РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

садной эксплуатационной колонной, для выполнения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважин. Колонну НКТ на резьбе подвешивают к трубной головке.

Рис. 2.1. Фонтанная арматура крестового типа с крановыми запорными устройствами: 1 – манометр; 2 – кран (задвижка); 3 – крестовик елки; 4 – переводная катушка (трубная головка); 5 – патрубок для подвески НКТ; 6 – крестовик трубной головки; 7 – фланец колонной головки; 8 – штуцер

Рис. 2.2. Типовые схемы фонтанных елок (схемы 1, 2, 3 и 4 – тройниковые; схемы 5 и 6 – крестовые): 1 – трубная головка; 2 – тройник; 3 – запорное устройство; 4 – манометр с запорно-разрядным устройством; 5 – дроссель (штуцер); 6 – ответный фланец; 7 – крестовина

65

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Фонтанная арматура предназначена для направления продукции скважины в выкидную линию, регулирования режима эксплуатации (путем установки штуцера), для установки специальных устройств (лубрикатор), для спуска скважинных приборов или скребков для очистки труб от парафина, замера давления и температуры в скважине, для проведения некоторых технологических операций.

В качестве запорных устройств применяют проходные пробковые краны и прямоточные задвижки с принудительной или автоматической подачей смазки.

Фонтанные арматуры различаются между собой по конструктивным и прочностным признакам: по рабочему или пробному давлению, размерам проходного сечения ствола, конструкции фонтанной елки и числу спускаемых в скважину рядов труб, по виду запорных устройств.

Фонтанная арматура собирается по схемам крестового или тройникового типа. Фонтанные арматуры (трубная головка и елка) изготавливают на рабочее давление 7,5; 12,5; 20,0; 35,0; 70 и 105 МПа, диаметрами 33–102 мм и обозначают: АФК 2½” – 125 – арматура фонтанная крестового типа диаметром 63 мм (2½”) на рабочее давление 12,5 МПа и АФТ 2½” – 125 – арматура фонтанная тройникового типа диаметром 63 мм (2½”) на рабочее давление 12,5 МПа.

К подземному оборудованию относятся НКТ, которые применяются при всех способах эксплуатации скважин, их еще называют фонтанными, подъемными или лифтовыми. При эксплуатации фонтанных скважин находят применение комплексы оборудования для предупреждения открытых фонтанов. Основные элементы комплексов – пакер, скважинный клапан-отсекатель, наземная станция управления.

Газлифтная эксплуатация скважин. Область применения газ-

лифта – высокодебитные скважины с большими забойными давлениями, скважины с высокими газовыми факторами и забойными давлениями ниже давления насыщения, песочные (содержащие

впродукции песок) скважины, а также скважины, эксплуатируемые

втруднодоступных условиях (например, затопляемость, паводки, болота и др.). Газлифт характеризуется высокой технико-экономической

66

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

эффективностью, отсутствием в скважинах механизмов и трущихся деталей, простотой обслуживания скважин и регулирования работы.

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, дополняют энргией газа, закачиваемого в скважину с поверхности, происходит искусственное фонтанирование, которое называется

газлифтным подъемом, а способ эксплуатации – газлифтным.

Газлифтная (компрессорная) эксплуатация нефтяных скважин осуществляется путем закачки в скважину газа; метод эксплуатации носит название газлифтный. Газ в нефтяную скважину можно подать под давлением без его дополнительной компрессии из газовых пластов. Такой способ называют бескомпрессорным.

Принцип действия газлифта. В скважину опускают два ряда насосных труб. По затрубному пространству между наружной и внутренней трубами подают под давлением газ. Наружную трубу называют воздушной. Внутреннюю трубу, по которой нефть в смеси с газом поднимается на поверхность, называют подъемной. Подъемная труба имеет меньшую длину по сравнению с воздушной. До закачки газа жидкость в подъемной и воздушной трубах находится на одном уровне. Этот уровень называют статическим – Нст. В этом случае давление жидкости на забое соответствует пластовому давлению.

По затрубному пространству в скважину под давлением этого газа жидкость полностью вытесняется в подъемную трубу, после чего газ проникает в подъемную трубу и перемешивается с жидкостью. Плотность газированной жидкости уменьшается, и по мере ее насыщения газом достигается разность в плотности газированной и негазированной жидкостей.

67

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Вследствие этого более плотная (негазированная) жидкость будет вытеснять из подъемной трубы газированную жидкость. Если газ подавать в скважину непрерывно, то газированная жидкость будет подниматься и выходить из скважины в систему сбора. При этом в затрубном пространстве подъемной трубы устанавливается новый уровень жидкости, называемый динамической высотой:

где L – длина подъемной трубы; h0 – расстояние от устья скважины до динамического уровня; hп – глубина погружения подъемной трубы в жидкость, hп = L – h0.

Применяют газлифты однорядные, полуторарядные и двухряд-

ные (рис. 2.3).

точных условий для выноса песка с забоя скважины. Поэтому однорядный подъемник применяется на скважинах, эксплуатируемых без воды и выноса песка. В двухрядном подъемнике вынос газожидкостной смеси происходит по внутренней трубе меньшего диаметра. За счет этого возрастают скорости подъемника газожидкостной смеси и улучшаются условия для выноса из скважины воды и песка. Кроме того, двухрядный подъемник работает с меньшей пульсацией

68

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

рабочего давления и струи жидкости, а это, в свою очередь, снижает расход рабочего агента – газа. Поэтому, несмотря на увеличение металлоемкости, двухрядные подъемники применяют на сильно обводненных скважинах при наличии на забое большого количества песка. С целью снижения металлоемкости применяют так называемую полуторарядную конструкцию, когда высший ряд труб заканчивают трубами меньшего диаметра, называемыми хвостовиком.

Для оборудования газлифтных подъемников применяют НКТ следующих диаметров: в однорядных подъемниках – от 48 до 89 мм и редко 114 мм, в двухрядных подъемниках – для наружного ряда труб – 73, 89 и 114 мм, а для внутреннего – 48, 60 и 73 мм. При выборе диаметров НКТ необходимо иметь в виду, что минимальный зазор между внутренней обсадной колонной и наружной поверхностью НКТ должен составлять 12–15 мм.

Процесс запуска газлифтной скважины приведен на рис. 2.4, а график изменения давления при пуске и работе газлифтной скважины – на рис. 2.5.

Достоинства газлифтного метода:

1) простота конструкции (в скважине нет насосов);

69

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

2)расположение технологического оборудования на поверхности (облегчает его наблюдение, ремонт), обеспечение возможности отбора из скважин больших объемов жидкости (до 1800–1900 т/сут);

3)возможность эксплуатации нефтяных скважин при сильном обводнении и большом содержании песка, простота регулирования дебита скважин.

Недостатки газлифтного метода:

1)большие капитальные затраты;

2)низкий КПД;

3)повышенный расход НКТ, особенно при применении двухрядных подъемников;

4)быстрое увеличение расхода энергии на подъем 1 т нефти по мере снижения дебита скважин с течением времени эксплуатации.

В конечном счете себестоимость добычи 1 т нефти при газлифтном методе ниже за счет низких эксплуатационных расходов, поэтому он перспективен.

2.3.Эксплуатация скважин штанговыми насосными установками

Прекращение фонтанирования скважин обусловливает применение других способов подъема жидкости на поверхность, к которым относится эксплуатация штанговыми скважинными насосными установками (ШСНУ). Эксплуатация скважин штанговыми насосами – один из основных способов механизированной добычи нефти. Две трети (70 %) фонда действующих скважин стран СНГ эксплуатируются ШСНУ, что обеспечивает 16,3 % всего объема добычи нефти. Дебит скважин составляет от десятков килограммов до 400 т в сутки. Насосы спускают на глубину от нескольких десятков метров до 3000 м, а в отдельных скважинах на 3200–3400 м.

Установка включает наземное и подземное оборудование. К наземному относятся: станок-качалка (СК), установленный на устье, устьевое оборудование, редуктор, электродвигатель, пульт управления, повышающий трансформатор и др. К подземному – насосно-

70

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

компрессорные трубы, штанги насосные (ШН), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях (газовые и песочные якоря, штанговые скребки, центраторы и др.).

Различают вставные (НСВ) и невставные (НСН) скважинные насосы. Они обеспечивают подачу до 400 м3/сут при глубине подвески до 3500 м. Вставной насос в собранном виде спускается внутрь НКТ на штангах. Насос фиксируется в скважине с помощью замковой опоры, которая предварительно спускается на НКТ. Цилиндр невставного (трубного) насоса присоединяется к колонне НКТ и вместе с ней спускается в скважину. Плунжер НСН вместе с подвешенным к нему всасывающим клапаном спускается и вводится в цилиндр через НКТ на насосных штангах.

Подача штангового насоса зависит от площади поперечного сечения плунжера, длины хода полированного штока, числа качаний головки балансира и других факторов. Теоретически подача насоса за сутки определяется следующим образом:

где Qсут – подача насоса, т/сут; 1440 – число минут в сутках; F – площадь сечения плунжера, мм; Sпл – длина хода плунжера, мм; n – чис-

ло качаний балансира в минуту; ρ – плотность жидкости, т/м3. Фактическая подача насоса всегда меньше теоретической. От-

ношение фактической подачи к теоретической называется коэффициентом подачи насоса, который зависит от количества газа, утечек жидкости через насос, негерметичности подъемных труб, числа качаний и длины хода плунжера, несоответствия длин хода плунжера и сальникового штока. Коэффициент подачи насоса может изменяться в широких пределах – от 1,0 и выше до 0,1 и ниже.

Штанговая глубинная насосная установка (рис. 2.6) состоит из скважинного насоса 2 вставного или невставного типа, насосных штанг 4, насосно-компрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе, подвески сальникового штока 8, сальникового уплотнения 6, сальникового штока 7, станка-качалки 9, фундамента 10 и тройника 5. На приеме

71

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

•1, 2 – наибольшая длина хода точки подвеса штанг 1,2 м;

•700 – допускаемый крутящий момент на редукторе 700 кг·м. ШСН обеспечивают откачку из скважин жидкости, обводненно-

стью до 99 %, с 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 10 г/л и температурой до 130 °С.

Для ускорения и облегчения выбора глубинно-насосного оборудования по заданному дебиту жидкости и глубине подвески насоса в промысловой практике часто пользуются диаграммой А.Н. Адонина [14] (рис. 2.7). На горизонтальной оси диаграммы нанесены

глубины спуска насоса L, м, и на вертикальной оси – дебиты скважин Q, м3/сут.

Отраслевым стандартом впервые в нашей стране (тогда СССР) был предусмотрен выпуск станков-качалок дезаксиального типа 6 размеров. Стандартом предусмотрено два вида исполнения – с установкой редуктора на раме или на тумбе. Таким образом, образуется 12 моделей приводов. Принципиальное отличие дезаксиальных стан-

72

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ков-качалок от ранее применявшихся у нас исключительно аксиальных в том, что дезаксиальные станки-качалки обеспечивают разное время хода штанг вверх и вниз, тогда как аксиальные – одинаковое. Поскольку разница в кинематике конструктивно обеспечивается элементарными средствами, т.е. тем или иным расположением редуктора относительно балансира и не требует специальных изменений конструкции, то станки-качалки по рассматриваемому отраслевому стандарту не отличаются от аналогичных по Госстандарту [14, 15, 24].

Рис. 2.7. Диаграмма для выбора глубинно-насосного оборудования

Штанговые (глубинные) насосы по конструкции и способу установки разделяются на две основные группы: невставные (НСН) и вставные (НСВ). В каждой из этих групп насосы изготавливают различных типов, отличающихся конструктивными особенностями, габаритами, устройством плунжера.

73

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Невставные НСН (насос скважинный невставной), или трубные насосы отличаются тем, что их основные узлы (цилиндр и плунжер) спускаются в скважину раздельно: цилиндр на насосных трубах, а плунжер в сборе с всасывающим и нагнетательным клапанами – на штангах. Подъем невставного насоса из скважины осуществляется в два приема: сначала извлекают штанги с плунжером и клапанами, а затем трубы с цилиндром. Невставные насосы подразделяются на

Вставные насосы условно обозначают шифром НСВ (насос скважинный вставной), его спускают в скважину в собранном виде внутрь НКТ на штангах. На практике широко применяют насосы типа НСВ-1, предназначенные для эксплуатации скважин при глубине подвески до

74