6.3. Механизированная добыча нефти

Целью системы механизированной эксплуатации скважин является ввод дополнительной энергии для обеспечения добычи или ее ускорения. Расходы на систему механизированной добычи должны быть оправданы доходами от ее эксплуатации.

Газлифтная эксплуатация. Физическая сущность газлифтной эксплуатации – снижение плотности образующейся газожидкостной смеси при закачке газа до такого значения, которое позволяет преодолеть все сопротивления в подъемнике. Процесс подъема продукции скважин заключается во введении в подъемник сжатого газа.

Конструкция любого газлифтного подъемника должна обеспечивать в скважине наличие двух каналов: для закачки газа и для подъема газожидкостной смеси на поверхность. В зависимости от числа рядов труб, концентрично расположенных в скважине, различают конструкции двух- и однорядных подъемников. По направлению подачи газа различают кольцевую (газ закачивается по кольцевому каналу между подъемными трубами и эксплуатационной колонной) и центральную системы подъемников. На практике в основном применяется кольцевая система, поскольку при центральной системе газожидкостная смесь с включениями песка поднимается по кольцевому каналу, что приводит к разрушению соединительных муфт НКТ, а при добыче парафинистой нефти на стенках кольцевого канала отлагается трудноудаляемый парафин.

Технологический расчет газлифтного подъемника заключается в определении длины, диаметра НКТ, расхода закачиваемого газа V_{г зак} и давления при условии q_под = q_прит.

Объем закачиваемого газа определяется из условия

V_зак = R₀ – G_эф, (6.13)

его можно также выразить через потребный общий расход газа V₀:

V_зак = V₀ – G_эфK(р_пл – р_з). (6.14)

Для минимизации расхода подаваемой в скважину энергии с учетом особенностей потока и изменения свойств газожидкостной смеси используют кривую распределения давления вдоль лифта. Полученные кривые КЭ НКТ накладывают на график индикаторной линии, полученной по уравнению притока (5.9), и находят максимальный дебит (рис.6.4), который может быть технически эффективным. Используя график, находят оптимальное соотношение закачиваемого газа и поднимаемой жидкости с учетом характеристики подъемных труб.

Технология газлифта должна осуществляться по замкнутому циклу. Газ для повторного использования требует специальной подготовки – отделение газоконденсата, осушка от влаги и удаление механических примесей.

Газлифтная эксплуатация, несмотря на простоту с технической и технологической точек зрения, характеризуется сравнительно невысоким коэффициентом полезного действия, кроме того, при обводнении скважины удельный расход закачиваемого газа на единицу продукции существенно увеличивается, что может стать причиной экономической нерентабельности эксплуатации, особенно при применении для закачки газа дорогостоящих компрессорных станций.

В Западной Сибири на месторождениях, где газовые пласты залегают над нефтяными, широко применяется внутрискважинный бескомпрессорный газлифт. Внутрискважинный газлифт, по сравнению с компрессорным и бескомпрессорным, характеризуется наибольшей эффективностью. Существует несколько технологических схем ввода газа. Наибольшее применение получила схема, по которой в скважину спускается один ряд НКТ с гидравлическими пакерами, при этом нижний пакер разобщает газовые и нефтяные пласты, а верхний отделяет затрубное пространство от газового пласта (рис.6.5) высокого давления. Между пакерами имеется газлифтная камера с клапаном или штуцерным устройством для регулирования расхода вводимого газа. При работе газ поступает через газлифтную камеру в НКТ и обеспечивает подъем нефти аналогично газлифтному подъемнику.

Периодическая газлифтная эксплуатация скважин. При истощении пластовой энергии приток нефти в скважину уменьшается. В определенных условиях это может привести к тому, что относительное погружение подъемных труб под динамический уровень стремится к нулю (  0), при этом удельный расход закачиваемого газа – к бесконечности (V_г  ), т.е. подъема скважинной продукции не будет. В таких условиях необходим перевод работы скважины на периодический газлифт или на насосный способ эксплуатации.

Цикл периодической эксплуатации (откачки) состоит из двух процессов: 1) накопление жидкости; 2) откачка жидкости.

На практике время накопления определяют по данным гидродинамических исследований при неустановившихся режимах. Для этого скважину пускают в работу и после достижения нижнего предельного динамического уровня () останавливают. Затем исследуют приращение динамического уровня h_Д во времени до стабилизации притока (h_дmax) и строят график кривой в координатах h_д = f(t) (рис.6.6). К крутой ветви полученной кривой проводят касательную из начала координат. Точка пересечения полученной касательной с прямой стабилизации характеризует интервал времени t_ц цикла накопления определенного объема жидкости в скважине, по которому, используя реле времени, можно задавать команду автоматическим устройствам на цикл откачки.

Существует несколько разновидностей периодического газлифта, которые можно разделить на три самостоятельные группы:

 с подкачкой стороннего газа;

 без подкачки стороннего газа – плунжерный лифт;

 камерный газлифт, называемый лифтом замещения или насосом замещения (камерой замещения).

Периодический газлифт с подкачкой стороннего газа, по существу, является установкой обычного непрерывного газлифта, но отличается наличием автомата периодической подачи газа на режиме повторных пусков по мере накопления пластовых флюидов в скважине. Продолжительность цикла можно разделить на период накопления, продавки, выброса жидкости и разрядки давления в скважине. Для повышения эффективности работы периодического газлифта затрубное пространство от забоя отделяется пакером, а для предотвращения передачи давления смеси на забой на конце НКТ устанавливают обратный клапан.

Установки без подкачки стороннего газа. Установки периодического действия без подкачки стороннего газа применяют при разработке залежей в режиме растворенного газа. Их преимуществом является возможность максимально экономно расходовать используемый пластовый газ. Установки с перекрытым выходом (рис.6.7, а) оснащены автоматическими регуляторами цикла, открывающими и закрывающими выкидной клапан по параметрам: от заданного затрубного давления; по заданным интервалам времени или от давления и времени одновременно.

Вследствие некоторой депрессии из пласта в скважину и подъемные трубы 4 поступает жидкость и свободный газ. Как только затрубное давление поднимается до заданного значения, автомат с мембранным исполнительным механизмом 1 открывает выкидной клапан 3. Газ, находящийся над столбом жидкости в подъемных трубах, выбрасывается в сборную систему, при этом давление падает и система скважина – подъемные трубы становится неуравновешенной. При переходе в равновесное состояние газ, находящийся в затрубном пространстве под большим давлением поднимает поршень 5 со столбом жидкости над ним на устье скважины. При подходе поршня к устью автомат закрывает выкидной клапан, выброс прекращается, что обеспечивает ход поршня вниз. Этим завершается полный цикл работы.

Установка плунжерного лифта (рис.6.7, б) состоит из тех же основных элементов, но отличается открытым выкидом и наличием вместо поршня специального плунжера 7. Постоянно открытый выкид исключает использование автомата-регулятора циклов и выкидного клапана с мембранным исполнительным механизмом. В технической литературе эта установка известна как плунжерный лифт.

Управление работой установки осуществляется самим плунжером, имеющим клапан. Для исключения ударов поршня или плунжера в верхней и нижней части НКТ устанавливают пружинные амортизаторы 2 и 6 соответственно.

Лифт замещения. Одной из разновидностей периодического газлифта, обеспечивающей эксплуатацию нефтяных скважин при очень низких забойных давлениях, являются лифты замещения, особенностью которых является наличие специальной камеры с обратным клапаном на нижнем конце труб. Установки лифта замещения подразделяют на двухрядные и однорядные. В двухрядном лифте замещения (рис.6.8) на конце наружного ряда труб 4 устанавливается камера замещения 6 с обратным клапаном 7.

В период накопления клапан 7 открыт и пластовые флюиды поступают в камеру замещения и подъемные трубы 3. После завершения периода накопления в заданный момент времени автомат 1 обеспечивает доступ сжатого газа через трехходовой кран 2 по кольцевому каналу в камеру замещения, обратный клапан 7 закрывается, предотвращая передачу давления на пласт, и газожидкостная смесь выбрасывается в выкидную линию. По окончании выброса автомат 1 прекращает подкачку газа в скважину и сообщает кольцевой канал с атмосферой через выкид. Давление в камере и подъемных трубах снижается, и начинается период накопления. Большим недостатком установок двухрядного лифта замещения является высокая металлоемкость.

Установки струйного насоса. Струйная техника для добычи нефти наиболее перспективна в условиях повышенных температур, при высоком содержании газа и механических примесей. Струйный насос опускается в скважину на НКТ, по которым подается рабочий агент (жидкость). Надежность работы струйных аппаратов в очень сложных условиях обеспечивается простотой их конструкции и отсутствием движущихся частей. В струйном насосе происходит двойное преобразование гидравлической энергии. Струя рабочей жидкости, вытекающая из сопла 1 (рис.6.9), понижает давление в приемной камере всасывания 2, вследствие чего часть продукции скважины (инжектируемой жидкости) поступает в эту камеру по каналу 5, смешивается со струей рабочего агента и движется в камеру смешения 3, где их скорости и давления выравниваются перед входом в диффузор 4. В диффузоре происходит плавное снижение кинетической энергии смешанного потока и рост его потенциальной энергии до уровня достаточного для подъема на поверхность. При однотрубной схеме в системе используется пакер 6.

Поверхностное оборудование выпускается как для одной скважины (индивидуальный привод), так и для группы скважин (групповой привод) и содержит блок силовых насосов, емкость для рабочей жидкости, гидроциклонный агрегат для очистки рабочей жидкости от механических примесей. Сепарация газа из добываемой жидкости осуществляется либо в специальной емкости, либо в совмещенной емкости для сепарации и хранения рабочей жидкости.

Эксплуатация скважин гидропоршневыми насосами. Принцип работы гидравлического поршневого насоса основывается на приведении возвратно-поступательного движения поршня энергией гидравлической среды (рабочей жидкостью). Гидропоршневой погружной насосный агрегат (ГПНА) включает поршневой насос и гидродвигатель с золотниковым распределителем. Отдельный наземный силовой насос подает гидравлическую энергию по НКТ из системы подготовки рабочей жидкости. Система может быть замкнутой с обратной связью или открытого типа. В последнем случае рабочая жидкость (обычно нефть) потоком смешивается с добываемым флюидом. По принципу действия ГПНА можно разделить на три группы – с насосами одинарного, двойного и дифференцированного действия.

При работе насоса одинарного действия (рис.6.10) жидкость непрерывно нагнетается с поверхности силовым насосом по каналу 4. Золотник, совмещенный с гидродвигателем 5, переводит подачу рабочей жидкости под высоким давлением поочередно в полости над и под поршнем 6 гидродвигателя и обеспечивает выход отработанной жидкости в канал 3, в результате чего поршень гидродвигателя совершает возвратно-поступательные движения и передает это движение поршню 10 скважинного насоса 11 жесткой связью через шток 7.

При ходе поршня 10 насоса вверх нагнетательный клапан 1 закрывается, так как на него действует давление со стороны выхода скважинной жидкости по линии 2. При ходе поршня вниз закрывается всасывающий клапан 12, обеспечивая вытеснение жидкости из цилиндра насоса 11 в линию 2 выхода скажинной продукции. Полость над поршнем сообщается через отверстие 9 с затрубным пространством скважины. Коэффициент полезного действия ГПНУ достигает 0,65. Современные ГПНУ позволяют эксплуатировать скважины с высотой подъема продукции до 4500 м, с максимальным дебитом до 1200 м³/сут при высокой обводненности (до 98 %) и содержании песка до 2 %. Регулируя расход рабочей жидкости, можно изменять отбор скважинной продукции. Применение ГПНУ особенно эффективно при эксплуатации наклонных скважин и при разбуривании месторождений кустами скважин.

Эксплуатация скважин погружными центробежными электронасосами. Установки погружного центробежного электронасоса (УЭЦН) предназначены для эксплуатации средне- и высокодебитных скважин (до 1300 м³/сут) с достаточно большим диапазоном высоты подъема продукции (до 2000 м). УЭЦН состоит из погружного агрегата, оборудования устья, электрооборудования и НКТ (рис.6.11).

Подача УЭЦН обусловлена типом и количеством ступеней погружного центробежного насоса. Каждый типоразмер погружного электронасоса предназначен для добычи из скважины определенного количества жидкости. Это условие требует выпуска промышленностью большого количества типоразмеров (диаметр и длина) погружных насосов, что экономически является нерентабельным. С целью расширения области работы каждого типоразмера насоса в определенном диапазоне по подаче Q_н и напору Н_н, стали применять установки с преобразованием частоты тока, позволяющие регулировать параметры погружного агрегата в широком диапазоне.

При подборе УЭЦН к скважине руководствуются паспортной (заводской) характеристикой насоса – зависимостью напора Н_н, потребляемой мощности N и КПД от подачи насоса Q_н. Задача сводится к выбору такого типоразмера УЭЦН, который будет работать в условиях оптимального режима и обеспечит откачку заданного дебита скважины с данной глубины.

Глубина подвески насоса рассчитывается по уравнению

L =  + h = (H – h_д) + h, (6.15)

где – расстояние от устья скважины до динамического уровня h_д; Н – глубина скважины; h – приращение глубины спуска для компенсации устьевого давления р₂(h = h₂/(g)).

Погружение насоса под динамический уровень должно создавать такое давление столба жидкости на приеме насоса р_пр, чтобы газосодержание соответствовало значению 0,15 < _г < 0,20. Если приращением глубины спуска h это условие не обеспечивается, то рассчитывают приращение расчетной глубины спуска L. Повышенное газосодержание на входе в центробежный насос оказывает отрицательное воздействие на эффективность работы: резко снижает подачу, напор и КПД. С целью предотвращения вредного влияния свободного газа на характеристики УЭЦН на приеме устанавливают насосный газосепаратор. В настоящее время наиболее эффективным, отвечающим мировому уровню является газосепаратор МН-ГСЛ с отводом газа через затрубное пространство.

Для условий совместной и согласованной работы пласта и насосного подъемника при заданном дебите, соответствующей глубине подвески на НКТ и определенном диаметре рассчитывается напорная характеристика скважины:

(6.16)

Для согласованной работы системы пласт – скважина – УЭЦН величину h_д определяют по уравнению притока (5.9):

(6.17)

Величину h_тр вычисляют по формуле Дарси – Вейсбаха. Обычно h_тр = 2040 м.

По ряду значений q (рис.6.12) строится напорная характеристика скважины Н_с(q). На график Н_с(q) накладывается характеристика насоса Н_н(Q), который обеспечивает в области максимального значения КПД  необходимую подачу (Н_н(Q)  Н_с(q)).

Полученная точка А характеризует совместную согласованную работу системы, но не в области оптимального режима работы насоса ( << _max). С целью расширения области работы каждого типоразмера насоса допускается определенный диапазон подачи от Q₁ до Q₂ и напора от Н₁ до Н₂ при отклонении КПД _1,2 = _max – 0,05. Однако необходимо добиваться согласованной работы при максимальном значении КПД ( = max).

Согласованную работу системы в области оптимального режима насоса можно обеспечить изменением напорной характеристики скважины (точка В на кривой 1) за счет увеличения устьевого давления р₂ на величину р = H/(g). Однако это приводит к росту энергетических затрат, ухудшению использования пластовой энергии, увеличению нагрузки на подшипники насоса и другим негативным явлениям. На практике обычно уменьшают напор насоса на Н (точка С на кривой 2) снятием рабочих ступеней и заменой их направляющими вкладышами.

Эксплуатация скважин погружными винтовыми насосами. Отличительная особенность глубинного винтового насоса состоит в том, что рабочими органами являются ротор, выполненный в виде простой спирали (однозаходного винта) с шагом L_р, и статор – в виде двойной спирали с шагом, в два раза превышающим шаг ротора, L_ст = 2L_р (рис.6.13).

Основными параметрами винтового насоса являются: диаметр ротора D, длина шага статора L_ст и эксцентриситет е. Полости 2 между ротором и статором разделены. При вращении ротора эти полости «перемещаются» как по радиусу, так и по оси от приема насоса к его выкиду. Поскольку винт (ротор) при вращении не движется в осевом направлении, то жидкость будет перемещаться вдоль оси на расстояние одного шага за один оборот и дальше попадает в НКТ. Иногда этот насос называют насосом с перемещающейся полостью. Приводы для винтовых насосов могут быть глубинными или поверхностными.

При глубинном приводе применяют погружной тихоходный электродвигатель. Агрегат спускается в скважину на НКТ, а электропитание подводится по специальному кабелю (аналогично УЭЦН). При наземном приводе вращение ротору насоса передается через колонну штанг от электродвигателя.

Установки винтовых насосов имеют широкий диапазон: по параметрам подачи от 20 до 250 м³/сут, по напору – до 2000 м. Они являются эффективными при работе в осложненных условиях с вязкостью жидкости до 20 мПас, с расходом газосодержания на приеме до 0,5 и повышенным содержанием механических примесей, а также с большим отклонением оси скважины от вертикали (до 70). Кроме того, эти установки характеризуются низкими капитальными вложе­

Рис.6.14. Схема штанговой скважинно-насосной установки

1 – 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 (с противоположной стороны тормозной шкив);

24 – клиноременная передача; 25 – электродвигатель на поворотной салазке;

26 – ведущий шкив; 27 – рама; 28 – блок управления

p₂

h

l

H

p_з

1

2

3

4

5

6

7

8

12

13

p_пр

p_затр

11

9

14

17

19

18

28

10

15

20

21

22

23

24

25

26

27

16

ниями, имеют достаточно высокий КПД, являются малогабаритными и имеют низкий уровень шума. Подбор винтовых насосов к конкретной скважине аналогичен подбору УЭЦН.

Добыча нефти штанговыми насосными установками. Основной фонд скважин в нашей стране и за рубежом эксплуатируется глубинными штанговыми насосами (ШСНУ). Оборудование для эксплуатации скважин (рис.6.14) включает подземный комплекс: штанговый глубинный насос, НКТ, на которых насос подвешивается в скважине, штанги, жестко соединенные с плунжером насоса и гибкой канатной подвеской. Наземный комплекс включает головку балансира станка-качалки, с помощью которой вращательное движение от двигателя через редуктор, кривошипно-шатунный механизм и балансир преобразуется в возвратно-поступательное движение, передаваемое плунжеру скважинного насоса. В наземный комплекс также входит устьевое оборудование скважины, предназначенное для подвески НКТ, отвода скважинной продукции и герметизации устья.

Принцип действия ШСНУ следующий: при ходе вверх колонны штанг (плунжера) под действием нагрузки от столба жидкости в НКТ закрывается нагнетательный клапан насоса 5 и скважинная продукция также перемещается вверх на высоту, равную длине хода. Давление в цилиндре насоса снижается, когда оно становится меньше давления на приеме, всасывающий клапан 2 открывается и продукция скважины поступает в цилиндр (такт всасывания). При ходе колонны штанг (плунжера) вниз давление в цилиндре насоса повышается, всасывающий клапан 2 закрывается, а нагнетательный клапан 5 открывается и продукция скважины перетекает в НКТ (такт нагнетания).

Такт всасывания и такт нагнетания составляют насосный цикл. Данная схема характеризует работу насоса одностороннего действия, однако при работе ШСНУ скважинная продукция вытесняется как при цикле всасывания, так и при цикле нагнетания. При ходе плунжера вверх из НКТ вытесняется объем жидкости V_в, равный произведению разности площадей плунжера F_п и штанг f_шт на длину хода S: V_в = (F_п – f_шт)S. При ходе плунжера вниз штанги входят внутрь цилиндра насоса, вытесняя при этом объем жидкости V_н = f_штS. Таким образом, за насосный цикл подача насоса

V = V_в + V_н = (F_п – f_шт)S + f_штS = FS.

При n двойных ходах плунжера в минуту (качания головки балансира) теоретическая подача V_т = FSn. Фактически действительная подача насоса, измеренная на поверхности меньше теоретической. Отношение действительной подачи насоса q_д к теоретической q_т называют коэффициентом подачи штангового насоса _п: _п = q_д/q_т. Отсюда минутная подача насоса

Q_н = FSn_п (6.18)

На величину _п и соответственно на Q_н влияют множество факторов, но основными являются степень наполнения цилиндра жидкостью (зависит от газосодержания в потоке при такте всасывания) и утечки жидкости. Работа насоса считается нормальной, если _п = 0,60,8. В частности, для фонтанирующих через насос скважин _п > 1.

Основными классификационными признаками скважинных плунжерных насосов являются конструкция, характер всасывания продукции, принцип действия и назначение.

По конструкции различают следующие типы насосов:

 простые – с одним плунжером постоянного размера;

 дифференциальные – с двумя и более плунжерами различного диаметра;

 трубные – цилиндр насоса спускается в скважину на НКТ отдельно от плунжера, который затем спускается в цилиндр на штангах;

 вставные – цилиндр и плунжер опускаются в скважину на штангах, в предварительно опущенные НКТ);

 с движущимся плунжером и подвижным цилиндром;

 насосы с неподвижным плунжером и подвижным цилиндром.

Всасывание продукции скважины происходит:

■ при ходе вверх;

■ при ходе вниз;

■ при ходе вверх и вниз.

По принципу действия различают насосы одинарного и двойного действия.

По назначению выделяют насосы для подъема:

♦ жидкости в неосложненных условиях;

♦ жидкости с высоким газосодержанием;

♦ высоковязкой жидкости;

♦ жидкости с высоким содержанием механических примесей (песка).

Различные типоразмеры плунжера по диаметру обеспечивают широкий диапазон возможных дебитов. Для определенно выбранного размера плунжера дебит может быть отрегулирован изменением длины и скорости хода плунжера. При проектировании станка-качалки основная задача состоит в определении оптимального баланса между длиной хода и скоростью перемещения плунжера насоса. Система контролируется при помощи динамометра. Динамограмма, показывающая зависимость между ходом плунжера и нагрузкой, является основным диагностическим методом оптимизации и контроля режима работы ШСНУ.

Глубина подвески СШН определяется по формулам, аналогичным (6.15) и (6.17). Величину h принимают с учетом гидравлических сопротивлений в приемном клапане и вредного влияния газа.

Для компенсации заданного давления на устье р₂ с учетом давления на приеме насоса р_пр рассчитывают приращение глубины спуска насоса:

(6.19)

где q_шт – средний вес 1 м штанговой колонны.

Для условий совместной и согласованной работы системы пласт – насосный подъемник связь между подачей и глубиной спуска насоса L приводится к уравнению вида

(6.20)

По расчетным значениям q и L_п на диаграмме А.Н.Адонина находят тип станка-качалки и диаметр насоса, затем принимают длину хода S_max и уточняют число качаний n для получения заданного значения q. В зависимости от высоты подъема, вязкости жидкости и подачи выбирают тип насоса.

Штанговые глубинно-насосные установки достаточно надежны в широком диапазоне условий их использования, а также удобны при обслуживании.

К существенным недостаткам следует отнести большую металлоемкость, высокую стоимость строительно-монтажных работ и громоздкость наземного оборудования.