/пл, (Ю.5)

откуда

7_Т = У_К-У_ПЛ=7_К(1-^)=У„(1--фп), (Ю.6)

где 1|>„= Упл/Ук — коэффициент, характеризующий поглощение

жидкости пластом (доля поглощенной жидкости от всей вытесненной).

Так как V_T= (F_T-\-F₃) Ah, V_K = F_Kh, то уравнение (10.6) запишем

(F_T+F₃)Ah = F_Kh(l — ф_п), (10.7)

откуда

Ah^hil-^y^-, (10.8)

где F_r, Fк, Fз — площади поперечного сечения соответственно трубного, кольцевого и затрубного пространств.

Тогда пусковое давление

Ai = frp£[l + (1 — =m_nhpg, (10.9)

где m_n=l+(l—%)FJ(F_T-\-F₃) —коэффициент, .определяемый соотношением площадей сечений и долей поглощенной жидкости.

При центральной системе подачи газа в формуле (10.9) величины F_K и F_T следует поменять местами, а для однорядного подъемника принимают F₃ = 0. В формуле (10.9) площади часто выражают через диаметры труб. Для однорядного подъемника неучет толщины стенки труб вносит погрешность менее 5%.

Из анализа формулы (10.9) следует:

при ifn>0, то есть при частичном поглощении жидкости пластом, р_п меньше, чем при отсутствии поглощения (г|з_п = 0);

'при if>_n=0 определяем р_п с расчетным запасом; в зависимости от соотношения площадей сечений применяемых труб величина т„ может изменяться от 1,13 до 8,49, причем большие значения соответствуют однорядному подъемнику кольцевой системы, средние — двухрядному и наименьшие — однорядному центральной системы;

при г|)п->1 (полное поглощение) рп^-hpg-, приблизиться к этому можно при очень медленных темпах подачи газа и соответственно большой продолжительности процесса продавки.

Продолжительность процесса продавки можно оценить отношением объема кольцевого пространства V'_K = F_KL к расходу закачиваемого газа, приведенному по уравнению Менделеева — Клапейрона к давлению и температуре в скважине. В литературе имеются более точные уравнения, описывающие изменение давления закачиваемого газа во времени с учетом поглощения жидкости пластом.

Если при пуске уровень жидкости в подъемных трубах достигнет устья раньше, чем газ подойдет до башмака подъемных труб, и начнется перелив жидкости с противодавлением на устье р2 (например, в нефтесборную линию), то максимально возможное пусковое давление (при h-\-Ah = L) запишется

Pnmax = Lpg-h0₂. (10.10)

Таким образом, всегда р_п^рп шах.

Методы снижения пускового давления

Так как всегда р_П>Рр, то для пуска скважин необходимо иметь источник газа высокого давления в виде либо передвижного компрессора (аналогично как при освоении скважин), либо дополнительной газовой линии, рассчитанной на пусковое давление. Однако пусковое давление может быть очень высоким (до 30—50 МПа в глубоких скважинах), а создание таких давлений затруднительно из-за отсутствия компрессоров высокого' давления, больших затрат на строительство газовой линии высокого давления, поэтому наиболее разумно применить методы снижения пускового давления.

Анализируя процесс пуска и формулу пускового давления, можно назвать несколько методов, основными из которых являются следующие.

1. Пусковое давление при центральной системе меньше, чем при кольцевой системе подъемника такой же конструкции. Пусковое давление р_п при однорядной конструкции снижают в^ 7,5 раз, а при двухрядной —на 11%. Следовательно, целесообразно пуск осуществлять при центральной системе, а затем для~ работы произвести обратное переключение на кольцевую систему.

2. Выше показано, что при пуске скважины создается репрессия давления, которая обусловливает поглощение жидкости- пластом. Поддерживая репрессию, можно обеспечить продавку~ в пласт большей части жидкости. Из рис. 10.3 следует, что при- этом давление р_ко, создаваемое компрессором, должно превышать статическое давление у башмака подъемных труб:

pKo>hpg. (10.11)

Ускорить процесс продавки жидкости в пласт и несколько- уменьшить требуемое давление компрессора Рко можно путем последующего закрытия задвижки на кольцевом пространстве и подачи газа в трубное и затрубное пространства, где уровень до этого повысился. Этим можно увеличить репрессию почти в 2 раза. Иногда целесообразно затем разрядить давление газа в скважине и снова аналогично повторить процесс продавки.

3. Более быстро можно осуществить процесс с применением; пусковых отверстий. Сущность метода состоит в том, что на подъемных трубах заблаговременно создают (сверлят) так называемые пусковые отверстия на определенных расстояниях or устья и между собой.

При закачке газа в кольцевое пространство уровень снижается до первого отверстия и часть газа через него поступает в подъемные трубы. В трубах образуется газожидкостная смесь, уровень ее повышается и частично жидкость выбрасывается из скважины (аналогично работе газлифтной скважины при подаче газа через башмак, установленный на уровне первого отверстия). Так как через отверстие в трубы поступает только часть закачиваемого газа, то давление газа в кольцевом пространстве остается высоким. В трубах по мере выброса жидкости давление на уровне отверстия уменьшается. Поэтому равенство давлений в трубах и кольцевом пространстве восстанавливается дальнейшим снижением уровня жидкости в кольцевом пространстве до второго отверстия. Это снижение уровня зависит от дав- лен и я рко и плотности газожидкостной смеси в трубах (расхода перетекающего в трубы газа). Если давление в трубах снизится ниже пластового давления р_пл, то будет происходить приток жидкости из пласта в скважину. Тогда вместо барботажа в скважине будет осуществляться обычное лифтирование.

При поступлении газа через второе отверстие процесс снижения давления и уровня жидкости повторится. Причем снижение уровня замедляется, так как часть расхода газа уходит в трубы через первое отверстие. Таким образом, уровень жидкости можно снизить до башмака подъемных труб, после чего газлифт перейдет на нормальную работу.

4. Разработано много других практических приемов преодоления трудностей, связанных с возникновением высоких пусковых давлений — последовательный допуск труб, предварительное понижение уровня жидкости в скважине путем поршнева- ния или тартания желонкой и др.

Основной метод снижения пусковых давлений — применение пусковых газлифтных клапанов, которые для нормальной работы газлифта перекрывают пусковые отверстия. Необходимость их перекрытия вызвана повышенным расходом газа и уменьшением коэффициента полезного действия на величину до 10%, так как часть энергии расходуется на дросселирование в отверстиях и уменьшается устьевое давление р₂ вследствие роста плотности смеси в нижней части подъемника из-за меньшего расхода газа.

Пуск скважины с использованием пусковых газлифтных клапанов состоит в снижении уровня жидкости в кольцевом пространстве путем ввода в подъемные трубы закачиваемого газа через последовательно расположенные на них газлифтные пусковые клапаны и последующем выводе скважины на рабочий режим. Главная особенность работы клапанов в отличие от отверстий заключается в том, что в момент поступления газа в подъемные трубы через каждый последующий клапан закрывается предыдущий.

При работе скважины на заданном технологическом режиме газ подают в подъемные трубы через нижний рабочий газ- лифтный клапан (или башмак НКТ, рабочую муфту) при закрытых верхних пусковых клапанах. Установка газлифтных клапанов вместо пусковых отверстий возможна только при однорядной конструкции подъемника.

Газлифтные клапаны,

В настоящее время известно много различных типов газлифтных клапанов. Их классифицируют по различным признакам:

по назначению различают пусковые и рабочие клапаны. Первые применяют для пуска газлифтных и освоения фонтанных скважин. Рабочие клапаны служат для подачи газа при нормальной работе, оптимизации режима работы скважины путем ступенчатого изменения глубины ввода газа в НКТ и периодической подачи газа в НКТ при периодической газлифтной эксплуатации;

по способу крепления в НКТ имеются клапаны: а) наружные (стационарные), которые крепятся на колонне НКТ снаружи, для их замены или регулировки извлекают из скважины всю колонну НКТ (рис. 10.4, а, в, г); б) внутренние (съемные) —

а 6 6 г

Рис. 10.4. Схемы газлифтных клапанов:

1 — сильфонная камера; 2— шток; 3 — отверстия для ввода газа в сильфонный клапав и в газлифтную камеру; 4 — клапан; 5 — штуцерное отверстие; 6 — сальник; 7—«скважинная газлифтная камера; 8 — основной (верхний) штуцер; 9 — отверстия для ввода газа в пружинный клапан; 10 — шток с двумя (верхней и нижней) клапанными головками; 11 — пружина; 12 — вспомогательный (нижний) штуцер; 13 — гайка; 14 — насоснокомпрессорные трубы; 15 — эксплуатационная колонна

крепятся внутри скважинных газлифтных камер, имеющих эллиптическое сечение (рис. 10.4,6); их устанавливают и извлекают с помощью канатной техники;

по принципу действия выделяют клапаны: а) управляемые давлением либо газа в затрубном пространстве (см. рис.

4. а, б), либо жидкости в НКТ (см. рис. 10.4, в); б) дифференциальные, которые открываются и закрываются в зависимости от перепада давлений в затрубном пространстве и в НКТ на уровне клапана (см. рис. 10.4, г);

по конструктивному исполнению различают сильфонные (см. рис. 10.4, а, б, в), пружинные (см. рис. 10.4, г) и комбинированные клапаны.

Сильфонные клапаны работают либо от давления в кольцевом (затрубном) пространстве р_к (см. рис. 10.4, а, б), либо от давления в трубах р_тр (см. рис. 10.4, в). Их отличительный элемент — сильфонная камера 1, заряженная азотом до давления р_с. Так как давление р_с повышенное, то клапан нормально закрыт. Гофрированная стенка сильфона обеспечивает перемещение штока с клапанной головкой.

Пружинный газлифтный клапан (см. рис. 10.4, г) относится к дифференциальному типу. Отличительным элементом его является пружина 11, которая держит шток прижатым к вспомогательному (нижнему) штуцеру 12. При этом клапан нормально открыт. Расход газа через клапан (пропускная способность) регулируется числом или размером отверстий 9.

Упругими элементами комбинированных клапанов служат сильфон и цилиндрическая пружина, воспринимающая на себя часть нагрузки. Это обеспечивает большую чувствительность клапана к изменениям давления при открытии и закрытии.

Наибольшее применение нашли съемные сильфонные газ- лифтные клапаны типа Г, например, Г-38, Г-38Р, где цифра указывает условный наружный диаметр клапана (в мм), буква Р — рабочий клапан (без буквы Р — пусковой). Их применение •обеспечило возможность пуска скважин при давлениях, превышающих рабочее давление на 0,6—1 МПа, то есть почти при рабочих давлениях. Клапаны устанавливают в карманы скважинных газлифтных камер, где они фиксируются кулачковым фиксатором, подпружиненной втулкой или фиксирующей цангой. Для уплотнения клапана в кармане предусмотрены верхняя и нижняя посадочные поверхности, а для входа закачиваемого газа — перепускные отверстия.

Регулирование режима закачки газа осуществляется сменными дросселями, а герметизация клапана в кармане — манжетами. Газлифтный клапан включает в себя также обратный клапан, предназначенный для предупреждения перетока жидкости из подъемных труб в затрубное пространство.

Эти клапаны извлекаются из скважины и устанавливаются без ее глушения набором инструментов канатной техники. Для проведения ремонтных работ в кармане устанавливается циркуляционная пробка, а при необходимости заглушить перепускные отверстия — глухая пробка.

Тарировка газлифтных клапанов

Перед спуском в скважину сильфонные газлифтные клапаны тарируют на специальном стенде, то есть настраивают на соответствующие давления открытия и закрытия. Для этого сильфонные камеры заряжают азотом при температуре 20 °С до расчетного номинального давления тарировки клапанов р_Поч•

В сильфонном клапане, управляемом давлением газа в кольце р_к (рабочим давлением газа), на сильфон всегда действует давление р_к (см. рис. 10.4,а,б). При снижении давления р_к клапан закрывается. При закрытом клапане на площадь силь- фона f_c действует с одной стороны давление р_к, а с другой — давление азота в сильфоне р_с, на площадь клапана f_K (по окружности его прилегания к седлу) — аналогично давление газожидкостной смеси в трубах р_тр и давление р_к. Из сопоставления действующих сил можно записать условие открытия клапана

Ртр/к+Рк/с^Рк/к+Рс/с (10.12)

или

Ртр/к~ЬРк (/с /к) >Рс/с. (10.13)

Отсюда давление открытия клапана (давление газа в кольцевом пространстве)

Рк ОТРс f_c—f_K ^^Тр 7с~—Тк (10.14)

ИЛИ

рк ОТ^Рс-^Сс PtP-^Ckj (10.15)

где Kc = fd(fc—/к) — конструктивный коэффициент сильфона; Ак = /к/(/с—/к)—конструктивный коэффициент клапана,

^Kc=iJ^^=fc7_c-tJ^K=l+iJ^^={+KK- ^(10Л6>

При открытом клапане на площадь сильфона действуют давление р_с и р_к. Клапан находится в среде газа под давлением р_к перед штуцерным устройством. Тогда условие закрытия клапана

Рс/с>Рк/с (10.17)

или

Рс>Рк, (10.18)

отсюда давление закрытия клапана (давление газа в кольцевом пространстве)

Ркзакр-^Рс* ' (10.19)

Приняв знак равенства в соотношениях (10.14) и (10.19), определим разницу открывающего и закрывающего давлений

Аркл ⁼ Рк от Рк закр ⁼ РсКс РтрКк Рс⁼

= рс (Кс — 1 ) — ртрКк ⁼ К_к (Рс — Ртр) ⁼ Кк (рк закр Ртр) . ( 10.20)

Из уравнения (10.20) следует, что р_Кот>Ркзак_Р, а изменением давления газа в затрубном пространстве можно управлять работой клапана (открывать его или закрывать). С момента начала подачи газа в затрубное пространство все клапаны открываются. После поступления газа через клапан давление в трубах р_тр уменьшается, увеличивается перепад давления на клапане, расход газа через клапан увеличивается, уменьшается давление газа в кольце р_к, и клапан закрывается. Такой клапан часто используют в качестве пускового, поскольку им легко управлять, изменяя рабочее давление газа.

На колонне подъемных труб размещают несколько пусковых клапанов. Для того, чтобы при пуске и работе скважины вышележащие клапаны, расположенные над рабочим клапаном, были закрыты, давление закрытия каждого нижележащего клапана принимают меньше давления закрытия расположенного над ним клапана. Для этого уменьшают рабочее давление подачи газа в скважину, регулируя его на устье или на газораспределительной батарее.

Для условий тарировки аналогично равенству (10.15) при избыточном давлении р_Тр = 0 можно записать потребное номинальное давление тарировки

Рном ⁼ pcuKci (10.21)

где р_Си — давление в сильфоне при условиях тарировки (20 °С).

Согласно закону Шарля давление в сильфоне при температуре t (в °С) в месте установки клапана будет:

= = (10.22)

где Kt= (273+/)/293 — температурный коэффициент. Тогда номинальное давление тарировки

Р«ом = -^К_с (10.23)

или, выражая произведение p_zKc из равенства (10.15),

Рном ⁼ (Рк от~\~РтрКк) /Kt, (10.24)

а давление азота в сильфоне при условиях тарировки

Рсн=(Рко_Т+р_ТрЯк)№/Сс). (10.25)

Для применяемых газлифтных клапанов диаметр штуцерного отверстия составляет 3—12 мм, а коэффициент клапана Кк = = 0,033—0,355 и коэффициент сильфона /С_с= 1+/Ск= 1,033—- 1,355. Тогда, зная р_{к от}, Ртр и Kt из других расчетов, определяем давление зарядки р_сн.

В сильфонном клапане, управляемом давлением в трубах (см. рис. 10.4, в), на сильфон всегда действует давление р_тр. Тогда аналогично можно записать:

условие открытия клапана

или

Ртр (/с /к) >Рс/с pufn', N (10.27)

давление открытия клапана

Ртрот^рсКс Рк/Ск; (10.28)

условие закрытия клапана

Рс/с>Ртр/с (10.29)

или

Рс>Рт_Р; (10.30)

давление закрытия клапана

Ртр закр^Рс; (10.31)

разницу открывающего и закрывающего давлений

Аркл ⁼ Ртр от Ртр закр ⁼ Рс^Сс Рк^Ск —' Рс —

⁼ Рс {Кс 1) ркКк ⁼ К к {_Рс рк) “ /(к (Ртр закр Рк) J (10.32)

номинальное давление тарировки

Рном ⁼ РскКс ⁼ (Рт_Рот + Рк/Ск)/К₍; (10.33)

давление азота в сильфоне при условиях тарировки

Рен ⁼ (Ртр от + Рк-^Ск) / (KiKc) . (10.34)

В открытом пружинном клапане (см. рис. 10.4, г) на нижнюю клапанную головку действуют давления р_к и р_тр и сила натяжения пружины F„. Тогда условие закрытия клапана можно записать

Рк/г^Ртр/гН^-^ _п (Рк Ртр)/2>^ П;

АРзакр/г^'^*' П)

(10.35)

(10.36)

(10.37)

или

откуда

где /₂ — площадь сечения нижнего штуцера; Ар₃а_Кр = Рк—р_тР— закрывающий перепад давления.

При закрытом клапане на верхнюю клапанную головку действуют давления р_к, р_тр и сила У⁷,,. Тогда аналогично имеем

p_Kfi<PT_Pfi-Mv,

(Рк ртр) /i <^п; Дрот/l <^л,

(10.38)

38. '

39. ’

где ДРот = Рк—Ртр — открывающий перепад давления; f 1 — площадь сечения верхнего штуцера.

Сопоставим эти условия по силе F_п:

от/l (10.41)

или

Арзакр >APot/i//₂. (10.42)

Так как /1>/г, то Ар₃ак_Р3>Ар_от. Величины Ар₃ак_Р и Ap_OT- можно регулировать изменением Т⁷,, и /₂. Сила натяжения пружины F_п регулируется гайкой.

Расчет размещения пусковых клапанов

Снижение уровня жидкости до первого пускового клапана* происходит при балансе давлений

Рко = Рп+Р2, (10.43)

где р_ко— устьевое давление газа, развиваемое компрессором; p_n = mnL'ipg — достигнутое пусковое давление, определяемое по- формуле (10.9); L\ — снижение уровня жидкости в кольцевом пространстве ниже статического уровня [аналог h в формуле (10.9)]; р₂ — противодавление на линии выброса жидкости. Тогда из уравнения (10.43) находим

U= (рко — p2)l(m„pg). (10.44)

Если расстояние от устья до статического уровня h'_CT^.L'_ly где h'c-T — H—/*ст, Н — глубина скважины, то расстояние от устья до первого клапана аналогично формуле (10.10) будет равно

Li=(p_Ko — P₂)/(pg). (10.45)

При /i'_CT>Z/i имеем расстояние от устья до первого пускового клапана

Li = h'_CT-\-L\'. (10.46)

Дальнейший расчет выполняется в зависимости от принципа действия клапана.

Применительно к газлифтным клапанам, управляемым давлением закачиваемого газа, давление открытия первого от устья клапана р_{к 0}т(1> принимают равным максимальному давлению- закачиваемого газа на устье скважины р_ко, то есть ркото) = рко. Давление открытия каждого последующего (i-fl)-ro пускового' клапана р_к уменьшают таким образом, чтобы оно равня

лось давлению закрытия предыдущего i-го клапана, то есть Рк от(г+1) = Рк закр(г). Давление открытия рабочего клапана должно быть меньше давления открытия последнего пускового клапана на 0,25 МПа и более. Это необходимо для того, чтобы при-

нормальной работе все пусковые клапаны были закрытыми, а газ поступал в подъемные трубы только через рабочий клапан. Расчет размещения второго и последующих клапанов ведется по формулам

L₂ = Li-\-L₂'\ = L₂-\-Lz Li = Li—i-J-L/,

(10.47)

(10.48)

(10.49)

где Li — расстояние от устья до t-го клапана; L/ — расстояние между (i—1)-м и /-м клапанами.

Так как в момент открытия второго клапана первый закрывается, то для этого момента можно записать уравнение баланса давлений в затрубном пространстве и трубах на уровне второго клапана:

Ркзакр(1) L₂pg -\-L_l + (10.50)

•откуда

(10.51)

где (Ap/AL)i — градиент давления газожидкостной смеси в ко- • лонне подъемных труб выше первого клапана (ввиду трудности определения его обычно принимают равным 0,2 pg). Аналогично записываем для третьего и i-ro клапанов:

(10.52)

(10.53)

Сильфонные клапаны, управляемые давлением в подъемных 'трубах, размещают согласно расчету по одному из двух методов.

По первому методу все клапаны в рабочих условиях имеют ■одинаковое давление открытия р₀т, которое выбирается равным 75% рабочего (или пускового) давления скважины или на 1,05—

4. МПа меньше его. Расчет выполняется с учетом того, что пусковое давление скважины равно его рабочему давлению.

П

(10.54)

Рз = Рк₀е^аЯ,

где Я — глубина скважины; е — основание натурального логарифма; а = 0,03415~р_т/(z_rT_cp)\ р_г — относительная плотность газа

(по отношению к плотности воздуха); Т_ср — средняя температура газа в скважине; г_г — коэффициент сверхсжимаемости газа.

Строят график линейнего распределения давления закачиваемого газа вдоль ствола скважины. В дальнейшем давление газа на заданной глубине определяют по этому графику. Вычисляют первое приближение

£2'=(рэ-р0т)/(р£). (Ю.55)

По формуле (10.47) находят приблизительную глубину расположения второго клапаиа. По указанному графику определяют давление газа рь₂ на уровне второго клапана. Пересчитывают L'₂ (второе окончательное приближение)

L₂'=(Pl₂ -Por)l(pg). (10.56)

Тогда используя второе приближение величины 1/₂, по формуле (10.47) находят глубину установки второго клапана Ь₂.

При расчете глубины расположения третьего клапана допускают, что расстояние между вторым и третьим клапанами равно расстоянию между первым и вторым клапаном, то есть Z/₃ =

= L'2. Вычисляют L'₃ по формуле (10.48) и по указанному выше графику определяют давление газа в затрубном пространстве на уровне третьего клапана р^. Пересчитывают расстояние- L'z с использованием рь₃■ Аналогично определяют глубину расположения остальных клапанов.

По второму методу задают одинаковую для всех клапанов разность Аркл пускового и открывающего давлений в рабочих условиях, равной 1,05—1,4 МПа или 25% от устьевого рабочего давления р_р закачиваемого газа. Вычисляют перепад давления, необходимый для определения расстояния между предыдущим и последующим клапанами, начиная со второго клапана, то есть.

Ар1 = рко —р_Р+ (1,05-Ь 1,4) (10.57)

или

Api=p_KO — 0,75 р_Р. (10.58)

Определяют расстояние между клапанами

A/ = Api/(pg). (10.59)

Рассчитывают глубину установки любого i-ro клапана

Li^L^+Al. (10.60)

Затем для тарировки клапанов определяем по барометрической формуле давление газа на уровне каждого клапана.

В случае применения пружинных клапанов расчет выполняем следующим образом (отметим, что в момент открытия очередного клапана предыдущий закрывается). На уровне второго кляпана установится равенство давления в кольцевом про

странстве р_ко и давления в подъемных трубах, создаваемого суммой давления газожидкостной смеси от устья до первого клапана р_тp<i> и гидростатического давления негазированного столба жидкости высотой Z/₂ от первого до второго клапана

Рст(1),

L

(10.64)

С увеличением глубины расстояния между клапанами уменьшаются: l^/₁>l'₂>l^/₃> ... >Z/i.

Трудности возникают при расчете давления в трубах на уровне любого клапана p_PT(i). Оно рассчитывается по формулам работы газожидкостного подъемника на режиме нулевой подачи. Для этого необходимо знать расход газа, который определяется формулой расхода при истечении газа через отверстие. Скорость истечения газа через отверстие принимается равной скорости звука, тогда отношение давлений в кольцевом пространстве и трубах равно критическому. Отсюда определяют диаметр отверстия штуцера, затем расход газа через отверстие и по нему .Ртр(г). Для упрощения расчетов используют графики.

Отметим, что более точно расчет размещения клапанов можно выполнить графическим методом путем построения кривых распределения давления вдоль подъемных труб p(z).

При работе скважины на заданном технологическом режиме подача газа в подъемные трубы осуществляется через нижний рабочий газлифтный клапан (или башмак НКТ, рабочую муфту) при закрытых верхних пусковых клапанах. Рабочее давление газа в газлифтной скважине должно быть меньше давления закрытия пусковых клапанов. Глубина размещения рабочего клапана принимается равной глубине размещения последнего лускового клапана. Для повышения надежности пуска скважины фактическое число клапанов принимают на 10—15% больше расчетного.

Спуск и подъем съемных клапанов, используемый инструмент

Конструкция современного оборудования, применяемого при газлифтной эксплуатации скважин, предусматривает выполнение внутрискважинных операций специальной канатной техникой без подъема НКТ, без глушения и последующего освоения скважины. К таким операциям относится установка и извлечение газлифтных клапанов. В комплекс канатной техники входят канатный инструмент, оборудование устья и лебедка с гидроприводом.

Канатный инструмент состоит из трех наборов. Стандартный набор включает инструменты, спускаемые в скважину при любых операциях по обслуживанию. С их помощью производят удары вверх и вниз, а также крепят проволоку. К нему относятся устройство для закрепления проволоки УЗП; шарнир Ш16; грузовые штанги ШГр и 1ШГр, гидравлический ЯСГ и механический ЯСМ яссы для сообщения набору инструментов, спускаемых в скважину, ударных импульсов (ЯСГ — для удара вверх и ЯСМ — вверх или вниз).

Второй набор — инструменты для установки в скважине и извлечения из нее клапанов всех видов с замками или фиксаторами. К этому набору относятся рычажный ОР и консольный ОК отклонители для посадки оборудования в скважинные камеры; инструмент для спуска газлифтных клапанов ИСК; цанговый инструмент ИЦ для извлечения скважинного оборудования из камер, а также других инструментов.

Третий набор — инструменты вспомогательного назначения, применяемые при подготовке скважин к эксплуатации, а также при проведении ремонтных и исследовательских работ. К ним относятся выпрямитель проволоки ВОП; ловильный проволочный инструмент ИЛП; трубный шаблон ШТ; печать; гидростатическая желонка ЖГС; скребок парафина СП; приемный клапан КПП; правочный инструмент ИП; ограничитель; шток; керн. Набор инструментов КИГК показан на рис. 10.5 (К — комплект; И — инструментов; Г — для газлифтных; К—клапанов) . i

Оборудование устья газлифтное ОУГ-80Х350 (рис. 10.6) устанавливают на буферную задвижку арматуры устья.

Инструмент спускается в скважину на стальной проволоке диаметром 2,34 мм (иногда 1,82 и 2,06 мм) с помощью лебедки с гидравлическим приводом ЛСГ1К-131, смонтированный на шасси автомобиля ЗИЛ-131 А. Применение гидропровода позволяет получить высокую чувствительность при управлении лебедкой, что крайне необходимо при установке и извлечении газлифтных клапанов.

Газлифтный клапан устанавливают и извлекают при помощи сборки инструментов стандартного и второго наборов. Схема ра-

а —для посадки газлифтных клапанов: У — устройство закрепления проволоки; 2, 6 — грузовые штанги; 3 — шарнир; 4 — механический ясс; 5 — рычажный отклонитель; 7 — инструмент для спуска газлифтных клапанов;

6. —

   Рис. 10.5. Набор инструментов КИГК:

   для извлечения газлифтных клапанов: / — устройство закрепления проволоки; 2>

7. — грузовые штанги; 3 — шарнир; 4 — гидравлический ясс; 5—механический ясс;

6. — рычажный отклонитель; 8 — цанговый инструмент

Рис. 10.6. Оборудование устья газ- лифтное ОУГ-80Х350:

1 — уплотнительный узел проволоки с направляющим роликом; 2 — трехсекционный лубрикатор; 3 — манометр с трехходовым краном и разделителем; 4 — плашечный превентор с ручным управлением; 5 — натяжной ролик с очистительным устройством; 6 — цепь; 7 — стяжной ключ; 8 — монтажная мачта; 9 — полиспаст

боты консольного отклонителя показана на рис. 10.7. Весь инструмент пропускают через камеру, в которую необходимо посадить (извлечь) газлифтный клапан (рис. 10.7,а), а затем начинают поднимать (р!ис. 10.7,6). При подъеме защелка 2 отклонителя попадает в паз 3 направляющей втулки скважинной камеры. Упираясь в паз, защелка 2 толкает стержень 1 внутри отклонителя, который нижним концом воздействует на рычаг 4, поворачивая его вокруг штифта 5 (рис. 10.7, в). Рычаг 4 отклоняется на некоторый угол до упора в ограничитель (рис. 10.7, г) и фиксируется. Под действием пружины рычаг малый 6 поворачивается вокруг штифта 7 и направляет инструмент в карман скважинной камеры.

После того как клапан направлен отклонителем в карман скважинной камеры, производят удары вниз. Клапан фиксируется в кармане. Для освобождения спускного инструмента от фиксатора производят ударный импульс вверх. При этом срезаются штифты и инструмент освобождается. При подъеме инструмента защелка 2 вновь попадает в паз ее направляющей втул- -ки, ударным воздействием с поверхности срезаются удерживающие ее штифты и она утапливается в корпусе, что позволяет извлечь отклонитель из скважинной камеры (рис. 10.7, д).

Для извлечения газлифтного клапана спускной инструмент заменяют подъемным. Головка фиксатора захватывается подъемным инструментом, фиксатор освобождается ударом вверх, и сборка клапана может быть извлечена на поверхность.

3. Основные расчеты по определению конструкции и режимных параметров работы газлифтных подъемников

При проектировании газлифтной эксплуатации скважины необходимо увязать между собой рабочее давление закачки газа р_р, расход закачиваемого газа У₀ зак, глубину ввода газа L (длину подъемных труб) и диаметр подъемных труб d. Дебит скважины Q и забойное давление р₃ известны из проекта разработки. Давление на вьгкиде р₂ определяется из условия нефте- газосбора продукции. Тогда для задаваемых значений d и Ro зак строят кривую распределения давления от давления р₂ по принципу сверху-вниз и от давления р₃ по принципу снизу-вверх (рис. 10.8). Точка пересечения этих линий определяет глубину ввода газа L и давление газа на этой глубине рь По формулам расчета нисходящего потока газа определяют рабочее давление р_р. Отметим, что поскольку в системе находится текучая среда, то изменение давления в одной точке, например р_р, приводит к изменению давлений во всей системе.

Для целей промысловой практики можно ограничиться расчетом по методике А. П. Крылова с использованием формул (9.35) — (9.41). Расчет включает определение длины L и диамет-

в

a

4

m

-z

'3

/

A

/,

u\

n

m

г

isf

0-

ft

I]

U

Puc. 10.7. Схема работы консольного отклонителя

pa d НКТ, расхода закачиваемого газа Уозак и давлений.

Р

Рис. 10.8. Кривые распределения давления вдоль ствола газлифтной скважины

отбор жидкости из скважины ограниченный; это означает, что известен дебит Q по жидкости, забойное давление р₃, расход притекающего газа У_г; причины ограничения дебита рассмотрены выше (см. раздел 9.5);

отбор жидкости из скважины неограниченный, то есть дополнительно подлежат определению Q, рз, V_r; неограниченный отбор жидкости назначают из сильно обводненных (более 80%) скважин при форсировании отборов из залежи или с целью освоения скважин; однако во всех случаях нельзя допускать разрушения пласта, роста газового фактора и обводненности.

Отбор жидкости ограничен

Ограничение дебита Q равносильно фиксации забойного давления рз согласно уравнению притока (9.11). Рабочее давление р_р известно для принятой системы газоснабжения и газораспределения. Давление у башмака труб pi принимают обычно на 0,3—0,4 МПа меньше рабочего давления р_р. Если p₃>pi, то длина подъемных труб (глубина ввода газа при использовании рабочего газлифтного клапана)

L = H--^P»—^P±, (10.67)

Рсм? ^v '

где Н — глубина скважины; р_см — плотность смеси нефти, воды

и газа в зоне от башмака до забоя (среднее арифметическое

значение для условий башмака и забоя).

При Ps^-Pi трубы устанавливают на 20—30 м выше верхних отверстий перфорации, чтобы закачиваемый газ не мешал нормальному притоку нефти или не поступал в продуктивный пласт вверх по его восстанию.

Затем определяют:

диаметр труб по формуле А. П. Крылова при оптимальном режиме

d = 0,263 л/—£££- {/^—_г ; (10.68)

У Pi—Pt У Lpg—(Pi—Pi)

удельный расход газа Ro опт при оптимальном режиме по формуле (9.41);

удельный расход закачиваемого газа

Ro зак = Ro опт — Оэф! (10.69)

расход закачиваемого газа

V₀ зак = #0 закС?, (10.70)

где бэф определяется по формуле (9.44).

Если рассчитанный диаметр d не совпадает со стандартным диаметром НКТ, то принимают ближайший меньший стандартный.

В случае, когда заданный дебит не обеспечивается при оптимальном режиме, расчет выполняют при максимальном режиме либо устанавливают режим, промежуточный между оптимальным 'и максимальным, либо переходят на центральную систему подъемника, принцип расчета при которой изложен ниже.

Отбор жидкости не ограничен

В данном случае основное требование расчета сводится к достижению возможно большего дебита скважины Q или равносильно наименьшего забойного давления р₃, которое достигается, как это следует из формулы (10.67), при спуске труб до забоя. Тогда трубы устанавливают на 20—30 м выше верхних отверстий перфорации. Понятно, что pi~p₃. При данном условии ограничения отбора могут быть вызваны либо экономическими причинами, либо техническими, а именно:

ограничен удельный расход закачиваемого газа, то есть, исходя из экономических соображений, задан допустимый удельный расход газа Ro _доп;

ограничена пропускная способность подъемника.

В случае первой причины неизвестны р₃ и d. Для их определения можно составить систему двух уравнений, принимая режим работы оптимальным:

Ro доп + ^эф ~ R0 опт

Q ⁼ Q опт

где Q, Qопт, Ro опт и С_эф определяют соответственно по формулам (9.11), (9.36), (9.41) и (9.44).

Так как pi~p₃, то выражая из первого уравнения d и подставляя во второе, находят р₃, затем — d, по уравнению притока (9.11)—дебит скважины, а расход газа по уравнению

V₀ зак = /?0 flonQ- (10.72)

Диаметр мало влияет на определение р₃, поэтому обычно сначала задаются d = 0,063 м, из первого уравнения определя

ют р₃, по уравнению притока (9.11) вычисляют дебит, а по нему с использованием формулы (9.36)—диаметр d.

Для глубоких скважин может оказаться, что р\<рз, тогда L выражают по формуле (10.67) и подставляют в уравнения системы (10.71).

Если расчетный диаметр НКТ d окажется больше максимально возможного диаметра для данной эксплуатационной колонны или удельный расход закачиваемого газа не ограничен (вторая причина), то расчет ведут для центральной системы подъемника.

В случае ограничения дебита второй причиной для определения неизвестного забойного давления составляют уравнение по условию совместной согласованной работы пласта и газлифтного подъемника при максимальном режиме

Q = Qmax, (10.73)

где Q и Qmax представляют формулами (9.11) и (9.35). Длину труб L выражают по формуле (10.67).

Расчет выполняют для кольцевой и центральной систем. Из двух найденных значений р₃ принимают меньшее. Затем определяют остальные величины по соответствующим формулам. Отметим, что при расчетах для центральной системы следует использовать эквивалентные диаметры подъемных труб. Зачастую отбор жидкости по затрубному пространству недопустим (например при отложении парафина в стволе), тогда ограничиваются только кольцевой системой подъемника.

4. Компрессорное хозяйство на нефтяных промыслах

Источником газа для организации газлифта могут быть компрессорная станция или скважины газового месторождения, а также магистральный газопровод.

При компрессорном газлифте необходимое давление газа создается на компрессорной станции компрессорами. Комплекс оборудования при этом включает компрессорную станцию, газораспределительные и газоснабжающие сети, системы подготовки газа.

Компрессорная станция для газлифтной эксплуатации обычно используется также для магистрального транспорта газа и закачки газа в залежь с целью ППД. Она включает машинный зал с компрессорами, насосную станцию для охлаждающей воды, градирню и водяные емкости, технологическую аппаратуру с сепараторами, маслоотделителями, регенераторами смазочных масел, систему трубопроводных обвязок (приемные и выкидные коллекторы, газовые, воздушные, водяные магистрали и маслопроводы), распределительные устройства и трансформаторы, вспомогательные службы и помещения. Нашли применение поршневые компрессоры с газовыми двигателями (газо- мотокомпрессоры) и с электроприводом и центробежные с газотурбинным и электрическим приводом.

В основном применяется групповая система газораспределения — газ подается в скважины через газораспределительные батареи (ГРБ), которые устанавливают на газораспределительных пунктах (ГРП).

От компрессорной станции могут прокладывать два параллельных газопровода:

рабочего давления (диаметром 102 мм) для подачи газа в скважины при эксплуатации;

высокого (пускового) давления (диаметром 63 мм) для пуска скважин. Применение пусковых газлифтных клапанов позволило перейти на прокладку только одного газопровода рабочего давления.

От ГРБ к газлифтным скважинам прокладывают отдельные газотрубопроводы диаметром 38—63 мм в зависимости от расхода газа. На ГРП устанавливают одну или несколько блочных ГРБ-14. Каждая рассчитана на подключение 14 скважин с суммарным расходом газа до 170 тыс. м³/сут при давлении до

4. МПа.

На каждой линии устанавливают игольчатый регулировочный вентиль (штуцер) и измерительную шайбу (диафрагму), обеспечивающую измерение давлений и расхода газа с помощью дифференциального самопишущего прибора. Иногда вместо штуцера используют регулятор давления «после себя», обеспечивающий постоянное давление в линии подачи газа на скважину.

При подаче газа из магистрального газопровода или газовых скважин распределение осуществляют аналогично.

Технология газлифта должна осуществляться по замкнутому газлифтному циклу. Газ при перемешивании с нефтью насыщается тяжелыми газообразными углеводородами и для повторного использования требует предварительной подготовки (отделения газоконденсата, осушки от влаги и удаления механических примесей (пыли)).

Подготовка газа на нефтяных промыслах не осуществляется, так как он поступает уже очищенным и осушенным.

Для предотвращения осложнений, связанных с образованием кристаллогидратов, в поток вводят ингибиторы гидратооб- разования (хлористый кальций, гликоли, метанол). Осуществляют также подогрев газа с помощью блочных передвижных подогревателей газа, которые устанавливают вдоль газопровода или перед ГРП. Подогреватели типа ППГ-1-64 обеспечивают нагрев газа в змеевиках за счет теплоизлучения от раскаленных панелей беспламенных газовых горелок и - конвективного подогрева до 95 °С при расходе 150 тыс. м³/сут и давлении до 20 МПа. Расход топливного газа при давлении 50— 70 кПа составляет 20—30 м³/ч.

Для удаления влаги и газоконденсата перед ГРБ устанавливают влагоотделители различных конструкций.

Для отделения механических примесей газ пропускают через фильтры-пылеуловители.

5. Исследование газлифтных скважин и установление режима их работы

Газлифтные скважины исследуют методом установившихся режимов.

Задачами исследования являются: а) установление зависимости притока жидкости от забойного давления, то есть Q(p₃);

б) получение зависимости Q(Vo зак) » в) выявление неполадок в работе газлифтных клапанов; г) изучение профиля притока флюидов в скважину.

Технология исследования

В практике исследования получил применение метод АзНИИ ДН. Сущность его состоит в том, что изменение дебита скважины Q достигается изменением расхода газа Vo зак-

Исследование начинают с максимальных расходов газа и продолжают до минимальных значений. Этим обеспечивается вероятность ввода газа через рабочий газлифтный клапан. Изменение расхода газа осуществляют либо на ГРБ, либо непосредственно на скважине. Изменение расхода газа вызывает неустановившиеся режимы течения в газопроводе, стволе скважины и выкидном трубопроводе, то есть от компрессорной станции до пункта сбора и подготовки нефти, а также в пласте (упругие процессы). Поэтому после изменения режима выжидают (обычно не менее 24 ч) его стабилизацию, в наступлении которой убеждаются путем неоднократных (три-четыре раза) измерений расхода газа, давлений на устье. Число режимов обычно принимают в пределах пяти. Исследование заканчивается, если достигнуто существенное изменение Q при росте и дальнейшем уменьшении с переходом через максимум.

На каждом установившемся режиме одновременно измеряют расход Vo зак и рабочее давление р_р закачиваемого газа, дебит жидкости Q и газа V_r (закачиваемого и притекающего), отбирают пробы жидкости для определения обводненности и концентрации песка в продукции.

Желательно с этим совмещать измерение забойного давления р₃, поинтервальные измерения давления в подъемнике р(г) и снятие профиля притока флюидов (глубинная дебитометрия, термометрия).

р Поинтервальные измере- Рм ния давления p(z) позволяют контролировать глубину ввода газа в НКТ, выявлять неполадки в работе газлифтных клапанов и негерметичности НКТ. Более точно это можно установить путем непрерывной записи температуры T(z) в подъемных трубах высокочувствительным электротермометром или проведением фонометрии. При колебаниях рабочего давления р_р любой пусковой газлифтный клапан может работать как рабочий. На кривых Т (z) в местах притока газа наблюдается излом вследствие охлаждения при дросселировании газа. Фонометр (шумопеленгатор) представляет собой микрофон, спускаемый в скважину на кабеле. На глубине работающего клапана он непосредственно отмечает появление интенсивного шума.

О

^vo опт o max ’о зак

По результатам исследования строят следующие графические зависимости: индикаторные линии Q(Ap) или Q(p₃); кривую ЛИфтИрОВаНИЯ Q(VoaaK).

Методы обработки индикаторной линии рассмотрены раньше (см. гл. 6).

Кривая Q (Vo зак) напоминает по характеру кривую лифтирования, однако она снята при переменных давлениях pi и р₂ (рис. 10.9). Строят также зависимости Ro зак (Vo зак ), Pp(Vo зак) и p₃(Vо зак). Точка В соответствует оптимальному режиму работы (<2опт; Vo опт) при минимальном удельном расходе газа Ro min, а точка С—максимальному режиму (Qmax, Vomax, минимум р_р и р₂). Точку В можно найти с помощью касательной (пунктирная линия). Дебит Q=0 при р₃=р_Пл, что можно оценить путем экстраполяции линии на рисунке.

Часто ограничиваются измерением Vo зак, р_Р и Q. Поэтому для построения индикаторной линии требуется расчет забойного давления р₃. По нисходящему потоку газа рассчитывают давление у башмака труб р\, а для перехода к забойному давлению р₃ необходимо учесть гидростатическое давление газоводонефтяной смеси в интервале между башмаком и забоем и потери давления на трение смеси. При расчете pi и р_р можно использовать формулу Адамова (см. гл. 13) или ограничиться барометрической формулой. Потери на трение газа в газлифтной скважине составляют 1—2% от р_р. Расчет движения газоводонефтяной смеси рассмотрен выше (см. раздел 9.1).

Установление технологического режима работы

По результатам исследования определяют параметры пласта и устанавливают рациональный технологический режим работы скважины, соответствующий требованиям разработки залежи (см. раздел 9.5). Критерием рациональности может также служить минимум Ro зак или максимум Q. Обычно область рациональных режимов лежит между R₀ min И Qmax- При этом необходимо также учитывать рабочее давление газа Рр, ресурсы газа и коэффициент полезного действия газлифта. Может ставиться задача получения максимального ^v количества жидкости (нефти) при заданном суммарном расходе газа, то есть при' минимальном удельном расходе газа в среднем по всем скважинам.

6. Неполадки при эксплуатации газлифтных скважин

Нормальная работа газлифтных скважин может нарушаться отложениями парафина, солей, образованием песчаных пробок и металлических сальников.

Борьба с отложениями парафина и солей ведется так же, как и при фонтанной эксплуатации (см. раздел 9.6). При газлифтной эксплуатации в поток закачиваемого газа можно вводить ингибиторы отложения парафина и солей.

Борьба с образованием песчаных пробок

Причины поступления песка из пласта в скважину и влияние песчаной пробки на дебит рассмотрены в разделе 5.1. Можно выделить две группы методов борьбы с песком при фонтанной и газлифтной эксплуатации: предупреждение и регулирование поступления песка из пласта в скважину; вынос песка на поверхность. Предупреждение поступления песка в скважину предусматривает применение различного рода фильтров и крепление призабойной зоны (см. раздел 5.1). Регулирование поступления песка сводится к ограничению дебита скважины до значения, при котором поступление песка резко уменьшается или вообще прекращается.

Для выноса песка необходимо, чтобы скорость движения жидкости в 2—2,5 раза превышала скорость свободного осаждения наиболее крупной песчинки. Для создания такой скорости необходимо подъемные трубы спускать до нижних отверстий фильтра, а газ вводить через рабочий газлифтный клапан.

Методы ликвидации образовавшихся песчаных пробок рассмотрены в гл. 16.

Борьба с образованием металлических сальников

На промыслах Азербайджана применяли воздух для подъема нефти (эрлифт). Воздух насыщен влагой и содержит мелкую пыль. Влага вызывает коррозию металла. Заметная коррозия отмечается при 70—80%-ной влажности воздуха и повышенном давлении. Пыль и продукты коррозии металла засоряют линию газоподачи, образуя сальники (пробки). На бакинских промыслах сальники состояли из оксида железа (до 95%), известковой пыли и песка.

Образование сальников предотвращалось путем уменьшения коррозии (покрытия внутренней поверхности труб лаком, стеклом; осушки воздуха), а также подачи в поток воздуха с помощью дозировочных насосов поверхностно-активных веществ.

7. Внутрискважинный газлифт

Внутрискважинный бескомпрессорный газлифт можно осуществлять в том случае, если газовый пласт залегает выше или ниже нефтяного и обладает достаточной энергией (давлением и запасами газа) для устойчивой и продолжительной работы. Оба пласта перфорацией сообщаются со скважиной.

Возможны различные технологические схемы (рис. 10.10) ввода газа в зависимости от расположения пластов и пластового давления в них.

По схеме рис. 10.10, а газовый пласт залегает над нефтяным. В скважину спускается один ряд НКТ с двумя гидравлическими пакерами: нижний 10 разобщает газовый и нефтяной пласты; верхний 5 отделяет затрубное пространство от высокого давления газового пласта. Между пакерами имеется газ- лифтная камера 6 с газлифтным клапаном 7 или штуцерным устройством для регулирования расхода вводимого газа.

Дополнительно в схему введены следующие узлы:

обратный клапан И для опрессовки НКТ и пакеров, посадки верхнего и нижнего гидравлических пакеров созданием избыточного давления в НКТ (это башмачный срезной или съемный клапан, который спускается и поднимается на проволоке канатным методом);

циркуляционные клапаны: верхний 4 для освоения, глушения скважины и обеспечения эксплуатации одновременно по НКТ и затрубному пространству при необходимости получения высоких отборов; нижний 9 для промывки возможных отложений песка и грязи перед подъемом нижнего пакера из скважины;

телескопическое устройство 8, обеспечивающее поочередной срыв пакеров перед подъемом из скважины.

Рис. 10.10. Технологические схемы виутрискважинного газлифта:

1 — нефтяной пласт; 2 — газовые пласт; 3 — насосно-компрессорвые трубы; 4 — верхний циркуляционный клапан; 5 — верхний гидравлический пакер; 6 — скважинная газлифтная камера; 7 — газлифтный клапан; 8 — телескопическое устройтво; 9 — нижний циркуляционный клапан; 10 — нижний гидравлический пакер; И — обратный клапан; 12 — верхний гидромеханический пакер; 13 — узел перекрестного течения; 14 — штуцер; 15 — колонна труб; 16 — нижний гидромеханический пакер; 17 — пакер

Подготовительные работы проводятся в такой последовательности: спуск оборудования, установка обратного клапана, создание в НК.Т избыточного давления (24 МПа) для посадки пакеров, создание в затрубном пространстве избыточного давления (10—12 МПа) для проверки герметичности верхнего клапана, извлечение обратного клапана, открытие верхнего циркуляционного клапана для освоения, замена канатным методом глухой пробки на газлифтный клапан, пуск скважины в эксплуатацию.

При работе газ поступает через газлифтный клапан в НКТ и дальше по НКТ поднимается газонефтяная смесь. Подбором сменного штуцера осуществляется настройка клапана, что обеспечивает подачу заданного расхода газа при необходимом давлении. Для исследования газового пласта в ниппель нижнего циркуляционного клапана устанавливается глухая пробка, перекрывающая канал поступления нефти.

При необходимости одновременно-раздельного отбора части газа (рис. 10.10,6) в отличие от предыдущей схемы устанавливают узел перекрестного течения 13 со съемным штуцером 14 или газлифтным клапаном. Часть газа через штуцер подается в затрубное пространство для подъема нефти, а часть его поднимается на поверхность по колонне КНТ. Для изменения глубины ввода газа к посадочному ниппелю узла перекрестного течения подвешивается колонна труб 15 соответствующей длины, обеспечивающая ввод газа на необходимой глубине. Если необходимость в добыче газа отпала, то устанавливают глухую пробку, открывают циркуляционный клапан и нефть поднимается по затрубному пространству и НКТ.

В более простых конструкциях (рис. 10.10,6,2,5) регулированием противодавления газа у устья и настройкой клапана обеспечивается подача газа заданного расхода при необходимом давлении. Имеется также ряд других конструкций внутри- скважинного газлифта.

В настоящее время выпускаются комплектные установки для внутрискважинного газлифта типа УВЛ и УВЛГ, где буква Г указывает на возможность одновременно-раздельной добычи газа из газового пласта в той же скважине.

Внутрискважинный и в целом бескомпрессорный газлифт нашел широкое применение на месторождениях Западной Сибири, где газовые пласты залегают над нефтяными. Газ из газовых скважин подается непосредственно в нефтяные скважины того же отдельного куста (автономный бескомпрессорный газлифт). Для повышения надежности используется не менее двух газовых скважин.

Более эффективно применение внутрискважинного газлифта с отбором части газа. В таком случае при совместном отборе нефти и газа газ нагревается нефтью и без подготовки поступает в нефтяные скважины того же куста. Наиболее высокую температуру имеет газ, направляемый по внутреннему каналу. Отбор газа увеличивается на 10—15%.

Особенность проектирования внутрискважинного газлифта заключается в том, что необходимо увязать совместную работу нефтяного и газового пластов.

8. Периодическая эксплуатация газлифтных скважин

Если при разработке залежи снижается пластовое давление р_пл, то для поддержания добычи на достигнутом уровне и повышения эффективности работы газлифта приходится уменьшать забойное давление р₃ и доспускать подъемные трубы до забоя. Работа газлифта наиболее эффективна при относительном погружении е=0,6, а по мере уменьшения е (соответственно уменьшения р₃ или тоже pi) удельный расход закачиваемого газа Ro зак существенно возрастает и при е-»-0 стремится к бесконечности. Поэтому при малых давлениях у башмака НКТ pi газлифтная эксплуатация становится энергетически и экономически невыгодной. В таких условиях необходим перевод работы скважины на насосный способ эксплуатации или при развитом газлифтном хозяйстве, особенно при наличии большого пластового газового фактора, может быть целесообразен переход с непрерывного газлифта на периодический. И. Г. Белов рекомендует осуществлять перевод с непрерывного газлифта на периодический при общем удельном расходе газа не менее 200 м³/м³ на 1000 м глубины спуска 73-мм подъемных труб и дебите менее 50 т/сут. Выбор способа эксплуатации или перевод с одного способа на другой следует обосновывать технико-экономическими расчетами.

Известно несколько разновидностей периодического газлифта. Принципиально их можно разделить на две группы по наличию камеры замещения.

Периодический газлифт без камеры замещения

Самая простейшая разновидность периодического газлифта без камеры замещения — так называемый перемежающийся (сменяющийся с чередованием) газлифт. Он по существу является установкой обычного непрерывного газлифта (см. рис.

1. в), но отличается наличием на линии газоподачи автомата, с помощью.которого осуществляется периодическая подача газа в затрубное пространство. Перемежающийся газлифт работает периодически на режиме повторных пусков.

Характер изменения забойного давления р₃ при работе этого газлифта показан на рис. 10.11. Продолжительность цикла t_n можно разделить на периоды накопления (/„), продавки (Л,), выброса жидкости и разрядки давления в скважине (t_B). Изменение р₃ имеет большую амплитуду, что при многократном повторении циклов может привести к разрушению призабойной зоны. Если р₃>р'пл, то происходит поглощение части жидкости пластом. Поглощения не будет при высоком пластовом давлении (р"пл) или практически при малых коэффициентах продуктивности. Вследствие разрядки давления в трубах и затрубном пространстве скважины отмечается большой расход газа. Поэтому перемежающийся газлифт в настоящее время на практике почти не встречается.

Из анализа работы перемежающегося лифта следует, что эффективность работы периодического газлифта без камеры замещения может быть повышена посредством установки пакера 6 (рис. 10.12,а) для отделения затрубного пространства от забоя, использования рабочего газлифтного клапана 5 для ввода газа из затрубного пространства в подъемные трубы и .посредством установки обратного клапана 7 на конце НКТ для предотвращения передачи давления смеси на забой. В результате в затрубном пространстве отсекается газ при достаточно высоком давлении, отсутствует поглощение жидкости пластом и уменьшается амплитуда изменения р₃-

Если при эксплуатации забойное давление нельзя уже снизить ниже рзо (см. рис. 10.11), то дебит скважины при периодическом газлифте всегда меньше, чем при непрерывном, так как вследствие изменения во времени забойного давления среднее забойное давление рз за цикл больше постоянного забойного давления р₃ о при непрерывной эксплуатации. Чем короче продолжительность цикла, то есть больше частота

Рис. 10.11. Изменение забойного давления во времени за период одного цикла при работе перемежающегося газлифта:

1. — накопление жидкости; 2 — продавка; 3 — выброс жидкости и разрядка давления газа в скважине

Рис. 10.12. Схемы периодического газлифта:

1. регулятор циклов; 2 — автомат газоподачи; 3 — насосно-компрессорные трубы; 4 — скважинная газлифтная камера; 5 —рабочий газлифтный клапан; 6 — пакер; 7 —обратный клапан; 8 — камера замещения; 9 — разрядный клапан; /0 —верхний амортизатор; 11— выкидной клапан; /2 —поршень (плунжер); /5-» нижний амортизатор

циклов, тем больше р₃ приближается к р₃ о, тем меньше поте^ ря в добыче нефти. Сопоставив экономию от уменьшения удельного расхода газа, энергии и других затрат со стоимостью потерянной нефти, можно оптимизировать работу периодического газлифта, установить продолжительность периода накопления, частоту циклов.

Периодический газлифт с камерой замещения

Более эффективен в этом плане периодический газлифт с камерой замещения. Его еще называют насосом замещения,, лифтом замещения или камерным газлифтом, в котором накопившаяся жидкость замещается газом. Лифтом замещения

можно эксплуатировать скважины при очень низких забойных давлениях (до 0,1 МПа), независимо от значения коэффициента продуктивности. Выделяют двухрядные и однорядные лифты замещения (рис. 10.12,б, б). Чем больше объем камеры замещения на единицу длины, тем выше эффективность работы лифта.

Двухрядный лифт замещения (см. рис. 10.12,6) предусматривает оборудование скважины двумя рядами труб 3: наружным для закачки газа и внутренним для подъема жидкости. На конце наружного ряда труб 3 устанавливается камера замещения 8 из труб максимально возможного диаметра, снабженная обратным, клапаном 7. Отсечка газа может осуществляться на устье с помощью автомата 2 или на забое с помощью специального устройства. Открытие отсекающего устройства обеспечивалось грузовой штангой, спускаемой на проволоке, или приподъемом лифтовых труб, снабженных посадочным конусом, с седла, установленного на верхней части камеры. Для подъема труб использовался установленный на устье большой пневмомасляный цилиндр с поршнем. Из-за высокой металлоемкости, а также сложности отсечки газа на забое двухрядный лифт замещения почти полностью заменен более удобным и дешевым однорядным.

В настоящее время для периодического газлифта выпускаются однорядные установки типа ЛП (см. рис. 10.12,в). Установка включает фонтанную арматуру и регулятор цикла времени 1, НКТ 3 с пакером 6, скважинную камеру типа КН с газоотводным устройством, съемный газлифтный клапан 5, камеру замещения 8, разрядный 9 и приемный 7 клапаны. При работе регулятор цикла времени 1 периодически открывает закачиваемому газу доступ в затрубное пространство, открывается газлифтный клапан 5, газ поступает через отверстия газлифтного клапана и газоотводное устройство во внутреннюю полость камеры замещения 8 и вытесняет накопившуюся в камере жидкость на поверхность. Затем происходит разрядка подъемных труб от давления закачиваемого газа. Разрядка кольцевого пространства камеры замещения от остатков газа осуществляется с помощью разрядного клапана 9. В момент начала разрядки скважины регулятор цикла времени 1 срабатывает и автомат газоподачи 2 перекрывает доступ закачиваемому газу в скважину. В процессе разрядки, по мере снижения давления внутри камеры замещения 8, открывается приемный клапан 7 и камера снова наполняется новой порцией жидкости. Дальше цикл повторяется. Таким образом работа газлифтного клапана 5 управляется устьевым клапаном — регулятором давления, а он — регулятором цикла времени, настройкой которого оптимизируется работа скважины по максимуму дебита, минимуму удельного расхода газа.

Плунжерный и гидропакерный лифты,

К периодической газлифтной эксплуатации относят также плунжерный и гидропакерный лифты, которые работают без подачи газа в скважину. Их работа основана на использовании только пластового газа, притекающего вместе с нефтью, поэтому возможна, как правило, в случае разработки залежи при режиме растворенного газа. Плунжерный и гидропакерный лифты следует рассматривать как переходящие к механизированным (газлифтному или насосным) способам эксплуатации, когда внедрение последних запаздывает или газ срывает работу насосов. Наиболее подходящими для их применения являются скважины: а) слабо фонтанирующие с малым устьевым давлением; б) периодически фонтанирующие; в) недавно прекратившие фонтанирование, то есть скважины с удельным расходом пластового газа, достаточным для проявления неустойчивого фонтанирования.

Установка плунжерного лифта состоит из одноразмерной колонны подъемных труб с нижним пружинным амортизатором, устъевой арматуры с верхним пружинным амортизатором и плунжера, который имеет клапан, закрывающийся снизу вверх. Выкид скважины постоянно открыт в сборную линию. Работа без плунжера или замена плунжера поршнем невозможны. Плунжер представлен пустотелым цилиндром длиною •0,5—0,6 м и массой около 6 кг. На внешней поверхности нарезаны кольцевые канавки в качестве лабиринтного гидравлического уплотнения. Зазор между плунжером и внутренней стенкой НКТ составляет 1,5—2 мм. Поэтому перед спуском НКТ тщательно шаблонируют гладкими цилиндрическими шаблонами, диаметр которых примерно на 2 мм меньше диаметра НКТ. Для регулирования движения плунжера в НКТ на устье можно установить регуляторы (типа соленоидов), задерживающие плунжер на некоторое время (регулирование цикла). Существует множество различных конструкций плунжеров (с расширяющимся уплотнением и др.)-

Плунжер выполняет роль подвижной перегородки между жидкостью и газом и тем самым уменьшает проскальзывание газа относительно жидкости. Поэтому его можно применять при всех рассмотренных выше способах периодического газлифта.

Плунжер при открытом клапане падает в НКТ под действием собственного веса. Шток клапана плунжера, ударяясь о нижний амортизатор, закрывает клапан, сопротивление плунжера обтекающему газожидкостному потоку резко увеличивается. Потоком газа из затрубного пространства плунжер выталкивается вверх вместе со столбом жидкости над ним. После выброса жидкости давление под плунжером уменьшается и за счет большего давления над плунжером открывается кла- пан. Регулирующее устройство задерживает плунжер. Затем цикл повторяется.

Плунжерный лифт может работать также с периодической подкачкой газа в затрубное пространство. Для этого на линии газоподачи устанавливают клапан-отсекатель, действующий от давления на буфере или связанный с часовым механизмом.

Вследствие большой трудоемкости работ по подготовке НКТ, технологических трудностей регулирования режима работы скважины и Частых неполадок плунжерный лифт не нашел применения.

Отличительной особенностью гидропакерного лифта (лифта со свободным поршнем или с гидропакерным автоматическим поршнем) является то, что выкид скважины перекрыт (рис.

12. г) и плунжер при желании может быть заменен поршнем 12 (без клапана). Поскольку гидравлического уплотнения поршня не существует, то способ эксплуатации называют также периодическим газлифтом с перекрытым выкидом.

Установка может работать и без поршня (плунжера). На выкидной линии устанавливают выкидной клапан 11 с мембранно-исполнительным механизмом. Управление работой установки осуществляется автоматами-регуляторами цикла 1, открывающими и закрывающими выкидной клапан либо по заданным затрубным давлениям, либо по заданным интервалам времени, либо по комбинированному использованию давления и времени.

Работа установки при использовании поршня и регулятора циклов, действующего от затрубного давления, заключается в следующем. После перекрытия выкидного клапана поток газа в подъемных трубах практически прекращается и поршень падает на нижний амортизатор 13. Поступающий из пласта газ в основном идет в затрубное пространство, а жидкость — в подъемные трубы 3, увеличивая столб уже имеющейся в них жидкости. Если давление газа в затрубном пространстве достигнет заданного значения, автомат 1 открывает выкидной клапан И. Газ из НКТ быстро сбрасывается в сборную систему. Газ из затрубного пространства поднимает поршень 12 со столбом жидкости над ним до устья. При подъеме поршня к устью автомат закрывает выкидной клапан и выброс прекращается. Цикл снова повторяется.

Для успешной работы установки пластовое давление должно быть больше 3 МПа. Перед выбросом жидкости в групповую установку поступает мощный поток газа при высоком буферном давлении, что может нарушить работу замерных установок.

Известны также другие разновидности периодического газлифта, сочетающие в различной комбинации отличительные

элементы (перекрытие выкида, использование автомата газо- лодачи, поршня или плунжера).

В настоящее время работают только единичные установки периодического газлифта.

8. Обслуживание и автоматизация газлифтных скважин

В процессе эксплуатации газлифтных скважин оператор по добыче нефти контролирует их работу, регулирует дебит и расход газа в соответствии с установленным режимом. Контроль осуществляется путем визуального наблюдения за давлениями, измерением дебита и расхода газа. Одновременно ведется наблюдение за исправностью устьевого оборудования, измерительных приборов, средств автоматики. По мере обнаружения устраняются замеченные неполадки — пропуски в соединениях и т. п.

В процессе эксплуатации важно поддерживать постоянными во времени технологические параметры работы скважины и установить причины нарушения режима работы. Выдержать постоянными во времени заданные технологические параметры можно только путем использования средств автоматизации (регуляторов расхода, давления, цикла времени, автоматов- отсекателей потока, автоматов подачи газа, соленоидных автоматов и других).

В настоящее время разработаны и изготовлены комплексные автоматизированные компрессорные станции с высокой мощностью агрегатов.

Автоматизация газлифтных скважин предусматривает регулирование подачи в скважину газа по определенной программе в зависимости от изменения давления в скважине.

Периодическая работа скважин осуществляется подачей газа в них по программе, установленной для каждой скважины. Прекращение подачи газа осуществляется с помощью сигнала от электроконтактного манометра с установкой на определенное давление. Через заданное время программное реле времени подает сигнал на электропневматический клапан, управляющий пусковым клапаном, установленным на газоподводящей линии. После окончания выброса жидкости, когда давление газа начнет уменьшаться, электроконтактный манометр подает сигнал на электропневматический клапан и подача газа прекращается. Этим же сигналом включается программное реле времени.

8. Техника безопасности, противопожарные мероприятия и охрана окружающей среды при газлифтной эксплуатации скважин

Газлифтная скважина, как показано выше, оборудуется спрессованной фонтанной арматурой. Нефте- и газопроводы должны прокладываться из стальных бесшовных труб, соединенных сваркой. Их отогрев должен осуществляться только паром или горячей водой. Смонтированные трубопроводы подвергаются гидравлической опрессовке на полуторакратное рабочее давление.

При газлифтной эксплуатации серьезное внимание уделяет- тя обеспечению безопасного обслуживания газораспределительных будок и компрессорных установок.

Основная опасность в газораспределительных будках заключается в возможности скопления внутри них нефтяного газа. Для устранения этой опасности необходимо поддерживать герметичность оборудования и вентиляцию помещения. Следует использовать осветительные и другие электрические приборы только во взрывозащищенном исполнении. Чтобы исключить замерзание конденсата в батареях, необходимо на зиму утеплять будки. Для продувки газопровода устанавливают свечи на удалении от будки не ближе 10 м. На распределительных линиях, кроме рассмотренного выше оборудования, устанавливают в пониженных точках влагоотделители (конденсационные горшки).

Компрессоры должны быть оборудованы манометрами, обратными и предохранительными клапанами, автоматическими отключающими устройствами и сигнализацией.

При обслуживании оборудования бескомпрессорной газлифтной установки (арматура газовой и газлифтной скважин, сепараторы, печи, метанольные установки, трубопроводы и т. д.) опасные моменты обусловлены высоким давлением газа, вредными свойствами метанола, образованием газогидра- тов, осаждением их в трубопроводах, а также нахождением участка трубопровода под воздействием высокой температуры при подогреве в печи.

Беспламенный подогреватель газа должен иметь систему автоматизации и сигнализации. При обслуживании беспламенных печей могут возникнуть опасности, связанные с образованием взрывоопасной газовоздушной смеси в камере печи, разрывом подогреваемого участка газопровода и разрывом топливного газопровода вследствие гидратообразования. Для предотвращения взрыва печь перед зажиганием горелок должна быть проветрена. Должны постоянно гореть запальники. Следует периодически проверять состояние змеевиков.

Контрольные вопросы

1. Запишите условие работы газлифтного подъемника.

2. Охарактеризуйте основные элементы компрессорной газлифтной системы. Чему равен коэффициент полезного действия?

3. Когда целесообразно применять газлифтную эксплуатацию скважин?

4. Как рассчитывают размещение пусковых клапанов?

5. Как осуществляют пуск газлифтной скважины в эксплуатацию с использованием пусковых клапанов?

6. Последовательность расчета газлифтного подъемника.

7. В чем состоит особенность исследования газлифтных скважин?

8. Как осуществляют периодическую эксплуатацию газлифтных скважин?

9. Как работают установки плунжерного и гидропакерного лифтов?

10. Какие меры предотвращения опасностей предпринимают при газлифтной эксплуатации скважин?

Глава 11

ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН ШТАНГОВЫМИ НАСОСАМИ

Прекращение или отсутствие фонтанирования скважин вынуждало искать другие способы подъема нефти на поверхность. Вначале это были тартальные способы, при которых жидкость поднималась чисто механическими устройствами: колодезная добыча, тартание желонкой, поршневание. В 1897 г. впервые был применен эрлифт. Однако он не смог конкурировать с штанговыми скважинными насосами, которыми по настоящее время оборудовано около 50% всего фонда скважин.

1. Схема штанговой скважинной насосной установки и основное оборудование

Отличительная особенность штанговой скважинной насосной установки (ШСНУ) состоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг (рис. 11.1).

ШСНУ включает оборудование: а) наземное — станок-ка

чалку (СК), оборудование устья; б) подземное — насоснокомпрессорные трубы (НКТ), насосные штанги (НШ), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.

Основными элементами СК являются стойка 17 с балансиром 16, два кривошипа 21 с двумя шатунами 19, редуктор 22, клиноременная передача 24, электродвигатель 25 и блок управления 28, который подключается к промысловой линии силовой электропередачи.

Рис. 11.1. Схема штанговой скважинно-насосной установки:

/ — эксплуатационная колонна; 2 — всасывающий клапан; 3 — цилиндр насоса; 4 — плунжер; 5 — нагнетательный клапан; 6 — насосно-компрессорные трубы; 7 — насосные штанги; 8 — крестовина; 9 — устьевой патрубок; 10— обратный клапан для перепуска газа;

11. тройник; 12 — устьевой сальник; 13 — устьевой шток; 14 — канатная подвеска; 15 — головка балансира; 16 — балансир; 17 — стойка; 18 — балансирный груз; 19 — шатун; 20 — кривошипный груз; 21 — кривошип; 22 — редуктор; 23 — ведомый шкив; 24 — клиноременная передача; 25 — электродвигатель на поворотной салазке; 26 — ведущий шкив; 27 — рама; 28 — блок управления А

ШСН состоит из цилиндра 3, плунжера 4, всасывающего 2 и нагнетательного 5 клапанов. Цилиндр ШСН крепится к НКТ 6. На нижнем конце цилиндра установлен неподвижный всасывающий клапан, открывающийся при ходе плунжера вверх. Плунжер пустотелый (со сквозным каналом) имеет нагнетательный шариковый клапан, открывающийся при ходе плунжера вниз.

Электродвигатель 25 через клиноременную передачу 24 и редуктор 22 придает двум массивным кривошипам 21, расположенным с двух сторон редуктора, круговое движение. Кривошипно-шатунный механизм в целом превращает круговое движение в возвратно-поступательное движение балансира 16, который качается на опорной оси, укрепленной на стойке 17. Балансир сообщает возвратно-поступательное движение штангам 7 и через них плунжеру 4 ШСН.

При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан под действием жидкости закрывается и вся жидкость, находящаяся над плунжером, поднимается вверх на высоту, равную длине хода плунжера. В это время скважинная жидкость через всасывающий клапан заполняет цилиндр насоса.

При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, жидкость под плунжером сжимается, и открывается нагнетательный клапан. В цилиндр погружаются штанги, связанные с плунжером. Таким образом, ШСН — поршневой насос одинарного действия, а в целом комплекс из насоса и штанг — двойного действия.

Жидкость из НКТ вытесняется через тройник 11 в нефтесборный трубопровод.

2. Подача штанговой скважинной насосной установки и влияющие на нее факторы

Откачка жидкости осуществляется плунжерным (поршневым) насосом. Плунжер совершает возвратно-поступательное движение в цилиндре насоса.

Подача установки

Поскольку при ходе плунжера вниз штанги входят во внутрь цилиндра насоса (см. рис. 11.1), то из цилиндра при этом вытесняется объем жидкости

Vx=Us, (11.1)

а при ходе плунжера вверх — объем

V₂=(F-f_m)s, (11.2)

где /_ш — площадь поперечного сечения штанг; F — площадь поперечного сечения плунжера (цилиндра) насоса; s — длина хода устьевого (полированного) штока, принимаемая равной длине хода плунжера

За полный (двойной) ход (вверх и вниз) устьевого штока подача насоса

Qдв х = Vv+ v₂=f_ms+ (F - f _m) s=Fs. (11.3)

При числе n ходов (качаний головки балансира) в минуту минутная подача

Q_MHH = fsn. (11.4)

Умножая на число минут в сутках, получим теоретическую подачу насоса

Q_T = 1440Fsn (11.5)

Однако действительная (фактическая) подача Q насоса, измеренная на поверхности, как правило, меньше теоретической Q_T. Отношение действительной подачи к теоретической называют коэффициентом подачи штангового насоса

a_a = Q/Q_r, (11.6)

тогда действительная подача штангового насоса

Q = 1440 Fsnan. (11.7)

Коэффициент подачи а_п может изменяться от 0 до 1.

В скважинах, в которых проявляется, так называемый, фонтанный эффект, то есть в частично фонтанирующих через насос скважинах, может быть а_п>1. Работа насоса считается нормальной, если а_п = 0,6—0,8.

Факторы, влияющие на подачу

На коэффициент подачи а„ и, как следствие, на подачу

установки Q влияет много факторов: деформация штанг и

труб, усадка жидкости, степень наполнения насоса жидкостью и утечки жидкости. Характеризуя влияние этих факторов соответствующими коэффициентами и учитывая независимость их совместного действия, записывают

СХп ” СХдО-усО-нСХут.

Длинные колонны штанг и труб при сообщении колонне штанг возвратно-поступательного движения в процессе работы установки ведут себя как упругие стержни. За счет упругих деформаций штанг и труб уменьшается длина хода плунжера s_пл по сравнению с длиной хода устьевого штока s, что непосредственно влияет на подачу. Тогда можно записать выражение коэффициента, характеризующего влияние деформаций штанг и труб

&R ⁼ Snn/S. (11.9)

Длина хода устьевого штока s задается при проектировании эксплуатации скважины ШСНУ. Для расчета длины хода плун- жера Эпл необходимо определить нагрузки, вызывающие деформации. Их определение будет рассмотрено в следующем разделе.

Цилиндр насоса заполняется жидкостью при температуре и давлении на приеме насоса (в скважине). На поверхности

жидкость дегазируется и охлаждается, ее объем уменьшается,

то есть происходит усадка жидкости. Коэффициент, учитывающий усадку жидкости,

0Сус= 1/6, (11.10)

где b — объемный коэффициент жидкости, равный отношению объемов (расходов) жидкости при условиях всасывания и поверхностных условиях.

Насос наполняется жидкостью и свободным газом. Влияние газа на наполнение и подачу насоса учитывают коэффициентом наполнения цилиндра насоса

(11.11)

где R' — газовое число (отношение расхода свободного газа к расходу жидкости при условиях всасывания); /С_ВР — коэффициент, характеризующий долю вредного пространства, то есть долю объема цилиндра под плунжером при его крайнем нижнем положении от объема цилиндра, описываемого плунжером, В процессе работы ШСНУ возможны утечки жидкости через зазор между цилиндром и плунжером насоса (плунжерная пара), в клапанах насоса вследствие их износа, коррозии в частично немгновенного закрытия и открытия клапана, а также через неплотности муфтовых соединений НКТ. Эти утечки учитывают коэффициентом утечек

где qут — расход утечек жидкости.

В отличие от рассмотренных выше факторов утечки жидкости являются переменными, возрастающими во времени, что приводит к уменьшению во времени коэффициента утечек и соответственно коэффициента подачи.

О

Уменьшение текущего коэффициента подачи насоса во времени можно описать уравнением параболы

Рис. 11.2. Изменение подачи штангового насоса Q_TeK (или текущего коэффициента подачи а_п тек— Qi-eK IQt во времени t

скважины и стоимости ремонта, А. Н. Адонин определил оптимальную продолжительность межремонтного периода

*моп, = 1Л,5Г(г_р + -§Н-), (11.14)

где В_Р — стоимость предупредительного (см. гл. 16) ремонта; В_э — затраты на скважино-сутки эксплуатации скважины, исключая В_р.

Тогда подставив t_MOm вместо t в формулу (11.13), определим оптимальный конечный коэффициент подачи перед предупредительным подземным ремонтом а_ПОпт. Если текущий коэффициент подачи а_Птек станет равным оптимальному а_ПОпт, то необходимо остановить скважину и приступить к ремонту (замене) насоса.

Тогда средний за межремонтный период коэффициент подачи составит

(11.15)

Анализ показывает, что при В_р/(В_ЭТ) <0,12 допустимая степень уменьшения подачи за межремонтный период составляет 15—20%, а при очень больших значениях В_р/(В_ЭТ) она приближается к 50%.

Таким образом, увеличения экономической эффективности эксплуатации насосных скважин можно достичь, в частности, повышением качества ремонта насосов, сокращением затрат на текущую эксплуатацию скважины и ремонт, а также своевременным установлением момента ремонта скважины. В последнем случае необходимо оперативно располагать текущими значениями дебита, что обеспечивается использованием средств, автоматизации измерения дебита.

2. Определение нагрузки на штанги и станок-качалку

Колонна насосных штанг работает в очень сложных условиях. На штанги действуют большие (до 150 кН), переменные, ассиметричные нагрузки. В верхней части штанг они носят пульсирующий характер, а в нижней — знакопеременный. Боковая поверхность штанг вследствие искривленности скважины трется о внутреннюю поверхность НКТ и изнашивается. Коррозионно-активная среда (минерализованная вода, H₂S, СО2) и абразивные примеси (песок) приводят к износу штанг, заклиниванию плунжера. Также возможно воздействие повышенной температуры, особенно при применении тепловых методов повышения нефтеотдачи.

В точке подвеса штанг действуют следующие нагрузки:

статические (или постоянные) р_ст;

переменные нагрузки — динамические (инерционные р_ин и вибрационные р_виб) и силы трения р_тР.

Совместное действие этих нагрузок обусловливает в точке подвеса штанг максимальные при ходе вверх (в) и минимальные при ходе вниз (н) нагрузки:

Ршах ⁼ Рст(в)-1-(рин(в)“1-рвиб(в)-ЬРтр(в)) ; (11.16)

ртт==Рст(н)— (рин(н)+рвиб(н)-|"Ртр(н)) • (11.17)

Статические нагрузки обусловлены весом штанг в жидкости р'_шт и весом поднимаемого столба жидкости р_ж. При ходе вверх статическая нагрузка

Рст(в) ⁼ Р ШТ”ЬРж. (11.18)

При ходе вниз нагнетательный клапан открывается, нагрузка р_ж снимается со штанг и передается на трубы, так как

связанный с ними всасывающий клапан закрыт. Тогда стати

ческая нагрузка на штанги при ходе вниз

Рст(н)⁼⁼Р шт. (11.19)

При работе ШСНУ штанги постоянно находятся в жидкости. На них действует выталкивающая архимедовая сила. Тогда вес штанг в жидкости

Р'шт = Р_Ш1—/ш (Рт — Ро)=Рш [* —^/ш рд~^Ро)] = АпАре. (11.20)

где р_Шт — вес штанг в воздухе; /_ш(р_т — Ро) —архимедовая сила; /_ш — площадь сечения штанг; р_т — давление жидкости в трубах над плунжером, действующее на нижний торец штанг (поскольку штанги конструктивно сочленены с плунжером с помощью клапанной клетки); р₀ — атмосферное давление, действующее на верхний торец штанг; Ь_ярх — коэффициент, учитывающий архимедовую силу или потерю веса штанг в жидкости (коэффициент плавучести штанг):

/ш (Рт Ро)

Ршт

ь_а рх = 1- • (И-²¹)

Давление в трубах р_т определяется суммой гидростатического давления столба жидкости в трубах pi, потерь давления

на трение жидкости в трубах, устьевого давления (на выкиде скважины) за вычетом давления разгрузки в результате газлифтного эффекта (выполнения подъемной работы энергией расширения выделяющегося из нефти газа). Поскольку гидростатическое давление столба жидкости pi значительно больше суммы всех остальных составляющих давления р_т, то пренебрегая также величиной р₀, обычно принимают

&_арх ~ 1 — -£sEl = 1 _ MlPf^g ₌ 1 P«l , (11.22)

Ршс Lpcgfm Рс

где р1 = £р_ж£; L — глубина спуска насоса (длина колонны штанг); р_ж — плотность жидкости; g — ускорение свободного падения; p_mT=Lp_cgfin', рс — плотность материала штанг (стали).

Нагрузка р_ж обусловлена разницей давления жидкости над и под плунжером насоса, то есть

рж ⁼ р(рт — Рве ц) > (11.23)

где давление под плунжером (всасывания цилиндра)

Рвсц ⁼ Рпр Аркл в. (11.24)

Здесь р_пр — давление на приеме насоса:

Рпр ⁼ ^Рзатр£^-1^-Р^,затр; (11.25)

h — глубина погружения насоса под динамический уровень; рзатр — средняя плотность жидкости в затрубном пространстве; р'затр — давление газа в затрубном пространстве на уров

не жидкости; Ар кл в — ПбрбПЭД ДЙВЛ6НИЯ ВО ВСЯСЫВйЮЩСМ KJI3* пане (местное сопротивление). Приближенно нагрузку р_ж можно определить так (p_Tc^pi; Ар_Клв^0; р'_3атр=0; рзат_Р = рж):

Рж^-F {Lp_xg — hp_xg) =F(L — К) р_ж g. (11.26)

Инерционные нагрузки обусловлены ускорением колонны штанг при изменении движения вверх и вниз (в нижней и верхней мертвых точках) и инерцией столба жидкости в момент

начала ее движения. Инерционная нагрузка равна произведе

нию массы на ускорение. Ускорение точки подвеса штанг определяют согласно теории кривошипно-шатунного механизма. Колонна штанг представляет собой упругий стержень. Импульс ■силы прикладывается к штангам в точке подвеса при переходе через мертвую точку. Вдоль колонны штанг он распространяется не мгновенно, а со скоростью звука в металле и_м, и достигает нижнего конца штанг с опозданием. Плунжер создает «мпульс силы на столб жидкости, находящейся над ним. В столбе жидкости этот импульс силы распространяется также как в упругой системе со скоростью звука в жидкости и». Поскольку Ом^5000 м/с, у_ж^1400 м/с (негазированная вода), то действие силы инерции жидкости очень запаздывает. Поэтому принимая, что масса штанг сосредоточена у головки балансира, завышают инерционные нагрузки. А не учитывая инерцию столба жидкости, занижают инерционные нагрузки. Предполагая, что эти две неточности компенсируют друг друга, записывают

Рин(в,н)⁼⁼ g ^Яв(н) ⁼ РшТ^Д) (11.27)

где т_д —фактор динамичности:

'“я=^=шг(^1±т)- <“-²⁸>

•я'в(н) — максимальное ускорение точки подвеса штанг в начале хода вверх (в) и вниз (н); г — длина кривошипа; / — длина шатуна.

Знак «—» принимается в верхней мертвой точке (при ходе вниз), а знак « + » — в нижней мертвой точке (при ходе вверх). Так как обычно т_д~0,05—0,12, то инерционная нагрузка на 5—12% больше веса штанг в воздухе.

Более точное выражение получил А. С. Вирновский:

7п_д = 0,5а|_(н)т* (а_в(н)-2-|^-) , (11.29)

где а_В(_Н), а_В(н> — кинематические коэффициенты станка-качалки; m_a=y<£>²s/g\ ^к^=,кш/Скш+Хт); Я_ш, Я_т —упругие деформации

штанг и труб, обусловленные нагрузкой р_ж; а — лп/30 — угловая скорость вращения кривошипа.

Вибрационные (колебательные) нагрузки вызваны тем, что колонна насосных штанг совершает вынужденные колебания, которые придает ей станок-качалка, а в штангах кроме этого возникают собственные колебания под действием ударного приложения на плунжер и снятия нагрузки р_ж. Инерционные и вибрационные нагрузки вызваны движением колонны штанг, поэтому их сумму называют динамическими нагрузками. Они возникают при больших числах качаний и большой глубине спуска насоса.

Силы трения состоят из сил: а) механического трения колонны штанг и труб Ртрм, особенно в наклонных и искривленных скважинах; б) трения плунжера о стенки цилиндра р_трпл; в) гидродинамического трения штанг в жидкости р_трг; г) гидравлического .сопротивления в нагнетательном клапане рклн; е) гидравлического сопротивления (трения) при движении жидкости в трубах р_трт. Эти силы незначительные по сравнению с весом штанг, поэтому при расчете нагрузок ими можно- пренебречь. В наклонно-пробуренных и искривленных скважинах (угол наклона превышает 5°) силы механического трения существенны и ими пренебрегать уже нельзя. При статической нагрузке более 50 кН эти силы уже больше 1 кН и могут достигать 10—15 кН.

Сила трения направлена вдоль поверхности соприкосновения в сторону, противоположную движению, и равна произведению коэффициента трения на силу нормального давления,, которая прижимает тело к опоре. Тогда с учетом действующей на штанги статической нагрузки при ходе вверх и вниз можно' записать:

ртр м(в) — Сш (р^/шт~\~рж) sin ССз, (11.30)

Ртр м(н) ⁼ P шт Sill ССз у

где а₃ — средний зенитный угол отклонения ствола скважиньь от вертикали (угол искривления скважины); с_ш — коэффициент трения штанг о трубы, принимаемый в зависимости от вязкости и обводненности нефти 0,1—0,7 (обычно с_ш = 0,15—0,25).

Так как статические и инерционные нагрузки — наиболее существенные, можем записать

Ртах “Рж^Ршт (^архЧ^-^д) ; (11.32)

Pmin ⁼ Ршт (^арх ^д) • (11.33)

Этими формулами можно пользоваться при статическом режиме работы установки (откачки жидкости), когда параметр динамического подобия (критерий Коши), представляющий собой отношение частоты вынужденных колебаний, вызванных станком-качалкой, к основной частоте собственных колебаний,

® wL _— ,. « о / v

= — ^ ⁽Р^КР’ (11.34)

где ф_Кр = 0,2—0,12 — критическое значение параметра, которое принимается в зависимости от диаметра насоса.

При фд>ф_кр режимы работы называют динамическими, при которых усиливаются колебательные процессы в штангах. В данном случае следует пользоваться более точными формулами А. С. Вирновского, А. Н. Адонина и другими, которые опубликованы в специальной литературе.

В колонне штанг при параметре ср_д = 0,785 возникает резонанс (резкий рост динамических нагрузок). В соответствии с формулой (11.34) ему соответствует критическое число качаний

Л 7Я^ nn_KpL

’ »м ~ 30-5000

или

«к_Р = 37 500/L. (11.35)

Во избежание увеличения динамических нагрузок рекомендуется принимать число качаний на 1,5—2 меньше критического, то есть

я<37 500/L — 1,5. (11.36)

Действительная длина хода плунжера

Нагрузки, действующие на штанги и трубы, вызывают их деформации. Попеременно действующие нагрузки приводят к изменению длины хода плунжера s™ по сравнению с длиной хода устьевого штока s.

Гидростатическая нагрузка р_ж попеременно действует то на штанги, то на трубы, вызывая их упругие деформации в соответствии с законом Гука

Яш=Рж£/(£_У/ш); (11.37)

Ат=p_xL/(E_yf_T), (11.38)

где Еу — модуль упругости (Юнга); /_т — площадь сечения металла труб.

В результате действия нагрузки р_ж перемещение плунжера вверх относительно цилиндра насоса начнется только после того, как точка подвеса штанг своим перемещением вверх скомпенсирует деформацию (удлинение) штанг и деформацию (укорочение) труб. Естественно, на длину общей деформации

X _{= K+K=}PgL(j-₊j-) (11.39)

уменьшается длина хода плунжера

5пл⁼ S ■ %. (11.40)

Штанги испытывают еще постоянную нагрузку от собственного веса, которая с глубиной уменьшается до нуля. Поэтому с целью уменьшения нагрузки на головку балансира, исходя из принципа равнопрочности колонны штанг, колонну штанг делают ступенчатой, состоящей из участков штанг с уменьшающимся книзу диаметром. Тогда, например, для трехступенчатой колонны

Я = 1-Ь—|—р—I—р-Ч—г-)> (И.41)

• ^Лу V /Ш1 /Ш2 /ШЗ /т '

где fmi, U — площадь сечения и длина i-й ступени штанг.

Для устранения деформаций труб (Я_т = 0) можно колонну подъемных труб заякорить у насоса (закрепить в эксплуатационной колонне). От этого длина хода плунжера 5_ПЛ увеличится.

Инерционные нагрузки в начале хода плунжера вверх увеличивают деформацию штанг, однако в конце хода плунжера вверх низ штанг и плунжер по инерции проходят дополнительное расстояние As_b так как инерционные силы уменьшают общую нагрузку на штанги. Аналогично в конце хода плунжера вниз низ штанг и плунжер по инерции проходят дополнительное расстояние As2, так как инерционные силы увеличивают общую нагрузку на штанги. Поскольку инерционная сила как массовая сила является распределенной вдоль колонны штанг, то ее заменяем силой, сосредоточенной и приложенной к центру штанг, который лежит на середине длины колонны. Тогда по закону Гука

AS, = p„_H(_B)L/ (2E_yf_m); (11.42)

As₂ = Phh (H)L/(2E_yf_ul). (11.43)

Общее удлинение хода плунжера

^sim ~ ASj -f- AS₂ — 2Eyf_m ^^пн Pim (н)) ~

• ¹ „ ^sni (j , ^r | i ^r ) — ^1ршт ^sn* (1144)

• 2E_yf_m ^PmT 1789 \ ^ I ^ I }~ Eyfjjj 1789

или при Pun = Lp_cgfm, £'y = 2,06-10¹⁰ Н/м², p_c = 7800 кг/м³

s„„ = 2,076-10~¹⁰ L²n²s. (11.45)

Таким образом, действительная длина хода плунжера с учетом также инерционных нагрузок

S_M = S — X+s„„ = s — Я+2,076-10-¹⁰ L²n²s (11.46)

или

5ял = sK_x — 'A, (11.47)

где К_х — фактор выигрыша хода,

^_х= 1+2,076- 10~¹⁰L²n². (11.48)

Для обычных режимов работы установки фактор выигрыша

хода на 1,5—2% больше единицы.

Для расчета фактора выигрыша хода Кх или длины хода плунжера s_nn при динамических режимах предложено несколько формул. Наиболее простой из них и достаточно точной является формула Л. С. Лейбензона:

■ X. (11.49)

COS фд

Силы трения также влияют на длину хода плунжера, однако их влиянием обычно пренебрегают. Отметим только, что при ходе штанг вниз на плунжер действует сосредоточенная осевая сила сжатия р_сж, которая равна сумме силы трения плунжера при ходе вниз р_тРпл и силы сопротивления в нагнетательном клапане р_{кл н}- Эта сила направлена вверх, вызывает сжатие и продольный изгиб нижней части колонны штанг, а также растяжение труб. В результате полезная длина хода плунжера s_nn за счет этих деформаций уменьшается. Для предупреждения сжатия и продольного изгиба нижней части колонны штанг применяют нижние штанги большего диаметра (утяжеленный низ). Вес утяжеленного низа принимают равным силе сжатия Рсж-

2. Станки-качалки, насосы, насосные штанги и оборудование устья насосных скважин

Станки-качалки

Станки-качалки — индивидуальный механический привод I1ICH. в настоящее время на промыслах используются станки- качалки по ГОСТ 5866—76. В шифре станка-качалки типа СК второй модификации по ГОСТ 5866—76, например СК5-3-2500, указано: 5 — наибольшая допускаемая нагрузка р_тах на головку балансира в точке подвеса штанг в тоннах (1 т= 10 кН); 3 — наибольшая длина хода s устьевого штока в м; 2500 — наибольший допускаемый крутящий момент М_кртах на ведомом валу редуктора в кгс-м (1 кгс-м=10~² кН-м). Дополнительно СК характеризуют числом п качаний балансира (двойных ходов) в мин, которое изменяется от 5 до 15 мин^-1. Серийным производством освоено пока шесть типоразмеров (длина хода до 3,5 м; нагрузка до 120 кН; крутящий момент до 56 кН-м). Не выпускают станки-качалки в холодостойком исполнении. Условные обозначения станка-качалки по предыдущему ГОСТу аналогичны, за исключением наличия первой цифры, которая указывает номер модели.

Смонтирован СК на раме, устанавливаемой на железобетонное основание (фундамент). Для быстрой смены и натяжения ремней электродвигатель установлен на поворотной салаз- ке. Фиксация балансира в необходимом (крайнем верхнем)

положении головки осуществляется с помощью тормозного барабана (шкива). Головка балансира откидная или поворотная для беспрепятственного прохода спуско-подъемного (талевого блока, крюка, элеватора) и скважинного оборудования при подземном ремонте скважины.

Поскольку головка балансира совершает движение по дуге, то для ее сочленения с устьевым штоком и штангами имеется гибкая канатная подвеска (рис. 11.3). Она позволяет также

регулировать посадку плунжера в цилиндр насоса для предупреждения ударов плунжера о всасывающий клапан или выхо- да плунжера из цилиндра и устанавливать динамограф для исследования работы оборудования.

Длина хода устьевого штока (амплитуда движения головки балансира) меняется путем изменения места сочленения кривошипа с шатуном относительно оси вращения (перестановка пальца кривошипа в другое отверстие). Число качаний п (частота движения головки балансира) изменяется сменой ведущего шкива на валу электродвигателя на другой с большим или меньшим диаметром, то есть регулирование работы СК дискретное.

Уравновешивание станков-качалок

За один двойной ход балансира нагрузка на СК неравномерная. Неравномерная нагрузка, действующая на головку балансира, вызывает неравномерную работу электродвигателя. В простейшей постановке при статическом режиме, когда динамическими нагрузками и силами трения можно пренебречь, эта работа положительна при ходе штанг вверх

А_в= (р'_Шт+рж)з (11.50)

и отрицательна при ходе вниз

А_н = — p'mrS, (11.51)

то есть двигатель приводится в действие силой тяжести колонны штанг. Такая неравномерность приводит к ускоренному износу узлов станка-качалки и к ненормальному режиму работы электродвигателя. Оптимальный режим его работы будет обеспечен в том случае, если работа, совершаемая двигателем в течение одного двойного хода (при ходе штанг вверх и вниз), постоянна. Постоянство работы достигается механическим уравновешиванием СК, то есть грузами. Грузы (противовесы) устанавливают либо на заднем плече балансира (СК2) в виде чугунных плит, либо на кривошипе (СК4 — СК20) в виде полуовальных чугунных отливок-пластин, либо на кривошипе и на плече балансира (СКЗ). Уравновешивание тогда соответственно называют балансирным, кривошипным (роторным) или комбинированным. Балансирное уравновешивание применяют у СК малой грузоподъемности, кривошипное — большой и комбинированное — средней грузоподъемности. Это обусловлено тем, что балансирный груз вызывает инерционные нагрузки, а кривошипный груз — большие нагрузки на опоры вала и корпус редуктора С К.

Величину и местоположение груза можно установить из условия равенства работ при ходе штанг вверх и вниз. На практике для уравновешивания СК используются номограммы, имеющиеся в паспортной характеристике СК. Окончательное уравновешивание и контроль его осуществляют путем контролирования тока, потребляемого электродвигателем. Ток должен быть одинаковым при ходе вверх и вниз. Проверку осуществляют с помощью переносного амперметра, называемого ампер- клещами, работающими по принципу трансформатора.

Выбор электродвигателя станка-качалки

Приводом станков-качалок служат короткозамкнутые асинхронные во влагоморозостойком исполнении трехфазные электродвигатели серии АО и их модификации с повышенным пусковым моментом АОП, а также электродвигатели серии А02 и их модификации АОП2, которые имеют более высокий К.П.Д. и надежнее в эксплуатации. Электродвигатели имеют частоту вращения 1500 и 900 мин^-1, отношение пускового момента к номинальному 1,8—2, отношение максимального момента к номинальному 2,2—2,8.

Выбирают электродвигатель по необходимой мощности. Мощность электродвигателей для станков-качалок можно определить по различным формулам или таблицам АзИНМаша.

Необходимая мощность электродвигателя (в кВт) рассчитывается по формуле Д. В. Ефремова:

ТУ — 401 • i0-^d^snp_mh'n (-¹ ) К, (11.52)

где ^пл — диаметр плунжера насоса, м; п — число качаний в минуту; р_ж — плотность жидкости, кг/м³; h'_д — высота подъема жидкости (расстояние от устья до динамического уровня), м; г]н — К.П.Д. насоса (г|_н = 0,9); г]ск — К.П.Д. станка-ка- чалки (т1ск=0,82); а_п — коэффициент подачи; К — коэффициент степени уравновешенности станка-качалки (для уравновешенной системы К= 1,2).

При выборе электродвигателя необходимо учесть, что при п>8 мин^-1 рекомендуются двигатели с синхронной частотой вращения вала 1500 мин^-1, а при 8 мин^-1 — 900 мин^-1.

Скважинные штанговые насосы

Известны различные конструкции ШСН. Остановимся на конструктивных особенностях тех насосов, которые выпускает отечественная промышленность для нормальных и осложненных условий эксплуатации.

По способу крепления к колонне НКТ различают вставные (НСВ) и невставные (НСН) скважинные насосы (ОСТ 26-1424—76).

Вставной насос в собранном виде спускается внутрь НКТ на штангах. Крепление (посадка и уплотнение) НСВ происходит на замковой опоре, которая предварительно спускается на НКТ. Насос извлекается из скважины при подъеме только колонны штанг. Поэтому НСВ целесообразно применять в скважинах с небольшим дебитом при больших глубинах спуска.

Узлы замковых опор показаны на рис. 11.4. Коническая поверхность кольца служит опорой для конуса насоса. Конус насоса и опорное кольцо не позволяют откачиваемой жидкости возвращаться в скважину. Они изготавливаются из нержавеющей стали марки 30X13 и тщательно обрабатываются. Пружинный насос, выполненный в виде усеченного конуса, в нижней части имеет шесть разрезов.

Насос НСВ1 (рис. 11.5) включает цилиндр, плунжер, замок, нагнетательный, всасывающий и противопесочный клапаны. Всасывающий клапан ввернут в нижний конец цилиндра, а нагнетательный — плунжера. Для повышения надежности и долговечности насоса эти клапаны выполнены сдвоенными парами «седло — шарик». Вверху плунжера имеется шток с переводником под штанги. Замок и противопесочный клапан размещены в верхней части цилиндра.

Насос НСВ2 в отличие от насоса НСВ1 имеет замок в нижней части цилиндра. Насос сажается на замковую опору нижним концом. Это освобождает цилиндр насоса от циклической растягивающей нагрузки и позволяет значительно увеличить глубину подвески насосов. Если максимальная глубина спуска насосов НСВ1 не превышает 2500 м, то для насосов НСВ2 она составляет 2500—3000 м.

Цилиндр невставного (трубного) скважинного насоса (см. рис. 11.5) присоединяется к колонне НКТ и вместе с ней спускается в скважину. Плунжер НСН вводится через НКТ в цилиндр вместе с подвешенным к нему всасывающим клапаном на насосных штангах. Чтобы не повредить плунжер при спуске, его диаметр принимают меньшим внутреннего диаметра НКТ примерно на 6 мм. Применение НСН целесообразно в скважинах с большим дебитом, небольшой глубиной спуска и большим межремонтным периодом. Для смены насоса (цилиндра) необходимо извлекать штанги и трубы.

Насос НСН1 состоит из цилиндра, плунжера, нагнетательного и всасывающего клапанов. В верхней части плунжера размещается нагнетательный клапан и шток с переводником под штанги. К нижнему концу плунжера с помощью наконечника на захватном штоке свободно подвешивается всасывающий клапан. При работе клапан сажается в седло корпуса. Подвешивать всасывающий клапан к плунжеру необходимо для слива жидкости из НКТ перед их подъемом, а также для замены клапана без подъема НКТ. Наличие захватного штока внутри плунжера ограничивает длину его хода, которая в насосах НСН1 не превышает 0,9 м.

В насосе НСН2 в отличие от насоса НСН1 нагнетательный клапан установлен на нижнем конце плунжера. Для извлечения всасывающего клапана без подъема НКТ используется ловитель (байонетный замок), который крепится к седлу нагнетательного клапана. Ловитель имеет две фигурные канавки для зацепления. В клетку всасывающего клапана ввинчен шпиндель (укороченный шток) с двумя утолщенными шпильками. После посадки всасывающего клапана в седло корпуса поворотом колонны штанг на 1—2 оборота против часовой стрелки добиваются того, что шпильки шпинделя скользят по канавкам ловителя и всасывающий клапан отсоединяется от

Рис. 11.4. Замковые опоры:

а

Рис. 11.5. Скважинные насосы

2. — опорная муфта; 3 — опорное кольцо; 4 — кольцо-фиксатор

штанговые

плунжера. Захват осуществляется после посадки плунжера на шпиндель при повороте колонны штанг по часовой стрелке.

Насос НСН2 выпускается с верхним и нижним креплениями цилиндра к НКТ. Во втором случае цилиндр насоса нижним концом устанавливается в муфте НКТ посредством переводника, а верхний конец его свободен, то есть цилиндр разгружен. Аналогично насосу НСВ2 максимальная глубина спуска насосов НСН2 с нижним креплением по сравнению с насосами НСН1, а также НСН2 с верхним креплением, увеличивается соответственно с 1200 и 1500 м до 2200 м.

Для эксплуатации скважин в осложненных условиях разработаны насосы специальных типов. Для откачки жидкости с большим содержанием механических примесей (песка до 0,2% по объему) предназначен насос НСВ1П в абразивостойком исполнении. В отличие от насоса НСВ1 он имеет одинарные нагнетательный и всасывающий клапаны с седлами из твердого сплава. Для откачки жидкости с объемным содержанием песка более 0,2% предназначен насос НСН2Т с седлами клапанов из твердого сплава и использованием трубчатых штанг. Откачиваемая жидкость из плунжера поступает не в НКТ, а в полые штанги и по ним поднимается на поверхность, то есть рабочие поверхности цилиндра и плунжера изолированы от добываемой жидкости с песком. При подъеме полых штанг жидкость из них сливается в скважину через отверстие в плунжере.

Для эксплуатации скважин, обводненных (более 99%), и с значительным пескопроявлением (более 0,2% по объему) имеются насосы НСВ1В и НСН2В. В отличие от НСВ1 и НСН2 в них установлены узлы верхней и нижней защиты с эластичными воротниками, которые предотвращают попадание песка в зазор между плунжером и цилиндром. Внутри плунжера установлен сепаратор для отделения нефти от откачиваемой жидкости и смазки ею трущихся поверхностей плунжерной пары. Седла клапанов изготовлены из твердого сплава.

Для откачки высоковязкой (до 300 мПа-с) жидкости предназначен дифференциальный насос одностороннего действия НСВГ, состоящий из двух спаренных насосов, один из которых является рабочим, а другой создает дополнительное усилие для проталкивания плунжера в цилиндре при ходе вниз.

Насос НСВД в отличие от насоса НСВГ на нижнем конце нижнего плунжера имеет дополнительный всасывающий клапан, что создает дополнительную камеру для сжатия газированной жидкости.

Такая конструкция обеспечивает работу насоса при объемном содержании свободного газа на приеме не более 25%, а для остальных конструкций допустимое объемное содержание свободного газа не должно превышать 10%.

Насос НСНА позволяет осуществлять форсированный отбор жидкости из скважин через НКТ, диаметр которых меньше диаметра плунжера. Это достигнуто особой конструкцией его — наличием автосцепа, включающего сцеп и захват, и сливного устройства. Насос в собранном виде без сцепа спускается в скважину на НКТ. Затем на штангах спускается сцеп с мерным штоком. Сцеп проталкивает золотник сливного устройства вниз и сцепляется с захватом, закрепленным на плунжере, при этом сливное отверстие закрывается. При подъеме насоса следует поднять колонну штанг. При этом захват проталкивает золотник вверх, открывая сливное отверстие. После этого сцеп отделяется от захвата и колонна штанг свободно поднимается.

Цилиндры насосов бывают втулочные (собранные из коротких стальных или чугунных втулок каждая длиной 300 мм) и безвтулочные (из цельной стальной трубы). Плунжеры изготавливают из стальных труб длиной 1,2; 1,5 и 1,8 м. Наружная поверхность плунжера и внутренняя поверхность втулок отполированы. Плунжеры в зависимости от содержания механических примесей в откачиваемой жидкости принимают гладкими, с кольцевыми канавками, с винтовой канавкой, типа пескобрей или армированными резиновыми кольцами.

В зависимости от величины зазора между плунжером и цилиндром изготовляют насосы следующих групп посадок:

Группа Зазор, мм

0 <0,045

1. . .... 0,02—0,07

2. . . . 0,07—0,12

3. . . .... 0,12—0,17

Чем больше вязкость жидкости, тем принимается выше группа посадки. Для откачки жидкости с высокой температурой или повышенным содержанием песка и парафина рекомендуется использовать насосы третьей группы посадки. При большой глубине спуска насоса рекомендуется использовать насосы с меньшей величиной зазора.

Условный размер насосов (по диаметру плунжера) и длина хода плунжера соответственно приняты в пределах: для НСВ — 28—55 мм и 1,2—6 м, а для НСН — 28—93 мм и 0,6—4,5 м.

В условное обозначение насоса входят: тип насоса, исполнение, условный размер (диаметр плунжера) в мм, длина хода плунжера в мм, уменьшенная в 100 раз, и наибольшая длина спуска насоса в м, также уменьшенная в 100 раз. Например, НСН2-32-30-12, где 32 — диаметр, мм; 30X100 — длина хода плунжера, мм; 12X100 — наибольшая глубина спуска насоса, м.

Выбор насоса осуществляется с учетом состава откачиваемой жидкости (наличие песка, газа и воды), ее свойств, дебита и глубины его спуска. Диаметр НКТ выбирают в зависимости от типа и условного размера насоса.

В целом скважинные штанговые насосы обеспечивают откачку продукции с обводненностью до 99%, абсолютной вязкостью до 100 мПа-с, содержанием твердых механических примесей до 0,5%, свободного газа на приеме до 25%, объемным содержанием сероводорода до 0,1%, минерализацией воды до 200 мг/л и температурой до 130°С.

Насосные штанги

Штанги предназначены для передачи возвратно-поступа- тельного движения плунжеру насоса. Штанга представляет собой стержень круглого сечения с утолщенными головками на концах. Выпускают штанги из легированных сталей диаметром (по телу) 19, 22, 25 мм и длиной 8 м для нормальных условий эксплуатации. Предел текучести выпускаемых штанг составляет до 6,3 Н/мм². Готовится выпуск высокопрочных штанг, штанг диаметром 12, 16 и 28 мм, предусмотренных стандартом, коррозионно-стойких штанг. Разрабатывается колонна штанг, наматываемая на барабан. Для регулирования длины колонны штанг с целью нормальной посадки плунжера в цилиндр насоса имеются также укороченные штанги («футовки») длиной 1; 1,2; 1,5; 2 и 3 м.

Штанги соединяются муфтами. На утолщенном высаженном конце штанги (головка штанги) имеются резьбовой ниппель под муфту, участки квадратного сечения (квадраты) под захват штанговыми ключами, упорные и опорные бурты в переходной зоне для посадки штанг на элеваторы при спуске и подъеме их из скважины. Выпускаются также полые (трубчатые) штанги из труб (наружный диаметр 42 мм, толщина стенки 3,5 мм) с приваренными к ним головками (из трубы диаметром 56 мм и толщиной стенки 12 мм).

Особая штанга — устьевой шток, соединяющий колонну штанг с канатной подвеской. Поверхность его полирована (полированный шток). Он изготовляется без головок, а на концах имеет стандартную резьбу.

Штанги транспортируют в специальных пакетах, обеспечивающих сохранение их от механических повреждений и искривлений. Резьба штанг и муфт должна быть защищена предохранительными колпачками и пробками от повреждений, грязи и влаги. Погрузка и выгрузка должны проводиться при помощи крана со специальной траверсой.

Для защиты от коррозии осуществляют окраску, цинкование и т. п., а также применяют ингибиторы: для несероводородных сред — ИКНС-АзНИПИнефть, ГРМ, ИКСГ-1; для сероводородных сред — «Север-1», АНПО и композиции ИКНС- АзНИПИнефть и ГРМ с АНПО.

Оборудование устья насосных скважин

Устьевое оборудование предназначено для герметизации затрубного пространства, внутренней полости НКТ, отвода продукции скважины и подвешивания колонны НКТ.

Устьевое оборудование типа ОУ включает устьевой сальник, тройник, крестовину, запорные краны и обратные клапаны (рис. 11.6).

Устьевые сальники изготавливаются двух типов: с одним

(СУС1) и двумя (СУС2) уплотнениями. Сальник с двойным уплотнением выбирают для скважин с большими газопроявлениями и высоким статическим уровнем жидкости в них. Устьевой сальник герметизирует выход устьевого штока с помощью сальниковой головки и обеспечивает отвод продукции через тройник. Тройник ввинчивается в муфту НКТ. Отличительная особенность сальника — наличие пространственного шарового шарнира между головкой сальника и тройником. Шаровое соединение обеспечивает самоустановку головки сальника при несоосности сальникового штока с осью НКТ, исключает односторонний износ уплотнительной набивки и облегчает смену набивки. Самоустанавливающиеся устьевые сальники рассчитаны на рабочее давление 4 МПа.

Колонна НКТ подвешена на конусе в крестовине и расположена эксцентрично относительно оси скважины, что позволяет проводить спуск приборов в затрубное пространство через специальный устьевой патрубок с задвижкой. В оборудовании типа ОУШ предусмотрена муфтовая подвеска НКТ (рис. 11.7). На подвеске установлен сальник и отвод с вентилем, предназначенный для пропуска в затрубное пространство скважинных приборов. Для перепуска газа из затрубного пространства в промысловый нефтетрубопровод и предотвращения излива нефти в случае обрыва устьевого штока предусмотрены обратные клапаны.

2. Выбор оборудования и установление параметров работы штанговой насосной установки

Из уравнения (11.7) подачи установки следует, что подачу Q можно повысить увеличением площади сечения плунжера F (равнозначно диаметра насоса d_H), числа качаний п, длины хода устьевого штока s и коэффициента подачи а_п. Однако с увеличением площади F увеличиваются нагрузки на штанги, и, следовательно, уменьшается длина хода плунжера вследствие упругих деформаций штанг и труб. Поэтому с уве-

Рис. 11.6. Оборудование устьевое типа ОУ:

/ — крестовина; 2 — конусная подвеска;

3. — резиновые уплотнения; 4 — разъемный фланец; 5 — патрубок; 5 —тройник; 7 — задвижка; 8 — устьевой сальник СУС2; 9 — штанга; 10 — кран; 11 — обратный клапан;

12. — пробка

Рис. 11.7. Оборудование устьевое

типа ОУШ:

1 — корпус; 2 — трубная подвеска; 3 — устьевой сальник

личением площади F подача Q возрастает, достигает максимума и затем уменьшается за счет уменьшения коэффициента подачи ОСп.

Увеличение числа качаний п приводит к росту динамических нагрузок на штанги и СК. Увеличение длины хода s ограничивается конструкцией СК. Кроме того, для СК ограничен мак

симальный кроящий момент на валу кривошипа (или редуктора):

Л1кр max ~Рж1б1 (2т|м) (11.53)

или более точно с использованием динамограммы

А1кр шцх~ (Ршах Pmin) ^б/ (2т|м) » ( 1 1.54)

где /б —длина переднего плеча балансира СК; — механический коэффициент полезного действия СК от канатной подвески до вала редуктора (г|у~0,85).

От параметров откачки (дебита Q, обводненности п&, диаметра насоса d_H, глубины спуска насоса L, числа качаний п) зависит частота аварий со штангами (обрывы, отвороты), на которые приходится 25—40% от общего числа аварий подземной части ШСНУ. Частота прочих аварий (износ и выход из строя насоса, его элементов и другие) от них не зависит.

Для расчета вероятной частоты аварий со штанговой колонной (число обрывов на скважине в год) А. С. Вирновский предложил формулу

(“■*>

где сk' — коэффициенты, которые зависят соответственно от предела усталостной прочности (свойств материала) штанг и свойств откачиваемой жидкости и материала штанг; d_H, й?_шт — диаметр насоса и штанг; L — длина колонны штанг, м.

Анализ практических данных показывает, что £' = 0,75—2. Тогда из формулы (11.55) следует, что частота аварий j прямо пропорциональна числу качаний п в первой степени и диаметру насоса d_H приблизительно в кубе. Частота аварий ^ не зависит от длины хода штока s, однако при больших длинах s силы инерции заметно повышают амплитуду и максимальную нагрузку, что несколько увеличивает частоту аварий у. Таким образом, приходим к выводу, что правильно назначенный режим откачки должен характеризоваться максимальной длиной хода s, соответствующей данному станку-качалке, минимальной площадью F (тоже d_H), а число качаний п вычисляется из формулы подачи (11.7). Во всех случаях надо стремиться к увеличению коэффициента подачи а_п.

Применяют две расчетные методики проектирования. Расчет с использованием диаграмм А. Н. Адонина [10] и таблиц — наиболее простой. Диаграмма зависимости подачи Q ШСНУ от глубины спуска насоса L разделена на области применения стандартных СК, внутри которых выделены поля стандартных диаметров насосов d_u.

При построении диаграммы принято: коэффициент наполнения насоса а_п = 0,85 как средний за межремонтный период без

учета влияния газа; плотность жидкости р_ж = 90(/ кг/м³, погружение насоса под динамический уровень h=0; /устьевое давление р₂ = 0. Штанговые колонны подобраны для условий наибольшей нагрузки для каждого СК и каждого диаметра насоса d_H, а приведенные напряжения в штангйх не превышают 120 МПа. Предельные глубины L определены двумя параметрами СК: максимально допустимой нагрузкой на балансир и максимальным допускаемым крутящим /моментом на валу редуктора. /

Порядок выбора оборудования и/режима откачки следующий.

Фактическая глубина спуска насоса

L

(11.56)

где h'_д — расстояние от устья скважины до динамического уровня А_д; Я — глубина скважины.

Величину Л_д определяют из уравнения притока

Q

(11.57)

то есть

Р

(11.58)

Рж£ Рж?

где Ко — коэффициент продуктивности; р„_п, р₃ — пластовое и забойное давления.

Величину погружения h принимают равной 20—50 м при нормальной работе, а при наличии свободного газа на приеме насоса увеличивают до 150—500 м или применяют газовые якоря.

Для учета устьевого давления рг и давления на приеме насоса р_пр (равносильно погружению h, так как можно принять Pnp = hp_xg) рассчитывают приращение расчетной глубины спуска насоса

A

(11.59)

где cj_ш — средний вес 1 м штанговой колонны. Тогда расчетная глубина спуска насоса

L_P=L+AL.

Получив зависимость фактической L или расчетной L_p глубины спуска насоса от дебита Q (уравнения (11.56) или (11.60)), можем при заданном дебите Q по Q и L (или L_p) на диаграмме А. Н. Адонина найти тип СК и диаметр насоса. Дальше принимаем длину хода s = s_max (указано в шифре СК), а для получения заданного дебита Q уточняем число качаний п из пропорции

где пmax — ма\симальное число качаний Хданного СК; Qm ах — максимальная подача, соответствующая верхней границе поля насоса Ханного ди

а

Рис. 11.8. Кривые распределения давления, газового фактора и расходного газосодержания, построенные для проектирования эксплуатации скважины штанговой насосной установкой

\

Затем выбираем насоса и группу посадки в зависимости от подачи, высотыЧподъ- ема и вязкости жидкостй^ обводненности, содержания Цза и песка. В зависимости от Фи- па и диаметра насоса по таблице выбираем диаметр НКТ, а в зависимости от диаметра и глубины спуска насоса ■— конструкцию колонны штанг.

Эти таблицы приведены в справочной литературе.

В

режима откачки, чтобы полу- коэффициенте наполнения

На практике могут возникнуть осложнения в работе запроектированной установки. Они обусловлены отсутствием полной исходной информации и невозможностью ее учета при таком детерминированном (причинно-следственном) подходе. Поэтому находят все более широкое применение методики оптимизации работы насосных скважин, основанные на вероятностностатистическом учете влияющих факторов и использовании ЭВМ.

Методика выбора ШСНУ и режима откачки с использованием кривых распределения давления в скважине позволяет более полно учесть условия откачки, в частности наличие свободного газа. Для этого строят (рис. 11.8): а) кривые распределения давления p{z), газового фактора (газового числа) R{z) и расходного газосодеожанич &(z\ по стволу скважины (соответственно кривые 1, 2, 3) в обсадной колонне по принципу снизу-вверл от забоя (глубина Н, давление р₃) до глубины, где давление становится равным минимально допустимому (для обеспечения поступления жидкости в насос) или расходное газосодержание достигает максимально допустимой величины Ртах, при превышении которой в процессе откачки плунжер при ходе вниз ударяется об жидкость (Ртах = 0,75); б) кри-

вую 4 распределения давления p(z) от устьевого давления р₂ по принципу сверху-вниз. /

Отметим, что в интервалах от забойного /давления р₃ до давления насыщения р_н и от давления на вякиде насоса р_т до нового давления насыщения р'_н с учетом /сепарации газа движется негазированная жидкость. /

Затем выбирают глубину спуска насоса L, давление на приеме р_Пр и выкиде р_т насоса, расходное газосодержание ^_пр и газовый фактор Я_Пр на приеме, а также перепад давления Ар», который должен создать насос, и гргерю давления в нагнетательном клапане Ар_КЛн. После чей) вычисляют подачу насоса и подбирают режимные параметры откачки и тип станка качалки.

2. Исследование насосных скважин и динамометрирование скважинных насосных установок

Контроль за работой скважины, оборудованной ШСНУ, осуществляют путем ее исследования и динамометрирования.

Исследование скважин. Насосные скважины, оборудованные ШСНУ, исследуют в основном при установившихся режимах с целью получения индикаторной линии Q(Ap) и установления зависимости дебита Q от режимных параметров работы установки. По данным исследования аналогично, как и при других способах эксплуатации, определяют параметры пласта и устанавливают режим работы скважины.

Дебит скважины Q равен подаче установки, которая описывается уравнением (11.7). Из уравнения следует, что для целей исследования дебит можно менять либо изменением длины хода штока s (изменением места сочленения шатуна с кривошипом перестановкой пальца шатуна на кривошипе), либо изменением числа качаний п (смена диаметра шкива на валу электродвигателя).

По сравнению с другими способами эксплуатации скважин особенность исследования в данном случае связана с определением забойного давления р_ъ. Для прямого измерения забойного давления р₃ в затрубное пространство (поскольку в НКТ находятся штанги) на стальной проволоке через патрубок устьевого оборудования при эксцентричной подвеске НКТ спускают малогабаритный скважинный манометр диаметром 22— 25 мм. В глубоких и искривленных скважинах возможны прихваты и обрывы проволоки.

Известно применение лифтовых скважинных манометров. Их подвешивали к приемному патрубку ШСН и спускали в скважину вместе с НКТ. Часовой механизм с многосуточным заводом обеспечивал возможность местной регистрации давления в процессе исследования. Однако необходимость проведе-

ния спуско-подьемных операций с НК.Т ограничила применение- лифтовых манометров.

Прямые измерения р₃ обеспечивают получение надежных результатов исследования, поэтому представляет интерес применение датчиков Давления, постоянно находящихся в скважине. Выпускается система контроля давления на приеме глубинных насосов СКД-IMV которая обеспечивает измерение давления до 20 МПа при температуре среды до 100 °С.

Косвенным путем определить забойное давление р₃ можно' по формуле гидростатического давления

pk—h д,рж§, (11.62)

где /г_д — динамический уровень жидкости; р_ж — средняя плотность жидкости в скважине (в затрубном пространстве и ниже приема насоса).

Определение глубины от устья скважины до динамического уровня жидкости, устанавливающегося при каждом режиме откачки, осуществляют с помощью эхолота. Тогда

h_A=H — h'_A. (11.63)

Сущность эхометрии заключается в следующем. В затрубное пространство с помощью датчика импульса звуковой волны (пороховой хлопушки) посылается звуковой импульс. Звуковая волна, пройдя по стволу скважины, отражается от уровня жидкости, возвращается к устью скважины и улавливается кварцевым чувствительным микрофоном. Микрофон соединен через усилитель с регистрирующим устройством, которое записывает все сигналы (исходный и отраженный) на бумажной ленте в виде диаграммы (рис. 11.9). Лента перемещается с по-

Рис. 11.9. Эхограмма

мощью лентопротяжного механизма с постоянной скоростью и_л- Измеряя длину записи /_ур на эхограмме, определяют время прохождения звукового сигнала от устья до уровня и обратно

typ = lyp/v_Jl. (11.64)

Тогда вычисляют расстояние от устья до динамического

уровня

Л^/д = Узв^ур/2, (11.65)

где Узв — скорость звука в газовой среде затрубного прост

ранства.

Скорость и₃в зависит от давления, температу/ы и плотности таза. Для ее определения на колонне НКТ вблизи уровня на заданной глубине L_pen предварительно при оУередном ремонте устанавливают репер-отражатель. В качестве репера служит утолщенная муфта или отрезок трубы, который на 50—65% перекрывает затрубное пространство. На/эхограмме получают сигнал, отраженный от репера. Тогда определяют аналогично время прохождения волны до репера и j/братно

tpen = L_VenlVj/ (11.66)

и скорость звука /

Узв = 2Lp₉ft/^pen, (11.67)

где /реп — длина записи на эхограмме.

Можно также записать

K = . (11.68)

‘реп

На промыслах зачастую строят зависимость v_3B от давления и используют ее для других скважин этого же месторождения. Применение электронных усилителей с фильтром для глушения помех и выделения измеряемого сигнала позволяет зафиксировать на ленте сигналы, отраженные от каждой муфты колонны НКТ. Умножая число пиков сигнала на длину трубы, определяют h' д.

Известно применение также волномеров, которые представляют собой те же эхолоты, только вместо звукового импульса в затрубное пространство посылается импульс давления газа. Импульс давления газа создается либо кратковременным впуском газа из баллона высокого давления, либо выпуском газа из затрубного пространства с помощью специального быстродействующего отсекателя.

Наличие вспененной жидкости в затрубном пространстве затрудняет получение четкого отраженного сигнала. Во избежание вспенивания не допускается разрядка газа в затрубном пространстве, а гашения пены добиваются перепуском жидкости с устья.

Динамометрирование установок. Диаграмму нагрузки на устьевой шток в зависимости от его хода называют динамограммой, а ее снятие — динамометрированием ШСНУ. Оно ос ществляется с помощью динамографа. В зависимости от при, пица работы различают механические, гидравлические, элек- рические, электромагнитные, тензометрические и другие динамографы. В наиболее распространенном гидравлическом динамографе типа ГДМ-3 (рис. 11.10) действующая на шток нагрузка передается через рычажную систему на мембрану камеры 9, заполненной жидкостью (спиртом или водой), где со-

Рис. 11.10. Принципиальная схема гидравлического динамографа и его установки между траверсами канатной подвески:

1—нить приводного механизма; 2 — шкив ходового винта; 3 —ходовой винт столика;

4. —

   /'cTfeih'

   Р СТ(Н)

   Рис. П.11. Динамограммы работы штангового насоса с учетом статических нагрузок и сил трения (а), инерционных (б) и динамических (б) нагрузок

   В. М. Т. И н. М. Т. — соответственно верхняя и нижняя мертвые точки (стрелками показан ход записи динамограммы)

   направляющие салазки столика; 5 — бумажный бланк, прикрепленный к столику; 6 — пишущее перо геликсной пружины; 7 — геликсная пружина; 8 — капиллярная трубка; 9 — силоизмерительная камера; /0 — нажимной диск; 11 — месдоза (верхний рычаг силоизмерительной части); 12 — рычаг (нижний) силоизмерительной части

здается повышенное давление. Давление жидко/ти в камере, пропорциональное нагрузке на шток, передаете/ по капиллярной трубке 8 на геликсную пружину 7. При увеличении давления геликсная пружина разворачивается, а перо 6, прикрепленное к ее свободному концу, чертит линию /на бумажном диаграммном бланке 5. Бланк закреплен на/подвижном столике, который с помощью приводного механизма перемещается пропорционально ходу устьевого штока. В/результате получается развертка нагрузки р в зависимости от-длины хода s.

Для снятия динамограммы измерительную часть динамографа (месдозу и рычаг) вставляют щжку траверсами канатной подвески штанг, а нить 1 приводного механизма самописца прикрепляют к неподвижной точке (устьевому сальнику). Масштаб хода изменяют сменой диаметра шкива 2 самописца (1 : 15, 1 : 30, 1 :45), а усилия — перестановкой опоры месдозы и рычага (40, 80 и 100 кН).

Изучение динамограммы позволяет определить максимальную и минимальную нагрузки, длины хода штока и плунжера, уяснить динамические процессы в колонне штанг, выявить ряд дефектов и неполадок в работе ШСНУ и насоса.

На рис. 11.11, а показана простейшая динамограмма нормальной работы насоса, которая имеет форму правильного параллелограмма. Силы трения направлены против движения, поэтому при ходе вверх они увеличивают нагрузку, а при ходе вниз — уменьшают. Инерционные нагрузки вызывают «инерционный поворот» динамограммы относительно нормального ее положения (рис. 11.11,6). Волнистый характер линий обусловлен колебательными процессами в штангах (рис. 11.11, в). При значительных динамических нагрузках надежная расшифровка динамограмм из-за сложного их вида затруднительна. В таких условиях представляет интерес получение скважинных динамограмм, соответствующих нижнему концу штанговой колонны. Практические динамограммы по виду всегда отличаются от теоретической, сопоставление с которой позволяет выявить дефекты и неполадки в работе установки и насоса (рис. 11.12).

Осложнения в эксплуатации насосных скважин обусловлены большим газосодержанием на приеме насоса, повышенным содержанием песка в продукции (пескопроявлением), наличием высоковязких нефтей и водонефтяных эмульсий, существенным искривлением ствола скважины, отложениями парафина и минеральных солей, высокой температурой и др.

2. Борьба с вредным влиянием газа на работу штангового насоса

Нефтяной газ в скважине выполняет работу по подъему жидкости с забоя на поверхность. Однако значительное количество свободного газа на приеме насоса приводит к уменьше-

cr

Рис. 11.12. Практические динамограммы работы штангового насоса: а —нормальная тихоходная работа; 6 — влияние газа; в — превышение подачи насоса над притоком в скважину; г — низкая посадка плунжера; д — выход плунжера из цилиндра невставного насоса; е — удары плунжера о верхнюю ограничительную гайку вставного насоса; ж — утечки в нагнетательной части; з — утечки во всасывающей части; и — полный выход из строя нагнетательной части; к — полный выход из строя всасывающей части; л— полуфонтанный характер работы насоса; м — обрыв штанг (пунктиром показаны линии теоретической динамограммы).

р

нию коэффициента наполнения насоса а_н вплоть до нарушения подачи.

Известно несколько методов борьбы с вредным влиянием свободного газа на работу насосов. Из формулы (11.11) следует, что уменьшением доли вредного пространства К_вр можно добиться повышения коэффициента наполнения а„. При отсутствии влияния вредного пространства (Квр = 0) работа насоса устойчива с любым даже самым низким коэффициентом наполнения. Это достигается либо применением насоса с нагнетательным клапаном в нижней части плунжера (НСН-2, НСВД), либо увеличением длины хода плунжера (длинноходовой насос, правильная посадка плунжера над всасывающим клапаном), либо одновременным увеличением длины хода плунжера при одновременном уменьшении диаметра насоса. Однако тип на-

Основной метод борьбы — уменьшение г содержания в жидкости, поступающей в насос. При увеличении погружения насоса под динамический уровень увеличир&ется давление на приеме /?_пр, как следствие, уменьшается объем свободного газа за счет сжатия и больше газа растворяется в нефти. Если давление р_пр становится больше давления насыщения нефти газом Дн, то свободного газа вообще нет на этой глубине, то есть вредное влияние газа прекращается. При нормальной работе погружение составляет 20—50 м (р_Пр=0,15—0,4 МПа), а при наличии газа его доводят, если эго возможно, до 230—350 м, что соответствует около 30% Рн (р_пр = 2—3 МПа). Однако для этого требуется дополнительное оборудование (штанги, трубы, СК большей грузоподъемности), а также уменьшается его надежность. Поэтому перед входом в прием насоса осуществляют сепарацию (отделение) газа от жидкости и отвод его в затрубное пространство, а оттуда перепуск в выкидную линию, где давление меньше давления газа (в НКТ, на поверхности). Сброс газа в атмосферу недопустим. В результате сепарации часть естественной энергии газа теряется и не используется для подъема жидкости.

П

coca всегда должен быть правильно подобр"” ' к условиям скважины.

Работа их основана на использовании сил гравитации (всплывания), инерции, а также их сочетания.

В однокорпусном якоре (см. рис. 11.13, а) при изменении направления газожидкостного потока на 180° пузырьки газа под действием архимедовой силы всплывают и частично сепарируются в затрубное пространство, а жидкость через отверстия 2 поступает в центральную трубу 4 на прием насоса. Эффективность сепарации определяется соотношением скоростей жидкости и газовых пузырьков и конструктивным исполнением сепаратора (незащищенный открытый вход или дырчатый фильтр).

На рис. 11.13,6 показан двухкорпусный якорь с фильтром (отверстия) у входа. В двух-, трех- или четырехкорпусных (секционных) якорях, представляющих собой систему нескольких параллельно работающих якорей, общий расход жидкости разделяется на части, в результате чего уменьшается скорость

/о О

Рис. 11.13. Принципиальные схемы газовых якорей однокорпусного (а), двухкорпусного (б), однотарельчатого (е), зонтичного (г), винтового (д):

1 — эксплуатационная колонна; 2— отверстия; 3 — корпус; 4 — приемная труба; 5 — вса- сывающий клапан насоса; 6 — пеногаситель; 7 — камера для накопления газа; 8 — тарелка; 9 — манжеты; 10 — крепление манжет; 11 — газоотводная трубка; 12 — винт; 13 — стержень винта; 14 — обратный клапан

жидкости в зоне разделения фаз и повышается эффективность сепарации. В четырехкорпусном якоре выбирают число отверстий таким образом, чтобы в первый сверху корпус поступало 10% расхода, второй — 20%, третий — 30% и четвертый — 40%.

Эффективность сепарации может быть повышена созданием условий для коалесценции (объединения) пузырьков газа в большие пузырьки, скорость всплывания которых больше. Это особенно важно при откачке нефти с ценообразованием. На рис. 11.13,6 показан двухкорпусный якорь, к нижней секции которого присоединен пеногаситель 6. В пеногасителе образуются пузырьки больших размеров. Через газоотводную трубу)/ они выходят в затрубное пространство, всплывают там с большой скоростью и частично разрушают пену. В камере 7 этого же якоря выше верхних отверстий фильтра образуется газовая шапка, газ из которой периодически вырывается в виде больших пузырьков и свободно всплывает по обсадной колонне.

В однотарельчатом якоре (рис. 11.13, в) под тарелкой 8, обращенной краями вниз, пузырьки газа коалесцируют, а сепарация газа происходит при обтекании тарелки и движении смеси горизонтально над тарелкой к отверстиям 2 в приемной трубе 4. Высокую сепарационную эффективность обеспечивает многосекционный (восьмитарельчатый) якорь. Эффективность его работы может быть повышена использованием глубоких тарелок (глубиной до 80 мм) с трубками для выпуска газа из них, а также чередованием тарелок с газовыводными трубками и тарелок без них.

В якоре-зонте (рис. 11.13, г) используется поворот потока на 180° и коалесценция пузырей газа. По сравнению с однокор

пусным якорем он является обращенным. В нем роль затрубного пространства выполняет корпус 3 якоря, а роль корпуса якоря — затрубное пространство, которое значительно расширено, поэтому эффективность якоря-зонта выше. Применяют также двухсекционные якори-зонты.

П

Расход жидкости, м ³/сут

Рис. 11.14. Сравнение зависимостей коэффициентов сепарации газовых якорей от расходов жидкости (по данным А. Н. Адонина и А. И. Пир- вер дяна) :

1 — двухсекционный 60-мм якорь-зонт; 2 — однокорпусный якорь-зонт; 3 — винтовой 46-мм сепаратор для вставного насоса; 4 — винтовой 76-мм сепаратор; 5—тарельчатый 89-мм якорь; 6 — четырехкорпусный 89-мм сепаратор; 7 — открытый прием насоса (без сепаратора)

13. д), основанный на инерционном принципе. Смесь жидкости и газа, поступая в якорь через отверстия 2 фильтра, совершает винтовое движение, направляемое поверхностью винта 12. Под действием центробежной силы частицы жидкости перемещаются к стенке корпуса 3 якоря, а пузырьки газа — к боковой поверхности стержня 13 винта 12. Двигаясь далее вверх, газ попадает в газоотводную трубку 11 и в затрубное пространство. Клапаном 14 предотвращают поступление жидкости и газа из затрубного пространства в трубку 11. Этот якорь может использоваться в качестве вставного- якоря вместе со вставным насосом.

Коэффициент сепарации якорей существенно зависит от расхода жидкости (рис. 11.14). А. М. Пирвердян показал, что наиболее эффективен двухкорпусный якорь-зонт. Ему несколько уступает однокорпусный якорь-зонт. При дебитах более 25 м³/сут тарельчатый якорь с газовыпускными трубками более эффективен, чем обычный тарельчатый якорь. Четырехкорпусный якорь уступает двум предыдущим конструкциям при дебитах более 20 м³/сут, но при дебите жидкости менее 20 м³/сут его эффективность выше. Область применения винтового якоря невелика, однако его преимущество — наименьший диаметр.

Известны также другие конструкции газовых якорей. Усовершенствованием однокорпусного якоря является погружной якорь, входные отверстия которого расположены в интервале динамического уровня и существенно выше (более 100 м) приема насоса, который монтируется внутри якоря. Вдоль пути движения жидкости давление уменьшается, а затем повышается. Поэтому жидкость существенно разгазируется, часть га

за отсепарируется, а неотделившийся газ в результате повышения давления растворяется в жидкости и сжимается при движении потока вниз к насосу.

Благоприятные условия для сепарации газа могут создаваться при спуске насоса в зумпф скважины (часть ствола ниже продуктивного пласта) и расположении динамического уровня жидкости ниже нижних отверстий зоны перфорации. Зумпф скважины можно рассматривать как якорь большого диаметра с длинным фильтром (зона перфорации), по которому распределен поток входящей в скважину газожидкостной смеси. Подобным образом можно эксплуатировать обводняющиеся газовые скважины, а также газоконденсатные скважины при накоплении конденсата на забое.

Пакерный якорь (якорь-трап)—модификация якоря-зонта. В этом случае к приему насоса подвешивается пакер. Газожидкостная смесь из-под пакера отводится по трубке в затрубное пространство выше динамического уровня, где газ сепарируется, а дегазированная жидкость поступает на прием насоса.

При наличии фонтанных проявлений целесообразно не сепарировать газ у приема насоса, а использовать его энергию на подъем жидкости наряду с энергией, которую сообщает насос. Для этого под насосом устанавливают хвостовик до глубины, по возможности, выделения газа. Теоретическую подачу насоса принимают за расходы жидкости и газа для условий приема.

2. Эксплуатация пескопроявляющих насосных скважин

Отрицательное влияние песка в продукции сводится к абразивному износу плунжерной пары, клапанных узлов и образованию песчаной пробки на забое. Песок также при малейшей негерметичности НКТ быстро размывает каналы протекания жидкости в резьбовых соединениях, усиленно изнашивает штанговые муфты и внутреннюю поверхность НКТ, особенно в искривленных скважинах. Даже при кратковременных остановках (до 10—20 мин) возможно заклинивание плунжера в насосе, а при большом осадке — и заклинивание штанг в трубах. Увеличение утечек жидкости, обусловленных абразивным износом и размывом, приводит к уменьшению подачи ШСНУ и скорости восходящего потока ниже приема, что способствует ускорению образования забойной пробки. А забойная пробка существенно ограничивает приток в скважину. Снижение дебита вследствие износа оборудования и образования песчаной пробки вынуждает проведение преждевременного ремонта для замены насоса и промывки пробки. К «песочным» скважинам относят скважины с содержанием песка более 1 г/л.

Можно выделить следующие четыре группы методов борьбы с песком при насосной эксплуатации.

1. Наиболее эффективный метод — предупреждение и регулирование поступления песка из пласта в скважину. Первое осуществляют посредством либо установки специальных фильтров на забое, либо крепления призабойной зоны, а второе — уменьшением отбора жидкости. При этом целесообразно обеспечить плавный запуск песочной скважины последовательным увеличением длины хода s, числа качаний п или подливом чистой жидкости в скважину через затрубное пространство (20— 25% от дебита).

2. Обеспечение выноса на поверхность значительной части песка, поступающего в скважину. А. Н. Адонин показал, что такой вынос возможен при условии

ш_ж/ш_св>2 — 2,5, (11.69)

где ш_ж — скорость восходящего потока жидкости как отношение расхода жидкости к площади проходного сечения трубы (для учета роли свободного газа в движении песка скорость w_x можно оценить по сумме расходов жидкости и газа); w_CB — скорость свободного осаждения песчинки с расчетным диаметром, равным среднему диаметру наиболее крупной фракции, составляющей около 20% всего объема песка.

Если при заданных диаметрах труб и штанг условие (11.69) не выполняется, то можно уменьшить диаметр подъемных труб (или подобрать соответствующее сочетание подъемных труб и штанг), применить насосные установки с трубчатыми штангами, установить под насосом хвостовые трубы, спускаемые в зону перфорации, либо осуществить подкачку (подлив) чистой жидкости (нефти, воды) в затрубное пространство. Применение хвостовика уменьшает высоту пробки, образующейся на забое при остановке. При подливе затрачивается дополнительная энергия на подъем подливаемой жидкости, однако при этом исключается возможность прихвата насоса и хвостовика песком, заклинивания плунжера за счет уменьшения объемной концентрации песка в потоке.

В случае применения полых (трубчатых) штанг цилиндр насоса спускают на НКТ, а плунжер — на полых штангах. К верхнему концу штанг приваривают вертлюг для их подвески и патрубок с фланцем, к которому прикрепляют фланец гибкого шланга. Другой конец шланга присоединяют к выкидной линии. Кольцевое пространство между НКТ и штангами заливают водой или нефтью. Откачиваемая жидкость из плунжера попадает непосредственно в полые штанги, где скорость ее увеличивается, чем и достигается лучший вынос песка. При этом также исключается опасность заклинивания плунжера песком.

Рис. П. 15. Принципиальные схемы песочных якорей прямого (а) и обратного (б) действия и газопесочного (в) якоря:

/ — эксплуатационная колонна; 2 — слой накопившегося песка; 3 — корпус; 4 — приемная труба; 5 — отверстия для ввода смеси в якорь; 6 — труба для ввода смеси; 7 — трубки для ввода жидкости и песка

hjt

tfl

J

f::

3. Песочные якори (сепа- раторы) и фильтры, устанав- ливаемые у приема насоса, осуществляют сепарацию пес- ка от жидкости. Работа песоч- ных якорей основана на гра-

I витационном принципе. В якорях прямого и обратного действия (рис. 11.15) жид- кость изменяет направление движения на 180°, песок отде- • ляется под действием силы тяжести и осаждается в пе- сочном «кармане», при запол- нении которого якорь извлека- ют на поверхность и очища- ют. Условием эффективной

работы является существование в коре скорости восходящего потока жидкости, меньшей скорости осаждения песчинок. По опытным данным А. М. Пирвердяна якорь обратного действия значительно эффективнее якоря прямого действия, так как бла- годаря насадке увеличивается скорость нисходящего потока жидкости с песком. Песочный якорь прямого действия одно- временно является газовым якорем. Применение песочных якорей — не основной, а вспомогательный метод борьбы с пес- ком. Этот метод эффективен для скважин, в которых поступле- I ние песка непродолжительно и общее количество его невелико.

Противопесочные фильтры, устанавливаемые у приема на- соса, предупреждают поступление в насос песчинок средних и крупных размеров (более 0,01 мм в зависимости от соотноше- ния размеров песчинок и каналов материала фильтра). Извест- ны сетчатые, проволочные, капроновые, щелевые, гравийные, металлокерамические, цементно-песчано-солевые, песчано-пла- стмассовые, пружинные и другие фильтры. По данным А. М. Пирвердяна лучшими являются сетчатые фильтры с раз- мерами ячеек 0,25X1,56 мм. Вследствие быстрого засорения (забивания, заиливания) противопесочные фильтры не нашли широкого распространения. Их целесообразно помещать в кор- пус с «карманом» для осаждения песка (не образуется забой- ная пробка, уменьшается скорость заиливания) или сочетать с песочным якорем.

3. Однако полностью избежать вредного влияния песка не удается. Некоторое его количество поступает в насос и приво- дит к износу пары плунжер — цилиндр и клапанов. Поэтому используются специальные насосы для песочных скважин.

Научно-технический прогресс связан с усовершенствованием стандартных насосов, созданием насосов в абразивостойком

исполнении и новых конструкции с защитои трущейся пары плунжер — цилиндр. Насосы повышенной износостойкости имеют плунжер, напыленный твердыми сплавами или хромированный, с азотированными втулками. Применяют насосы следующих конструкций: с малыми зазорами между плунжером и цилиндром; с сепаратором внутри плунжера; с гидрозащитой пары плунжер — цилиндр (с вязкопластическим уплотнением,, с использованием феррожидкостей); с плунжерами, имеющими круговые канавки; типа «пескобрей»; с магнитными плунжерами; с гидрозащитой (использовании полых штанг) и другие.

Для предотвращения образования осадка песка на штанговой колонне устанавливают скребки-завихрители. Скребок-за- вихритель представляет собой болванку со спиральными проточными канавками на наружной поверхности для пропуска- жидкости. Диаметр скребка несколько меньше внутреннего диаметра НКТ. При движении штанг создается завихрение струи, что препятствует оседанию песка над насосом. При остановке СК песок, находящийся в жидкости, оседает на верхние торцовые площадки скребков-завихрителей, а не на плунжер насоса. Их применяют также и для борьбы с отложениями парафина в НКТ, и для предотвращения истирания штанг в наклонных скважинах.

2. Эксплуатация наклонных и искривленных скважин

В условиях месторождений Западной Сибири целесообразно размещение скважин кустами, при этом стволы бурят наклонно-направленно. Идеально вертикальных скважин не существует.

При большой кривизне ствола скважины наблюдается интенсивное истирание насосно-компрессорных труб и штанг вплоть до образования длинных щелей в трубах или обрыва штанг. Для медленного проворачивания колонны штанг и плунжера «на заворот» при каждом ходе головки балансира с целью предотвращения одностороннего истирания штанг, муфт и плунжера, предотвращения отворотов штанг и удаления парафина при использовании пластинчатых скребков применяют штанговращатель (рис. 11.16). Он состоит из круглого зубчатого диска (шестерни), закрепленного на устьевом штоке горизонтально, и храпового механизма с шарнирным зубом и рычагом, который тросом соединяется с неподвижной точкой. При каждом качании балансира трос натягивается и посредством храпового механизма поворачивает диск и, соответственно,, штанги на один шаг зубчатого диска. Штанги делают один оборот за число качаний, равное количеству зубьев в диске по его периметру. Для уменьшения износа трение скольжения заменяют трением качения посредством использования муфт-вста-

Рис. 11.16. Штанговращатель с червячным механизмом вращения:

1 — траверса канатной подвески; 2— шариковый подшипник; <? —червячная шестерня;: 4— сухари «клинового зажима сальникового штока; 5 —гайка; 6 — сальниковый шток; 7 — червячный вал; 8 — кронштейны с подшипниками скольжения; 9 —распорная втулка;. 10— храповое колесо; 11—рычаг; 12 — шплинт; 13 — собачка; 14 — отверстие для тросика

вок, снабженных роликами. Применяют также протекторные и- направляющие муфты, скребки-завихрители. Кроме того, принимают режим откачки, характеризующийся большой длиной хода s и малым числом качаний п.

2. Эксплуатация насосных скважин при добыче высоковязких нефтей

В последнее время в разработку вовлекаются месторождения с высоковязкими нефтями. Основной способ подъема- таких нефтей на поверхность — штанговый скважиннонасосный. Это объясняется малодебитностью скважин и экономической неэффективностью других способов. В процессе эксплуатации возникают осложнения, вызванные силами гидродинамического трения при движении штанг в жидкости, а также движения жидкости в трубах и через нагнетательный и всасывающий клапаны. Вредное влияние гидродинамических сил трения сводится к увеличению максимальной нагрузки р_тах,. уменьшению минимальной нагрузки р_тт и коэффициента полезного действия ШСНУ. При откачке нефтей с вязкостью более 500 мПа-с может происходить «зависание» штанг в жидкости при ходе вниз.

С целью уменьшения влияния вязкости применяют различные технические приемы и технологические схемы добычи. При откачке высоковязких нефтей используют специальные двухплунжерные насосы, увеличивают диаметр НКТ, насоса и проходные сечения в клапанах насоса, устанавливают тихоходный режим откачки (уменьшают число качаний до 3—4 мин^-1 и длину хода до 0,6—0,9 м). Силы гидродинамического трения прямо пропорциональны скорости откачки sn.

Снижения вязкости откачиваемой жидкости можно достичь подливом растворителя (маловязкой нефти) в затрубное пространство (10—15% расхода добываемой нефти) или воды (для получения двухфазного потока нефть в воде), подогревом откачиваемой жидкости у приема насоса или закачкой горячего теплоносителя в затрубное пространство.

Известны также различные технологические схемы насосной добычи, согласно которым штанги помещают в среду маловязкой нефти или воды в НКТ, а продукция скважины поднимается по затрубному пространству выше пакера.

При обводненности продукции п_в = 0,4—0,8 водонефтяные эмульсии обладают высокой вязкостью, а гидродинамические силы трения достигают наибольшей величины. Если эмульсия неустойчивая, то на забое накапливается вода, что вызывает рост забойного давления. С целью снижения забойного давления можно применить хвостовик или увеличить глубину спуска насоса, если этому не препятствует степень загруженности станка-качалки. При откачке эмульсии типа нефть в воде возрастают износ, утечки, снижается усталостная прочность* штанг, повышается их обрывность.

2. Борьба с отложениями парафина

При добыче парафинистой нефти происходит отложение парафина на стенках НКТ. В результате этого сужается поперечное сечение труб, возрастает сопротивление движению жидкости и перемещению колонны штанг, увеличивается нагрузка на голову балансира СК, нарушается его уравновешенность, уменьшается коэффициент подачи. Отдельные комки парафина, попадая под клапаны насоса извне, могут нарушить их герметичность. При подъеме штанг во время ремонта плунжер или вставной насос срезает парафин со стенок НКТ и образует над собой сплошную парафиновую пробку, которая выталкивает нефть из труб и загрязняет территорию возле скважины. Иногда становится невозможным подъем колонны штанг из-за уплотнения парафина.

Для борьбы с отложениями парафина применяют такие же методы, как и при фонтанной и газлифтной эксплуатации.

Если интенсивность отложения парафина невелика, то при^- каждом подземном ремонте поднимают трубы на поверхность- и удаляют из них парафин пропариванием с помощью паропередвижной установки.

Пропарку труб осуществляют и в работающей скважине. Для этого с помощью паропередвижной установки в затрубное- пространство подают пар, который через насос поступает в насосно-компрессорные трубы. Трубы нагреваются, парафин расплавляется и смывается потоком. Смесь нефти, воды и парафина по выкидной линии поступает на сборный пункт. Вместо пара подают и нагретую нефть.

Широко применяется метод депарафинизации с помощью- пластинчатых скребков. Скребки крепят хомутами к штангам на расстоянии друг от друга не более длины хода плунжера. Ширина скребка на 5—8 мм меньше диаметра НКТ. Насосные установки оборудуют штанговращателями. Колонна насосных штанг с укрепленными на них скребками поворачивается при каждом ходе вниз, при этом боковые грани скребков срезают парафин со стенок труб.

2. Периодическая эксплуатация малодебитных скважин штанговыми скважинными насосными установками

Скважины с дебитом жидкости до 5 м³/сут независимо от высоты подъема жидкости относят к малодебитным.

Непрерывная откачка жидкости из таких скважин при полном заполнении цилиндра насоса практически не применяется, так как: а) существующие СК, как правило, не могут обеспечить малую подачу (технологическая причина); б) средний отбор по мере износа насоса меньше установленного дебита (экономическая причина). В случае непрерывной откачки при неполном заполнении цилиндра жидкостью, когда возможная подача установки больше дебита (оптимальный запас подачи равен двум), отбор из скважины больше, однако возрастает износ оборудования, уменьшается коэффициент полезного действия установки, повышается себестоимость добычи нефти. Себестоимость подъема 1 т нефти на поверхность равна отношению эксплуатационных расходов к накопленной добыче. Эксплуатационные расходы состоят из энергетических затрат, затрат на ремонт оборудования и амортизационных отчислений (отчислений на погашение первоначальной стоимости оборудования). Затраты зависят от продолжительности работы установки. Поэтому наиболее целесообразна периодическая эксплуатация таких малодебитных скважин. За счет уменьшения продолжительности работы уменьшаются эксплуатационные расходы и, как следствие, при одной и той же накопленной добыче — ее себестоимость.

Характер изменения забойного давления р₃ и притока жидкости в скважину Q во времени при периодической эксплуатации показан на рис. 11.17. Цикл периодической откачки (£_ц) состоит из двух процессов: накопления жидкости (/_н) — рост рз при уменьшении Q; откачки жидкости (to)—уменьшение Рз при увеличении Q.

Выбор скважин для периодической откачки осуществляется на основе анализа геолого-технологических и технико-экономических факторов. Основными из них являются следующие: относительное снижение дебита — отношение среднего дебита Q_n, получаемого при периодической откачке, к дебиту при непрерывной откачке Q_Hn:

cpn = Qn/Q„n<l; (11.70)

коэффициент запаса подачи — отношение возможной подачи Q_H данной установки при полном заполнении цилиндра жидкостью к фактическому дебиту при непрерывной откачке:

6п ⁼ CCnQrlQ^n ⁼ Qh/Qhiii (11.71)

где а_п — фактический коэффициент подачи нового насоса; Q_T— теоретическая подача насоса.

Относительное снижение дебита <р_п оценивают из условия, что себестоимость нефти С_п при периодической откачке не .должна быть выше себестоимости С_нп при непрерывной откачке, то есть Сп<С„п. Желательно, чтобы ф_п изменялось от 0,8 до 0,95. А. Н. Адонин рекомендует принимать в_п от 1,5 до 3,5.

Р

Qn — фп(?нп Л

г\ Qnto (?н V =

to + tn ~ ₄ , Jh [ to ^J

I I Q H

to фп(?нп

>фп<?нп = —%-= > (11.72)

_{1 +} _*L

Периоды /_н и t₀ можно рассчитать теоретически. Такой рас- ■чет обычно не дает надежных результатов вследствие наличия различных осложнений в эксплуатации, отсутствия качественных исследований. На практике с помощью динамографа устанавливают момент, когда уровень жидкости достигает приема насоса и происходит подсос газа из затрубного пространства (см. рис. 11.12,6), тем самым определяют продолжительность откачки. А периоды накопления t_H подбирают опытным путем, изменяя их продолжительность для получения приемлемого ф_п.

Период откачки изменяется с помощью автоматических устройств, включающих и отключающих СК. Работа их может быть основана на разных принципах: реле времени (при этом не учтен износ насоса); по прекращению подачи; косвенное измерение уровня жидкости в скважине; динамографическое реле; датчики силы и давления и др.

По мере износа насоса для поддержания дебита скважины необходимо интенсифицировать режим работы установки за счет запаса подачи и увеличить продолжительность откачки. Замену насоса рекомендуется проводить, когда t₀ увеличится в 10—15 раз.

На периодическую эксплуатацию целесообразно переводить скважины, характеризующиеся малыми коэффициентами продуктивности, большими пластовыми давлениями, большими диаметрами эксплуатационной колонны. Чем больше t_s, тем более выгодна периодическая откачка, так как при этом увеличивается время простоя оборудования, а следовательно, экономится электроэнергия и меньше изнашивается оборудование. Чем больше частота ремонтов и стоимость каждого ремонта, тем в большей степени скважина подходит для периодической откачки. При наличии зумпфа в скважине можно избежать потерь в добыче нефти, периодически откачивая жидкость из него. В карбонатных пластах для такой же цели создают накопительные камеры на забое в виде расширения и углубления ствола скважины. Перевод на периодическую откачку не рекомендуется при обводненности более 80—90% и содержании песка более 1%. При правильно организованной периодической эксплуатации календарный межремонтный период по смене насоса увеличивается по сравнению с непрерывной эксплуатацией в 2—3 раза.

2. Автоматизированный контроль и управление скважинами, оборудованными штанговыми скважинными насосными установками

Автоматизация скважины, оборудованной ШСНУ, может быть местной (локальной) и дистанционной. При местной автоматизации насосные скважины оснащаются станцией управления тип БУС-ЗМ, электроконтактным манометром типа ВЭ-16РБ и манометром для контроля затрубного давления. Станция управления состоит из следующих основных частей:

силовой части, предназначенной для управления электродвигателем станка-качалки;

блока управления и защиты, обеспечивающего формирование сигналов управления, контроль состояния оборудования станка-качалки и формирование сигнала аварийного отключения;

первичного преобразователя давления, предназначенного для формирования аварийного сигнала при повышении или понижении давления в выкидном трубопроводе.

Т

Рис. 11.17. Изменение режимных параметров при периодической эксплуатации скважины штанговой насосной установкой.

Штриховкой показаны накопленный приток за период и накопленная откачка за период t₀

автоматическое управление электродвигателем станка-качалки в аварийных случаях (при обрыве штанг и поломках редуктора, при токовых перегрузках, коротких замыканиях и обрывах фаз, неисправностях насоса);

отключение электродвигателя по импульсу от электро- контактного манометра при аварийных ситуациях на групповой замерной установке;

индивидуальный самоза- пуск станка-качалки после перерыва в снабжении электроэнергией;

программный запуск и остановку электродвигателя при периодической эксплуатации скважины.

Аварийное состояние устанавливается с помощью анализатора потребляемой мощности электродвигателем. При помощи анализатора мощности можно получить информацию для диагностики скважинного оборудования (поломка клапанов, обрыв штанг, заклинивание плунжера). Предусмотрено и ручное, управление работой станка-качалки.

Имеются также система контроля уровня жидкости в скважине типов СКУ-1Мм«Эхо» с глубиной измерения до 3000 м при давлении газа в затрубном пространстве до 15 МПа.

В случае местной (локальной) автоматизации при передаче информации на небольшие расстояния (в пределах скважины, куста скважин или установки) применяют пневматические и электрические преобразователи, которые входят в конструкции датчиков. Для передачи информации на большие расстояния между контролируемым пунктом (КП) и пунктом управления (ПУ) применяются средства телемеханики, которые передают информацию в виде дискретных (цифровых) сигналов, представленных кодовыми комбинациями, то есть используются аналогоцифровые и цифроаналоговые преобразователи. При местной и дистанционной автоматизации датчики технологических параметров измеряют значения этих параметров и позво^

ляют получить на выходе стандартный (аналоговый) сигнал, пропорциональный этому значению. Средства телемеханики являются одним из компонентов автоматизированной системы управления технологическими процессами (АСУ ТП).

Для телемеханизации технологических объектов в нефтяной промышленности (скважин групповых замерных установок и кустовых насосных станций) применяют систему телемеханики ТМ-620. Эта система включает в себя пункт управления и контролируемые пункты. Она обеспечивает телеуправление двухпозиционными исполнительными устройствами ТУ, телеизмерение интегральных (дебит) ТИИ и текущих (давление и др.) ТИТ значений параметров, телединамометрирование (телеконтроль) ТД, телесигнализацию аварийного состояния объектов ТСА, телесигнализацию состояния двухпозиционного объекта ТСС, а также двухстороннюю телефонную связь.

Система рассчитана на работу по кабельной двухпроводной линии связи. Число таких линий связи (направлений) —до 15. К каждому направлению может подключаться до 15 пунктов контроля. Максимальная дальность действия составляет 60 км. Система питается от сети переменного однофазного тока 220 В промышленной частоты 50 Гц. Конструктивно пункт управления выполнен в напольных шкафах, а пункты контроля — в навесных шкафах.

Совместно с системой ТМ-620 работает устройство теледи- намометрирования частотное УТЧ, которое позволяет получать масштабное изображение динамограммы на экране динамоскопа, а также цифровую регистрацию или запись на магнитной ленте для дальнейшей обработки на ЭВМ. Устройство состоит из приемно-преобразовательного блока, частотного датчика линейных перемещений и частотного датчика угловых перемещений. При работе в режиме дистанционного динамометрирова- ния приемно-преобразовательный блок устанавливается на шасси автолаборатории.

Система телемеханики типа ТМ-660Р «Хазар» в качестве линии связи имеет выделенный радиоканал с одной или двумя несущими частотами, выделенную кабельную и воздушную линии.

Прогресс электронной техники привел к необычайно быстрой смене элементных баз устройств автоматики — от электромагнитных реле к полупроводниковым приборам, затем к интегральным микросхемам и поставил вопрос о применении микропроцессоров. Разрабатываются объектно-ориентирован- ные микропроцессорные комплексы, позволяющие дистанционно управлять кустами (группой) скважин с механизированной (газлифтной, насосной) добычей нефти, что обеспечит широкое внедрение автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП) в нефтедобыче.

2. Обслуживание скважин, оборудованных штанговыми скважинными насосными установками

Станок-качалку устанавливают на фундамент либо монолитный (бутобетонный или железобетонный), либо сборный (железобетонный или металлический). По окончании монтажа всего оборудования проводят обкатку станка-качалки на холостом ходу в течение трех часов. Затем присоединяют штанги н пускают станок-качалку в работу под нагрузкой.

По истечении первых нескольких дней работы следует осмотреть все резьбовые соединения и подтянуть их. В первые дни эксплуатации требуется систематически контролировать состояние сборки, крепления подшипников, затяжки кривошипных и верхних пальцев на шатуне, уравновешивание, натяжение ремней, отсутствие течи масла в редукторе, соответствие мощности и скорости вращения вала электродвигателя установленному режиму и т. п.

При обходе и осмотре насосных скважин необходимо проверять состояние клиноременной передачи; состояние валовых подшипников СК; крепление головки шатуна и пальца кривошипа; поступление смазки к трущимся поверхностям; работу сальника (ежесуточно надо подтягивать сальник до едва заметного нагрева штока); нефтяные и газовые линии (устранить пропуски); состояние территории вокруг станка-качалки и скважины (очистить от грязи и нефти); периодически (один раз в 2—3 месяца) общее состояние установки (крепление СК, узлов и т. п.).

Обнаруженные дефекты следует немедленно устранить.

В процессе эксплуатации необходимо регулярно проверять и смазывать узлы станка-качалки в соответствии с инструкцией их эксплуатации.

2. Техника безопасности и противопожарные мероприятия при эксплуатации скважин, оборудованных штанговыми скважинными насосными установками

Работы по обслуживанию станков-качалок весьма опасны и трудоемки. Это обусловлено наличием движущихся частей и токонесущих линий, необходимостью смазки, обслуживания, частой смены и ремонта узлов и деталей. Опасности устраняются при надежном ограждении всех движущихся частей и проведении смазки, наладки, ремонта оборудования при полной остановке станка-качалки. Для устранения опасности падения с высоты при обслуживании и ремонте устраиваются площадки с ограждениями.

Работы, связанные со снятием и¹ надеванием канатной подвески, откидыванием или опусканием головки балансира, перестановкой пальцев кривошипов и уравновешиванием станков- качалок, присоединением и отсоединением траверсы, сменой балансира и откидной головки, снятием и установкой роторных противовесов, редукторов, электродвигателей, должны проводиться при использовании различных устройств, приспособлений и быть механизированы. При перестановке и смене пальцев кривошипно-шатунного механизма на сальниковый шток следует установить зажим, а шатун надежно прикрепить к стойке станка-качалки. Запрещается провертывать шкив редуктора вручную и тормозить его путем подкладывания трубы или лома в спицы. Противовес станка-качалки может устанавливаться на балансире только после соединения балансира с кривошипно-шатунным механизмом и сальниковым штоком. Противовесы должны быть надежно закреплены. При крайнем нижнем положении головки балансира расстояние между траверсой подвески сальникового штока или штангодержателем и устьевым сальником должно быть не менее 20 см.

Верхний торец устьевого сальника должен возвышаться над уровнем площадки не более чем на 1 м. При набивке уплотнения устьевого сальника крышка его должна удерживаться на полированном штоке специальным зажимом.

Перед пуском станка-качалки необходимо убедиться в том, что его редуктор не заторможен, ограждения установлены и в опасной зоне нет людей.

До начала проведения ремонтных работ или перед осмотром оборудования периодически работающей скважины с автоматическим, дистанционным или ручным пуском привод должен отключаться, а на пусковом устройстве вывешиваться плакат: «Не включать — работают люди!»

На скважинах с автоматическим и дистанционным управлением станков-качалок вблизи пускового устройства на видном месте должны быть укреплены щнтки с надписью: «Внимание! Пуск автоматический». Такая же надпись должна быть на пусковом устройстве.

Персонал, обслуживающий насосную установку, должен иметь отчетливое представление об опасностях электрического тока, о правилах электробезопасности и уметь оказать первую помощь при поражении электрическим током.

Контрольные вопросы

1. Объясните схему штанговой скважиннонасосной установки и принцип ее работы.

2. Как рассчитать подачу штанговой скважиннонасосной установки и от чего она зависит?

3. Объясните направления возможного повышения коэффициента подачи штангового насоса.

4. Какие нагрузки действуют на насосные штанги и как их можно рассчитать и измерить?

5. Объясните причины отличия длины хода плунжера и длины хода устьевого штока.

6. Зачем и как уравновешивают станки-качалки?

7. Назовите типы скважинных штанговых насосов и условия их применения. ^v

8. Как выбирают оборудование и устанавливают параметры работы штанговой насосной установки?

9. В чем состоит особенность исследования работы насосных скважин, оборудованных штанговыми скважиннонасосными установками?

10. Охарактеризуйте основные направления обеспечения нормальной эксплуатации насосных скважин, в осложненных условиях.

11. Когда и как организуют периодическую эксплуатацию насосных скважин, оборудованных ШСНУ?

12. Объясните назначение и устройство станции управления БУС-ЗМ.

Глава 12

ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН БЕСШТАНГОВЫМИ НАСОСАМИ

В штанговой скважиннонасосной установке наиболее ответственное и слабое звено — колонна насосных штанг. В связи с этим разработаны насосные установки новых типов с переносом привода (первичного двигателя) в скважину к насосу. К ним относятся установки погружных центробежных и винтовых электронасосов.

1. Схема установки центробежного электронасоса

Установки погружных центробежных электронасосов (УЭЦН) широко начали применять для эксплуатации скважин с 1955 г.

УЭЦН состоит из погружного агрегата, оборудования устья, электрооборудования и НКТ (рис. 12.1).

Погружной агрегат включает в себя электроцентробежный насос 5, гидрозащиту и электродвигатель 3. Он спускается в скважину на колонне НКТ 7, которая подвешивается с помощью устьевого оборудования 11, устанавливаемого на колонной головке эксплуатационной колонны 1. Электроэнергия от промысловой сети через трансформатор 14 и станцию управления 13 по кабелю 8, прикрепленному к наружной поверхности НКТ крепежными поясами 9 (хомутами), подается на электродвигатель

3. с ротором которого связан вал центробежного электронасоса 5 (ЭЦН). ЭЦН подает жидкость по НКТ на поверхность. Выше насоса установлен обратный шаровой клапан 6, облегчающий пуск установки после ее простоя, а над обратным клапаном — спускной клапан для слива жидкости из НКТ при их подъеме. Гидрозащита включает в себя компенсатор 2 и протектор 4,

Рис. 12.1. Схема установки погружного центробежного электронасоса:

1 — эксплуатационная колонна; 2 — компенсатор: 3 — электродвигатель; ~4 — протектор; 5 — центробежный электронасос; 6 — обратный н спускной клапаны; *7 — насосно-компрессорные трубы; 8 — электрический кабель; 9 — крепе^кный пояс;-*/0 — обратный перепускной клапан; Л — оборудование устья; 12 — барабан для кабеля; 13 — станция управления; 14 — трансформатор

Погружной насос, электродвигатель и гидрозащита соединяются между собой фланцами и шпильками. Валы насоса, двигателя и гидрозащиты имеют на концах шлицы и соединяются между собой шлицевыми муфтами.

Насос погружают под уровень жидкости в зависимости от количества свободного гяза на глубину до 250—300 м, а иногда и до 600 м.

2. Основные узлы установки центробежного электронасоса

Установки ЭЦН выпускают для эксплуатации высокодебит- ных, обводненных, глубоких и наклонных скважин с дебитом 25—1300 м³/сут и высотой подъема жидкости 500—2000 м.

В зависимости от поперечного размера погружного агрегата УЭЦН подразделяют на три условные группы 5, 5А и 6 с диаметрами соответственно 92, 103 и 114 мм. Они предназначены для эксплуатации скважин с внутренними диаметрами эксплуатационных колонн соответственно не менее 121,7; 130; 144,3 мм,

й установки УЭЦН 6-500-1100 и УЭЦН 6-700-800 — для скважин диаметром эксплуатационной колонны 148,3 мм.

В качестве примера приведем три шифра установок: УЗЭЦН 5 130-1200, У2ЭЦНИ 6-350-1100 и УЭЦН 5-180-1200, где кроме УЭЦН приняты следующие обозначения: 3 — модификация;

5 — группа насоса; 130 — подача, м³/сут; 1200 — развиваемый напор, м; И — износостойкое исполнение; К — коррозионностойкое исполнение (остальные обозначения аналогичны).

Рассмотрим основные узлы установок ЭЦН.

Центробежные электронасосы — это погружные, центробежные, секционные, многоступенчатые насосы (рис. 12.2). По принципу действия они не отличаются от обычных центробежных насосов, применяемых для перекачки жидкости.

Секции насоса 1 и 2, связанные фланцевыми соединениями, представляют собой металлический корпус 8, изготовленный из стальной трубы длиной до 5,5 м. В корпус секции вставляется пакет ступеней, представляющий собой собранные на валу 9 рабочие колеса 7 и направляющие аппараты 6. Рабочие колеса устанавливаются на валу на продольной механической шпонке, они могут перемещаться в осевом направлении. Направляющие аппараты закреплены от проворота в корпусе гайкой-ниппелем, расположенным в верхней части корпуса. Число ступеней колеблется от 127 до 413.

Снизу в корпус ввинчивают основание 13 насоса с приемными отверстиями и фильтром-сеткой 14, через которые жидкость из скважины поступает в насос.

Верхний конец вала насоса вращается в подшипнике скольжения и заканчивается пятой 4, воспринимающей нагрузку на вал. Радиальные усилия в насосе воспринимаются подшипниками скольжения 11, устанавливаемыми в основании, ниппеле и на валу насоса.

В верхней части насоса (верхней секции 1) находится ло- вильная головка, в которой расположен обратный клапан и к которой крепятся НКТ.

Погружной электродвигатель. В качестве привода насоса используется погружной, трехфазный, асинхронный с короткозамкнутым многосекционным ротором вертикального исполнения, маслонаполненный электродвигатель типа ПЭД (рис. 12.3). Погружной электродвигатель состоит из статора 10, ротора И, головки 7 и основания 12. Корпус статора изготавливается из стальной трубы, на концах которой предусмотрена резьба для

Рис. 12.2. Погружной центробежный электронасос:

/ — верхняя секция с ловильной головкой; 2 — нижняя секция; 3 — шлицевая муфта; 4 — опорная пята; 5 — корпус подшипника; 6 — направляющий аппарат; 7 — рабочее колесо; « — корпус; 9 — вал; 10 — шпонка; 11 — подшипник скольжения; 12 — защитная втулка;

12. — основание; 14 — фильтр; 15 — приводная муфта, закрытая защитной крышкой

Рис. 12.3. Погружной электродвигатель:

/•—крышка защитная верхняя; 2 — крышка защитная кабельного ввода; 3 — колодка кабельного ввода; 4 — муфта шлицевая; 5 — пята; 6 — подпятник; 7 — головка; 8 — фильтр; 9 — турбинка; /(7 —статор; // — ротор; 12 — основание; 13 — крышка защитная нижняя

подсоединения головки и основания двигателя. Магнитопровод статора собирается из активных и немагнитных шихтованных жестей, имеющих пазы, в которых располагается обмотка. Фазы обмотки соединены в звезду. К концам обмотки статора припаивают специальные выводные концы, изготовленные из многожильного медного провода с изоляцией, имеющей высокую электрическую и механическую прочность. Выводные концы обмотки соединяют с кабелем через специальную изоляционную штепсельную колодку (муфту для двигателей диаметром 117 мм) кабельного ввода 3. Токоввод может быть и ножевого типа, представляющий собой плоскую колодку, контакты в которой залиты резиной.

Двигатель заполняется специальным, маловязким, высокой диэлектрической прочности маслом, служащим как для охлаждения, так и для смазки. Дополнительную циркуляцию масла и смазку подшипников ротора обеспечивает турбинка 9. Фильтр 8 очищает масло. В головке двигателя расположены пята 5 и подпятник 6.

Погружные электродвигатели имеют следующие шифры: ПЭД 125-138АВ5, где 125 — номинальная мощность, кВт (16— 125 кВт); 138 — диаметр корпуса, мм (103—138 мм); АВ5 — серия двигателя. При работе электродвигателя серии АВ5 температура окружающей среды не должна превышать 50—70 °С. Разрабатываются двигатели серий ДВ5 и КВ5, рассчитанные на температуру +60—70 °С, БВ5 и J1B5 — на температуру +90°С. Для погружных электродвигателей линейное напряжение составляет 380—2300 В, сила номинального тока — 24,5—86 А при частоте 50 Гц. Частота вращения ротора 3000 мин^-1.

Гидрозащита предназначена для защиты ПЭД от проникновения в его полость пластовой жидкости. Она состоит из протектора и компенсатора (см. рис. 12.1).

Протектор устанавливается между ЭЦН и ПЭД. Он имеет две камеры, разделенные эластичной резиновой диафрагмой и заполненные маслом. Протектор обеспечивает смазку упорного подшипника, который воспринимает осевую нагрузку от вала ЭЦН, и защищает ПЭД от проникновения в его полость скважинной жидкости. Выравнивание давления в протекторе и в скважине обеспечивается обратным клапаном, расположенным в нижней части протектора. Пробка обратного клапана должна выворачиваться перед спуском погружного агрегата в скважину.

Компенсатор присоединяется к основанию ПЭД. Он состоит из маслонаполненной камеры, образуемой эластичной резиновой диафрагмой и защищенной от повреждений стальным корпусом. Полость за диафрагмой сообщена со скважиной отверстиями. Компенсатор защищает ПЭД от проникновения в его полость скважинной жидкости.

Кабёль. С поверхности до погружного агрегата подводят питающий, .полиэтиленовый (изоляция в один или два слоя), бронированный (эластичная стальная оцинкованная лента) круглый кабель (типа КПБК), а в пределах погружного агрегата — плоский (тира КПБП). Переход от круглого кабеля к плоскому сращивается\горячим способом в пресс-формах. Строительная длина кабеля\составляет 800—1800 м. Кабеля берут из расчета на максимальную глубину подвески агрегата, а излишек оставляется на кабельном барабане (см. рис. 12.1). Потери напряжения в кабеле составляют 25—125 В на 1000 м.

Станция управления и комплектное устройство, автоматизация скважин. Станция управления обеспечивает включение и отключение установки, самозапуск после появления исчезнувшего напряжения и аварийное отключение (перегрузки, короткое замыкание, колебания давления, отсутствие притока в насос и др.).

Станция управления типа ШГС-5804 предназначена для управления УЭНЦ с электродвигателем мощностью до 100 кВт, а комплектное устройство типа КУПНА-79 — свыше 100 кВт. Они имеют ручное и автоматическое управление, управление с диспетчерского пункта, работают по программе.

Наряду со станцией управления автоматизация скважины, оборудованной УЭЦН, предусматривает применение разгруженного отсекателя манифольдного типа РОМ-1. Отсекатель перекрывает выкидную линию при повышении или резком снижении давления (вследствие порыва трубопровода).

Трансформаторы, повышают напряжение подачи электроэнергии от напряжения промысловой сети (380 В) до напряжения питающего тока в ПЭД (350—6000 В) с учетом потерь напряжения в кабеле. Ранее трансформаторы выполнялись не маслозаполненным (сухими). В настоящее время используются силовые с масляным охлаждением трансформаторы типов ТМП и ТМПН и специальные комплектные трансформаторные подстанции типов КТП и КТППН. Они предназначены для установки на открытом воздухе. Трансформаторы подбирают по типу погружного электродвигателя.

Оборудование устья скважины. Оборудование устья ОУЭ обеспечивает муфтовую подвеску НКТ, герметизацию устья (вывод кабеля и НКТ), подачу продукции и регулирование режима эксплуатации и возможность проведения различных технологических операций (рис. 12.4). Герметичность вывода кабеля и НКТ достигается с помощью разъемного конуса, вставляемого в крестовину, резинового уплотнения и фланца. Для отвода затрубного газа в линию нефтегазосбора монтируется обратный клапан.

Беструбные конструкции УЭЦН. С целью увеличения дебита и высоты подъема, уменьшения металлоемкости УЭЦН были

разработаны беструбие конструкции с применением грузо- несущего кабель-каната, например, УЭЦНБ- /6А-250-1050, где Б обозначает? беструбную установку. Кабель-канат выдерживает нагрузку 100 кНза счет проволочной стальной оплетки, обвитой вокруг него. В скважине размещаются снизу-вверх насос, гидрозащита и электродвигатель. Это позволяет увеличить диаметр погружного агрегата и соответственно напор, развиваемый одной ступенью, почти в 2 раза.

С

Для данной конструкции наиболее сложна борьба с песком, отложениями парафина.

3. Подбор установок центробежных электронасосов к скважинам

При подборе УЭЦН к скважине руководствуются паспортной (заводской) характеристикой насоса-—зависимостями напора Н, потребляемой мощности N и коэффициента полезного действия т] от подачи Q насоса. Вероятная характеристика работы насоса в конкретной скважине может существенно отличаться от паспортной вследствие качества изготовления насоса, отличия вязкости откачиваемой жидкости от вязкости воды и наличия в продукции скважины свободного газа. Влияние этих факторов целесообразнее устанавливать испытаниями. В литературе име

ются графики и формулы для определения поправок к величинам Н, (Ли г).

Для вьгбора УЭЦН на условную напорную характеристику скважины W_c (Q) накладываем характеристику H(Q) такого насоса, который обеспечивает в области максимального значения т] подачу, равную заданному дебиту, и Н^Н_С (рис. 12.5).

Условная 'напорная характеристика скважины представляет собой зависимость между дебитом Q и напором #_с, необходимым для подъема жидкости на поверхность:

Hc = h%-\--^-\-h_Tp — h_r, (12.1)

где ■—расстояние от устья до динамического уровня; р₂ —

устьевое давление; \р — средняя плотность жидкости в НКТ; g — ускорение свободного падения; А_тр-—потери напора на трение при движении жидкости в НКТ; h_r — высота подъема жидкости в НКТ за счет энергии выделяющегося из нефти газа.

Величину Л_тр вычисляют по формуле Дарси — Вейсбаха при задаваемом диаметре d НКТ.

<>, м³/сут <150 150—300 >300

d, мм 50 63 76

О

Точка А на рис. 12.5 характеризует совместную согласованную работу насоса и скважины, однако не при оптимальном режиме работы насоса. Известно два метода регулирования и согласования их работы. В области оптимального режима согласовать работу можно изменением характеристики либо скважины (точка В'), либо насоса (точка В"), то есть изменить напор на АН. В первом случае требуется увеличить устьевое давление р₂ на величину Ap = AHpg за счет использования местного сопротивления (устьевой штуцер). Это однако приводит к увеличению нагрузки на подшипники насоса., ухудше-

z

(12.2)

Требуется снять ступеней

Az = z-z_e = z( 1-^)=_ZM

Выбранный насос и погружной агрегат в целом должен соответствовать габаритам скважины.

Методика расчета с использованием кривых распределения давления в скважине (рис. 12.6) позволяет учесть наличие газа в продукции. Кривая 1 p(z) строится по принципу снизу-вверх от забойного давления р₃ на глубине скважины Н, а кривая 2 p(z) — по принципу сверху-вниз от устьевого давления р%. От уровня давления насыщения р_н строится кривая 3 расходного газосодержания [J до глубины L_mln, где расходное газосодержа- ние достигает критического значения р'пр, при котором характеристика насоса существенно ухудшается. Поле между кривыми 1 и 3 ниже L_min определяет область возможных условий работы ЭЦН (Рпр) и глубины его подвески L. Тогда насос должен развивать перепад давления Др_н, который пересчитывают в требуемый напор насоса Н. Имея Н и Q, выбирают типоразмер ЭЦН. Указанные кривые целесообразно дополнить кривыми 4 и 4' распределения температуры T(z) от забойной температуры Т_а до устьевой температуры Т₂, что позволяет учесть температурные условия работы ЭЦН. Скачок температуры АТ обусловлен тепловой энергией, выделяемой электродвигателем и насосом лри работе.

3. Исследование скважин, оборудованных установками центробежных электронасосов

Исследование можно осуществить при установившихся и не- установившюсся режимах (см. гл. 6).

Для построения индикаторной линии необходимо иметь дебит Q, пластовое р_пл и забойное р₃ давления. Дебит и пластовое давление измеряют как и при рассмотренных выше способах эксплуатации. 'Забойное давление рассчитывают по давлению на приеме насооа рщ, или по определяемому с помощью эхолота уровню жидкости в затрубном пространстве.

Для непосредственного измерения р_пр в НКТ несколько выше ЭЦН предварительно устанавливают специальное запорное приспособление (устройство) с уплотнительным седлом, называемое суфлером. Скважинный манометр оборудуют специальным наконечником. При посадке через НКТ манометра в седло заглушка суфлера сдвигается и открывает отверстия, связывающие манометр с затрубным пространством скважины.

Менее точно давление р_пр можно рассчитать по давлению на выкиде насоса р_вык, измеряемому скважинным манометром, спущенным в НКТ, и паспортному напору Я₀, развиваемому насосом при закрытой выкидной (манифольдной) задвижке.

Наиболее простой и наименее точный метод определения коэффициента продуктивности основан на измерениях давления на устье при двух режимах работы (подача насоса Q', Q"). Режим работы изменяют дросселированием потока на устье (прикрытием задвижки). На каждом режиме после его стабилизации закрывают манифольдную задвижку и измеряют давление на устье (р₂ръ"). Тогда коэффициент продуктивности

Ko=(Q'-Q")/(P2"-P2'). (12.4)

Этот метод может применяться для качественного выявления причин снижения дебита — ухудшения свойств призабойной зовы, износа насоса. Если дебит снизился при понижении динамического уровня, то образовалась забойная пробка или ухудшились свойства призабойной зоны. При отсутствии понижения динамического уровня причиной снижения дебита явился газ, поступающий в значительном количестве в насос. При этом обычно повышается давление в затрубном пространстве или возрастает подача после остановки.

Кривую восстановления забойного давления можно снять при спуске манометра в суфлер. При этом необходимо быть уверенным в герметичности обратного клапана и посадки манометра в суфлере.

Индикаторную линию и кривую восстановления давления обрабатывают обычными способами.

4& 3

Читальный 4

ЗАЛ 4

V ' Ж 18

”=т=ТЖ’ <^2Л0> 34

<^ЗЛ2> 54

*м=й--Лг^и(—l-Ь Р-²²> 159

)J(f-)»..'• <⁷-²⁷> 162

Перед монтажом установки центробежного электронасоса скважину необходимо тщательно подготовить. /Для этого ее промывают, то есть очищают от грязи и песчаной пробки, и шаблонируют (проверяют проходимость ствол/) колонну от устья до глубины, превышающей глубину спуска агрегата на 100—-150 м. Длина шаблона составляет 10 м, а диаметр на 3 мм превышает максимальный диаметр погружного агрегата.

Погружной агрегат спускают на НКТ с использованием вышки или мачты (см. гл. 16). Для этого применяют также специальный пьедестал и хомут-элеватор. Погружное оборудование монтируют непосредственно на устье скважины. Во время спуско-подъемных операций на скважине используется кабельный ролик, через который кабель направляется к устью. Его подвешивают на поясе вышки или мачты на высоте 4—5 м. Для самопогрузки и транспортировки кабельных барабанов, насосов и двигателей, станций управления и трансформаторов используются автомобильные агрегаты типа АТЭ-6. Перемотку кабеля, погрузку, выгрузку и транспортировку кабельных барабанов осуществляют с помощью установки типа УПК-200 (санный и колесный варианты).

При свинчивании НКТ необходимо следить, чтобы подвешенная колонна не проворачивалась. В противном случае кабель,, закрученный вокруг труб, увеличивает общий диаметральный размер погружной части установки и при спуске может получить механическое повреждение. В процессе спуска через каждые 300 м необходимо измерять сопротивление изоляции двигателя с кабелем. При резком снижении сопротивления изоляции спуск, агрегата необходимо прекратить. Минимальное допустимое сопротивление изоляции всей установки после спуска агрегата в. скважину составляет 10 Ом.

Для измерения электрических параметров УЭЦН и их технического обслуживания имеются автомобильные полевые лаборатории бесштанговых насосов типа ПЛБН-64, а для ремонта средств телемеханики и автоматики нефтепромыслов — автомобильный агрегат типа АРСТА-1.

Монтаж заканчивают установкой оборудования устья скважины и всего поверхностного оборудования.

В процессе эксплуатации погружные электронасосы не требуют постоянного ухода за ними. Наблюдение заключается в следующем:

не реже одного раза в неделю измеряют подачу насоса; еженедельно измеряют напряжение и силу тока электродвигателя; \

периодически очищают аппаратуру станции управления от пыли и грязи, подтягивают ослабевшие и защищают подгоревшие контакты, проверяют затяжку болтов на клеммах трансформатора (обесточенных);

устраняютднегерметичности трубопроводов.

Неполадки\в работе скважины могут быть вызваны отложениями песка, парафина и солей, вредным влиянием газа. Методы борьбы таки§ же, как и при других рассмотренных способах эксплуатации. \

Борьба с вредным влиянием газа на работу ЭЦН осуществляется так. Увеличивают глубину погружения насоса под динамический уровень, в результате чего возрастает давление на приеме и, как следствие, уменьшается объемный расход свободного газа за счет сжатия, т. е. увеличивается растворимость газа в нефти. На глубине, где давление на приеме насоса равно давлению насыщения нефти, весь газ растворен в нефти и его вредное влияние прекращается. Однако для этого дополнительно задалживаются НКТ, кабель, требуется насос, развивающий большой напор.

В настоящее время научно-технический прогресс развивается в направлении использования ЭЦН, предназначенных для работы при повышенном входном газосодержании. Для этого в ЭЦН первые 10—15 рабочих ступеней (рабочих колес и направляющих аппаратов) устанавливают на повышенную подачу газожидкостной смеси. В промысловых условиях это легко осуществить, использовав рабочие ступени от насоса тех же габаритов, но с большей подачей. Испытываются насосы с газовыми центробежными сепараторами на приеме. При этом отделившийся газ поступает в затрубное пространство и перепускается на устье в выкидную линию.

Для эксплуатации скважин при наличии агрессивной среды используют установки в коррозионностойком исполнении. В целом УЭЦН в зависимости от количества агрессивных компонентов, содержащихся в откачиваемой жидкости, выпускают обычного исполнения (механических примесей до 0,1 г/л), износостойкого (механических примесей до 0,5 г/л) и коррозионностойкого (H₂S до 1,25 г/л и pH = 6,0—8,5). Содержание воды в продукции должно быть не более 99%. Разработаны установки ЭЦН, оснащенные системой ТМС-3.

Установки выпускаются в исполнении для умеренного климата. Допускается их применение в районах с холодным климатом. Для районов с холодным климатом установки комплектуются соответствующими трансформаторами.

При нарушении работы скважины (резком снижении или прекращении подачи насосом), а также при снижении сопротивления изоляции до 0,05 МОм погружной агрегат извлекают из скважины. Для этого выключают установку и рубильник-предохранитель, отсоединяют кабель от станции управления и приступают к ремонту скважины. При необходимости/заглушить скважину применяют только обратную промывку. Для освобождения НКТ от жидкости перед подъемом в колоньгу НКТ сбрасывают ломик диаметром 53 мм. Ломик ударяет по удлиненному концу штуцера сливного клапана, отламывает его в месте надреза и открывает отверстие для слива жидкости из НКТ. Тогда подъем труб проводится без разлива жидкости. Сломанный штуцер впоследствии реставрируют или заменяют новым.

3. Эксплуатация скважин погружными винтовыми электронасосами

Принципиальная схема установки винтовых электронасосов ^Г(УЭВН) аналогична схеме УЭЦН. Основная отличительная особенность состоит в использовании винтового насоса и другого электродвигателя.

Рабочий орган винтового насоса — однозаходный червячный винт, вращающийся в неподвижной обойме. Винт изготовлен из стали или титанового сплава; обойма резиновая в стальном корпусе. Внутренняя поверхность обоймы представляет двухзаход- ную винтовую поверхность, соответствующую однозаходному винту. Шаг винтовой поверхности Т_п в 2 раза больше шага винта t_B, то есть T_n = 2t_B.

Поперечные сечения обоймы в любом месте одинаковы, но повернуты относительно друг друга вокруг оси обоймы. Через расстояние вдоль оси, равное Т_п, эти сечения совпадают.

Любое поперечное сечение винта есть круг диаметром D. Центры этих кругов лежат на винтовой линии. Ось винтовой линии является осью вращения всего винта. Расстояние, на котором центр поперечного сечения (круга) винта отстоит от его оси, называют эксцентриситетом е. Во время работы насоса винт совершает сложное движение. Винт вращается вокруг своей оси. Одновременно ось винта (ось винтовой линии) совершает планетарное движение в обратном направлении. Картина движения винта становится понятной, если представить себе неподвижное зубчатое колесо с внутренним зацеплением по окружности диаметром D — 4е, по которому катится шестерня диаметром d—Че, причем сама шестерня вокруг своей оси катится в обратном направлении.

Винт и обойма по своей длине образуют ряд последовательных замкнутых полостей, так как гребень спирали винта по всей длине находится в непрерывном соприкосновении с обоймой.

Эти полости при вращении винта передвигаются от приема насоса к ею выкиду. Поскольку при вращении винт в осевом направлении не движется, то жидкость будет перемещаться вдоль осияна расстояние одного шага при повороте винта на один оборот Площадь сечения, занятого откачиваемой жидкостью, при любом положении винта равна 4eD. Тогда теоретическая подача зд один оборот

<7теор=4е£>7’_п, (12.5)

минутная теоретическая подача

\

(12.6)

и суточная фактическая подача

Q= 1440 • 4eDT„n<Xn = b760eDT_nna_n,

(12.7)

где п — частота вращения вала, мин^-1; а_п — коэффициент подачи (объемный коэффициент полезного действия) насоса (а_п = =0,7—0,9).

Коэффициент ап учитывает утечки через линию соприкосновения гребня спирали винта с внутренней поверхностью обоймы,, наличие газа в смеси, усадку жидкости. По принципу действия винтовой насос является объемным, а по способу сообщения энергии жидкости — ротационным.

Конструкция скважинного винтового насоса предусматривает использование двух уравновешенных винтов с правым 7 и левым 4 направлениями спирали (рис. 12.7). Осевые усилия ог винтов приложены к эксцентриковой соединительной муфте 5, расположенной между ними, и взаимно компенсируются. Привод винтов осуществляется от расположенного в нижней части электродвигателя через протектор 10, эксцентриковую пусковую муфту 9 и вал 8. Эксцентриковые муфты обеспечивают необходимое вращение винтов 4 и 7. Пусковая муфта осуществляет пуск насоса при максимальном крутящем моменте двигателя, отключает насос при аварийном выходе его из строя, предотвращает движение винта в противоположную сторону при обесточивании двигателя или неправильном подключении кабеля.

ТГрием жидкости из скважины ведется через две фильтровые приемные сетки 2, расположенные вверху верхнего и внизу нижнего винтов. Общий выход жидкости происходит в пространстве между винтами, дальше она проходит по кольцу между корпусом обоймы верхнего винта и кожухом насоса к многофункциональному предохранительному клапану 1 поршеньково- золотникового типа. Обойдя по сверлению предохранительный клапан, жидкость проходит в шламовую трубку и попадает в НКТ.

Предохранительный клапан пропускает жидкость в НКТ при спуске насоса в скважину и из НКТ — при подъеме, а так

же перепускает жидкость из НКТ в затрубнбе пространство при остановках насоса, недостаточном притоке из пласта, содержании в жидкости большого количество! газа, повышении устьевого давления выше регламентированной величины (объемный насос не может работать при зак/ытом выки- де). Шламовая труба представляет собой заглушенный сверху патрубок с боковыми отверстиями и предохраняет насос от попадания в него механических твердых частиц/с поверхности и из откачиваемой жидкости при остановках. Шлам собирается между внутренней поверхностью НКТ и наружной поверхностью шламовой трубы.

Подбор насосов аналогичен подбору ЭЦН. '

В настоящее время разработаны установки типа УЭВНТ 5А на подачу 16—200 м³/сут при напоре 1200—900 м, где Т означает тихоходный двигатель (частота вращения 1500 мин^-1). Их подача меньше зависит от напора. Они оказались эффективными при работе на вязких жидкостях (до 6-10^-4 м²/с) и расходном газосодержании на приеме до 0,5. Область применения их ограничена температурой до 30—70 °С. Вследствие теплового расширения это определяет различный натяг или зазор — посадку винта в обойме. Слабым звеном пока является резиновая обойма.

3. Бесштанговые насосы других типов

Разнообразие условий подъема жидкости в скважинах побудило также разработку насосных способов с использованием гидропоршневых, диафрагменных, гидроимпульсных и других насосов. Их использование пока находится в стадии промышленного испытания или освоения.

Отличительная особенность эксплуатации скважин гидропоршневыми насосными установками — передача энергии к погружному поршневому насосу потоком жидкости.

Гидропоршневая насосная установка (ГПНУ) включает скважинный насос и гидродвигатель с золотниковым распределителем, объединенные в один агрегат — гидропоршневой погружной насосный агрегат (ГПНА), НКТ, блок подготовки рабочей жидкости и силовой насосный блок.

ГПНА по принципу действия скважинного насоса можно разделить на три группы соответственно с насосами одинарного, двойного и дифференциального действия (рис. 12.8).

Рабочая жидкость непрерывно нагнетается с поверхности силовым насосом насосного блока по каналу 3 в гидродвигатель

4. Золотник, совмещенный с гидродвигателем, переключает подачу рабочей жидкости поочередно в полости над и под поршнем 5 гидродвигателя и соответственно выход отработанной жидкости в канал 2 из полостей под и над поршнем. Так как

давление нагнетаемой рабочей жидкости существенно больше давления отводной рабочей жидкости, то под действием перепада давления между этими полостями поршень гйдродвигателя совершает возвратно-поступательное движение вверх и вниз. \

Конструктивно золотник выполнен в виде фасонной втулки, которая перемещается в своем цилиндре с подводящими и отводящими каналами и управляется штоком 6 поршня гидродвигателя.

С

-7

В насосе одинарного действия (рис.

8. а

   Рис. 12.7. Схема винтового скважинного насоса:

   / — предохранительный клапан; 2 — фильтровая сетка; 3— левая обойма; 4 — левый винт; 5 — эксцентриковая шарнирная соединительная муфта; 6 — правая обойма; 7 — правый винт; 5 — вал; 9 — пусковая муфта; 10 — протектор

   ) при ходе поршня 9 вверх нагнетательный клапан 13 закрыт, так как на него действует значительно большее давление со стороны линии 1 выхода скважинной жидкости. При ходе поршня 9 вниз закрывается всасывающий клапан 12 и открывается нагнетательный клапан 13, жидкость из цилиндра насоса 10 вытесняется в линию 1 выхода скважинной жидкости. Полость над поршнем через отверстие 8 сообщается с затрубным пространством скважины.

В насосе двойного действия (рис.

8. б) подача скважинной жидкости происходит при ходе поршня 9 вверх и вниз, то есть при прочих равных условиях почти в 2 раза больше подачи насоса одинарного действия. В них, например, п'ри ходе поршня вверх одновременно происходит всасывание в полость под

поршнем и нагнетание жидкости в линию 1 из. полости над поршнем.

Гидропоршневой насосный агрегат дифференциального типа (рис. 12.8, в) работает за счет перепада давления Ар, создаваемого разностью между давлением рабочей жидкости и давлением откачиваемой жидкости. Поршень 9 насоса 10 изготовлен сквозным, с расположенным в нем нагнетательным клапаном 13. Работает насос аналогично ШСН. Движение поршневой группы вниз происходит под действием силы, равной произведению это-

13 tz A

I \

Puc. 12.8. Принципиальные схемы гидропоршневых насосов одинарного (а), двойного (б) и дифференциального (в) действия:

1 — выход скважинной жидкости; 2 — выход рабочей жидкости; 3 — вход рабочей жид- кости; 4 — гидродвигатель с золотником; 5 —поршень гидродвигателя; о—* шток; 7 — уплотнение штока; 8 — отверстие; 9 — поршень скважинного насоса; 10 — скважинный васос; // — вход скважинной жидкости; 12 — всасывающий клапан; 13 — нагнетательный клапан

го перепада давления на площадь сечения штока. При этом- закрывается всасывающий клапан 12, открывается нагнетательный клапан 13 и в канал I выталкивается часть откачиваемой жидкости в объеме штока 6, входящего в цилиндр насоса 10.

При крайнем нижнем положении поршневой группы посредством продольной канавки в штоке над и под золотником создается давление рабочей жидкости. Поскольку нижняя головка золотника диаметром больше верхней, то золотник под действием разности сил (произведение давления на площадь) поднимается вверх и сообщает полость над поршнем 5 двигателя с полостью выкида скважинной жидкости 1. Так как под поршнем двигателя всегда действует давление нагнетаемой рабочей жидкости, то на поршень 5 двигателя начинает действовать сила, обусловленная перепадом давления Др, и система начнет движение вверх. При этом закрывается нагнетательный клапан 13\ открывается всасывающий клапан 12, происходит нагнетание скважинной жидкости и всасывание свежей порции в цилиндр насоса.

Различное расположение рабочих полостей в двигательной и насосной частях позволяет создать много схем ГПНА. Реализованные серийные или опытные образцы представляют собой в основном агрегаты с двигателем и насосом двойного или дифференциального действия. Наиболее просты в конструктивном исполнении ГПНА дифференциального типа, однако у агрегатов

Рас. 12.9. Принципиальные схемы закрытой (а) и открытой (б) гидропоршневых насосных установок:

) — электродвигатель; 2 — силовой насос; 3 — линия подачи рабочей жидкости; 4 —- гидродвигатель; 5 — скважинный гидропоршневой насос: 6 — канал для отвода продукции скважины; 7 — канал для отвода рабочей жидкости; 8 — блок подготовки рабочей жидкости; 9 трубопровод для подачи рабочей жидкости; 10 — трубопровод для отвода скважинной жидкости

Рис. 12.10. Схема скважинного диафрагменного насоса:

-/—нагнетательный клапан; 2 — всасывающий клапан; 3 — рабочая диафрагма; 4 — пружина; 5 —поршень; $ — эксцентрик; 7 — угловая зубчатая передача; 8 — электродвигатель; 9 —диафрагма компенсатора

двойного действия более высокий коэффициент полезного действия и более плавный режим работы.

По типу принципиальной схемы циркуляции рабочей жидкости различают открытые и закрытые ГПНУ. В установках с закрытой схемой (рис. 12.9, а) рабочая жидкость из гидродвигателя и откачиваемая скважинная жидкость поднимаются на поверхность по своим отдельным каналам соответственно в блок подготовки и в нефтесборный промысловый трубопровод, то есть в скважине необходимо иметь три раздельных канала. В установках с открытой схемой (рис. 12.9, б) рабочая жидкость, выйдя из гидродвигателя, смешивается с продукцией скважины и поднимается на поверхность по общему каналу, то есть в этом

случае необходимо иметь только два раздельных канала. Три канала могут быть созданы тремя рядами НКТ или двумя рядами НКТ и пакером, а два канала —двумя рядами НКТ или одним рядом НКТ и пакером.

По способу спуска ГПНА в скважину различают ГПНА фиксированные (спускаемые на колонне НКТ) и свободные (сбрасываемые в скважину). Для монтажа свободных ГПНА в нижней части труб устанавливают герметизирующее седло, а на устье — ловитель и специальную обвязку, позволяющую изменять направления потоков в колоннах НКТ. При спуске агрегата колонны НКТ заполняют жидкостью, после чего спускают агрегат, который под действием потока жидкости, подаваемой силовым, насосом, опускается, устанавливается в герметизирующем седле и фиксируется замком. Резиновые уплотняющие манжеты размещены на ГПНА. При подъеме создают обратный поток жидкости, под действием которого агрегат извлекается из замка и перемещается вверх к устью, где захватывается ловителем.

Сочетание рассмотренных схем может быть различным. Максимальный отбор жидкости и простота установки достигаются в случае схем фиксированных или свободных ГПНА с использованием одного ряда труб и пакера.

При открытой схеме в качестве рабочей жидкости используется добываемая нефть. Для отделения газа, воды и механических примесей применяют сепараторы, отстойники и иногда деэмульгаторы — ПАВ. Достаточно снизить содержание воды до 5% и механических примесей до 0,5—0,3 г/л.

В настоящее время давление на выходе силового поверхностного насоса достигает 21 МПа, иногда его повышают до 35 МПа. В целом коэффициент полезного действия ГПНУ невысокий. Экономическая эффективность применения ГПНУ по сравнению с насосным оборудованием других типов возрастает с увеличением глубины подвески ГПНА. ГПНУ позволяют эксплуатировать скважины с высотой подъема до 4500 м, с максимальным дебитом до 800 м³/сут при высоком содержании в скважинной продукции воды (до 98%), песка (до 2%) и агрессивных компонентов. Увеличение высоты подъема и подачи можно достигнуть применением тандемов-агрегатов, у которых в одном корпусе монтируются два и более насосов, а также гидродвигателей, соединенных общим штоком, но работающих параллельно. Перспективы применения ГПНУ связывают с эксплуатацией скважин, в которых работа штанговых насосов оказывается невозможной, а также при разбуривании месторождений кустами скважин, что позволяет обслуживать одной ГПНУ несколько ГПНА.

Диафрагменные электронасосы относятся к объемным насосам с электроприводом. Установка диафрагменного электронасоса (УЭДН) состоит из погружного насосного агрегата (насоса и электропривода), спущенного в скважину на НКТ (рис. 12.10), кабеля, оборудования устья и поверхностной станции управления. При вращении вала электродвигателя 8 и угловой зубчатой передачи 7 эксцентрик 6 вращается и поршень

5. прижатый к эксцентрику пружиной 4, перемещается вверх и вниз. Полость А над поршнем и полость Б у привода заполнены маслом. Полость А имеет строго определенный объем масла. При ходе поршня вниз масло заполняет освобождаемый объем и диафрама 3 опускается вниз (нижнее положение показано пунктиром). Давление в рабочей полости над диафрагмой под клапанами понижается, происходит всасывание жидкости из скважины через всасывающий клапан 2 в рабочую полость. При ходе поршня 5 вверх масло переместит диафрагму вверх и произойдет нагнетание жидкости через нагнетательный клапан / в НКТ. Изменение объема полости Б из-за движения поршня 5 компенсируется диафрагмой 9, полость за которой сообщена со скважиной.

Скважинные диафрагменные насосы разработаны в СССР и не имеют аналога за рубежом. Они предназначены для работы в условиях больших пескопроявлений (значительного содержания механических примесей) или для откачки агрессивных жидкостей, так как перекачиваемая жидкость соприкасается только с клапанами, диафрагмой и стенками рабочей полости. Подача УЭДН составляет 4—16 м³/сут при напоре 650—1700 м. Межремонтный период их при откачке агрессивных сред с массовым содержанием механических примесей до 1,8% существенно больше, чем межремонтный период скважинных штанговых насосов и ЭЦН.

На промыслах испытываются также струйные, гидроимпульсные и другие насосы.

3. Техника безопасности при эксплуатации скважин бесштанговыми электронасосами

Основные опасности в данном случае связаны с эксплуатацией электрооборудования, монтажей (демонтажем) установок.

Монтаж и демонтаж наземного электрооборудования погружных центробежных и винтовых насосов, осмотр, ремонт и наладку его должен проводить электротехнический персонал. Неэлектротехническому персоналу (операторам, мастерам) разрешается только пуск и остановка электронасосов.

Проверка надежности крепления аппаратов, контактов наземного электрооборудования и другие работы, связанные с возможностью прикосновения к токоведущим частям, осуществляются только при выключенной установке, выключенном рубильнике и со снятыми предохранителями. Установка включается и выключается нажатием на кнопки «Пуск» и «Стоп» или поворотом пакетного переключателя, расположенных на наружной стороне двери станции управления.

Корпусы трансформатора и станции управления, а также броня кабеля должны быть заземлены. Обсадная колонна скважины должна быть соединена с заземляющим контуром или нулевым проводом сети напряжением 380 В. Кабель от станции управления до устья скважины прокладывается на специальных опорах на расстоянии не менее 0,4 м от поверхности земли.

Запрещается прикасаться к кабелю при работающей установке и при пробных пусках. Сопротивление изоляции установки измеряется мегометром напряжением до 1 кВ.

Погрузка и выгрузка барабана с кабелем, электродвигателя, насоса и гидрозащиты должны быть механизированы. Запрещается транспортировать кабель без барабана. При ремонте барабан с кабелем следует устанавливать так, чтобы он находился в поле зрения работающих. Барабан, кабельный ролик и устье скважины должны находиться в одной вертикальной плоскости. В ночное время барабан должен быть освещен.

Намотка и размотка кабеля должны быть механизированы. Витки кабеля должны укладываться на барабан правильными рядами. Кабельный ролик должен подвешиваться при помощи цепи или специальной канатной подвески на кронштейне, прикрепленном хомутом. Рабочие, занятые этой операцией, должны работать с площадки, имеющей ограждение и расположенной со- стороны лестницы вышки (мачты), или надеть предохранительный пояс.

Запрещается подвешивать ролик на пеньковой веревке или канатной петле. Кабель, пропущенный через ролик, при спускоподъемных операциях не должен задевать элементы вышки (мачты). К ноге вышки (мачты) должен быть прикреплен металлический крючок для отвода и удержания кабеля при свинчивании или развинчивании насосно-компрессорных труб.

Скорость спуска (подъема) погружного агрегата установки в скважину не должна превышать 0,25 м/с. Кабель должен крепиться поясами, устанавливаемыми над и под муфтой каждой трубы. Пояса не должны иметь острых кромок. Погружной агрегат на устье скважины следует собирать с применением специальных хомутов. При спуске и подъеме погружного агрегата на устьевом фланце скважины следует устанавливать приспособление, предохраняющее кабель от повреждения элеватором.

Контрольные вопросы

1. Объясните схему УЭЦН и дайте характеристику ее основных узлов.

2. Как выбирают УЭЦН применительно к конкретной скважине?

3. Расскажите об исследовании скважины, оборудованной УЭЦН.

4. Расскажите о монтаже и эксплуатации УЭЦН.

5. Объясните отличительные особенности УЭВНТ по сравнению с УЭЦН.

6. Расскажите о принципах эксплуатации сдважин с использованием гидропоршневой насосной установки и установки диафрагменных электрона- сосов.

Глава 13

ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

1. Особенности конструкции и оборудования газовых скважин

Особенности конструкции и оборудования газовых скважин по сравнению с нефтяными, в частности с фонтанными скважинами, обусловлены отличиями свойств газа и нефти.

Плотность и вязкость газа на 2—3 порядка меньше плотности и вязкости нефти. Скорость движения газа в стволе скважины в 5—25 раз больше, чем скорость движения нефти. Извлечение газа из недр на поверхность происходит пока только за счет использования пластовой энергии. Газ некоторых месторождений содержит агрессивные, коррозионные компоненты (сероводород, углекислый газ). Отсюда к прочности и герметичности газовой скважины предъявляют более жесткие требования.

Давление газа на устье газовой скважины всего на 5—10% меньше забойного давления или пластового давления в остановленной скважине. При истощении залежи или при особых условиях (открытый газовый фонтан, перекрытие ствола скважинным клапаном-отсекателем) устьевое давление приближается к атмосферному давлению. Значит j на обсадные трубы создаются большие давления и их перепады при наличии температурных напряжений. В случае малейшей негерметичности обсадной колонны вследствие малой вязкости газ проникает в вышележащие пласты, может привести к загазованности территорий, образованию грифонов и создать взрывоопасные условия. Агрессивные компоненты не должны вызывать снижение прочности обсадных колонн и газопромыслового оборудования. Вследствие больших скоростей газа повышается опасность эрозии оборудования в газовой струе. Поэтому подбирают соответствующие материалы обсадных колонн, повышают герметичность труб применением уплотнительных смазок для резьб или сварных соединений, цементируют трубы по возможности на большую высоту (до устья) и др.

При движении газа в стволе с забоя на поверхность, особенно в высокодебитных скважинах, происходят большие потери давления на гидравлическое сопротивление, которые при дебите

1. 5 млн. м³/сут в 2—3 раза превышают депрессию. Эти потери

Таблица 13.1

Состав резьбовых смазок

давления могут уменьшать дебит газовой скважины. При увеличении диаметра скважины (эксплуатационной колонны) уменьшается расход пластовой энергии, но возрастают капитальные вложения на строительство скважины и снижается надежность. В настоящее время экономически оправдано применение в высокодебитных газовых скважинах эксплуатационных колонн диаметром 219—245 мм.

Сероводород при взаимодействии с металлами вызывает их сульфидное растрескивание и наводораживание, в результате чего оборудование не выдерживает регламентированных ГОСТом нагрузок. С учетом этого применяют обсадные трубы в антикоррозионном исполнении (стали марок С-75 и С-95), повышают герметичность резьбовых соединений, предусматривают «запас» толщины стенок труб, повышают качество цементирования (коррозионностойкие тампонажные материалы, подъем цементного раствора до устья), исключают элементы оборудования, работающие при нагрузках, близких к предельным, а также защищают эксплуатационную колонну от прямого длительного влияния агрессивной среды.

Для повышения герметичности, облегчения свинчивания и развинчивания резьбовых соединений обсадных и насосно-компрессорных труб применяют резьбовые смазки Р-402 (ТУ 38.101708—78) и Р-2 (ТУ 38.101332—76), состав которых приведен в табл. 13.1. Из-за высокой стоимости смазку Р-402 целесообразно применять только в арктических районах и при разработке месторождений, где температура в скважине 100—200 °С. В остальных случаях выгоднее использовать смазку Р-2. Благодаря хорошей морозостойкости ее легко наносить на резьбу зимой (до — 30 °С). При нагревании перед употреблением нельзя допускать расплавления смазки. Смазка Р-2 водостойка, обеспечивает герметичность в стыках труб при давлении до 70 МПа, предотвращает повреждение резьбы при периодическом подъеме и демонтаже насосно-компрессорных труб в период ремонта скважин (через 0,5—1,5 года). Смазка Р-2 сохраняет эксплуатационные свойства в течение всего срока службы скважины (20—30 лет) и работоспособна при температурах от —30 до + 50°С.

С целью защиты эксплуатационной колонны от прямого длительного влияния агрессивной среды в колонну спускают фонтанные (насосно-компрессорные) трубы, затрубное давление изолируют одним или двумя пакерами и заполняют ингибитором коррозии, который через узел ввода подают в фонтанные трубы или на забой. В фонтанных трубах устанавливают предохранительный клапан-отсекатель, циркуляционный и ингибиторный клапаны. Обычно применяют внутрискважинное оборудование, изготовленное из коррозионностойких металлов. Фонтанную арматуру для обвязки устья выбирают в зависимости от содержания H₂S и СОг в продукции (см. раздел 9.3). Отметим только, что по коррозионной стойкости разработаны фонтанные арматуры четырех видов: для сред, содержащих С0₂ до 6%; то же, H₂S и СОг ДО 6%; то же, H₂S и СОг ДО 25%; при использовании ингибиторов коррозии.

Строительство и эксплуатация скважин могут осложняться в районах Крайнего Севера, где распространяются многолетнемерзлые породы. Растепление мерзлотных пород, содержащих большое количество льда, сопровождается уменьшением занимаемого породой пристволовой зоны объема за счет таяния льда. Уменьшаются силы сцепления пород с цементным камнем, происходит перераспределение нагрузок по колонне. В результате произойдет укорочение колонны, и устье скважины вместе с фонтанной арматурой опустится. Такое смещение может достигать 0,5 м. Создаются условия для потери герметичности колонн и возникновения связанных с этим осложнений. Последующее промерзание пород может сопровождаться смятием обсадных труб. Для предупреждения этого башмак кондуктора устанавливают на 100—200 м ниже уровня вечной мерзлоты, цементируют кондуктор до устья. Межколонные пространства над цементным камнем заполняют незамерзающей жидкостью. В состав кондуктора включают несколько телескопических (скользящих) соединений, в результате чего внутренняя обсадная колонна остается в первоначальном положении. Могут использоваться также различные методы теплоизоляции.

2. Расчет лифта для газовых скважин

Газовые скважины эксплуатируют пока только путем использования пластовой энергии, то есть фонтанным способом. Расчет лифта заключается в определении диаметра фонтанных труб.

Его определяют из условий выноса с забоя твердых и жидких частиц или обеспечения максимального устьевого давления (минимальных потерь давления в стволе скважины при заданном дебите).

Вынос твердых и жидких частиц зависит от скорости газа. По мере подъема газа в трубах скорость возрастает вследствие увеличения объема (расхода) газа при уменьшении давления. Поэтому расчет выполняют для условий башмака фонтанных труб. Глубина спуска труб в скважину принимают с учетом продуктивной характеристики пласта и технологического режима эксплуатации скважины. Целесообразно трубы спускать до нижних отверстий перфорации. Если трубы спущены до верхних отверстий перфорации, то скорость газового потока в эксплуатационной колонне напротив перфорированного продуктивного пласта снизу вверх возрастает от нуля до некоторого значения. А значит в нижней части или вплоть до башмака не обеспечивается вынос твердых и жидких частиц. Тогда нижняя часть пласта отсекается песчаноглинистой пробкой или жидкостью, при этом дебит скважины уменьшается.

При заданном дебите скважины, используя закон газового состояния Менделеева — Клапейрона

QoPo QP₃ / \ о л \

z₀T₀ z₃T_a ’ ^{( 6Л}>

скорость газа у башмака труб запишем в виде:

,, Q Qv,Pa^z?T?, /4гм

где Qo — дебит скважины при стандартных условиях (давление Ро=0,1 МПа, температура 70=293 К); Рз, Т₃— давление и температура газа на забое; zo, z₃—коэффициент сверхсжимаемости газа соответственно при условиях То, ро и Т, р; F — площадь проходного сечения фонтанных труб, F = nd²/4; d — диаметр (внутренний) фонтанных труб.

В литературе имеются формулы для расчета критической скорости выноса твердых и жидких частиц. Согласно опытным данным, минимальная скорость и_Кр выноса жидких и твердых частиц с забоя составляет 5—10 м/с. Тогда максимальный диаметр труб, при котором частицы породы и жидкости выносятся на поверхность.

d=l^^iQoPoZp . (13.3)

У nv_Kpz₀T₀p₃ ' '

При эксплуатации газоконденсатных скважин из газа выделяются жидкие углеводороды (газоконденсат), которые созда

ют в фонтанных трубах двухфазный поток. Чтобы предотвратить накопление жидкости на забое и снижение дебита, газокон

денсатная скважина должна эксплуатироваться с дебитом не меньше минимально допустимого, обеспечивающего вынос газоконденсата на поверхность. Величину этого дебита определяют по эмпирической формуле

е_о = 0,1Ш²’5 |/^3 _{(13 4)},

^г М1₃z₃

где М — молекулярная масса газа. Отсюда диаметр труб

d = 0,415 VQlMT₃zl/p₃. (13.5),

При определении диаметра фонтанных труб из условия обеспечения минимальных потерь давления в стволе скважины необходимо предусмотреть их снижение в стволе до минимальных с тем, чтобы газ поступал на устье скважины с возможно большим давлением. Тогда уменьшатся затраты на транспорт газа. Забойное и устьевое давления газовой скважины увязаны между собой формулой Г. А. Адамова

=

Рг

где р2 — давление на устье скважины, МПа; е — основание натуральных логарифмов; s — показатель степени, равный s = = 0,03415 р_г1/(Г_Ср2ср); р_г — относительная плотность газа по воздуху; Т_ср — средняя температура газа в скважине, К; Qo— дебит скважины при стандартных условиях, тыс. м³/сут; d — диаметр труб, м; L — длина фонтанных труб, м; А,— коэффициент гидравлического сопротивления; z_cv — коэффициент сверхсжимаемости газа при средней температуре Т_ср и среднем давлении р_ср= (р₃+р₂)/2. Так как р₃ неизвестно, то z_cp определяют методом последовательных приближений.

Тогда, если дебит скважины Qo и соответствующее ему забойное давление р₃ известны по результатам газодинамических исследований, при заданном давлении на устье р₂ диаметр фонтанных труб определяем из формулы (13.6) в виде

d= V ¹'³⁷⁷-¹⁰~¹°^яг°Р^г°Р^(^е2‘-¹> (13 7>

^V Рз-Plcpe²*

Фактический диаметр фонтанных труб выбирают с учетом стандартных диаметров (см. раздел 5.2). Отметим, что при расчетах, исходя из этих двух условий, определяющий фактор — вынос частиц породы и жидкости на поверхность. Если же дебиты скважины ограничиваются другими факторами, то расчет ведется из условия снижения потерь давления до минимально возможной величины с технологической и технической точек зрения.

Иногда при заданном диаметре труб, используя выписанные формулы, определяют дебит скважины или потери давления в стволе.

3. Установление технологического режима работы газовой скважины

Под технологическим режимом эксплуатации газовых скважин понимают режим, при котором поддерживается определенное соотношение между дебитом скважины и забойным давлением или его градиентом. Он должен обеспечить получение максимально возможного дебита при минимальной затрате пластовой энергии и при нормальной эксплуатации, без нарушений, которые могут привести к различным осложнениям. Получение максимально возможного дебита способствует уменьшению числа добывающих скважин и улучшению экономических показателей разработки месторождения. Система пласт — скважина— газопровод — потребитель представляет собой единую газодинамически связанну^о систему. Поэтому чем меньше потери пластовой энергии в каждом ее звене, тем меньше экономические затраты на добычу газа. Однако имеется множество условий, ограничивающих дебит. Их устанавливают путем анализа данных предыдущей эксплуатации и газодинамического исследования скважин при различных режимах (см. раздел 6.3).

Условия, влияющие на ограничение дебита газовых 'скважин, можно подразделить на четыре группы: геологические, технологические, технические и экономические.

/"К геологическим условиям относятся разрушение призабойной зоны пласта; образование языков и конусов обводнения; выпадение газоконденсата в призабойной зоне.

//Технологические условия, влияющие на отборы газа следующие: образование гидратов в призабойной зоне и стволе скважины; необходимость очистки^забоя от жидкости и твердых частиц; обеспечение необходимых условий работы установок подготовки газа к транспорту; обеспечение минимума пластовых потерь давления в зависимости от расположения скважин на залежи и регулирования величины дебитов по отдельным скважинам.

! I / Технические условия включают недоброкачественность це- ментажа и негерметичность обсадных колонн, что может вызвать прорыв верхних или нижних вод, утечку газа; вибрацию устьевого оборудования при больших дебитах; опасность разрыва колонны обсадных труб с увеличением давления в скважине; допустимое давление в наземных аппаратах и коммуникациях; ограниченную пропускную способность фонтанных (обсадных) труб и газопроводов; опасность смятия эксплуатационной колонны при малых давлениях в скважине; опасность разрушения обсадных и фонтанных труб из-за коррозии или эрозии.

Экономические условия сводятся к выбору такого распределения потерь давления по системе в целом и в том числе в скважине, чтобы общие приведенные экономические затраты по месторождению были минимальными.

На основе учета этих условий выбирают один из следующих технологических режимов:

постоянного градиента давления на стенке скважины

¥ = .4₀ ——]- В₀ — const; (13.8)

1. Рз ' ⁰ Рз ' ’

постоянной депрессии давления

Ар=рпл — Рз = const; (13.9)

постоянного дебита скважины

Q = const; (13.10)

постоянной скорости фильтрации на забое скважины

С=<3/Рз = const; (13.11)

постоянного забойного давления

p₃ = const; (13.12)

постоянного устьевого давления

Рг = const, (13.13)

где Q —дебит скважины; р₃, р₂ — забойное и устьевое давления; р_Пл — пластовое давление; А₀, В₀, С — коэффициенты.

Различают расчетный и фактический технологические режимы работы скважины. Расчетный режим устанавливают при составлении проектов разработки на длительную перспективу. А в соответствии с данными проекта разработки, опыта эксплуатации и результатами исследования скважин геологическая служба промысла на квартал или полгода устанавливает фактический технологический режим.

4. Осложнения при эксплуатации

газовых скважин и мероприятия по их устранению

Нарушение условий, влияющих на установление технологического режима работы газовых скважин, или невозможность их учета в полной мере приводит к различным осложнениям при эксплуатации. Рассмотрим основные виды осложнений и мероприятия по их устранению.

Если продуктивный пласт сложен рыхлыми неустойчивыми породами (песок), то при эксплуатации скважин с большим дебитом возможно разрушение призабойной зоны. Твердые частицы, выносимые из пласта, способствуют эрозии (разъеданию)

подземного и наземного оборудования, образованию пробок, подземным обвалам и т. д. Обеспечить нормальную эксплуатацию скважины можно поддержанием минимального градиента, меньшего, чем допустимое его значение, созданием условий выноса частиц из ствола на поверхность и применением методов крепления призабойной зоны пласта.

Природные газы в условиях пласта насыщены парами воды. Движение газа в пласте, скважине и газопроводах сопровождается уменьшением его температуры и давления. Уменьшение температуры АТ связано с уменьшением давления Ар уравнением

АТ=е_гАр, (13.14)

где е_г — среднеинтегральный коэффициент Джоуля — Томсона или дроссельный коэффициент (дросселирование — понижение давления при прохождении газа или жидкости через дроссель — местное гидравлическое сопротивление). Пары воды конденсируются и скапливаются в скважине и газопроводах. При определенных условиях каждая молекула компонентов углеводородного газа (метан, этан, пропан, бутан) способна связать 6—17 молекул воды, например СН₄-6Н₂0; С₂Н₆-8Н₂0; С₃Н₈-17Н₂0.

Таким образом, образуются твердые кристаллические вещества, называемые кристаллогидратами.

По внешнему виду гидраты напоминают снег или лед. Это неустойчивые соединения и при нагревании или понижении давления быстро разлагаются на газ и воду. Безгидратный режим работы возможен при условии

р<р_Р и Т>Т_Р, (13.15)

где р_р и 7’р — равновесные давление и температура гидратооб- разования. Величины р_р и Г_р определяют экспериментально. Причем чем выше давление, тем выше Т_р. В условиях высокого давления гидраты не могут существовать при температуре выше критической ^_Кр:

Газ . . . СН₄ С₂Н₀ 1 С₃Н„ ? i-C₄H₁₀ ^ ЫС,Ню

(кр, °С . . 21,5 14,5 5,5 ' 1,5 i 1

Образовавшиеся гидраты могут закупорить скважины, газопроводы, сепараторы, нарушить работу измерительных приборов и регулирующих средств.

Борьба с гидратами, как и с любыми осложнениями, ведется в направлениях их предупреждения и ликвидации. Следует всегда отдавать предпочтение методам предупреждения гидра- тообразования.

Для предупреждения гидратообразования необходимо создать режим в соответствии с условием (13.15), причем для призабойной зоны принимаются условия на забое, а для ствола

скважины — условия на устье. Нели безгидратный режим не представляется возможным обеспечить, особенно при расположении скважины в зоне вечной мерзлоты, то образование гидратов можно предупредить применением ингибиторов гидратообразования. Ингибитор гидратообразования снижает температуру гидратообразования (рис. 13.1). Основные ингибиторы, применяемые в газовой промышленности, — метиловый спирт СНзОН (метанол), хлористый кальций, гликоли (этиленгликоль, ди- и триэтиленгликоль).

П

^(13Л6)

и летучего (испаряющегося) ингибитора, например метанола

Яп = +°-^{001 G}2«m, (13.17)

где <7н(л) — расход нелетучего (летучего) ингибитора, кг/1000 м³ газа; \V_b W₂— влагосодержание газа до и после ввода ингибитора (в пласте и на устье); G_b G₂— массовые концентрации свежего и отработанного ингибитора; а_м — отношение содержания метанола в газе, необходимого для насыщения газа, к концентрации метанола в жидкости (определяется графически в зависимости от давления и температуры).

Ввод ингибитора в скважину осуществляется, в основном, через затрубное пространство. Известны и другие методы предупреждения образования гидратов: применение забойных нагревателей, теплоизолированных стволов скважины, гидрофобного покрытия труб. Метанол или другой ингибитор вводят в газопровод каплями с помощью регулировочного вентиля из бачка высокого давления, который расположен над газопроводом. Давление газа в бачке над метанолом и в газопроводе создается одинаковым посредством сообщающей трубки.

Для предотвращения образования гидратов и их ликвидации можно применить подогрев газа путем теплообмена с горячей

водой, паром или дымовыми газами. Огневой метод подогрева опасен в пожарном отношении и приводит к порче изоляции труб, поэтому запрещается.

Когда гидратная пробка уже образовалась, то резкое снижение давления в системе приводит к разложению гидратов, которые затем выносятся продувкой через отводы в атмосферу.

На некоторых месторождениях из-за присутствия в газе сероводорода и углекислого газа возможна интенсивная коррозия оборудования. Коррозия зависит от концентрации агрессивных компонентов в газе, давления и температуры среды, скорости потока, минерализации воды, применяемого материала оборудования. При заданном оборудовании ствола скважины наиболее опасным участком, на котором возможна коррозия, является устье. На устье должна поддерживаться критическая скорость, превышение которой значительно увеличивает интенсивность коррозии. На практике в таких условиях применяют оборудование в антикоррозионном исполнении или эксплуатацию осуществляют с подачей антикоррозионных ингибиторов.

Значительные осложнения вызывает поступление воды в скважину.

5. Особенности эксплуатации обводняющихся газовых скважин

Многие газовые и газоконденсатные месторождения страны эксплуатируются при упруговодонапорном режиме (см. гл. 4), причем в отрасли растет число месторождений, вступивших в позднюю стадию разработки с естественным закономерным обводнением продукции скважин.

В работе газовой скважины можно выделить четыре периода. Первый период — безводный. Во втором периоде происходит накопление притекающей воды в стволе сначала без выноса ее на поверхность и с образованием пленки на стенках труб (первая фаза периода), а затем с выносом ее в виде диспергированных капелек потоком газа. Третий период характеризуется тем, что сколько воды притекает в скважину, столько же ее выносится на поверхность. При этом в стволе имеется определенный объем накопившейся воды. По мере истощения залежи в зависимости от технологического режима эксплуатации скважины происходит уменьшение либо дебита газа, либо забойного давления. Условия для выноса воды ухудшаются, особенно при увеличении расхода притекающей воды. Наступает четвертый период, характеризующийся новым ускоряющимся накоплением воды в стволе. Вследствие этого работа обводняющейся газовой скважины переходит на режим нулевой подачи газожидкостного подъемника (см. гл. 9). Так как при этом приток воды продолжается, то скважина захлестывается водой и прекращает

работу. Наступает «самоглушение» скважины водой. С позиций интенсификации работы обводняющейся газовой скважины в четвертом периоде выделяем две фазы: естественного выноса

воды и принудительного ее удаления. Начало принудительного удаления воды и длительность четвертого периода следует устанавливать из экономических расчетов себестоимости добычи газа и народнохозяйственной эффективности. Отметим только, что в обводняющихся газовых скважинах фонтанные трубы должны спускаться до нижних отверстий фильтра, особенно при малых депрессиях давления.

Для принятия решений по интенсификации работы и способам дальнейшей эксплуатации обводняющейся газовой скважины необходимо располагать данными о расходе притекающей воды или объеме накопившейся в скважине воды, об условиях ее выноса или принудительного удаления. Расход притекающей воды в четвертом периоде рекомендуем определять по формуле

(t) = q_B (t) + ^Ap3^^pW , (13.18)

где Q_B{t), <7в(0—расходы воды соответственно притекающей в скважину и выносимой на поверхность в момент времени t; Ap₃aTp(t)IAt — темп прироста затрубного давления р_затр газа; F — площадь проходного сечения подъемных труб; р_в — плотность воды в условиях скважины; g— ускорение свободного падения. Второе слагаемое в формуле (13.18) выражает расход воды, накапливающейся в скважине.