L — длина штанг; a — скорость звука в материале штанг (а =
= 5100 м/с).
Если <р = 0,4 — 0,45, режим откачки статический, если <р>0,4 — — 0,45 — динамический.
Для расчета нагрузок (максимальных и минимальных) при динамических режимах А. С. Вирновским предложена следую-
187
щая формула, справедливость которой доказана на практике:
Р ^рш_|_р _р' j__La л/ Sw* р р х тах ж з w V g в ш
V 1Л ;
V
о
(VHI.5)
Здесь Рш — сила тяжести колонны штанг, Н; Рж — сила тяжести жидкости, находящейся над плунжером (для хода вниз Рж~0), Н; Р^ — сила давления жидкости на плунжер снизу, обусловленная погружением насоса под динамический уровень, Н; а]|2, cci,2 — коэффициенты, зависящие от кинематики станка-качалки (индексы 1 и 2 относятся соответственно к максимальной—ход вверх и к минимальной — ход вниз нагрузкам); 5 — длина хода полированного штока, м; w — угловая скорость вращения кривошипа; D — диаметр плунжера, м; Я.шт — статическая деформация колонны штанг, м; ф— коэффициент, равный fM/(/M—furr), где /м — площадь сечения насосных труб по металлу);
где р — плотность жидкости, кг/м3; L — глубина спуска насоса, м; F — площадь сечения плунжера, м2; /Шт — площадь сечения штанг, м2.
При ходе штанг вверх ai = l,09-i-I,ll; at = 0, 89—0,92; сумма этих коэффициентов для каждой длины хода приблизительно равна 2 (ct2 ^0,744-0,89; a2= 1,14—1,48). Зная нагрузки, действующие на штанги и трубы, можно определить их деформацию. По закону Гука имеем
1 __ ж _ ж_ . л __ АШТ -- - ~~ - ; Ат
где /шт и /т — площадь сечения металла штанг и труб; ? — модуль упругости (для стали ? = 2,06-10" Па); <7Ж — вес 1 м столба жидкости над плунжером.
Если диаметр штанг по длине разный (верхняя часть их формируется из штанг большего диаметра), то их деформация
- -Т-Г + - ' ' ' ' -rV (VIIU)
/2 In /
где /1, /2, . - ., In — длины ступеней штанг, площадь сечения которых соответственно \\, /2, • • -. fn- В результате действия нагрузок длина хода плунжера
Sn=S— Хщт— Xr + Xi, (VIII.8)
где Я(- — увеличение длины хода плунжера за счет инерционных и динамических нагрузок (знак плюс перед ?w озна-
188
чает, что силы инерции движения штанг в конце хода вверх и вниз способствуют некоторому удлинению пробега плунжера). Для гармонического движения штанг
« 225SL2n3
А; --- >
10»
где S и L — соответственно длина хода полированного штока и длина штанг, м; п — число ходов в минуту.
Подставив значение А,,- в формулу (VIII. 8), получим
Хг-*шт. (VUI.9)
Теория и практика показывают, что движение штанг нестрого гармоническое. Кроме вынужденных колебании штанги совершают собственные колебания при воздействии динамических нагрузок. Если совпадают фазы собственных колебаний штанг с вынужденными в концах ходов вверх и вниз, длина пробега плунжера возрастает. Простейшая формула для расчета пробега плунжера с учетом динамических сил предложена акад. Л- С. Лейбензоном:
ЯТ-АШТ, (VIII. 10)
COS ф
где ф — фактор динамичности.
v/§ 3. ОБОРУДОВАНИЕ ШТАНГОВЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК
Станки-качалки — механизмы, преобразовывающие вращательные движения вала электродвигателя в возвратно-поступательное движение штанг с плунжером и воспринимающие нагрузки в процессе откачки жидкости. Они отличаются по грузоподъемности, по конструкции привода, типу уравновешивания (роторное или балансирное), диапазону длин хода штока и числу качаний. В табл. VIII. I приведены характеристики некоторых балансирных станков-качалок.
Шифр станка означает: первая цифра — исполнение; буквы — станок-качалка; первые цифры после букв — грузоподъемность в тоннах; далее — максимальная длина хода штока в метрах и наибольший крутящий момент на валу редуктора.
Длину хода устьевого штока изменяют путем сдвига места крепления шатуна с кривошипом. Число качаний балансира зависит от увеличения или уменьшения диаметра шкива на электродвигателе. На промыслах применяют насосы различных размеров и конструкций. Наиболее широко распространены насосы двух видов — невставные (трубные) и вставные.
Основные особенности их состоят в следующем.
Цилиндр невставных насосов спускают в скважину на насосно-компрессорных трубах, а клапаны и плунжер — на
189
Т абл ица VIII.1
Характеристика отечественных станков-качалок
Число
Шифр Номинальная длина хода качаний Масса,
станка-качалки штока, м балансира кг
в минуту
I CK1,5-0,42-100 3 СКЗ-0,75-400 5 СК6-1,5-1600 7 СК12-2.5-400 9 СК20-4,2-1200
Базовые модели
0,3; 0,35; 0,42
0,3; 0,52; 0,75
0,6; 0,9; 1,2; 1,5
1,2; 1,5; 1,8; 2,1; 2f5
2,5; 2,8; 3,15; 3,5; 3,85;
4,2
5-15 5—15 5—15 5—12 5—10
1 050
2550
6000
14000
20000
Модифицированные модели
1 СК1-0,6-100 0,4; 0,5; 0,6 5—15 1 050
3 СК2-1, 05-400 0,42; 0,75; 1,05 5—15 2550
5 СК4-2Д-1600 0,84; 1,26; 1,68; 2,1 5—15 6050
7 СК12-2.5-6000 1,2; 1,5; 1,8; 2,1; 2,5 5—12 16200
9 СК15-6-12 000 3,55; 4; 4,5; 5; 5,5; 6 5—10 34000
штангах. Для извлечения цилиндра необходим подъем всего оборудования (штанг с клапанами и плунжером и насосных труб).
Цилиндр 2 в сборе с плунжером и клапанами вставных насосов спускают на штангах. Подъем их осуществляется на колонне насосных штанг (трубы остаются на месте).
На рис. VIII.2 показаны схемы невставных насосов. В верхней части плунжера 3 устанавливается нагнетательный клапан /. Конус всасывающего клапана 6 плотно входит в седло 7. К корпусу этого клапана присоединен захватный шток 4 с ловителем 5, которые предусмотрены для подъема всасывающего клапана на поверхность (для ремонта или смены насоса НСН-2).
На рис. VIII.3 показана схема вставного насоса типа НСВ. Эти насосы в принципе устроены так же, как и трубные. В отличие от последних они имеют дополнительные детали, позволяющие герметизировать насос в трубах 2 после спуска в скважину. При этом насос садится конусом 3 на седло 4. Лепестки пружины 5, закрепленные на кожухе 9, упираются в буртики 6. Пружины не дают насосу подняться с седла 4 замковой опоры под влиянием сил трения при движении плунжера 8 вверх. Во время смены насоса плунжер поднимается до упора и на штангах / вся сборка извлекается из посадочного седла 4. Пружины 5 соскальзывают с буртиков 6, пропуская насос вверх. При этом жидкость из насосных труб сливается в скважину.
Поскольку во вставном насосе (см. рис. VIII.3) через трубы 2 данного диаметра пропускается не только плунжер 8, но и
190
Рис. VIII.2. Схемы невставных насосов:
а — двухклапакного типа НСН-1; б — трехклэпанного типа НСН-2
Рис. V1I1.3. Схема вставного насоса
нсв
цилиндр 7 вместе с конусом 3, то диаметр плунжера этого насоса должен быть намного меньше диаметра невставного насоса. Насосы НСН-1 и НСВ имеют номинальный диаметр цилиндров от 28 до 68 мм, а насосы НСН-2 —от 28 до 93 мм. Зазоры между плунжером и цилиндром (по диаметру) составляют от 20 до 70 мкм (тугая посадка), от 70 до 120 мкм (средняя посадка) и от 120 до 170 мкм (свободная посадка). Для откачки высоковязких нефтей применяют насосы со свободной посадкой.
Штанг и^— стержни круглого сечения длиной от 1 до 8 м, диаметрами 16, 19, 22 и 25 мм с утолщенными головками квадратного сечения на концах. Соединяются они с помощью муфт. Так как штанги эксплуатируются под воздействием значительных переменных нагрузок в коррозионной среде, изготавливают их из высокопрочных сталей с термообработкой и с применением методов поверхностного упрочнения.
191
Оборудование устья
Рис. V1II.4.
скважины:
1 — колонный фланец; 2 — планшайба; 3 — трубы; 4 — опорная муфта; 5 — тройник; 6 — корпус сальника; 7 — полированный шток; 8 — головка сальника; 9— сальниковая набивка
Рис. VIII.5. Канатная подвеска для штанг:
/ — клиновой зажим; 2 — вкладыш; 3 — подъемный винт; 4 — нажимная гайка; 5 — зажимная втулка; 6 — клиновой захват; 7 — канат; 8 — верхняя траверса; 9 — втулка; 10 — нижняя траверса
Оборудование устья (рис. VIII.4) служит для подвески труб 3 на планшайбе 2 и отвода продукции из скважины через тройник 5.
Канатная подвеска (рис. VIII.5), предназначенная для присоединения штанг к головке балансира, состоит из нижней 10 и верхней 8 траверс. В нижнюю траверсу вварены две втулки (опоры верхней траверсы), в которых заделаны с помощью зажимов 1 концы каната 7. Между траверсами расположены два винта 3, при помощи которых верхнюю траверсу можно приподнять над нижней. Это необходимо во время установки динамографа.
§ 4. ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН -
Как уже упоминалось, теоретические основы гидродинамических исследований скважин независимы от способа их эксплуатации. Технология исследований зависит от этого. Забойное давление можно определить либо с помощью глубинных манометров, либо по уровню жидкости с помощью эхолота.
Манометры (малогабаритные) спускают в кольцевой зазор между насосно-компрессорными трубами и обсадной колонной на проволоке через отверстие в эксцентричной планшайбе, ко-
192
торая позволяет подвесить трубы со смещением от центра скважины для увеличения проходного сечения межтрубного пространства. Используют также специальные манометры, которые устанавливают ниже насоса. Передача его показаний на поверхность осуществляется по кабелю. Эти манометры дороги, они извлекаются из скважин лишь при подъеме насоса. Поэтому применяются обычно для специальных исследований. Спуск манометра в кольцевое пространство иногда заканчивается заклиниванием его в местах контакта НКТ с обсадными трубами. Поэтому скважины, оборудованные штанговыми насосами, часто исследуют с помощью эхолота — прибора, с помощью которого измеряют уровни в скважине (статические и динамические). По положению уровней и по известной плотности жидкости в скважине определяют пластовое и забойное давления.
На рис. VIII.6 приведена принципиальная схема эхометри-ческой установки. Звуковая волна, создаваемая пневматической или пороховой хлопушкой, отраженная от уровня жидкости, улавливается микрофоном /, соединенным через усилитель 2 с регистрирующим прибором. Прибор состоит из перописца 3, ленты 5 и лентопротяжного механизма 4, создающего постоян ную скорость v движения ленты (50 или 100 мм/с). Глубину положения уровня определяют по скорости и времени распространения звука в скважине. Для измерения скорости звука недалеко от уровня жидкости на известном расстоянии от устья ни' трубах устанавливают репер — патрубок, подвешенный на муфте одной из труб и перекрывающий кольцевой зазор между обсадными и насосными трубами на 60—65 %. Скорость распространения звуковой волны
где / — глубина установки репера; t — время прохождения волны от устья до репера и обратно, определяемое как част-
13 Заказ № 3597
Рис. VIE1.6. Схема эхометрической
установки
Рис. VIII.7. Типовая эхограмма
Устье
Репер
'
Л-ЦА-
193
ное от деления длины Lp ленты между устьем и репером (рис. VIII.7) на известную скорость движения ленты. Расстояние уровня жидкости в скважине от устья
Н~ vT — / т • /— LP п -—-------— i-----, i —--------j
2 t v
где v — скорость движения ленты; Т — время прохождения волны до уровня жидкости и обратно (T^L/v).
Для контроля за работой насосной установки используют динамографы различных конструкций и принципов действия. На рис. VIII.8 приведена схема гидравлического динамографа, с помощью которого измеряют нагрузки на головку балансира (на устьевой шток) в зависимости от длины хода плунжера. Прибор устанавливают в канатную подвеску так, что ее траверсы сжимают рычаг 10 и мессдозу Р, в полости 8 которой нагрузка трансформируется в давление жидкости, передаваемое
3 2 Г
S 5
1 SlUl
* -
/ / -/ * 1 /
= ^иэ <х 1 г
194
Рнс. VI11.8. Схема устройства гидравлического динамографа
Рис. VIII.9. Теоретическая динамограмма
на геликсную пружину 7. При этом перо 6 чертит на бланке график нагрузки. Диаграмма нагрузок записывается в течение одного цикла (ход вверх и вниз). Подвижный столик 5 с бланком передвигается по направляющим 4, так как при подъеме динамографа вверх нить /, прикрепленная одним концом к неподвижной части устьевого оборудования, свивается со шкива 2, заставляя его вращаться вместе с ходовым винтом 3. Последний приводит в движение ходовую гайку (не показана на рисунке). Во время вращения винта вместе с гайкой передвигается и прикрепленный к ней столик. Так на диаграмме в определенном масштабе записывается длина хода устьевого штока. В полости винта при перемещении прибора вверх возвратная пружина закручивается, а при перемещении вниз раскручивается и возвращает столик в первоначальное положение.
Динамограф предварительно тарируют (для определения масштаба записей длины хода и нагрузок). На рис. VIII.9 показана теоретическая динамограмма. По оси ординат отложена нагрузка Р на штанги, а по оси абсцисс — длина хода плунжера S. Точка А соответствует началу хода устьевого штока вверх, отрезок АБ — восприятию нагрузки от веса жидкости после закрытия нагнетательного клапана. Отрезок 6Б характеризует потери хода плунжера в результате удлинения штанг и сокращения труб, отрезок БВ соответствует ходу плунжера вверх. При обратном ходе штока линия ВГ отображает разгрузку штанг от веса жидкости (трубы растянулись, а штанги сократились на длину отрезка гГ]. В интервале ГА (ход плунжера вниз) нагрузка Рвн равна весу штанг в жидкости, а при ходе вверх РВв — весу штанг и весу жидкости над плунжером.
Теоретическую динамограмму можно построить расчетным путем с помощью формул (VIII.4) и (VIII.6) — динамические силы, силы трения и инерции обычно не учитывают. Фактическая динамограмма вследствие влияния различных видов дефектов насоса и всей установки в той или иной мере отличается от теоретической. По характеру этих искажений судят о намечающихся или уже случившихся отклонениях от нормы в различных узлах установки. На рис. VIII. 10 приведены фактические динамограммы штанговых насосных установок, на которых указаны наиболее часто встречающиеся дефекты. В качестве примера рассмотрим подробнее диаграмму рис. VIII. 10,д ма-лодебитной скважины. В правой ее части вверху прочерчен «газовый носик», характерный для установок, в которых на работу насоса влияет газ.. Видим, что в начале хода плунжера вниз некоторое время сохраняется высокая нагрузка, действующая на головку балансира. Это происходит вследствие попадания в цилиндр насоса газа низкого давления, и пока он сжимается плунжером, нагрузка на штанги остается высокой. Кроме гид-
13' №
Рис. VIII.10. Практические динамограммы штанговых насосных установок
Эксплуатация насоса: а — нормальная; дефекты; б — периодический срыв подачи пластовым газом высокою давления; s — полуфонтанный способ эксплуатации скважин; г — утечки в нагнетательном клапане; д ~ подача насоса больше притока жидкости и.! залежи; е — полный выход из строя нагнетательного клапана; ж — утечки в нагнетательном клапане; з — полный выход из строя всасывающего клапана; цифры означают порядок записи дигирамм
равлических динамографов применяют и другие его виды (механические, электрические и динамографы с дистанционным телединамометрированием).
§ 5. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ШТАНГОВЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ
При эксплуатации скважины осложнения происходят вследствие; поступления в нее песка из слабосцементированных пластов; попадания в насос большого количества свободного газа; отложения парафиновых корок на стенках труб; откачки нефти высокой вязкости и водонефтегазовых эмульсий, так как такие жидкости трудно извлекать в результате зависания колонны штанг с плунжером в высоковязкой среде; возникновения повышенных сил трения и истирания труб и муфтовых соединений штанг в искривленных и наклонных скважинах; отложения солей в подъемных трубах.
Так как в скважину из пласта вместе с нефтью поступает песок, плунжер и цилиндр насоса быстро изнашиваются и возрастают утечки жидкости. Для предохранения насоса рыхлые пески цементируют смолами и специальными составами, кото-
196
рые, скрепляя песчинки, оставляют часть пор пласта свободными для фильтрации нефти. В призабойной зоне устанавливают фильтры, а на приеме насоса — якоря (песочные и газопесочные), отделяющие песок от жидкости.
На рис. VIII. 11 показана схема однокорпусного газового якоря. Жидкость в насос поступает через верхнее сечение корпуса 2 и далее направляется к отверстиям 5 в нижней части центральной трубки 3. Верхняя ее часть соединена с всасывающим клапаном 1. Газовые пузыри 4, выделяясь из жидкости, поднимаются по затрубному пространству, минуя насос. Изменение направления движения струи во время входа в якорь и потеря скорости при повороте способствуют интенсивной сепарации газа. Принцип действия песочного якоря (рис. VIII. 12) аналогичен газовому. Жидкость с песком попадает в якорь через трубку I и при повороте струи песок осаждается в нижней части корпуса 2. По мере накопления песка якорь с насосом извлекают на поверхность и очищают через заглушку 3. Песочные якоря можно использовать при незначительном выносе песка. В скважинах, в продукции которых содержится много песка, применяют насосы с плунжером типа пескобрей и другие, способные откачивать жидкости, содержащие песок. Чтобы песок не оседал над плунжером, увеличивают скорость восходящего потока, направляя жидкость на поверхность не по трубам, а по узкому каналу полых (трубчатых) штанг, или же подливают жидкость (чистую нефть) в затрубное пространство. Насос откачивает жидкость (подливаемую сверху и поступающую из пласта), при этом увеличивается скорость ее подъема в трубах и песок не оседает в них.
Для предотвращения отложений парафина используют трубы, внутренняя поверхность которых остеклована или покрыта эмалями, кроме того, парафин удаляют также с
Рис. V111.11. Схем а однокорпусного газового якоря
Рис. VIII.12. Схема песочного якоря
197
помощью периодических тепловых обработок (прогрев труб на поверхности и в скважине паром с помощью передвижных парогенераторов). Кроме того, трубы промывают органическими растворителями.
Значительно осложняют эксплуатацию скважин отложения солей на стенках труб, деталях насосов и другого подземного оборудования. Причины отложения солей: обогащение нагнетаемой воды гипсом и ангидритом за счет выщелачивания их из скелета породы; несовместимость нагнетаемых вод с пластовыми; нарушение равновесия солевых растворов и выпадение из них твердых осадков в связи с термобарическими изменениями, которые происходят в системе при движении растворов в пласте или в скважине; испарение части жидкости с соответствующим увеличением концентрации солей в воде выше их предельной растворимости при данных условиях и т. д. Наиболее эффективны методы борьбы с солеотложениями, основанные на предупреждении образования твердых осадков. Для этого пласт заводняют жидкостью, совместимой с пластовой, которая, смешиваясь, не снижает предельную растворимость солей ниже концентрации начала кристаллообразования в пластовых условиях. Используют также и другие технологические методы предотвращения солеобразования (ограничение притока вод, регулирование профилей приемистости и т. д.). Следует учитывать, что при вымывании солей из породы нагнетаемые воды, совместимые с пластовыми, способны в процессе фильтрации обогащаться гипсом и ангидритом и в этом случае желаемый эффект может быть не достигнут.
Для выноса солей из скважины и предупреждения солеот-ложения предложено большое число реагентов-ингибиторов. В зависимости от их состава механизм проявления ингибирую-щих добавок различен. Одни из них нейтрализуют ионы кальция, бария и железа, препятствуя их взаимодействию с ионами карбоната и сульфата, другие, адсорбируясь на поверхности микрозародышей кристаллов, препятствуют их зарождению и росту. Некоторые ингибиторы проявляют себя как разрушители кристаллов солей. Реагенты вводят в затрубное (кольцевое) пространство скважины дозировочными насосами или задав-ливают в призабойную зону пласта. В случае накопления солей в трубах (карбонаты кальция и магния) их удаляют соляной кислотой.
Разрабатывают и внедряют различные физические способы предупреждения процесса отложения солей. Установлено, например, что некоторые виды полимеров, нанесенные на поверхность труб и оборудования, препятствуют отложению на них солей. Интенсивность солеотложений сокращается при магнитной обработке воды и акустическом воздействии на среду.
Как уже упоминалось, большие трудности возникают при откачке из скважины нефти или водонефтяных эмульсий вы-
198
сокой вязкости, так как сила трения штанг о жидкость оказывается равной или больше веса штанг и они зависают в скважине. Во избежание этого применяют различные насосы специальных конструкций; подогрев жидкости электрическими нагревателями, установленными на приеме насосов; введение в скважину через затрубное пространство дозировочными насосами поверхностно-активных веществ, снижающих вязкость во-донефтяных эмульсий, и т. д. Истирание труб и штанг в наклонных и искривленных скважинах предотвращают, используя спе циальные муфты с износостойкими покрытиями.
§6. ПРОЕКТИРОВАНИЕ УСТАНОВКИ
При проектировании штанговых насосных установок учитывают продуктивные характеристики, глубину залегания пласта, конструкцию скважины. Для каждой из них подбирают оборудование и определяют режим его эксплуатации, соответствующий заданию и конкретным характеристикам пласта и скважины. При решении этой задачи, так же как и в случае газлифтных скважин, учитывают следующее.
1. Если дебит скважины не определяется геолого-физическими факторами (он ограничивается лишь возможностями оборудования и конструкцией скважины), задача заключается в подборе такого оборудования и режима его эксплуатации, при которых обеспечиваются максимально возможные дебиты скважины.
2. Если максимальный ожидаемый дебит скважины ограничен геолого-физическими факторами, задача заключается в подборе наиболее легкого экономичного оборудования и режима эксплуатации, позволяющих длительное время извлекать заданное количество нефти.
Наиболее часто встречаются задачи, когда дебит скважины ограничен геолого-физическими факторами. Рассмотрим принципы их решения. Заданы допустимый дебит, уравнение притока нефти, устьевое давление, конструкция скважины (диаметр обсадных труб, глубина залегания пласта), газовый фактор и зависимости, характеризующие свойства газожидкостных смесей.
Из формулы притока (см. гл. III) находим забойное давление, которое обеспечивает заданный приток нефти Q. Согласно линейному закону притока
— рз); (VI П. 11)
Рэ=. ,Р™- . (VIII. 12)
199
При откачке малогазированной жидкости по ее плотности р устанавливаем динамический уровень АДИн, соответствующий найденному забойному давлению:
Л ; (VIII.13)
Л
'ди
(VIII.14)
Расстояние h этого уровня от устья (при открытом затрубном пространстве) будет
Й = //-ЛДИН, (VIII.15)
где Н — глубина скважины.
При малогазированной жидкости в скважине насос погружают под динамический уровень на 50—100 м, тогда глубина его спуска составит
JL = A^50-MOO м. (VIII.16)
В случае газированной жидкости глубину спуска насоса нельзя рассчитать по формуле (VIII.16), так как плотность жидкости изменяется с глубиной по сложному закону. Для определения глубины спуска насоса в этом случае по одному из методов, описанных в гл. VII, строят кривую распределения давления в обсадных трубах по шагам снизу вверх (см. гл. VII), начиная с известного забойного давления ря или с давления насыщения р„ нефти газом, если рп>рн (рис. VIII. 13, кривая /).
Расстояние Нн от забоя до точки, где давление равно р„, находят по известной плотности рэ жидкости в этой зоне:
Устье
7/
Рис. VIH.13. Кривые распределения в скважине
200
(VIII.17)
Точно так же по шагам строят кривую распределения давления в насосных трубах (рис. VIII.13, кривая 2} сверху вниз, задаваясь известным давлением ру (давление в системе сбора нефти и газа). При этом следует принять диаметр труб, на которых предполагается спустить насос. Чаще всего штанговые установки оборудуют трубами номинальным диаметром 73 мм. По кривой распределения давления в, обсадных трубах определяют целесо-
образную глубину спуска насоса, при которой коэффициент его наполнения будет находиться в заданных пределах. Для этого строят график распределения приведенного газового фактора R по высоте (см. рис. VIII. 13, кривая 3), т. е. график количества свободного газа, приходящегося на единицу объема жидкости в термодинамических условиях потока в расчетной точке [9].
g __ [Г0 — а(р — РО)] р0гпр7Пр ^ _ ?, (VIII 18)
ЬнрТо
где Г0 — газовый фактор на поверхности; а — коэффициент растворимости газа в нефти; р и ро — давление соответственно в расчетной точке обсадных труб и атмосферное; гпр — коэффициент сверхсжимаемости газа в термодинамических условиях потока в расчетной точке; То и 7Пр — температура соответственно стандартная и в расчетной точке потока; В — обводненность продукции, доли ед.; 6Н — объемный коэффициент нефти. Коэффициент наполнения насоса в зависимости от приведенного газового фактора R составит (см. рис. VIII. 13, 4)
, (VIII. 19)
2(1 + Л)
где УС=Увр/1/8 — коэффициент, характеризующий долю вредного пространства насоса от объема У$, описываемого плунжером при ходе вверх (значение Увр определяют по таблицам характеристик насосов). Допустим, что в проектируемой установке коэффициент наполнения rii = 0,9. Этой точке на кривой 4 зависимости T)i = T)i(L) (см. рис. VIII. 13) соответствует глубина подвески насоса LR. Тогда давление в точке с будет равно давлению на выкиде насоса (давление нагнетания Рнаш)- Следовательно, нагрузка на штанги от веса столба жидкости над плунжером
Рж^нагн-Рпр)/7, (VIII.20)
где /?пр — давление на приеме насоса, соответствующее давлению в точке b пересечения кривой давления p(L) в обсадных трубах с горизонтальной линией глубины спуска насоса; F — площадь сечения плунжера.
В общем случае коэффициент подачи насоса равен произведению коэффициентов наполнения rj,, потерь хода Т12 (от несоответствия длин хода плунжера и полированного штока), усадки т]з и утечек г\с
Очевидно, что
201
где 5ПП и S — длина хода соответственно плунжера и полированного штока; К — суммарные потери хода плунжера за счет деформации труб и штанг:
^^ - 1 -- (VIII. 23)
б„а-й) + &вв
При нормальной работе насоса основные утечки q (в м3/сут) происходят через зазор между плунжером и стенками цилиндра. Можно принять [9]
11310АрбЭР
где др=рнагн — рпр~ разность между давлениями нагнетания и на приеме насоса (соответствует отрезку 6с на рис. VIII. 13); 6 — половина разности диаметров цилиндра и плунжера; / — длина плунжера; D — диаметр плунжера; ц — динамическая вязкость. Тогда
Коэффициент подачи а составляет 0,7 — 0,8.
При установлении глубины погружения насоса задаются рядом параметров еще не спроектированной установки (диаметрами плунжера D и НКТ н т. д.). Для упрощения расчетов целесообразно эти параметры определять по диаграмме А. И. Адо-нина (рис. VIII. 14), на которой по промысловым данным построены области применения различных станков-качалок и насосов по дебитам Q и глубинам L. Примерную глубину погружения насоса L можно найти по уравнению притока [см. формулу (VIII.14) или {VIII.15)].
Если по этой диаграмме зададимся, например, шифром станка-качалки, при решении задачи число возможных вариантов уменьшается, но задача остается многозначной, так как один и тот же дебит с заданной глубины можно получить с помощью насосов разного диаметра и при различных сочетаниях длин и числа ходов плунжера. Поэтому сначала по формуле (VIII. 4) или (VIII. 5) определяют нагрузку на головку балансира при каждом возможном варианте, обеспечивающую подъем из скважины заданного количества нефти, а затем выбирают то оборудование, при котором эта нагрузка будет наименьшей. После вычисления максимальной нагрузки проверяют справедливость выбора станка-качалки и диаметра насоса. Если станок не соответствует по грузоподъемности найденной нагрузке, расчет проводят заново для характеристик другого станка-качалки, максимальная грузоподъемность которого соответствует условиям скважины.
202
25
о 5so то то то zsoo то зт /м
Рис. VIII.14. Диаграмма А. Н. Адонина для выбора оборудования:
Q — дебит скважины; L — глубина спуска насоса
Конструкцию колонны насосных штанг устанавливают по приведенному напряжению опр- При ступенчатой колонне длины участков с разным диаметром определяют с учетом условия равнопрочности (в опасных сечениях приведенные напряжения в верхних частях каждой из ступеней должны быть равными). Приведенное напряжение
<Тпр = У°тахО-а , (VIII.26)
где 0тах и оа — соответственно максимальное напряжение и его амплитуда в сечении штанг:
Оа= СТ"ах - "mm , (VIH.27)
где amin — минимальное напряжение цикла (напряжение при ходе штанг вниз).
Штанги изготавливают в расчете на допустимое приведенное напряжение от 70 до 120 МПа. Азербайджанским институтом (АзНИПИнефть) разработаны таблицы рекомендуемых конструкций штанговых колонн в зависимости от диаметра насоса, глубины его спуска и допустимых приведенных напряжений, которые можно использовать при проектировании насосной установки.
203
Таблица VIII.2
Глубина спуска насоса и длины ступеней двухступенчатой колонны
(в % от общей длины) штанг при опр 70 МПа
Диаметр насоса, мм
MM
28 32 38 43 55 68
Верхняя ступень 19 34 38 45 55 _ _
22 28 31 36 42 55 —
25 — — — — 42 56
Нижняя ступень 16 66 62 55 45 _ , __
19 72 69 64 58 45 —
22 — — — — 58 44
Глубина спуска, м 1480 1310 1100 920 820
1620 1460 1260 1060 960 720
Рассчитав параметры установки, правильность выбора диаметра и длины ступеней колонны штанг проверяют по приведенным напряжениям в наиболее опасных (верхних) сечениях ступеней. В табл. VIII.2 приведены рекомендуемые АзНИПИ-нефтью конструкции двухступенчатых штанговых колонн при допустимых значениях стпр = 70 МПа.
Как следует из изложенного, решение задачи выбора оборудования и рационального режима эксплуатации скважины штанговой установкой имеет множество вариантов. Поэтому расчеты обычно выполняют, используя ЭВМ с учетом экономических показателей вариантов.
§ 7. ПЕРИОДИЧЕСКАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ МАЛОДЕБИТНЫХ СКВАЖИН
К малодебитным условно относят скважины, производительность которых менее 5—6 м3/сут. Таких скважин на промыслах много, и поэтому при правильной их эксплуатации можно получить значительное количество дополнительно добытой нефти, сэкономить оборудование и другие материальные средства. Особенность многих из них заключается в том, что минимальная производительность установки с насосами, имеющими небольшой диаметр, оказывается больше притока нефти из пласта даже в случае понижения забойного давления от атмосферного. В этом случае насосом откачивается вся нефть из скважины (до приема), и далее он эксплуатируется с низкими коэффициентами наполнения вследствие засасывания газа низкого давления из кольцевого пространства скважины, что сопровожда-
204
ется ударами плунжера о жидкость при ходе его вниз и вибрацией. В результате насос, оборудование станков-качалок, подшипники быстро изнашиваются и увеличивается расход электроэнергии.
Во многих случаях такие скважины целесообразно эксплуатировать периодически — останавливать станок-качалку на время накопления жидкости с последующей ее откачкой и т. д. При этом дольше сохраняется оборудование, меньше расходуется энергии, но теряется часть добычи нефти (по сравнению с непрерывной откачкой), так как во время остановки станка-качалки жидкость в скважину поступает при возрастающем противодавлении ее столба на пласт. В результате скорость притока жидкости замедляется, т. е. замедляется повышение уровня.
При переводе скважин на периодическую эксплуатацию необходимо решить технико-экономическую задачу выбора рационального времени накопления (няк и откачки ?0тк жидкости. Предложены аналитические и экспериментальные методы определения этих величин — по кривым восстановления уровня в скважине, по дебитограммам (кривая роста уровня в мернике, оборудованном поплавковым уровнемером), по индикаторным диаграммам, путем подбора приемлемого режима эксплуатации. В простейшем случае при исследовании на приток с помощью передвижного мерника, оборудованного уровнемером, записывающим в определенном масштабе высоту столба нефти, линия нарастания уровня в мернике в процессе непрерывной откачки (если не учитывать влияния упругих явлений в пласте) соответствует линии 1, уклон которой характеризует количество поступающей из пласта жидкости (рис. VIII. 15). При пробной эксплуатации скважины с нарастающим временем остановок на накопление /нак жидкости получают соответствующие кривые откачки 2, 3, 4, которые отражают подачу насоса и рост уровня в мернике в процессе откачки жидкости. С понижением уровня в скважине до приема насос начинает рабо- ^ тать с подачей, равной производительности пласта (пунктирные линии на рис. VIII. 15). Потери нефти вследствие периодической
Рис. VIH.15. Кривые накопления жидкости в мернике при различных режимах периодической ее откачки
/s- гг
Время) V
205
эксплуатации скважины за цикл (время остановки на накопление ^нак плюс время откачки жидкости /отк) будут соответствовать длинам отрезков as, а'в' и а"в", увеличивающимся с ростом времени накопления жидкости. Поэтому важнейшими параметрами, определяющими технико-экономические показатели и эффективность перевода скважины на периодическую эксплуатацию, являются относительное ср и абсолютное AQ снижение дебита:
где Qnep и QHn — производительность скважины соответственно при периодической и непрерывной эксплуатации.
AQ-QHn— Qnep. (VI 11.29)
Из рис. VIII. 15 следует, что для режима, описываемого, например, кривой 2,
Ф = ас/вс.
Желательно, чтобы на практике значение ср составляло не менее 0,8—0,95. Если построены дебитограммы, выбирают режим откачки, соответствующий заданному ср.
Различными авторами предложены формулы для аналитического определения периодов накопления и откачки жидкости, учитывающие особенности условия притока. При фильтрации по линейному закону для оценки значения /нак формула А. С. Вирновского и О. С. Татейшвили имеет вид
fm* = -^Mn(2q> — 1), (VI II. 30)
«уд
где FK — площадь кольцевого сечения в скважине; &уд — удельный коэффициент продуктивности, м3/(м-ч). По рекомендации АзНИПИнефти продолжительность периода откачки жидкости totK (в часах) можно найти по формуле
ЧУГК = *нак - ' (Vll Lot)
е — -ср
где е — коэффициент запаса подачи насоса:
e = tiQr/QHn.
Здесь ^ — коэффициент подачи насоса; QT — теоретическая подача насоса; QHn — дебит скважины при непрерывной откачке. Сложность гидродинамических исследований большого числа малодебитных скважин известными методами, трудность использования передвижных мерников с уровнемерами вследствие неудобств их применения вынуждают операторов прибегать к определению периодов накопления опытным путем методом проб и ошибок. Но в этом случае затрачивается много времени и нарушается точность установления режимов периодической эксплуатации с соответствующими потерями нефти,
206
которые могут быть ощутимыми при большом числе малоде-битных скважин.
Для автоматизации запуска и остановки скважин при периодической эксплуатации предложены различные автоматические устройства, выполняющие заданный режим пусков и остановок станков-качалок. Автоматизация и регулирование режима малодебитных скважин во время насосной их эксплуатации осложняются постепенным изменением подачи установок в результате износа плунжера, клапанов, появления утечек, что требует периодического увеличения времени откачки. Поэтому регулирующие автоматы проектируют с различным принципом действия. Одни из них основаны на построении дина-мограммы, на которой появляется в верхнем правом углу «газовый носик», как только насос откачает жидкость до приема и начнет захватывать газ вместе с жидкостью. После этого станок автоматически останавливается. Предложены автоматические устройства, регулирующие работу оборудования по данным контроля уровня жидкости в скважине, расхода и давления на выкиде, по вибрации станка-качалки (которая увеличивается с уменьшением коэффициента наполнения насоса) и т. д. В США, где велик фонд малодебитных скважин, считается рентабельным выпуск специального малогабаритного оборудования (и штанг с диаметром 12,7 мм) для эксплуатации малодебитных скважин.
При проектировании периодической эксплуатации необходимо во всех случаях оценивать себестоимость нефти во время непрерывной и периодической работ оборудования [6].
§ 8. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН ПОГРУЖНЫМИ ЦЕНТРОБЕЖНЫМИ ЭЛЕКТРОНАСОСАМИ
Наличие штанговой колонны, сложная кинематика станка, необходимость использования тяжелого оборудования при эксплуатации высокодебитных скважин сужают область применения штанговых насосных установок. На промыслах широко распространены установки с погружными центробежными электронасосами (УПЭЦН), позволяющие при большой подаче развивать высокий напор, достаточный для подъема нефти с больших глубин (табл. VIII.3). В Советском Союзе более 50 % всей добычи нефти извлекается этими насосами.
На рис. VIII. 16 показана схема компоновки оборудования для эксплуатации скважины с помощью УПЭЦН. Оно состоит из маслозаполненного погружного электродвигателя (ПЭД) 2 трехфазного тока, протектора 3, центробежного насоса 5. К нижней части ПЭД присоединен компенсатор 1. Вал электродвигателя соединен шлицевыми муфтами через протектор (который служит для гидрозащиты электродвигателя от попадания пластовых жидкостей) с валом насоса. Жидкость всасывается
207
Таблица VI1I.3 Характеристика УПЭЦН
Рекомендуемая Насос
рабочая область
Номи-
нальная На-
Шифр установки гюдача. м'/сут пор. и Подача Напор Н. К.П.Д.. Число ступе-
$' -г м го ней/число
м3/сут секций
УПЭЦН 5-40-1750 40 1800 20—70 1850—1340 43 349/3
УПЭЦН5А-160-1750 160 1755 125—205 1920—1290 61 346/3
УПЭЦН 6-1000-900 1000 900 750—1300 1085—510 60 208/4
Продолжение
Шифр установки Электродвигатель Кабель
Шифр Мощ-ность. кВт Температура среды, °С К. п. д.. Число жил X площадь сечения Длина, м
УПЭЦН 5-40-1750 ПЭД28-103А85 32 70 76 3X16 1930
УПЭЦН 5А-160-1750 ПЭД65-П7А85 63 70 81 3X10 1980
УПЭЦН 6-1000-900 ПЭДС250- 13085 250 90 84 3X25 1400
через приемную сетку 4 и откачивается насосом 5 по НКТ 6 на поверхность. Устье герметизируется арматурой 9 фонтанного типа. Для питания энергией погружного электродвигателя предназначен бронированный трехжильный кабель 7, который крепится во еремя спуска насоса к трубам поясками 5. При подъеме насоса кабель наматывается на барабан 10. Для контроля служит станция управления 11.
Погружной центробежный электронасос (ПЭЦН) — многоступенчатый, секционный. Каждая ступень состоит из направляющего аппарата и рабочего колеса, насаженного на общий вал всех ступеней секции (или блока). Рабочие колеса закреплены на валу общей шпонкой и имеют скользящую посадку, а направляющие аппараты — в корпусе насоса, представляющем собой трубу диаметром от 92 до 114 мм. Число ступеней может достигать 400. Каждая из них в зависимости от диаметра корпуса насоса развивает напор (при работе на воде) от 3,8 до 6,8 м. Во время вращения колес напор преобразуется в давление, развиваемое насосом, определяемое числом
208
IS
Рис. VIIM6. Схема компоновки агрегатов УПЭЦН
Рис. VIII.17. Гидравлическая характеристика ПЭЦН
п п
Подача • —
ступеней и частотой вращения рабочих колес, диаметром насоса и некоторыми другими факторами.
В настоящее время изготавливают насосы подачей от 40 (ЭЦН5-40-950) до 3000 м3/сут. Шифр этого насоса означает: цифра 5 — группа (диаметр обсадных труб в дюймах, для которых предназначен насос); 40 — номинальная подача в м3/сут; 950 — напор, развиваемый насосом, в м.
По поперечным размерам насосы подразделены на условные группы: 5, 5А и 6. Насосы группы 5 предназначены для эксплуатации скважин с внутренним диаметром обсадных труб не менее 121,7 мм; группы 5А — с диаметром не менее 130 мм; группы 6 — не менее 144,3 мм.
На рис. VIII. 17 показана гидравлическая характеристика погружного центробежного электронасоса. При закрытой задвижке и подаче Q = 0 насос развивает максимальный напор //max {кривая /). В этом случае к.п.д. равен нулю. Если насос работает без подъема жидкости (напор Я = 0, к.п.д. — 0) подача его максимальная Qmax-
Наиболее целесообразная область работы насоса — зона максимального к.п.д. (кривая 2). Значение rimax достигает 0,5 — 0,6. Режим эксплуатации насоса, когда напор //опт и подача QOI1T соответствуют точке с максимальным к.п.д., называют оптимальным.
Кроме обычных промышленность выпускает также насосы с повышенной коррозионной стойкостью, которые могут откачивать жидкости с содержанием песка до 1 %.
14 Заказ № 3597 209
Погружной электродвигатель (ПЭД) — асинхронный электродвигатель трехфазного тока с короткозамкну-тым ротором, имеет специальную конструкцию вертикального исполнения, позволяющую спускать его в скважины. При диаметре корпуса 103—130 мм длина ПЭД достигает 8 м и более, что объясняется возможностью увеличения мощности в основном лишь за счет его длины. Поэтому строение ротора и статора секционное. Вал двигателя центрируется в радиальных подшипниках, укрепленных между секциями статора. Параметры некоторых ПЭД, применяемых для добычи нефти, приведены в табл. VIII.3. Шифр электродвигателя (например, ПЭД65-П7АВ5) означает: 65 — мощность в кВт, 117 — диаметр корпуса в мм, АВ5 — серия двигателя.
Протектор — устройство, позволяющее предохранять полость маслозаполненного электродвигателя от проникновения пластовой воды и нефти. Полость двигателя соединена с мешком, наполненным трансформаторным маслом, который при погружении в скважину через специальный обратный клапан подвергается воздействию давления скважинной жидкости (гидрозащита Г). В результате масло вдоль зазоров вала проникает в ПЭД. В этом случае давление в полости двигателя до полного расхода масла оказывается равным внешнему давлению (в кольцевом пространстве скважины). В гидрозащитах типа ГД турбинка на валу протектора создает некоторое избыточное давление внутри резинового мешка с маслом.
Компенсатор — устройство для регулирования объема масла в ПЭД, которое расширяется вследствие значительного нагрева двигателя во время эксплуатации. Трансформаторное масло перетекает в эластичный элемент, который, расширяясь, вытесняет через отверстие в корпусе скважинкую жидкость, находящуюся между корпусом компенсатора и маслонапол-ненным элементом. При охлаждении ПЭД масло сжимается и под давлением скважинной жидкости, попадающей через отверстие в компенсатор, из эластичного элемента перетекает в полость ПЭД.
Станция управления обеспечивает: контроль и регулирование работы установки, автоматическое включение .; выключение ее в зависимости от давления в коллекторе, отключение при коротких замыканиях и перегрузке двигателя, автоматическое поддержание заданного периода накопления и откачки жидкости при периодической эксплуатации скважины, запуск установки и др. Питание ПЭД осуществляется через трансформаторы, регулирующие рабочее напряжение (от 350 до 2000 В в ПЭД 125-138)."
Выбор оборудования для эксплуатации скважины
Задача расчетов заключается в том, чтобы для каждой конкретной скважины с учетом ее характеристик подобрать все звенья УПЭЦН и глубину спуска насоса. Решение ее связано с выполнением большого объема вычислительной работы с помощью ЭВМ. Поэтому рассмотрим лишь схему и принцип одного из упрощенных вариантов расчетов (предложенный П. Д. Ляпковым) для случая, когда дебит жидкости скважины в стандартных условиях (фжсу) задан.
Вначале устанавливают необходимые исходные данные: выбирают уравнение притока; определяют свойства нефти, воды, газа и их смесей, которые предполагается откачивать из скважины; конструкцию эксплуатационной обсадной колонны. Глубину спуска насоса LH находят с учетом расходного газосодержания нефтегазового потока на входе (Звх по методике, сходной с методикой определения глубины спуска штангового насоса (см. гл. VII, VIII). Для этого строят кривые распределения давления и расходного газосодержания потока р вдоль обсадных труб шагами от забоя снизу вверх, начиная от заданного забойного давления, определяемого по уравнению притока для известного дебита (соответственно кривые / и 3 на рис. VIII. 18). Расходное газосодержание потока — отношение объемного расхода V газа на участке к общему расходу смеси газа и жидкости q — определяют по формуле
Расходы V и q находят по формулам (VII.11) и (VII. 14). По кривой 3 (см. рис. VIII. 18) оценивают предварительную глубину спуска насоса (по допустимым значениям объемного газосодержания на приеме насоса; рвх = 0, 05-^0,25) и давление рвя (по кривой /). Упомянутые пределы расходного газосодержания на входе в насос установлены по данным испытаний
Рис. VIII. 18. График для определения глубины LH погружения ПЭЦН по расходному газосодер-жанню на входе ргвх и давлений на приеме рар к выкиде рвык из насоса
14*
211
УПЭЦН во время откачки газированной жидкости. Если рвх — = 0-^-0,05, то газ слабо влияет на работу насоса, если рвх~ = 0,25-^0,3, то происходит срыв подачи насоса. Практически целесообразно давление на приеме насоса не менее I —1,5 МПа. Для определения давления на выкиде насоса рвык, т. е. в самом нижнем сечении НКТ, рассчитывают распределение давления в трубах также шагами сверху вниз от известного устьевого давления ру, равного давлению в системе сбора (см. рис. VIII.18, кривая 2). В этом случае учитывают частичную сепарацию газа у приема насоса, который движется вверх по кольцевому пространству, минуя насос, и через обратный клапан отводится в выкидную линию '.
При расчете распределения давления в НКТ их диаметр d устанавливают с учетом дебита:
QjKcy<150 м8/сут, rf = 60 мм; 150<ОжсУ<300 мэ/сут, ^ = 73мм; (2жсу>300 м3/сут, d = 89 мм.
По кривым / и 2 на глубине спуска насоса определяют перепад давлений, требуемый для получения заданного дебита:
рс^рвык —рвх- (VI 11.32)
Необходимо отметить, что по найденным значениям рс и заданному дебиту <2ЖСу при стандартных условиях еще нельзя выбрать целесообразную характеристику насоса с достаточной точностью, ибо в заводских характеристиках, строящихся по данным процесса откачки воды, не учитывается влияние свойств газожидкостных смесей и термодинамических условий работы насосных агрегатов. Фактический расход жидкости через насос будет отличаться от заданных значений QMcy в связи с тем, что в жидкости, откачиваемой насосом, может раствориться большое количество газа. Жидкость, омывая электродвигатель, нагревается. Кроме того, в ней содержится некоторое количество свободного газа и эти факторы способствуют существенному увеличению объема газожидкостной смеси (ГЖС), проходящей через насос (по сравнению с заданным дебитом при стандартных условиях <3Жсу)-
Следует учитывать, что расход ГЖС по длине насоса в связи с ростом давления к выкиду и с уменьшением количества свободного газа в жидкости оказывается непостоянным. В свою очередь, свойства жидкости и ее вязкость влияют на напорную характеристику насоса. Поэтому далее оцениваем подачу QH и напора Явс, которые должен иметь подбираемый насос при откачке жидкости (с учетом влияния на рабочую
1 Методы расчета сепарации газа у приема см. в специальной литературе [6].
212
характеристику насоса свободного газа в ГЖС, проходящей через насос, и се вязкости), чтобы обеспечить подъем заданного количества нефти Qwry с выбранной глубины /.„- По данным QB и Яве и паспортным характеристикам подбирают тип на-
соса, удовлетворяющий условиям;
0,65^QB.Qe.onT
Явс^Япв— ЛЯ. (VI II. 34)
Здесь Япв — напор насоса по паспортной характеристике, соответствующей производительности Qfl.M; ДЯ — поправка для пересчета Япв в вероятный напор при работе на воде:
ДЯ= - °'92Яв-°пт - , (VIII.35)
3,9 -f- 0,023 где //в. опт, QB.OJIT — оптимальный напор (в м) и оптимальный расход (в м3/сут) по паспортной характеристике насоса.
Необходимость введения поправки ЛЯ объясняется тем, что паспортные характеристики для какой-либо партии насосов определяют осреднением результатов испытания лишь нескольких насосов, работающих на воде. Поэтому фактическая (вероятная) характеристика насоса может отличаться от паспортной вследствие некоторых геометрических отклонений в строении рабочих аппаратов, отличий вязкости продукции скважин, движущейся в каналах рабочих колес, от вязкости воды и т. д. По известным Я„с и QB подбирают мощность двигателя.
Выбранный насосный агрегат должен работать в условиях превышения необходимого пускового напора Яосв над рабочим при откачке ГЖС. Возможность запуска скважины агрегатом устанавливают по результатам сравнения баланса напоров Яосв, развиваемых насосом при пуске скважины, с величиной (Япрохл — ЛЯ), где Япрохл — нзпор насоса по его паспортной характеристике при минимально допустимом дебите жидкости QOXJI и длительной непрерывной эксплуатации двигателя. Если
ЯосВ>0,98{ЯПдохл — ЛЯ), (VI II. 36)
то скважина может быть освоена насосом.
Фохл соответствует минимально допустимому расходу жидкости в кольцевом пространстве между корпусом электродвигателя и стенкой обсадной трубы, когда обеспечивается необходимый режим охлаждения ПЭД:
где щ>охл — минимально допустимая скорость движения жидкости в кольцевом пространстве (определяется по специальным
213
таблицам); 1>эк, DR — диаметры соответственно обсадных труб и корпуса двигателя.
Если условие (VIII.36) не соблюдается, то необходимо заново подобрать насос с большими возможностями или установить газосепаратор на его приеме. Может оказаться, что необходимая характеристика насоса по напору Я не соответствует (ниже) паспортной характеристике насоса, ближайшего по параметрам. В этом случае напор выбранного насоса регулируют (уменьшают) путем повышения противодавления на устье с помощью штуцера или уменьшением (частичным изъятием) некоторого числа Дг ступеней насоса с заменой их вкладышами. Число ступеней, которые следует удалить, определяют по формуле
(VII 1.38)
Я
где Zf, — общее число ступеней в насисе; ЛЯ; Я — напор соответственно избыточный и развиваемый при полном числе ступеней.
Если используют штуцер, то снижается к.п.д. установки, но при этом регулирование осуществляется проще (без разборки насоса).
Следует отметить, что в процессе эксплуатации скважин иногда необходимо регулировать параметры УЭЦН в широких пределах в связи с изменением количества отбираемой жидкости, обводнением продукции, изменением газосодержания в продукции и т. д., что вызывает необходимость проводить трудоемкие спуско-подъемные операции для замены агрегата. В условиях Западной Сибири, например, такие работы связаны со значительными сложностями. Поэтому предложены способы увеличения и регулирования характеристик УПЭЦН. Один из них — изменение частоты вращения вала существующих насосов путем частотного регулирования электродвигателя насоса (частота вращения вала ПЭД пропорциональна частоте тока), в результате чего одновременно изменяются в широком диапазоне и напор, и подача насоса. Частотное регулирование позволяет сократить необходимое число типоразмеров УПЭЦН.
Опыты (с применением тиристорного серийного преобразователя частоты ТПЧ-4) показали, например, что эксплуатация насоса ЭЦН 6-500 возможна в пределах изменения его подачи 220 — 780 мэ/сут. С изменением частоты тока от 30 до 70 Т ц скорость частоты вращения ротора может изменяться в пределах 1800 — 4200 мин~'. Опыты подтвердили, что в этом случае межремонтный период снижается не существенно (число отказов насосов интенсивно нарастало после 1,5 года работы с повышенной частотой тока (70 Гц), а электродвигателя — через 1 год). Плавное регулирование характеристик центробежных электронасосных установок имеет большое значение
214
также в связи с быстрым расширением областей их применения в нефтяной промышленности — в системах поддержания пластового давления (с подачей до 3000 м3/сут при напоре до 2000 м), для подъема воды из водозаборных и артезианских скважин, для раздельной эксплуатации нескольких пластов одной сеткой скважин.
Гидродинамические исследования скважин
В процессе исследования скважины для регулирования ее дебита применяют штуцеры. Забойное давление можно измерить по уровню жидкости (эхолотом) в затрубном пространстве. Но при этом точность измерения оказывается часто невысокой вследствие искажений, вносимых в эхограмму кабелем. Трудно определить и среднюю плотность жидкости в кольцевом пространстве, в которой может содержаться свободный газ. Лучшие результаты получают во время измерения затрубного давления на уровне выкида насоса глубинными манометрами, спускаемыми в НКТ в процессе работы насоса. Манометры сообщаются с затрубным пространством с помощью специальных приспособлений.
Приспособление для измерения затрубного давления (рис. VIII.19) устанавливают в НКТ 2 над насосом (выше обратного клапана). Наконечник манометра / садится в седло 3 и сдвигает под воздействием своего веса втулку 4 вниз. Отверстия 5 втулки совпадают с отверстиями 6 на НКТ, и полость манометра сообщается с затрубным пространством. Давление в трубах значительно выше затрубного, и поэтому манометр плотно прижимается к седлу 3. После измерения давления манометр поднимается с седла и пружина 7 возвращает вверх втулку 4, перекрывая сообщение НКТ с затрубным пространством.
В процессе эксплуатации скважины нефть свободно поднимается по НКТ мимо этого устройства. Схема получаемой диаграммы записи давления показана на рис. VIII.20. Манометр вначале регистрирует рост давления от устьевого ру до давления /7а в трубах НКТ на глубине измерения. После сообщения полости манометра с затрубным пространством давление снижается до РВ, соответствующего затрубному на глубине измерения (точка Ь). Участок be — запись кривой восстановления давления после остановки скважины. При подъеме манометра с седла давление вновь возрастает до уровня трубного (линия cd), линия de характеризует подъем манометра. Забойное давление определяют по отрезку, соответствующему давлению рк, а пластовое —давлению рс. Для пересчета этих давлений соответственно в забойное и пластовое необходимо учитывать давление столба жидкости от точки измерения до кровли пласта. Среднюю плотность газированной жидкости можно
215
Рис. VIII.19. Схема приспособления Для измерения затрубного давления при спуске манометра в НКТ
Рис. VIII.20. Схема записи давления
Время t
оценить по расходному газосодержанию р в обсадных трубах (см. гл. VII и § 8 гл. VIII). Для определения пластового давления по значению ре необходимо знать (кроме глубины подвески насоса) плотность нефти в термобарических условиях обсадных труб ниже приема насоса в остановленной скважине.
Изложенный способ измерения затрубного давления имеет ряд недостатков: возможна негерметичность соединения манометра с затрубным пространством, требуется спуск манометра. Поэтому разработаны способы измерения давления у приема насоса с помощью датчиков, встроенных в корпус ПЭД. Информация от датчиков снимается по силовому кабелю в виде частотного сигнала.
Продуктивность пласта приближенно можно оценить, используя способность центробежного насоса работать «на себя» (при закрытой задвижке, развивая максимальный напор Я0). Во время запуска скважины (уровень жидкости в ней за время остановки достиг статического, соответствующего пластовому давлению) с закрытой устьевой задвижкой напор, развиваемый насосом (при открытом затрубном пространстве), составит
Я0 = Л1 + —* (VII 1.39)
где hi — расстояние от устья до статического уровня; pi — давление на устье при эксплуатации насоса с закрытой выкидной задвижкой; р — плотность жидкости. Предполагая, что после пуска скважины и достижения установившегося дебита и ди-
216
намического уровня, соответствующего забойному давлению, при внезапном полном закрытии выкидной задвижки эксплуатирующийся насос разовьет тот же напор Я0, можно
написать:
где h^ — расстояние от устья до динамического уровня; р% — давление на устье после внезапного закрытия задвижки. Из (VIII. 39) и {VIII. 40) следует, что перепад давлений (в м) между пластовым и забойным составит
Коэффициент продуктивности скважины по линейному закону притока
(VIII.42)
/12 — Л|
где Q — установившийся дебит скважины после ее пуска.
Этот метод исследования имеет много недостатков (напоры, развиваемые насосам при откачке дегазированной жидкости и ГЖС не одинаковы, плотности жидкости и ГЖС в формулах (VIII. 39) и (VIII. 40) не равны и в последнем случае неизвестны и т. д.). По этому методу можно лишь ориентировочно оценить продуктивность скважины.
В связи с быстрым ростом объема добычи нефти с применением УЭЦН важная задача заключается в совершенствовании теории н практики гидродинамических исследований скважин, эксплуатирующихся УЭЦН.
§ 9. ДРУГИЕ ВИДЫ БЕСШТАНГОВЫХ НАСОСОВ, ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН
К бесштанговым насосам также относятся винтовые, гидропоршневые, вибрационные, диафрагменные, струйные.
Гидропоршневые насосные установки (рис. VIII. 21) состоят из поршневого гидравлического двигателя и насоса /.?, устанавливаемого в нижней части труб 10, силового насоса 4, расположенного на поверхности, емкости 2 для отстоя жидкости и сепаратора 6 для ее очистки. Насос 13, сбрасываемый в трубы 10, садится в седло 14, где уплотняется в посадочном конусе 15 под воздействием струй рабочей жидкости, нагнетаемой в скважину по центральному ряду труб 10. Золотниковое устройство направляет жидкость в пространство над или под поршнем двигателя и поэтому он совершает вертикальные возвратно-поступательные движения. Нефть из скважины, всасы-
217
Рис. VIII.2I. Схема компоновки оборудования гидропоршневой насосной установки:
а — подъем насоса; б — работа насоса; / — трубопровод; 2 — емкость для рабочей жидкости; 3 — всасывающий трубопровод; 4 — Силовой насос; 5 — манометр; б — сепаратор; 7 — выкидная линия; 8 — напорный трубопровод; 9 ~ оборудование устья скважины; Ю — 63-мм трубы; ;/ — 102-мм трубы; 12 — обсадная колонна; 13 — 1'идропоГ)шневой насос (сбрасываемый); It — седло птропорш-Невого насоса; 15 ~- конус'"посадочный; 16 —- обратный клапан; / — рабочая жидкость; // -— добываемая жидкость; /// — смесь отработанной и добытой жидкостей
ваемая через обратный клапан 16, направляется в кольцевое пространство между внутренним 10 и наружным // рядами труб. В это же пространство из двигателя поступает отработанная жидкость (нефть), т. е. по кольцевому пространству на поверхность поднимается одновременно добываемая рабочая жидкость.. При необходимости подъема насоса изменяется направление нагнетания рабочей жидкости — ее подают в кольцевое пространство (рис. VIII.21).
Различают гидропоршневые насосы одинарного и двойного действия, с раздельным и совместным движением добываемой
218
жидкости с рабочей и т. д. Такие насосы обеспечивают подъем жидкости с больших глубин (4000—4500 м) при к.п.д. до 0,6. Преимущество гидропоршневых насосов — возможность автоматизации и дистанционного управления спуско-подъемных работ при замене насоса. Недостатки их связаны с необходимостью обустройства промысла громоздкой системой снабжения скважин рабочей жидкостью при тщательной ее очистке, которая требуется для успешной работы гидравлического двигателя.
Винтовые насосы развивают напор вследствие вращения металлического винта / (рис. VIII.22) в эластичной (резиновой) обойме 2. При этом по их длине образуются замкнутые полости, заполненные откачиваемой жидкостью, передвигающиеся от входа в насос к его выкиду, где жидкость выталкивается в нагнетательную линию. Нарезка винта / однозаход-ная плавная с большим отношением длины витка к глубине его нарезки (15—30), а поверхность эластичной обоймы соответствует поверхности двухзаходного винта с шагом, равным двойному шагу винта. Движение винта сложное: он вращается вокруг своей оси и по окружности 'с радиусом, равным эксцентриситету е (см. рис. VIII.22). Для уравновешивания нагрузки предусмотрены два йинта, вращающиеся в одну и ту же сторону, но имеющие разные (правое и левое) направления спиралей, которые создают встречное движение потоков от двух приемов насосов к одному выкиду. Жидкость далее поднимается в НК.Т по кольцевому зазору между корпусом насоса и его обоймой. Заполнение НКТ жидкостью при спуске насоса и сброс ее в скважину во время подъема осуществляются с помощью специального клапана. Для привода насоса предназначен погружной электродвигатель (ПЭД) с уменьшенной частотой вращения, питающийся по кабелю от трасформатора и оборудованный гидрозащитой. Для контроля его работы служит станция управления.
Винтовые насосы способны откачивать высоковязкие нефти, менее чувствительные к наличию газа в жидкости. Электровинтовой насос (тихоходный) ЭВНТ5А-100-1000 имеет подачу 100 м3/сут при напоре 1000 м.
Рис. VIII.22. Схема элемента винт — обойма винтового
насоса
219
Рис. VIII.23. Схема coca
струйного на-
Рис. VIII.24. Схема вибрационного
насоса
Струйный насос (рис. VIII.23) приводится в действие под влиянием напора рабочей жидкости (воды или нефти), нагнетаемой в НКТ 1, соединенные с соплом 2. При прохождении узкого сечения сопла струя перед диффузором 4 приобретает большую скорость и поэтому в каналах 3 снижается давление. Эти каналы соединены через полость насоса 5 с подпа-керным пространством 6 и пластом, откуда пластовая жидкость всасывается в насос и смешивается в камере смешения с рабочей. Смесь жидкостей далее движется по кольцевому пространству насоса и поднимается на поверхность по межтрубному пространству (насос спускают на двух концентрических рядах труб) под давлением нагнетаемой в НКТ рабочей жидкости. Насос не имеет движущихся частей, может откачивать высоковязкие жидкости и эксплуатироваться в осложненных условиях (высокие температуры пластовой жидкости, содержание значительного количества свободного газа и песка в продукции и т. д.).
Вибрационный насос (рис. VIII.24) предназначен для подъема жидкости из скважин под воздействием упругих деформаций жидкости и колонны труб, генерируемых вибратором 1. Последний состоит из эксцентрично насаженных на вал грузов, при вращении которых верхняя часть подъемных труб 3, подвешенных на пружинах 2, приводится в возвратно-поступательное движение. На каждой трубе установлен тарельчатый клапан 4, открывающийся вверх. При вибрации колонны
220
труб по периодическому закону инерционные силы жидкости совместно с силой тяжести приводят в движение клапаны. Если силы инерции, направленные вверх, превышают силы тяжести жидкости, то клапаны открываются и пропускают жидкость вверх, если же результирующая сила направлена вниз — клапан закрывается. Так происходит подъем продукции по трубе от клапана к клапану. Амплитуда колебаний обычно составляет от 5 до 20 мм, а частота их — от 600 до 1200 в 1 мин.
§ 10. РАЗДЕЛЬНАЯ РАЗРАБОТКА РАЗЛИЧНЫХ ПЛАСТОВ ОДНОЙ СЕТКОЙ СКВАЖИН
Большая часть нефтяных месторождений сложена из нескольких продуктивных пластов. В ряде случаев свойства нефти и геологические условия залегания в них различны, что требует раздельной их разработки. Например, один из пластов содержит высокосернистую нефть большой вязкости, а другой — нефть с нормальными свойствами. При этом бурение своей сетки скважин на каждый пласт может оказаться экономически нерентабельным. В таких условиях возможна раздельная разработка этих пластов по одной и той же сетке скважин. Обычно вначале пласты эксплуатируются одной сеткой скважин с общим фильтром для уточнения их особенностей и условий их разработки. По результатам наблюдений устанавливают целесообразность такой разработки. При этом учитывают экономические факторы. Раздельная эксплуатация скважин связана с прекращением добычи нефти во всех объединенных одной скважиной пластах при ремонтных работах. С учетом этого экономия средств в результате совместной их разработки иногда не компенсирует потери при ремонте. При таком способе снизится коэффициент эксплуатации скважин (отношение фактического времени эксплуатации скважины к календарному).
Для совместной разработки одной сеткой скважин нескольких пластов одновременно предложено множество вариантов схем оборудования скважин. Описывая схему и способ объединения пластов, принято вначале называть способ разработки нижнего пласта. Поэтому возмбжны такие варианты: фонтан-фонтан, газлифт—фонтан, ЭЦН — фонтан и т. д.
На рис. VIII.25 показана схема оборудования скважины для раздельной разработки двух пластов (штанговым насосом нижнего пласта и фонтанным способом — верхнего) со смешением продукции пластов в колонне насосных труб. Пласты разобщаются пакером 12. Ниже насосных труб 5 устанавливают хвостовик из двух рядов труб 9 и 10 к шаровой клапан 13. Внутренний ряд труб 9 подвешен на конусной опоре 8. Для закрепления в трубах 5 штангового насоса 7 применяют замковую опору 6. Золотниковый клапан 3 служит для прохода
221
Рис. VIII.25. Схема оборудования (типа 1УНФ) для раздельной разработки двух пластов по схеме насос—фонтан
Рис. V11I.26. Схема управления работой
оборудования с помощью контрольно-регулирующего устройства при раздельной эксплуатации двух пластов:
УА, ЗР -— расходомеры; БУ, БН — блоки управления и измерения; КУ — блок контроля; ДД-В, ДД-Н — датчики; ШЁ, ЯШ— штуцерные диски
!
•13
м-s.
дл-я
Ш5
жидкости верхнего фонтанного пласта в насосные трубы. Он открывается во время спуска насоса с помощью захвата 4, установленного на штангах 2. При подъеме насоса клапан 3 закрывается. Оборудование спускают на 89-мм трубах /. На устье монтируют фонтанную арматуру с сальниковым уплотнением полированного штока. Дебит фонтанного пласта регулируется штуцером на устье. Вызов притока из обоих пластов производится одновременно до спуска насоса. Промывочная жидкость, нагнетаемая в трубы, минуя башмак трубы 9t через перепускной клапан 11 направляется в кольцевое пространство между НКТ и обсадной колонной. После начала фонтанирования верхнего пласта по кольцевому пространству в скважину спускают насос 7. При этом клапан 3 открывается и продукция обоих пластов поднимается по трубам /.
Следует отметить, что большая часть оборудования, используемого для раздельной разработки двух пластов и более, через одну скважину не позволяет решать важную задачу — регулирование и контроль выработки пластов. Поэтому предло-
222
жены схемы одновременно раздельной разработки пластов, когда учитывается возможность дистанционного контроля и регулирования процесса эксплуатации скважин. Основной элемент одной из них — забойное контрольно-регулирующее устройство, состоящее из регулятора дебита, датчиков давления, глубинного расходомера. Преимущество оборудования заключается в его универсальности и возможности использования как при фонтанной, газлифтной, так и при механизированной эксплуатации скважин. В этом случае добыча жидкости из различных пластов может осуществляться любым подъемником (УПЭЦН, газлифт, штанговая насосная установка) с производительностью, равной суммарному дебиту пластов. Способ подъема жидкости выбирают по характеристикам пласта и скважины.
На рис, VIII.26 показана одна из возможных принципиальных схем оборудования для раздельной разработки двух пластов с забойным контрольно-регулирующим устройством, которое предусмотрено для определения пластовых и забойных давлений и расхода жидкости. Оно же регулирует отборы жидкости пластов при различных способах их разработки. В испытанных на промыслах конструкциях давление измеряют с помощью дистанционных вибрационно-частотных датчиков, а де-биты — забойных и устьевых расходомеров. Для регулирования дебита пластов с поверхности предусмотрены глубинные штуцерные диски с различными по диаметру калиброванными отверстиями, которые устанавливают в нужное положение с помощью электродвигателя. Блок контроля и регулирования расположен на забое, а блоки управления и измерения — на поверхности. Связь осуществляется по кабелю. Промысловые испытания оборудования показали его работоспособность и возможность дистанционного контроля и управления режимами разработки пластов.
Предложены и более простые устройства, позволяющие регулировать режим разработки пластов. Для этого можно использовать забойные дистанционные штуцера с гидравлическим приводом. Создавая давление в трубах, можно изменить диаметр штуцера, регулирующего дебит одного из пластов по известной программе. На рис. VIII.27 показана компоновка оборудования для эксплуатации по схеме фонтан — газлифт или газлифт —газлифт с использованием дистанционного забойного штуцера /. Пласты разобщены пакером 2. Продукция их смешивается и поднимается по НКТ 3. При необходимости изменить дебит нижнего пласта в насосно-компрессорных трубах создается с поверхности избыточное давление с помощью какого-либо насосного агрегата. В результате штуцер устанавливают в требующееся положение. Оба пласта начинают разрабатывать одновременно при освоении верхнего путем нагнетания газа в НКТ через пусковые клапаны.
223
Рис. VIII.27. Схема компоновки оборудования для раздельной разработки двух пластов одной скважиной по схеме фонтан — газлифт или газлифт —газлифт с использованием забойного дистанционного штуцера
Дальнейшее направление развития техники контроля и регулирования при раздельной разработке пластов через одну скважину — подготовка регулирующих забойных устройств с использованием беспроводных каналов связи устья скважины с забоем (индуктивные и другие виды связи).
§ П. ВЫБОР РАЦИОНАЛЬНОГО СПОСОБА ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН
Заданное количество нефти можно добыть из скважины различными способами. Поэтому при проектировании разработки нефтяных месторождений и технологии эксплуатации скважин | необходимо найти наиболее рациональный способ. Если скважина фонтанирует, всегда ли ее следует эксплуатировать фонтанным способом? Решение этих вопросов вытекает из определения смысла рационального способа эксплуатации.
Рациональный способ эксплуатации должен обеспечивать заданный отбор нефти при максимальном использовании естественной пластовой энергии и минимально возможной себестоимости нефти. Необходимо также, чтобы выбранный метод соответствовал техническому обустройству месторождения, геолого-физическим условиям залежи и климатическим условиям района. Из этого следует, что фонтанная эксплуатация скважин не всегда целесообразна, если, например, дебит ее при фонтанировании с минимально возможным давлением на устье недостаточен, а геолого-физические условия залежи позволяют отбирать большую норму добычи нефти. В этом случае фонтанную по своим природным условиям скважину эксплуатируют газлифтным способом, с помощью УЭЦН или штанговой насосной установкой. В свою очередь, возникает задача выбора способа механизированной добычи нефти. По величине к.п.д. установки располагаются примерно следующим образом: гидроиоршневые установки — 0,4—0,5; штанговые —
224
0,3; УПЭЦН — 0,17; газлифтный способ — 0,04—0,1. Наименее экономичен, с этой точки зрения газлифтный способ. Тем не менее в ряде случаев именно этому способу отдается предпочтение. Например, в условиях высокодебитных скважин, в продукции которых содержится песок, только при газлифтном способе обеспечиваются длительные межремонтные периоды работы с высокими значениями коэффициентов эксплуатации (отношение фактического времени эксплуатации скважины к календарному времени). Значительно опережает газлифтный способ все другие по многим показателям при использовании в качестве рабочего агента пластовых газов высокого давления. Из сказанного следует, что во время выбора способа эксплуатации учитывают широкий комплекс технологических, геолого-физических и технико-экономических факторов. Обычно задачу решают с установления возможности и целесообразности фонтанной эксплуатации скважин. Если этот способ неприемлем, рассматривают и выбирают целесообразные механизированные способы эксплуатации, начиная с бескомпрессорного газлифта, если есть пласты природного газа высокого давления и т. д. Решающий фактор выбора способа эксплуатации — комплекс технико-экономических показателей: межремонтный период, коэффициент эксплуатации, себестоимость нефти, капитальные затраты и др.
15 Заказ № 3597
