МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ
ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»
В.Н. Арбузов
ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ
И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
Часть 2
Рекомендовано в качестве учебного пособия
Редакционно-издательским советом
Томского политехнического университета
Издательство
Томского политехнического университета
2012
УДК 622.276.5(075.8)+622.279.5(075.8)
ББК 33.361я73+33.362я73
А79
Арбузов В.Н.
А79
Эксплуатация нефтяных и газовых скважин: учебное пособие.
Часть 2 / В.Н. Арбузов; Томский политехнический университет. –
Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2012. –
272 с.
В пособии изложены современные технологии эксплуатации нефтяных и
газовых скважин. Рассмотрены теоретические основы подъема жидкости и
газа из скважин, структуры и режимы течения газожидкостных потоков в
подъемных трубах нефтяных и газовых скважин, методы их
гидродинамического расчета, технологии и оборудование для фонтанной
эксплуатации скважин, способы механизированной эксплуатации нефтяных
скважин, а также принципиальное устройство основных видов глубиннонасосного и наземного оборудования скважин.
Предназначено для студентов и магистрантов вузов нефтегазового
профиля, а также может оказаться полезным инженерно-техническим
работникам нефтяных промыслов.
УДК 622.276(075.8)+622.279.5(075.8)
ББК 33.361я73+33.362я73
Рецензенты
Кандидат физико-математических наук
заведующий отделом проектирования разработки НГМ
ОАО «ТомскНИПИнефть»
В.Н. Панков
Кандидат геолого-минералогических наук
ведущий научный сотрудник ТФ ФГУП СНИИГГиМС
В.Е. Пешков
Кандидат технических наук, доцент кафедры транспорта
и хранения нефти и газа ИПР НИ ТПУ
В.Г. Крец
© ФГБОУ ВПО НИ ТПУ, 2012
© Арбузов В.Н., 2012
© Обложка. Издательство Томского
политехнического университета, 2012
СОДЕРЖАНИЕ
7. ОСНОВЫ ТЕОРИИ ПОДЪЕМА ЖИДКОСТИ В СКВАЖИНЕ ......... 7
7.1. Физика процесса движения газожидкостной смеси
в вертикальной трубе ..................................................................... 7
7.1.1. Зависимость подачи жидкости от расхода газа .............. 7
7.1.2. Зависимость положения кривых q (V)
от погружения ..................................................................... 9
7.1.3. Зависимость положения кривых q(V)
от диаметра трубы ............................................................ 10
7.1.4. К. п. д. процесса движения ГЖС .................................... 11
7.1.5. Понятие об удельном расходе газа ................................. 12
7.1.6. Зависимость оптимальной и максимальной подач
от относительного погружения ....................................... 13
7.1.7. Структура потока ГЖС в вертикальной трубе .............. 14
7.2. Уравнение баланса давлений ....................................................... 14
7.3. Плотность газожидкостной смеси .............................................. 17
7.4. Формулы перехода ....................................................................... 23
8. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН ................................ 25
8.1. Артезианское фонтанирование ................................................... 25
8.2. Фонтанирование за счет энергии газа ........................................ 30
8.3. Условие фонтанирования ............................................................ 34
8.4. Расчет фонтанного подъемника .................................................. 40
8.5. Расчет процесса фонтанирования
с помощью кривых распределения давления ............................ 45
8.6. Оборудование фонтанных скважин ............................................ 51
8.6.1. Колонная головка ............................................................. 52
8.6.2. Фонтанная арматура ......................................................... 53
8.6.3. Штуцеры ............................................................................ 55
8.6.4. Манифольды ..................................................................... 57
8.7. Регулирование работы фонтанных скважин .............................. 59
8.8. Осложнения в работе фонтанных скважин
и их предупреждение ................................................................... 61
8.8.1. Открытое фонтанирование .............................................. 62
8.8.2. Предупреждение отложений парафина ......................... 63
3
8.8.3. Борьба с песчаными пробками ........................................ 66
8.8.4. Отложение солей .............................................................. 67
9. ГАЗЛИФТНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН ................................ 68
9.1. Общие принципы газлифтной эксплуатации ............................. 68
9.2. Конструкции газлифтных подъемников .................................... 71
9.3. Пуск газлифтной скважины в эксплуатацию
(пусковое давление) ...................................................................... 74
9.4. Методы снижения пусковых давлений ...................................... 82
9.4.1. Применение специальных пусковых компрессоров ..... 82
9.4.2. Последовательный допуск труб ...................................... 82
9.4.3. Переключение работы подъемника
с кольцевой системы на центральную ........................... 83
9.4.4. Задавка жидкости в пласт ................................................ 83
9.4.5. Применение пусковых отверстий ................................... 83
9.5. Газлифтные клапаны .................................................................... 87
9.6. Принципы размещения клапанов ................................................ 94
9.7. Принципы расчета режима работы газлифта .......................... 103
9.8. Оборудование газлифтных скважин ......................................... 109
9.9. Системы газоснабжения и газораспределения ........................ 114
9.10. Периодический газлифт .............................................................. 117
9.11. Исследование газлифтных скважин ........................................... 124
10. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН
ШТАНГОВЫМИ НАСОСАМИ .............................................................. 129
10.1. Общая схема штанговой насосной установки,
ее элементы и назначение .......................................................... 129
10.2. Подача штангового скважинного насоса
и коэффициент подачи ............................................................... 131
10.3. Факторы, снижающие подачу ШСН ......................................... 133
10.3.1. Влияние газа .................................................................... 133
10.3.2. Влияние потери хода плунжера .................................... 139
10.3.3. Влияние утечек ............................................................... 140
10.3.4. Влияние усадки жидкости ............................................. 141
10.3.5. Нагрузки, действующие на штанги,
и их влияние на ход плунжера ...................................... 142
10.4. Оборудование штанговых насосных скважин ......................... 145
4
10.4.1. Штанговые скважинные насосы ................................... 145
10.4.2. Штанги ............................................................................. 150
10.4.3. Насосные трубы .............................................................. 152
10.4.4. Оборудование устья скважины ..................................... 154
10.4.5. Канатная подвеска .......................................................... 155
10.4.6. Штанговращатель ........................................................... 156
10.4.7. Станки-качалки (СК) ...................................................... 157
10.5. Исследование скважин,
оборудованных штанговыми
насосными установками ............................................................. 161
10.5.1. Эхолот .............................................................................. 162
10.5.2. Динамометрия ШСНУ ................................................... 165
10.5.3. Динамограмма и ее интерпретация .............................. 166
10.6. Эксплуатация скважин штанговыми насосами
в осложненных условиях ........................................................... 169
11. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН
ПОГРУЖНЫМИ ЦЕНТРОБЕЖНЫМИ
ЭЛЕКТРОНАСОСАМИ ........................................................................... 176
11.1. Общая схема установки
погружного центробежного электронасоса ............................. 176
11.2. Погружной насосный агрегат .................................................... 179
11.3. Элементы электрооборудования установки ............................ 185
11.4. Установка ПЦЭН специального назначения ........................... 189
11.5. Определение глубины подвески ПЦЭН ................................... 193
11.6. Определение глубины подвески ПЦЭН
c помощью кривых распределения давления .......................... 199
12. ГИДРОПОРШНЕВЫЕ НАСОСЫ ..................................................... 202
12.1. Принцип действия гидропоршневого насоса .......................... 202
12.2. Подача ГПН и рабочее давление ............................................... 209
13. ПОГРУЖНЫЕ ВИНТОВЫЕ НАСОСЫ ........................................... 214
14. РАЗДЕЛЬНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ ПЛАСТОВ
ОДНОЙ СКВАЖИНОЙ ........................................................................... 221
14.1. Общие принципы ........................................................................ 221
14.2. Некоторые схемы оборудования скважин
для раздельной эксплуатации пластов ..................................... 223
5
14.3. Раздельная закачка воды
в два пласта через одну скважину ............................................. 232
15. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН .................................... 235
15.1. Особенности конструкций газовых скважин ........................... 235
15.2. Оборудование устья газовой скважины ................................... 237
15.3. Подземное оборудование ствола газовых скважин
при добыче природного газа различного состава ................... 241
15.4. Оборудование забоя газовых скважин ..................................... 251
15.5. Расчет внутреннего диаметра
и глубины спуска колонны НКТ в скважину ........................... 256
15.5.1. Определение внутреннего диаметра колонны НКТ ... 256
15.5.2. Определение глубины спуска колонны НКТ
в скважину ....................................................................... 259
15.6. Способы и оборудование для удаления жидкости с забоя
газовых и газоконденсатных скважин ...................................... 262
15.7. Одновременная раздельная эксплуатация
двух газовых пластов одной скважиной .................................. 267
СПИСОК РЕКОМЕНДУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ ................................... 270
6
7. ОСНОВЫ ТЕОРИИ ПОДЪЕМА ЖИДКОСТИ В СКВАЖИНЕ
Подъем жидкости из скважин нефтяных месторождений практически всегда сопровождается выделением газа. Поэтому для понимания
процессов подъема жидкости из скважин, умения проектировать установки для подъема и выбирать необходимое оборудование, надо знать
законы движения газожидкостных смесей (ГЖС) в трубах. При всех известных способах добычи нефти приходится иметь дело с движением
газожидкостных смесей либо на всем пути от забоя до устья, либо на
большей части этого пути. Эти законы сложнее законов движения однородных жидкостей в трубах и изучены хуже. Если при движении однофазного потока приходится иметь дело с одним опытным коэффициентом λ (коэффициент трения), то при движении двухфазного потока –
газожидкостных смесей приходится прибегать по меньшей мере к двум
опытным характеристикам потока, которые в свою очередь зависят от
многих других параметров процесса и условий движения, многообразие
которых чрезвычайно велико.
7.1. Физика процесса движения газожидкостной смеси
в вертикальной трубе
7.1.1. Зависимость подачи жидкости от расхода газа
Качественную характеристику процесса движения газожидкостной
смеси (ГЖС) в вертикальной трубе легче уяснить из следующего простого опыта (рис. 7.1). Представим, что трубка 1 длиною L погружена под
уровень жидкости неограниченного водоема на глубину h. К нижнему
открытому концу трубки, который по аналогии с промысловой терминологией будем называть башмаком, подведена другая трубка 2 для подачи
с поверхности сжатого газа. На трубке имеется регулятор расхода 3, с
помощью которого можно установить желаемый расход газа.
Давление у башмака подъемной трубки 1 будет равно гидростатическому на глубине h – P1 = gh и, очевидно, не будет изменяться от того, много или мало газа подается к башмаку. По трубке 2 подается газ, и
в трубке 1 создается газожидкостная смесь средней плотности с, которая поднимается на некоторую высоту H. Поскольку внутренняя полость трубки 1 и наружная область являются сообщающимися сосудами, имеющими на уровне башмака одинаковые давления, то можно
написать равенство
g h с g H
7
откуда
Hh
.
с
(7.1)
Рис. 7.1. Принципиальная схема газожидкостного подъемника
Плотность смеси в трубке с зависит от расхода газа V. Чем больше V, тем меньше с. Изменяя V, можно регулировать Н. При некотором расходе V = V1 величина Н может достигнуть L. При V<V1 H<L.
При V>V1 H>L и наступит перелив жидкости через верхний конец
трубки 1. При дальнейшем увеличении V расход поступающей на поверхность жидкости q увеличится. Однако при непрерывном увеличении V расход жидкости не будет увеличиваться непрерывно, так как под
воздействием неизменяющегося перепада давления Р = Р1 – Р2
(Р1 = const, так как h = const), труба определенной длины L и диаметра d
должна пропускать конечное количество жидкости, газа или газожидкостной смеси. Таким образом, при некотором расходе газа V = V2 дебит достигнет максимума q = q max.
Можно представить другой крайний случай, когда к башмаку
подъемной трубы подводится так много газа, что при постоянном перепаде давления Р = Р1 – Р будет идти только газ, Р будет расходоваться на преодоление всех сопротивлений, вызванных движением по
трубе чистого газа. Расход этого газа пусть будет V = V3. Если к башмаку подать еще больший расход (V>V3), то излишек газа не сможет
пройти через подъемную трубу, так как ее пропускная способность при
данных условиях (L, d, P) равна только V3, и устремится мимо трубы,
8
оттесняя от башмака жидкость. Очевидно, при этом расход жидкости
будет равен нулю (q = 0). Таким образом, из этого опыта можно сделать следующий вывод.
q = 0 (H < L).
1. При V<V1
q = 0 (H = L) (начало подачи).
2. При V = V1
0 < q < qmax (H > L),
3. V1 < V < V2
q = qmax (точка максимальной подачи).
4. При V = V2
qmax > q > 0.
5. При V2 < V < V3
q = 0 (точка срыва подачи).
6. При V = V3
Обычно правая ветвь кривой q(V) (рис. 7.2) пологая, левая крутая.
Рис. 7.2. Зависимость подачи q газожидкостного
подъемника от расхода газа V
Для всех точек кривой постоянным является давление P1, так как
погружение h в процессе опыта не изменялось. Существует понятие –
относительное погружение = h / L. Таким образом, для данной кривой
ее параметром будет величина относительного погружения ε.
7.1.2. Зависимость положения кривых q (V) от погружения
Поскольку при наших рассуждениях никаких ограничений на величину не накладывалось, то при любых , лежащих в пределах 0 < < 1,
вид соответствующих кривых q(V) будет одинаковый. При увеличении
е новые кривые q(V) обогнут прежнюю, так как с ростом h потребуется
меньший расход газа для наступления перелива. По тем же причинам
возрастет qmax, а точка срыва подачи на соответствующих кривых сместится вправо. При уменьшении все произойдет наоборот. Новые кривые q(V) расположатся внутри прежних и при = 0 кривая q(V) выродится в точку. Другой предельный случай – = 1 (h = L, 100 %
погружения). В этом случае при бесконечно малом расходе газа немедленно произойдет перелив. Точка начала подачи сместится в начало координат. Кривая q(V) для = 1 начнется в начале координат и обогнет
все семейство кривых. Таким образом, каждый газожидкостный подъемник характеризуется семейством кривых q(V), каждая из которых будет иметь свой параметр (рис. 7.3).
9
Рис. 7.3. Семейство кривых q(V)
для газожидкостного подъемника данного диаметра
7.1.3. Зависимость положения кривых q(V) от диаметра трубы
В наших рассуждениях никаких ограничений на диаметр подъемной
трубы и на ее длину не накладывается. Поэтому аналогичное семейство кривых q(V) должно существовать для подъемников любого диаметра и любой
длины. Однако возникает вопрос, как располагать повое семейство кривых
для трубы диаметром d2 > d1 по отношению к прежним кривым. Увеличение
диаметра потребует большого расхода газа, так как объем жидкости, который необходимо разгазировать для достижения данной величины с, при
прочих равных условиях (h = const, L = const) возрастает пропорционально
d2. Пропускная способность трубы по жидкости, газу или газожидкостной
смеси (ГЖС) также возрастет. Поэтому для увеличенного диаметра будет
существовать также семейство кривых q(V), все точки которого будут смещены вправо, в сторону увеличенных объемов, кроме одной точки, совпадающей с началом координат для кривой q(V) при = 1. В каждом из этих семейств и любых других, кривые q(V) при значениях , близких к единице и к
нулю, не имеют практического значения, так как они либо неосуществимы
( = 0), либо бессмысленны ( = 1), и введены в рассуждения только для понимания физики процессов, происходящих при движении ГЖС в трубах.
Рис. 7.4. Семейство кривых q(V)
для двух газожидкостных подъемников различных диаметров
10
7.1.4. К. п. д. процесса движения ГЖС
На каждой кривой q(V) имеется еще одна характерная и очень важная точка, точка так называемой оптимальной производительности, соответствующая наибольшему к. п. д. Если проанализировать произвольную кривую q(V), для которой = const, то для нее будут справедливы
следующие рассуждения.
Из определения понятия к. п. д. следует, что
W
полезная работа
п.
затраченная работа Wз
(7.2)
Полезная работа заключается в поднятии жидкости с расходом q на
высоту L – h, так что
Wп q g L h .
(7.3)
Затраченная работа – это работа газа, расход которого, приведенный к стандартным условиям, равен V. Полагая для простоты, что процесс расширения газа изотермический, на основании законов термодинамики идеальных газов можем записать
Wз V Р 0 Ln
Р1 Р 0
,
Р2 Р0
(7.4)
где Р1 + Рo – абсолютное давление у башмака; Р2 + Ро – то же на устье,
Ро – атмосферное давление.
Подставляя (7.3) и (7.4) в (7.2), получим
q g L h
.
Р1 Р 0
V Р 0 Ln
Р2 Р0
(7.5)
В (7.5) все величины, кроме q и V, постоянны, так как рассматривается одна кривая q(V), для которой ε = const. Следовательно, для данной
кривой
q
С,
V
(7.6)
где С – константа.
Поэтому к. п. д. будет иметь максимальное значение в той точке, в
которой отношение q / V максимально. Но q / V = tg φ, так как q – ордината, V – абсцисса, φ – угол наклона прямой, проведенной из начала ко11
ординат через данную точку (q, V). Только для касательной tgφ будет
иметь максимальное значение, так как только для нее угол φ максимален. Поэтому в точке касания прямой, проведенной из начала координат
с кривой q(V), получаются такой дебит q и такой расход газа V, при которых к. п. д. процесса будет наибольшим. Расход q при максимальном
к. п. д. называют оптимальным дебитом qoпт.
Таким образом, для любой кривой q(V), имеющей ε = const, оптимальный расход жидкости определится как точка касания касательной,
проведенной из начала координат.
7.1.5. Понятие об удельном расходе газа
Удельным расходом газа называют отношение
V
R.
q
(7.7)
Из определения следует, что для точек начала и срыва подачи, когда q = 0, а V > 0, удельный расход R обращается в бесконечность. Для
режима оптимальной подачи, когда к. п. д. максимален, R минимально.
Это очевидно, так как при максимальномк. п. д. должно расходоваться
минимально возможное количество газа на подъем единицы объема
жидкости. При режиме максимальной подачи (qmax) η < ηmax. Поэтому
и удельный расход газа R будет при этом режиме больше оптимального.
Величина R может быть получена для любой точки кривой q(V) путем
деления абсциссы на ординату данной точки (рис. 7.5).
Рис. 7.5. Зависимость удельного расхода газа R
от общего расхода газа V для данной кривой q (V)
12
7.1.6. Зависимость оптимальной и максимальной подач
от относительного погружения
Для любого семейства кривых q(V), построенного для данного
диаметра труб, можно найти qmax и qопт и проследить их зависимость
от изменения относительного погружения ε. С увеличением ε величины
qmax также увеличиваются по криволинейному закону (см. рис. 7.3
и 7.4). Что касается qопт, то последние, во-первых, всегда остаются
меньше соответствующих qmax и, во-вторых, сначала увеличиваются с
ростом ε, а затем при 0,5 < ε < 1 начинают уменьшаться. В частности,
при ε = 1 кривая q(V) выходит из начала координат. Поэтому касательная, проведенная из начала координат, будет иметь точку соприкосновения с кривой q(V) в начале координат. Это означает для q(V) при ε = 1
qопт = 0. Таким образом, величины qопт должны сначала увеличиваться, затем уменьшаться и при ε = 1 обращаться в нуль. Наибольшая величина qопт достигается при ε = 0,5 – 0,6 (рис. 7.6). Это подтверждается и
многочисленными опытами различных исследователей. Отсюда можно
сделать важный для практики вывод: для достижения наибольшей эффективности работы газожидкостного подъемника необходимо осуществить погружение подъемной трубы под уровень жидкости на
50…60 % (ε = 0,5 – 0,6) от всей длины трубы L. Однако эта рекомендация в реальных условиях не всегда может быть выполнена из-за низкого
динамического уровня или из-за ограниченного давления газа, используемого для этой цели.
Рис. 7.6. Зависимость
оптимальной qопт
и максимальной qmax подачи
от относительного
нагруження ε
Рис. 7.7. Структуры
газожидкостного потока:
а – эмульсионная;
б – четочная;
в – стержневая
13
7.1.7. Структура потока ГЖС в вертикальной трубе
В зависимости от физических свойств жидкости и характера ввода газа
в поток могут возникать различные структуры движения ГЖС в трубе, которые существенным образом влияют на энергетические показатели подъема жидкости. В фонтанных скважинах на участке НКТ, где давление
меньше давления насыщения, выделяющийся из нефти свободный газ образует тонкодисперсную структуру, называемую эмульсионной. Мелкие газовые пузырьки более или менее равномерно пронизывают массу нефти, образуя практически однородную квазигомогенную смесь газа и жидкости.
Вследствие своей малости (доли мм) и большой плотности газовые пузырьки обладают малой архимедовой силой. Поэтому их скорость всплытия относительно жидкости пренебрежимо мала и в расчетах может не учитываться. Это происходит до тех пор, пока в результате уменьшения давления
при движении смеси вверх по трубе газовые пузырьки, расширяясь, увеличивают объемное газосодержание потока до 20…25 %. При дальнейшем
уменьшении давления и поступлении из нефти новых количеств газа пузырьки, сливаясь, образуют глобулы больших размеров, измеряемые в диаметре несколькими сантиметрами. Скорость всплытия таких глобул в результате действия архимедовой силы становится большой, достигая
нескольких десятков сантиметров в секунду. Это ухудшает энергетические
показатели процесса подъема. Такая структура называется четочной.
При больших расходах газа возникает стержневая структура, при
которой газ с распыленными в нем каплями жидкости движется непрерывным потоком, увлекая за собой по стенкам трубы волнистую пленку
жидкости. При стержневой структуре движения скорость газа по отношению к жидкости достигает нескольких метров в секунду. Между
эмульсионной, четочной и стержневой структурами не существует резких границ перехода и тем не менее некоторые исследователи выделяют
и переходные структуры от эмульсионной к четочной, и от четочной к
стержневой (рис. 7.7). На возникновение той или иной структуры существенное влияние оказывает вязкость нефти, а также наличие в ней различных ПАВ, способствующих диспергации газа в потоке.
7.2. Уравнение баланса давлений
При проектировании или анализе работы установок для подъема
жидкости из скважин, когда по НКТ движется ГЖС, основным вопросом является определение потерь давления, связанных с этим движением. Рассматривая некоторый участок вертикальной трубы, в которой
движется ГЖС, можно записать
Р1 Р с Р тр Р ус Р 2 ,
14
(7.8)
где Р1 – давление в нижней части трубы, Рс – давление, уравновешивающее гидростатическое давление столба ГЖС, Ртр – потери давления на
преодоление сил трения при движении ГЖС, Рус – потери давления на
создание ускорения потока ГЖС, так как его скорость при движении в
сторону меньших давлений увеличивается из-за расширения газа; Р2 –
противодавление на верхнем конце трубы.
Уравнение (7.8) справедливо для всех случаев: короткой и длинной
трубы, вертикальной и наклонной и является основным при расчете потерь давления и их составляющих.
При практических расчетах могут возникнуть две основные задачи,
когда известно давление вверху Р2 и требуется определить давление внизу
Р1 или наоборот. При этом все другие условия, такие как длина трубы, ее
диаметр, расход поднимаемой жидкости, свойства жидкости и газа и другие, должны быть известны. Это так называемые прямые задачи. Но могут
возникать и другие задачи, которые можно назвать обратными, когда,
например, требуется определить расход поднимаемой жидкости q при заданном перепаде давления Р1 – Р2. Или определить необходимое количество газа Го для подъема заданного количества жидкости q при заданном
перепаде давления Р1 – Р2 и ряд других задач. Во всех случаях необходимо
знать слагаемые, входящие в уравнение баланса давления (7.8).
Обозначим ρ – плотность жидкости, L – длина трубы по вертикали,
ρс – плотность ГЖС, h – потеря напора на трение на участке трубы длиной в 1 м столба ГЖС, hус – потеря напора на ускорение на участке
трубы длиной в 1 м столба ГЖС.
Тогда
Р1 Р 2 с g L h тр L с g h ус L с g .
(7.9)
Деля все слагаемые на ρgL, найдем
Р1 Р 2 с h тр с h ус с с
1 h тр h ус .
gL
(7.10)
Слева от знака равенства написана величина, которая является действующим перепадом (Р1 – Р2), выраженным в метрах столба поднимаемой жидкости, отнесенным к 1 м длины трубы. Эту величину обозначают
Р1 Р 2
.
gL
(7.11)
При Р2 = 0 (истечение в атмосферу) величина ε совпадает с тем относительным погружением (ε = h / L), о котором шла речь при рассмотрении физической характеристики процесса движения ГЖС.
15
Выражение (7.11) является более общим, так как учитывает противодавление P2. Уравнение (7.9) может быть записано в дифференциальной форме при L → 0
dР с g dL h тр с g dL h ус с g dL .
(7.12)
или в конечных разностях
Р с g L h тр с g L h ус с g L .
(7.13)
Величины ρc, hтр, hyc зависят от термодинамических условий потока, изменяющихся с глубиной, и в первую очередь существенно зависят от давления. Эти условия непрерывно изменяются вдоль трубы и их
аналитический учет достаточно сложен. Задача сводится к интегрированию уравнения (7.12) в пределах от 0 до L, либо к численному суммированию приращений давления, определяемых (7.13), также в пределах
от 0 до L. Чем меньше участки трубы ΔL, на которые может быть разбита вся длина подъемных труб, тем меньше будут изменяться слагаемые,
входящие в уравнение баланса давления.
Если для таких коротких участков трубы рассчитать падение давления ΔPi, то общий перепад составит сумму
n
Р1 Р 2 Р i .
(7.14)
1
где
n
L
.
L
(7.15)
Из (7.14) следует, что если известно давление вверху Р2, то
n
Р 1 Р 2 Р i .
(7.16)
1
Если известно давление внизу P1, то
n
Р 2 Р1 Р i .
(7.17)
1
Таким образом, задача сводится к расчету потерь давления на коротких участках подъемника при заданных параметрах движения (q, d,
Г, ρ и пр.) и последующем их суммировании. Очевидно, чем больше n,
т. е. чем меньше ΔL, тем точнее будет такое решение. Однако практика
подобных вычислений показывает, что при n = 10 – 15 достигается достаточная точность.
16
7.3. Плотность газожидкостной смеси
Через данное сечение трубы при движении по ней ГЖС проходит
некоторое количество газа и жидкости. Можно представить, что все газовые пузырьки занимают в сечении трубы суммарную площадь fг, а
жидкость – остающуюся площадь в том же сечении fж, так что
fг fж f ,
где f – площадь сечения трубы (рис. 7.8). Плотность ГЖС в таком случае определится как средневзвешенная
f
f
с ж ж г г ,
f
f
(7.18)
где ρж и ρг – плотность жидкости и газа при термодинамических условиях сечения.
Обычно fг / f обозначают через φ. Тогда fж / f = 1 – φ,
с ж 1 г .
(7.19)
Величина φ = fг / f называется истинным газосодержанием потока.
Обозначим V – объемный расход газа через данное сечение; q –
объемный расход жидкости через то же сечение; Сг – линейная скорость движения газа относительно стенки трубы; Сж – линейная скорость движения жидкости относительно стенки трубы.
Тогда можно записать следующие соотношения:
fг
V
;
Cг
fж
q
.
Cж
(7.20)
и
f fг fж
V Cж q Cг
V
q
.
Cг Cж
Сж Cг
(7.21)
Подставляя (7.20) и (7.21) в (7.18) и делая некоторые сокращения,
получим
с ж
V
q
г
,
Сг
Сж
Vq
V
q
Сж
Сг
(7.22)
В восходящем потоке газ движется быстрее жидкости, так как на
него действует архимедова сила выталкивания. Обозначим
17
Рис. 7.8. Среднестатистические площади в трубе,
занятые газом и жидкостью
Сг
b 1,
Cж
V
r.
q
(7.23)
(7.24)
Разделив числитель и знаменатель в (7.22) на q и вводя новые обозначения согласно (7.23) и (7.24), получим
с ж
b
r
г
,
rb
rb
(7.25)
где r – газовый фактор, приведенный к термодинамическим условиям
рассматриваемого сечения.
При Сг = Сж b = 1 и из (7.25) следует
с ж
1
r
г
и .
r 1
r 1
(7.26)
Этот случай соответствует идеальным условиям, при которых образуется идеальная смесь плотностью ρи. Относительная скорость газа
(по отношению к жидкости)
а Сг Сж ,
(7.27)
Сг Сж а .
(7.28)
или
Подставляя (7.28) в (7.23), получим
b 1
а
,
Cж
(7.29)
Поскольку а > 0, то b > 1. Увеличение скорости газа при неизменном объемном расходе V уменьшает fг, следовательно, увеличивает fж.
В результате плотность смеси, как это следует из (7.18) и (7.19), увели18
чивается. Таким образом, явление скольжения газа (a > 0) при неизменных объемных расходах q и V приводит к утяжелению смеси по сравнению с идеальным случаем. Поэтому чем больше а, тем больше потребуется давление на забое для поднятия данного количества жидкости.
Плотность реальной смеси
с и ,
(7.30)
где Δρ – увеличение плотности смеси, обусловленное скольжением. Для
определения Δρ к (7.25) прибавим и отнимем ρи согласно (7.26), получим
b
r
г
r b
r b
1
r
1
r
ж
г
ж
г
.
r 1
r 1
r 1
r 1
с и с и и ж
Группируя слагаемые и делая некоторые преобразования, имеем
с и ж
1
r
г
r 1
r 1
1
1
b
b
ж
г
r b r 1
r b r 1
или после приведения к общему знаменателю в квадратных скобках и
группировки слагаемых найдем
1
r
r b 1
с ж
г
.
ж г
r b r 1
r 1
r 1
(7.31)
Из сопоставления (7.31), (7.30) и (7.26) следует
ж г
r b 1
.
r b r 1
(7.32)
При b = 1 (отсутствие скольжения газа Сг = Сж) числитель в (7.32) обращается в нуль и Δρ = 0. Утяжеление ГЖС не происходит. С увеличением
b (b > 1) Δρ монотонно увеличивается (рис. 7.9). Заштрихованная часть графика показывает увеличение плотности ГЖС за счет скольжения газа.
Из формулы (7.29) видно, что при одной и той же относительной скорости газа (a = const) b уменьшается при увеличении Сж, т. е. расхода
жидкости. Отсюда следует важный для практики вывод – переход на трубы малого диаметра при определенных условиях за счет увеличения Сж
уменьшит величину b, а это в свою очередь повлечет уменьшение Δρ.
19
Рис. 7.9. Изменение плотности ГЖС в результате скольжения газа
Поэтому подъем ГЖС может быть осуществлен при меньшем давлении в нижней части трубы (при меньшем забойном давлении). Однако целесообразность перехода на трубы меньшего диаметра должна быть проверена расчетом, так как при этом возрастут потери давления на трение.
В теории движения ГЖС существуют важные понятия, через которые определяется плотность смеси. Это расходное газосодержание β и
истинное газосодержание φ. Расходное газосодержание потока ГЖС
определяется как отношение объемного расхода газа V к общему расходу смеси V+q:
с
V
.
Vq
(7.33)
Истинное газосодержание потока ГЖС учитывает скольжение газа
и поэтому является отношением площади, занятой газом fг, ко всему сечению трубы f:
f
г .
f
(7.34)
с ж 1 г .
(7.35)
Тогда
Из сопоставления (7.35) и (7.25) следует
b
.
rb
(7.36)
r
.
rb
(7.37)
1
20
Разделив в (7.33) числитель и знаменатель на q и используя обозначение (7.24), получим
r
.
r 1
(7.38)
Отнимая в (7.38) по единице и меняя знак, получим
r
1.
r 1
(7.39)
1
r 1 r
.
r 1
r 1
(7.39)
1
или
1
Сопоставляя (7.39), (7.38) и (7.26), видим, что
и ж 1 г .
(7.40)
Рис. 7.10. Зависимость φ от β при отсутствии скольжения газа
(β = φ, линия 1) и при скольжении (φ < β, линия 2)
Таким образом, плотность идеальной смеси (7.40) определяется
расходным газосодержанием β, а плотность реальной смеси (7.35) – истинным φ.
Найдем формулы связи между φ, β, b и r. Из (7.37) и (7.38) имеем
r b r
и
r 1 r ,
откуда
r 1
.
rb
Решая (7.38) относительно г, найдем
21
(7.41)
r
.
1
(7.42)
Подставляя (7.42) в (7.41), получим
1
1
.
b
1
Откуда после преобразований
.
b 1
(7.43)
Решая (7.43) относительно b, получим
b
1
.
1
(7.44)
При движении ГЖС возможны два предельных случая, когда по
трубе движется одна жидкость fг = 0, следовательно, φ также равно нулю, и когда по трубе движется один газ fж = 0. Аналогично и для расходного газосодержания β. Поэтому физически возможными пределами
изменениями φ и β будут 0 < φ <1, 0< β < 1. При отсутствии скольжения
газа относительная его скорость равна нулю (а = 0), следовательно,
Сг = Сж, b = 1 и из формулы (7.43) φ = β.
Таким образом, φ(β) для идеального подъемника будет являться
прямой в виде диагонали квадрата линия 1 (рис. 7.10).
Во всех других случаях при b > 1, т. е. при а > 0 (Сг > Сж), получим
φ = β.
На диаграмме φ(β) линия 2 проходит ниже диагонали. Чем больше
скольжение, т. е. чем больше а, а следовательно, и b, тем ниже пройдет
линия φ(β).
Относительная скорость газа а зависит от следующих факторов:
дисперсности газовых пузырьков, а следовательно, структуры движения
ГЖС; вязкости жидкой фазы; разности плотностей газа и жидкости, от
которой зависит подъемная сила; диаметра трубы и газонасыщенности
потока ГЖС.
Попытки теоретического определения величины а не дают надежных результатов. Поэтому оценка относительной скорости газа проводится главным образом экспериментально и составляет основной предмет исследований. По некоторым рекомендациям предлагается принять
22
φ = 0,833·β во всем диапазоне значений β представляющем практический интерес. Величина β всегда известна, так как расходами V и q либо
задаются, либо вычисляют для заданных термодинамических условий.
7.4. Формулы перехода
В литературе по вопросам движения ГЖС для вычисления рс различные авторы используют различные выражения и различные подходы
к определению этой важной величины. Покажем, что все возможное
разнообразие подходов к определению ρс может быть осуществлено с
помощью формул перехода, связывающих основные величины, определяющие ρс, такие как β, φ, r, b, а, C, Cж, Сг.
Ранее были получены следующие выражения:
b
r
г
,
rb
rb
с и ,
с ж 1 г .
с ж
(7.45)
(7.46)
(7.47)
где
и ж 1 г .
r b 1
.
ж г
r b r 1
(7.48)
(7.49)
Из сопоставления (7.45) и (7.47) следует
r
.
rb
(7.50)
Так как при отсутствии скольжения Сг = Сж, b = 1. Из сопоставления (7.45) и (7.48) получим
1
1
.
r 1
(7.51)
Используя (7.50) и (7.51) и подставляя их в (7.49), получим
ж г 1 b 1 .
(7.52)
Решая (7.50) относительно r, найдем
r
.
1
Решая (7.51) относительно r, найдем
23
(7.53)
r
.
1
(7.54)
Приравнивая (7.53) и (7.54) и решая относительно b, найдем
b
1
.
1
(7.55)
Решая (7.55) относительно φ, найдем
.
b 1
(7.56)
При необходимости вычислить φ через относительную скорость газа а такое вычисление может быть сделано следующим образом. Имеем
С
1 r 1
а
2
2
C
r
1
1
С
а
r .
а
2
(7.57)
Формулу (7.57) можно выразить через β
С 1
1
а 1
2
2
C 1
1
1
а
С 1 .
2
а 1
(7.58)
При определении ρс через величину b необходимо знать действительную скорость жидкости Сж и относительную скорость газа а. Можно легко вывести формулу для Сж
Сс а
(Сс а ) 2 а С
Сж
.
2
2
(7.59)
Здесь С – приведенная скорость жидкости, равная q / f.
Увеличение плотности смеси Δρ можно выразить через φ и β следующим образом:
ж г .
(7.60)
Таким образом, используя формулы перехода, всегда можно перейти от одних величин, определяющих истинную плотность смеси, таких
как φ или b, к другим величинам, таким как а, Сж и пр.
24
8. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН
Фонтанирование скважин обычно происходит на вновь открытых
месторождениях нефти, когда запас пластовой энергии велик, т. е. давление на забоях скважин достаточно большое, чтобы преодолеть гидростатическое давление столба жидкости в скважине, противодавление на
устье и давление, расходуемое на преодоление трения, связанное с движением этой жидкости.
Общим обязательным условием для работы любой фонтанирующей
скважины будет следующее основное равенство:
Р с Р г Р тр Р у ,
(8.1)
где Рс – давление на забое скважины; Рг, Ртр, Ру – гидростатическое давление столба жидкости в скважине, рассчитанное по вертикали, потери
давления на трение в НКТ и противодавление на устье, соответственно.
Различают два вида фонтанирования скважин:
фонтанирование жидкости, не содержащей пузырьков газа, – артезианское фонтанирование;
фонтанирование жидкости, содержащей пузырьки газа, облегчающего фонтанирование, – наиболее распространенный способ фонтанирования.
Артезианский способ встречается при добыче нефти редко. Он
возможен при полном отсутствии растворенного газа в нефти и при забойном давлении, превышающем гидростатическое давление столба негазированной жидкости в скважине. При наличии растворенного газа в
жидкости, который не выделяется благодаря давлению на устье, превышающему давление насыщения, и при давлении на забое, превышающем сумму двух давлений: гидростатического столба негазированной
жидкости и давления на устье скважины.
Поскольку присутствие пузырьков свободного газа в жидкости
уменьшает плотность последней и, следовательно, гидростатическое
давление такого столба жидкости, то давление на забое скважины, необходимое для фонтанирования газированной жидкости, существенно
меньше, чем при артезианском фонтанировании.
8.1. Артезианское фонтанирование
Теоретическое описание процесса артезианского фонтанирования
практически не отличается от расчета движения однородной жидкости
по трубе. Давление на забое скважины Рс при фонтанировании определяется уравнением (8.1), в котором гидростатическое давление столба
25
жидкости благодаря постоянству плотности жидкости определяются
простым соотношением
Рг g H ,
(8.2)
где ρ – средняя плотность жидкости в скважине; Н – расстояние по вертикали между забоем (обычно серединой интервала перфорации) и
устьем скважины.
Для наклонных скважин
Н L cos ,
где L – расстояние от забоя до устья вдоль оси наклонной скважины; α –
средний зенитный угол кривизны скважины. Для наклонных скважин,
имеющих на разных глубинах различный угол кривизны αi, расстояние
Н необходимо определять разделением глубины скважины на интервалы и суммированием проекций этих интервалов на вертикальную ось:
in
Н L i cos i ,
(8.3)
i 1
где ΔLi – длина i – го интервала; αi – угол кривизны i – го интервала; n –
число интервалов, на которое разбивается общая глубина скважины.
При движении жидкости по НКТ она охлаждается и ее плотность
немного изменяется. Поэтому необходимо в расчетах принимать среднюю плотность
с у
2
,
(8.4)
где ρс, ρу – плотность жидкости при термодинамических условиях забоя
и устья скважины, соответственно. При фонтанировании обводненной
нефтью плотность жидкости подсчитывается как средневзвешенная
с 1 n с n ,
с н
в
у 1 n у n ,
у н
в
(8.5)
где n – доля воды в смеси (обводненность); ρн, ρв – плотность нефти и
воды в условиях забоя (с) и устья (у) соответственно.
Иногда в результате недостаточной скорости восходящего потока
жидкости и оседания воды обводненность n вдоль ствола скважины бывает неодинаковой. Например, между забоем и башмаком НКТ в интервале, где жидкость движется по всему сечению обсадной колонны с ма26
лой скоростью, обводненность может быть больше. В таких случаях
всю расчетную глубину скважины необходимо разбивать на соответствующие интервалы. Заметим, что погрешности в определении гидростатического давления существенно влияют на все результаты расчета,
так как оно преобладает в общем балансе давлений и составляет
95…98 % от величины Pс.
Противодавление на устье скважины Pу определяется ее удаленностью от групповой замерной установки, давлением в этой установке или
размером штуцера (местного сопротивления), обычно устанавливаемого
на выкидной линии фонтанирующей скважины для регулирования ее
дебита. При широко распространенных в настоящее время однотрубных, герметизированных системах нефтегазосбора давления на устье Pу
бывает большим, достигая иногда нескольких мегапаскалей.
Потери давления на трение Pтр определяются по обычным формулам трубной гидравлики, а именно
L С 2ж
Р тр
g.
d 2g
(8.6)
Заметим, что в формуле (8.6) L – не глубина скважины, а длина
НКТ вдоль оси скважины. Лишь в вертикальных скважинах эти величины совпадают, поэтому при наклонных скважинах важно учитывать это
различие. Скорость жидкости в НКТ Сж определяется обычно через
объемный коэффициент жидкости и ее плотность для средних термодинамических условий в НКТ:
Q b
Q b 1
С ж н н в в ,
в f
н
(8.7)
где Qн, Qв – дебит нефти и воды скважины, приведенный к стандартным
условиям; ρн, ρв – плотности нефти и воды при стандартных условиях;
bн, bв – объемные коэффициенты нефти и воды для средних условий в
НКТ; f – площади сечения НКТ (или обсадной колонны для интервала
от забоя до башмака НКТ).
При подсчете потерь на трение необходимо учитывать, что диаметр
НКТ d существенно влияет на величину Pтр. Это означает, что при
уменьшении диаметра НКТ на 10 %, например за счет покрытия внутренней поверхности эпоксидными смолами, стеклом или в результате
отложения парафина потери на трение возрастут в 1,61 раза.
Величины коэффициента сопротивления λ определяются через
число Рейнольдса по соответствующим графикам или аппроксимирую27
щим формулам. Если такие величины, как Сж, d и ρ, необходимые для
определения числа Re оцениваются достаточно точно, то для подсчета
вязкости жидкости μ, особенно при движении по НКТ обводненной
нефти или эмульсии, нет достаточно точных формул. Вязкость обводненной нефти зависит не только от вязкости компонентов (нефти и воды), но и от дисперсности эмульсии. Тем не менее для оценки этой величины можно рекомендовать следующую приближенную формулу
Гатчика и Сабри:
э
вс
,
1 3
(8.8)
где μэ – динамическая вязкость эмульсии; μвс – динамическая вязкость
внешней дисперсной среды (для эмульсии типа вода в нефти μвс – вязкость нефти, для эмульсии типа нефть в воде μвс – вязкость воды); φ –
отношение объема внутренней дисперсной фазы к объему внешней.
При пользовании формулой (8.8) следует иметь в виду, что при обводненности нефти 60…70 % происходит инверсия эмульсий, т. е. замещение внешней и внутренней фаз. Поэтому формула (8.8) в представленном написании справедлива для эмульсии с содержанием воды, не
превышающим указанных пределов. При большем водосодержании в
формулу (8.8) вместо μвс необходимо подставить вязкость внешней среды, которой становится в этом случае вода, и вместо (р подставлять
объемное отношение нефти к воде.
Коэффициент сопротивления λ зависит от режима течения. Установлено, что при Re < 1200 течение ламинарное, при Re > 2500 – турбулентное и при 1200 < Rе < 2500 – так называемая переходная зона. При
ламинарном движении
64
,
Re
(8.9)
При турбулентном движении
0,3164
Re
0, 25
,
(8.10)
Для переходной зоны имеется много различных аппроксимирующих формул. Достаточно надежные результаты для λ получаются по
формуле
0,342
Re 0, 21
28
,
(8.11)
Причем формулу (8.11).можно использовать не только для переходной зоны, так как она рекомендована для 1200 < Re < 50000.
Как известно, приток жидкости из пласта в скважину может быть
определен общим уравнением притока
Q К Р пл Р с n ,
(8.12)
Решая относительно Pс, получим
Q
,
К
Р с Р пл n
(8.13)
При совместной работе пласта и фонтанного подъемника на забое
скважины устанавливается общее забойное давление, определяющее согласно (8.12) такой приток жидкости, который фонтанные трубы будут
в состоянии пропустить при данной глубине скважины, противодавлении на устье, диаметре труб и т. д. Для определения этого притока приравняем правые части уравнений (8.1) и (8.13)
Р г Р тр Р у Р пл n
Q
.
К
(8.14)
Левая часть равенства зависит от Q, так как Ртр и Ру зависят от расхода. С увеличением расхода трение и противодавление возрастают, тогда как Рг не зависит от Q. Введем в левую часть (8.14) некоторую
функцию от Q. Тогда
Р г f (Q) Р пл n
Q
.
К
(8.15)
Из этого равенства надо найти Q, которое обращало бы (8.15) в
тождество. Для этого, задаваясь различными значениями Q, вычисляем
левую часть равенства (8.15)
А Р г f (Q)
(8.16)
Q
,
К
(8.17)
и правую часть равенства
В Р пл n
Далее строятся два графика А(Q) и В(Q). С увеличением Q величина А должна возрастать, а величина В уменьшаться, как показано на
рис. 8.1.
29
Рис. 8.1. Совместное решение уравнения работы подъемника A(Q)
и уравнения притока жидкости из пласта в скважину B(Q)
Точка пересечения линий А(Q) и В(Q) определит условие совместной работы пласта и фонтанного подъемника, т. е. даст дебит скважины
Qc и соответствующее этому дебиту забойное давление Рс. Подобные
расчеты могут быть сделаны для труб различного диаметра, а также и
для условий фонтанирования через межтрубное пространство. Из
найденных решений может быть выбрано то, которое лучше отвечает
технологическим условиям разработки и эксплуатаппи месторождения.
8.2. Фонтанирование за счет энергии газа
Это наиболее распространенный способ фонтанирования нефтяных
скважин. Уже было отмечено, что при артезианском фонтанировании в
фонтанных трубах движется негазированная жидкость (нефть), поэтому,
чтобы преодолеть гидростатическое давление столба такой жидкости,
забойное давление должно быть достаточно высоким.
При фонтанировании за счет энергии газа плотность столба ГЖС в
фонтанных трубах мала, поэтому гидростатическое давление столба такой смеси будет меньше. Следовательно, и для фонтанирования скважины потребуется меньшее забойное давление. При движении жидкости по НКТ от забоя к устью давление уменьшается, и на некоторой
высоте оно становится равным давлению насыщения Рнас, а выше – ниже давления насыщения. В зоне, где Р < Рнас, из нефти выделяется газ,
причем этого газа становится тем больше, чем меньше давление, т. е.
чем больше разница давлений ΔР = Рнас – Р. Таким образом, нефть при
фонтанировании разгазируется в результате выделения из нее растворенного газа, перехода его в свободное состояние и образования ГЖС с
плотностью, существенно меньшей плотности чистой нефти. В описанном случае фонтанирование будет происходить при давлении на забое
скважины, превышающем давление насыщения (Рс > Рнас), и газ будет
выделяться на некоторой высоте в НКТ.
30
Возможен другой случай, когда фонтанирование происходит при
давлении на забое скважины ниже давления насыщения (Рс < Рнас). При
этом на забой скважины вместе с нефтью поступает свободный газ, к
которому, по мере подъема нефти по НКТ, добавляются дополнительные порции свободного газа, выделяющегося из нефти при снижении
давления. Масса свободного газа, приходящегося на единицу массы
жидкости, по мере подъема увеличивается. Объем свободного газа также увеличивается за счет его расширения. В результате газонасыщенность потока возрастает, а его плотность соответственно снижается.
Таким образом, фонтанирование скважины может происходить при
давлении на забое Рс выше или ниже давления насыщения Рнас.
Сделаем несколько предварительных общих определений. Очевидно, давление на забое фонтанной скважины в любом случае будет равно
Рс Рб Р ,
(8.18)
где Рб – давление у башмака НКТ при фонтанировании скважины с постоянным дебитом, Р = (Н – L)·ρ·g – гидростатическое давление столба
жидкости между башмаком и забоем высотой Н – L, где Н – глубина
скважины, L – длина НКТ; ρ – средняя плотность жидкости в этом интервале.
С другой стороны, то же давление на забое Рс может быть определено через уровень жидкости в межтрубном пространстве
Р с Р1 Р 2 ,
(8.19)
где Р1 = hρg – гидростатическое давление столба жидкости в межтрубном пространстве; Р2 = Рз + ΔР – давление газа, находящегося в
межтрубном пространстве, на уровень жидкости, Рз – давление газа в
межтрубном пространстве на устье скважины; ΔР – гидростатическое
давление столба газа от уровня до устья.
Очевидно,
Р Н h г g ,
где ρг – средняя плотность газа в межтрубном пространстве. Запишем
(8.19) в развернутом виде:
Р с h g Р з Н h г g .
(8.20)
В скважине, фонтанирующей с постоянным дебитом, давление на
забое Рс должно быть постоянным. Поэтому изменение высоты столба h
в затрубном пространстве должно сопровождаться изменением давления на устье Рз так, чтобы сумма слагаемых согласно (8.20) была бы по31
стоянной. Поэтому необходимо, чтобы уменьшение h сопровождалось
увеличением давления газа Рз и наоборот.
Рассмотрим теперь два случая фонтанирования.
1. Рс < Рнас (рис. 8.2, a).
Рис. 8.2. Схема скважин при фонтанировании:
а – при давлении на забое меньше давления насыщения (Рс < Рнас);
б – при давлении на забое больше давления насыщения (Рс > Рнас)
Свободный газ имеется на самом забое. К башмаку фонтанных
труб будет двигаться газожидкостная смесь. При работе такой скважины основная масса пузырьков газа будет увлекаться потоком жидкости
и попадать в фонтанные трубы. Однако часть пузырьков, двигающихся
непосредственно у стенки обсадной колонны, будет проскальзывать
мимо башмака НКТ и попадать в межтрубное пространство. В
межтрубном пространстве выше башмака движения жидкости не происходит. Поэтому пузырьки газа в нем будут всплывать, достигать
уровня жидкости и пополнять газовую подушку в межтрубном пространстве. Таким образом, при фонтанировании, когда Рс < Рнас, создаются условия для непрерывного накопления газа в межтрубном пространстве. Интенсивность этого процесса зависит от многих факторов.
1. От скорости восходящего потока ГЖС, т. е. от дебита скважины. Чем больше дебит, тем меньше газа попадает в межтрубное пространство.
32
2. От величины зазора между обсадной колонной и фонтанными
трубами.
3. От количества и величины газовых пузырьков, что в свою очередь зависит от разницы между давлением насыщения и давлением у
башмака.
4. От вязкости жидкости.
Накопление газа в затрубном пространстве приводит к увеличению
давления Рз и соответствующему понижению уровня жидкости h на такую величину, чтобы давление на забое Рс согласно уравнению (8.20)
оставалось бы постоянным. Этот процесс будет продолжаться до тех
пор, пока уровень жидкости в межтрубном пространстве не опустится
до башмака фонтанных труб. После этого процесс стабилизируется.
Непрерывно возрастающее давление на устье межтрубного пространства после достижения максимума стабилизируется. В этом случае возможно достаточно точно определить давление у башмака фонтанных
труб Рб, а также и давление на забое Рс по давлению на устье в
межтрубном пространстве Рз, не прибегая к трудоемкому процессу
спуска манометра в скважину. Давление Рз замеряется на устье манометром. Тогда давление у башмака будет равно
Р б Р з Н h г g ,
(8.21)
где
г 0
Рз Т0
– плотность газа.
Р 0 Т ср z
Здесь ρо – плотность газа при стандартных условиях Ро и То; Тср –
средняя температура в затрубном пространстве; z – коэффициент сжимаемости газа для условий Рз и Тср. Второе слагаемое в формуле (8.21)
может быть определено несколько точнее по барометрической формуле.
Давление на забое скважины Рс будет больше Рб на величину гидростатического давления столба жидкости между забоем и башмаком
фонтанных труб Р и может быть определено по формуле (8.18).
При больших расстояниях между забоем и башмаком НКТ (превышающих 50…100 м) в вычисление Рс вносится погрешность за счет
недостоверности величины средней плотности ГЖС между башмаком и
забоем – Р. В таких случаях величину Р необходимо определять методами, изложенными в теории движения газожидкостных смесей.
Таким образом, в фонтанирующей скважине при условии Рс < Рнас
уровень жидкости в межтрубном пространстве обязательно должен устанавливаться у башмака НКТ после выхода работы скважины на устано33
вившийся режим. Однако это справедливо, если нет утечки газа из обсадной колонны из-за ее недостаточной герметичности или неплотностей
в арматуре и колонной головки. При наличии утечек уровень жидкости
может стабилизироваться в межтрубном пространстве на некоторой высоте, обусловливая такое давление на устье, при котором утечки газа
сравниваются с его поступлением от башмака фонтанных труб.
2. Рс > Рнас (рис. 8.2, б).
Свободный газ в этом случае не накапливается в затрубном пространстве, так как нет условий для его проскальзывания у башмака фонтанных труб. В самих трубах газ начнет выделяться на некоторой высоте от башмака, где давление станет равным давлению насыщения.
Поскольку при работе скважины обновление жидкости в затрубном
пространстве не происходит, то не возникают и условия для пополнения
газа. Из объема нефти, находящейся в затрубном пространстве, частично выделится растворенный газ, после чего вся система придет в равновесие. Уровень жидкости в этом случае будет находиться на некоторой
глубине h в соответствии с выражением (8.20).
Различным положениям уровня будет соответствовать различное
давление Pз. В этом случае вследствие неопределенности величины h
становится невозможным определение забойного давления Рс по величине Рз.
8.3. Условие фонтанирования
Фонтанирование возможно лишь в том случае, если энергия, приносимая на забой жидкостью, равна или больше энергии, необходимой
для подъема этой жидкости на поверхность при условии, что фонтанный подъемник работает на оптимальном режиме, т. е. на режиме
наибольшего к. п. д. За счет давления на забое скважины жидкость может быть поднята на высоту, соответствующую этому давлению. Полезная работа, которая совершается при подъеме 1 м3 жидкости, равна
произведению веса жидкости на высоту подъема:
Р Р
w 1 1 м 3 g с о 1 м 3 Р с Р о , Дж .
g
(8.22)
Вместе с нефтью на забой может поступать свободный газ, кроме
того, из той же нефти при снижении давления происходит выделение
газа. Общее количество газа, приходящееся на 1 м3 товарной нефти и
приведенное к стандартным условиям, называется полным газовым
фактором Го. Газ, расширяясь, также совершает работу. Однако доля
свободного газа на разных глубинах будет разная. Работу расширения
34
совершает только свободный газ. Поэтому при подсчете работы расширения газа необходимо учитывать не полный газовый фактор Го, а
меньшее количество газа (за вычетом растворенного), которое назовем
эффективным газовым фактором Гэф.
Однако, следуя рассуждениям А. П. Крылова, рассмотрим вопрос в
упрощенной постановке. Будем считать, что с каждым 1 м3 нефти на забой поступает Го кубических метров газа, приведенных к нормальным
условиям. Растворимостью газа в первом приближении пренебрегаем.
Возможная работа этого газа при изотермическом его расширении будет равна
w 2 Г о Р о Ln
Рс
, Дж ,
Ро
(8.23)
Таким образом, общее количество энергии, поступающей на забой
с каждым кубическим метром нефти будет равно
W1 w 1 w 2 Р с Р о Г о Р о Ln
Рс
, Дж .
Ро
(8.24)
Поскольку на устье скважины всегда есть некоторое противодавление Ру, то поток ГЖС, покидая устье, уносит с собой некоторое количество энергии. Количество уносимой энергии по аналогии с (8.24) можно
определить так:
W2 Р у Р о Г о Р о Ln
Ру
Ро
.
(8.25)
Количество энергии, поступающей из пласта и затраченной в самой
скважине в процессе подъема жидкости от забоя до устья, Wп будет
равно разности W1 – W2, т. е.
Wп W1 W2 Р с Р у Г о Р о Ln
Рс
.
Ру
(8.26)
Напомним, что в (8.26) имеется общий множитель 1 м3 так как
определяемая энергия относится к 1 м3 нефти. С учетом этого в (8.26)
получится размерность Н-м, т. е. джоуль. Если фонтанный подъемник
работает на оптимальном режиме, т. е. на режиме наибольшего к. п. д.,
то удельный расход газа R, необходимого для подъема 1 м3 жидкости,
достигнет минимума Rопт. В таком случае количество энергии, минимально необходимое для фонтанирования, по аналогии с (8.26), будет
равно
35
Wн Р с Р у R опт Р о Ln
Рс
.
Ру
(8.27)
Следовательно, фонтанирование возможно, если
Wп Wн .
(8.28)
Г о R опт ,
(8.29)
Откуда следует
т. е. если из пласта поступает газа больше или столько, сколько нужно
для подъема 1 м3 жидкости на режиме наивысшего к. и. д., то фонтанирование возможно. На основании экспериментальных исследований и
теоретической обработки результатов А. П. Крыловым были получены
формулы для определения удельного расхода газа Rmax при работе газожидкостного подъемника на режиме максимальной подачи Qmax. Эта
формула имеет вид
R max
2,769 10 4 2 L2
.
d 0,5 Р с Р у Ln Р с Р у
(8.30)
Из тех же исследований А. П. Крылова следует, что удельный расход газа Rопт при работе газожидкостного подъемника на режиме
наибольшего к. п. д. (Qопт) связан с Rmax соотношением
R опт R max 1 ,
(8.31)
где относительное погружение
Рс Р у
gL
,
(8.32)
Подставляя (8.32) и (8.30) в (8.31), получим
Рс Р у
2,769 10 4 2 L2
.
R опт 0,5
1
g L
d Р с Р у Ln Р с Р у
(8.33)
Известно, что опытные данные, которые легли в основу формулы
(8.33), были получены А. П. Крыловым на коротком газожидкостном
подъемнике при работе, главным образом на смеси воды с воздухом.
При таких условиях эксперимента растворимость газа в нефти не могла
быть учтена. Из формулы (8.33) следует, что, формулируя условия фонтанирования (8.29), необходимо определить действительное количество
36
газа, которое находится в свободном состоянии в фонтанном подъемнике при среднем давлении в подъемнике. В качестве среднего давления
можно принять (следуя А. П. Крылову) среднее арифметическое, т. е.
Р ср
Рс Р у
2
.
(8.34)
Среднее количество свободного газа определяется как разность
полного газового фактора Го и количества растворенного газа, которое
определяется как произведение коэффнциента растворимости α на Pср,
взятое в избыточных единицах давления,
Рс Р у
Ро .
Г ср Г о
2
(8.35)
Далее необходимо учесть, что вода, сопровождающая нефть, практически не содержит растворенного газа и замеряемый на промыслах
газовый фактор Го относят к чистой необводненной нефти. Поэтому газ,
выделяющийся из нефти, расходуется и на подъем воды. Если n – обводненность – доля воды в поднимаемой жидкости, то газовый фактор,
отнесенный к 1 м3 жидкости, будет равен Гср ·(1 – n).
Таким образом, газовый фактор, определяющий количество кубических метров газа при стандартных условиях, находящегося в свободном состоянии при среднем давлении в подъемнике, и отнесенное к 1 м3
жидкости (обводненной нефти) и будет тем газовым фактором, который
можно приравнять к величине Rопт. Этот газовый фактор называется
эффективным газовым фактором и обозначается Гэф. Поэтому с учетом
растворимости газа условие фонтанирования теперь запишется так:
Г эф R опт ,
(8.36)
или в развернутом виде
Р Ру
Го с
Ро
2
Р Ру
2,77 104 2 L2
1 n 0,5
1 с
.
d Рс Ру Ln Рс Ру g L
(8.37)
Из неравенства (8.37) можно определить минимально необходимое
давление на забое Рс, обеспечивающее фонтанирование при заданной
комбинации других величин, таких как Го, d, L, Ру, Р. Для определения
минимального Рс необходимо решить неравенство (8.37) относительно
37
Рс. Однако сделать это нельзя, так как выражение (8.37) относительно Рс
трансцендентно. Поэтому решение неравенства (8.37) получается либо
подбором такой величины Рс, которая обращает неравенство (8.37) в
тождество, либо графоаналитическим путем.
Рис. 8.3. Графоаналитическое решение уравнения
при определении минимального давления фонтанирования
при разных обводненностях продукции скважин
На рис. 8.3 показаны эти графические построения. Точка А пересечения этих двух линий (1 и 2), соответствующих левой н правой частям
(8.37), дает значение, при котором правая и левая части (8.37) равны.
Это будет искомое минимальное давление на забое скважины, обеспечивающее процесс фонтанирования при заданных условиях. При увеличении обводненности n эффективный газовый фактор Гэф пропорционально уменьшается, а оптимальный удельный расход газа Rопт
несколько увеличивается за счет увеличения плотности водонефтяной
смеси. Поэтому точка пересечения линий Гэф(Pс) и Rопт(Pс) для нового,
увеличенного значения n переместится вправо (точка В). Таким образом, при увеличении обводненности минимально необходимое для фонтанирования давление на забое скважины увеличивается. Так можно
рассчитать минимальные давления фонтанирования для разных обводненностей n и получить новую зависимость Pс(n) для прогнозирования
возможностей фонтанного способа добычи. Область значений Pс, превышающих минимальное давление фонтанирования, – это область, в которой выделяющееся в скважине количество газа Гэф больше минимально необходимого Rопт. На рис. 8.3 эта область заштрихована. Влево от
точки В (или соответственно от точки A при меньшей обводненности n)
лежит область значений Pс, при которых фонтанирование невозможно,
так как поступающее в скважину количество газа Гэф < Rопт.
К приведенным в этом параграфе формулам необходимо сделать
несколько замечаний.
38
1. Во всех формулах давление (Па) надо брать в абсолютных единицах, т. е. с учетом атмосферного давления Pо. В соответствии с этим в
формуле (8.37) коэффициент растворимости α имеет размерность м3 /
(м3Па)
2. При выводе формул предполагалось, что фонтанные трубы спущены до забоя скважины и давление у башмака НКТ Рб равно забойному давлению Рс.
3. Если башмак труб находится выше забоя и Рб < Рс, то во все
формулы вместо Рс необходимо подставить Рб.
4. Если выделение газа начинается не на забое, а в фонтанных трубах
на некоторой глубине Lнас, то во все формулы вместо Рс или Рб необходимо
подставить давление насыщения Pнас и соответственно вместо L – Lнас.
Глубина начала выделения газа в фонтанных трубах Lнас может
быть определена из соотношения (8.37) которое перепишем следующим
образом:
Р нас Р у
2,77 10 4 2 L2нас
.
1
Г эф 0,5
d Р нас Р у Ln Р нас Р у g L нас
(8.38)
Равенство (8.38) необходимо решить относительно Lнас. С этой целью обозначим
2,77 10 4 2
А,
d 0,5 Р нас Р у Ln Р нас Р у
Р нас Р у
g
В.
(8.39)
(8.40)
С учетом (8.39) и (8.40) перепишем (8.38) так:
В
,
Г эф А L2нас 1
L
нас
(8.41)
Выражение (8.41) перегруппируем следующим образом:
L2нас В L нас
Г эф
А
0.
(8.42)
Это квадратное уравнение, решением которого будет
В
В 2 Г эф
L нас
.
2
4
А
39
(8.43)
В (8.43) знак минус перед корнем опускается, так как в противном
случае получается нереальный результат. Подставляя в (8.43) значения
А и В согласно (8.39) и (8.40), окончательно получим
d 0,5 Р нас Р у
Р нас Р у
Р
Г эф
L нас
Ln нас .
4 2
2g
Ру
2,77 10
2g
Р нас Р у
2
(8.44)
Определив глубину Lнас, на которой должно (по расчету) существовать давление Рнас, можно определить минимальное давление фонтанирования на забое скважины Рс, прибавив к давлению Рнас гидростатическое давление столба жидкости от глубины Lнас до забоя Н,
Р с Р нас Н L нас g .
(8.45)
где ρ – плотность насыщенной газом нефти (жидкости).
8.4. Расчет фонтанного подъемника
Дебиты фонтанных скважин изменяются в широких пределах как
по количеству жидкости, так и по количеству попутного газа. С одной
стороны, известны фонтанные скважины, дающие более 1000 м3/сут
нефти. С другой стороны, есть фонтанные скважины с дебитом порядка
5 м3/сут. Для обеспечения фонтанировання все скважины оборудуются
фонтанными трубами (НКТ), которые спускаются в скважину обычно
до забоя и с помощью которых осваиваются фонтанные скважины и вызывают приток в них. При наличии в скважине труб возможны различные промывки, воздействие на забой (кислотные обработки, ГРП и пр.),
замена одной жидкости другой, продавка скважины газом, задавка
скважины путем закачки тяжелой жидкости (соленого или глинистого
раствора) и другие операции, необходимость в которых возникает на
разных этапах эксплуатации данной скважины и нефтяного месторождения в целом.
Однако для подобных операций существует очень ограниченный
по диаметру набор труб. Это трубы следующих условных диаметров:
48, 60, 73, 89 и 102 мм. Однако из этих размеров эксплуатационных
труб трубы диаметром 48 и 102 мм почти не употребляются. Наиболее
употребительными (примерно 85 %) являются трубы диаметром 73 мм.
Лишь для фонтанных скважин, имеющих дебит несколько сот метров
кубических в сутки, применяются 89 мм трубы. Можно сказать, что выбор диаметра фонтанных труб определяется не дебитом скважины, а
удобством и техническими условиями нормальной эксплуатации таких
фонтанных скважин. Периодически в скважины приходится спускать
различные приборы для исследования, такие как скважинные термомет40
ры, манометры и дебитомеры. Возникает необходимость спуска пробоотборников для отбора проб жидкости с самого забоя скважины. Все
эти приборы имеют внешний диаметр порядка 40 мм, и для их свободного спуска до забоя, не прекращая при этом работу скважины, необходимо иметь внутренний диаметр труб не менее 73 мм. Наконец, широкое применение 73-мм труб обусловлено и тем, что эксплуатация
фонтанных скважин, как правило, сопровождается отложением парафина на внутренних стенках труб, для удаления которого часто применяются механические скребки, спускаемые на стальной проволоке в фонтанные трубы через лубрикатор. Несмотря на то что диаметр
фонтанных труб принимается почти всегда без расчета, вопрос о пропускной способности фонтанных труб или о подаче фонтанного подъемника при тех или иных условиях на забое и на устье скважины представляет безусловный интерес и требует своего ответа.
Всякий фонтанный подъемник работает при том или ином относительном погружении
Рб Р у
gL
.
Обычно эти значения лежат в пределах 0,3…0,65. Для условия
0,3 < ε <0,65 к. и. д. подъемника при его работе на оптимальном (qопт) и
максимальном (qmax) режимах мало отличаются друг от друга. Поэтому
следует стремиться к тому, чтобы фонтанный подъемник работал в
промежуточном режиме между qопт и qmax. Работа вблизи точки qmax отличастся наибольшей устойчивостью. Как было показано в разделе 7.2,
в этом режиме dq / dV = 0, т. е. изменение дебита при изменении расхода газа почти не происходит. Работа вблизи точки qопт характеризуется
некоторой неустойчивостью, проявляющейся в пульсации работы фонтанного подъемника. Это объясняется тем, что небольшим случайным
изменениям расхода газа соответствуют значительные изменения дебита (dq / dV > 0).
Это послужило основанием А. П. Крылову рекомендовать для практического использования простые формулы для определения подачи газожидкостного подъемника для этих основных двух режимов работы:
Рб Р у
q max 55 d 3
g
L
1,5
м3
,
с
(8.46)
Поскольку А. П. Крыловым установлено, что qопт = qmax (1 – ε), то
подача на режиме наивысшего к. п. д. будет
41
1,5
Рб Р у
q опт 55 d
g
L
3
Рб Р у м3
.
1
g
L
с
(8.47)
Если Рб > Рнас, то в формулы (8.46) и (8.47) необходимо подставить
вместо Рб давление насыщения Рнас, а вместо L расстояние Lнас от устья
до точки, где давление равно Рнас. Формулы можно решить относительно диаметра d. Соответственно из (8.46) получим
1, 5
gL
q
d 3 max
55 Р б Р у
м,
(8.48)
и из формулы (8.47)
1,5
gL
q
d 3 опт
55 Р б Р у
Рб Р у
1
g L
1
м .
(8.49)
По этим формулам определяется диаметр фонтанных труб, необходимый для обеспечения в одном случае максимальной подачи [формула
(8.48)], а в другом – оптимальной [формула (8.49)] при прочих заданных
условиях (Рб, Ру, L, ρ). Заметим, что формулы (8.46) и (8.47) определяют
не дебит фонтанной скважины, а только пропускную способность фонтанных труб при заданных условиях. Для правильного согласования работы фонтанного подъемника с работой пласта необходимо, чтобы приток жидкости из пласта в скважину, который определяется формулой
притока, равнялся бы пропускной способности фонтанного подъемника
при одном и том же давлении на забое Рс или давлении у башмака Рб.
Расчет фонтанного подъемника с использованием приведенных
выше формул сводится к определению для проектируемой скважины
максимальной и оптимальной подач. Планируемый дебит скважины,
определяемый формулой притока, должен лежать в пределах между qmax
и qопт. Это гарантирует высокий к. п. д. газожидкостного подъемника и
устойчивую его работу. Такой подход к расчету оптимизирует работу
фонтанного подъемника для текущих условий, но не учитывает возможных изменений условий фонтанирования во времени. Обычно с течением времени условия фонтанирования ухудшаются: растет обводненность, пластовое давление падает, эффективный газовый фактор
уменьшается, коэффициент продуктивности также уменьшается. Поэтому, планируя фонтанную эксплуатацию, рекомендуют рассчитывать
фонтанные подъемники по максимальной подаче для начальных условий и по оптимальной – для условий конца периода фонтанирования.
42
Дебит фонтанной скважины определяется совместной работой пласта и фонтанного подъемника; причем законы, управляющие работой
пласта, одни, а законы, управляющие процессом движения ГЖС в фонтанных трубах, – другие. Совершенно очевидно, что увеличение давления на забое Рс снижает приток жидкости из пласта. С другой стороны
то же увеличение Рс (или Рб) увеличивает подачу фонтанного подъемника. Поэтому если пропускная способность фонтанного подъемника
меньше притока, избыточная жидкость будет накапливаться в скважине.
В результате давление Рс будет расти. Это повлечет за собой увеличение
подачи подъемника, с одной стороны, и снижение притока – с другой.
Установившаяся работа этой системы пласт – скважина наступает тогда,
когда приток сравняется с отбором.
Этой установившейся работе системы пласт – скважина будет соответствовать некоторое давление на забое Рс, которое может быть найдено
из условия равенства притока и подачи фонтанного подъемника.
Как известно, приток определяется формулой
q п К Р пл Р с ,
n
(8.50)
Пропускная способность подъемника па режиме максимальной подачи определяется формулой (8.46). Если трубы спущены до забоя, то
Рб = Рс. Если они подняты выше так что L < H, то
Р с Р б Н L g ,
(8.51)
С учетом (8.51) формула (8.50) перепишется так:
q п К Р пл Р б Н L g .
n
(8.52)
Приравнивая правые части формулы притока (8.52) и формулы
пропускной способности подъемника (8.46), получим
1,5
Рб Р у
. (8.53)
q п К Р пл Р б Н L g 55 d
g
L
n
3
Равенство (8.53) удовлетворяется при определенном значении Рб,
так как остальные величины задаются. Левая часть равенства (8.53) сростом Рб уменьшается нелинейно. Правая часть возрастает по параболе в
степени 1,5. Пересечение этих двух кривых дает такое значение Рб, при
котором равенство (8.53) удовлетворяется. Решение равенства (8.53) получается либо путем подбора Рб, либо графоаналитическим путем подобно тому, как это делалось при определении минимального давления
фонтанирования.
43
Затем определяется соответствующий дебит скважины путем подстановки найденного значения Рб либо в (8.52), либо в (8.46).
Найденный таким образом, дебит, отвечающий совместной работе
пласта и фонтанного подъемника, соответствует работе фонтанного
подъемника при режиме максимальной подачи. Аналогично можно
найти дебит подъемника на режиме оптимальной подачи. Для этой цели
необходимо приравнять правые части формулы притока (8.52) и формулы оптимальной подачи (8.47):
qп К Рпл Рб Н L g
n
1,5
Р Ру Рб Ру
55 d б
1
.
g
g
L
L
3
(8.54)
Из равенства (8.54) подбором или нахождением точки пересечения
двух кривых, соответствующих левой и правой части уравнения, определяется сначала давление Рб, а потом по формуле притока – соответствующий дебит скважины, удовлетворяющий условию совместной работе пласта и фонтанного подъемника на режиме оптимальной
производительности. Если выделение газа начинается не на забое, а в
фонтанных трубах, как известно, в равенства (8.53) и (8.54) вместо Рб
необходимо подставлять давление насыщения Рнас и вместо длины
труб L – глубину начала выделения газа Lнас.
Однако в этом случае для решения уравнения (8.54) варьировать
величиной Рб = Рнас нельзя, так как она постоянна. Решение достигается подбором такой величины L = Lнас, которая делает правую и левую
части (8.54) равными. Аналогично следует поступить и при решении
уравнения (8.53) для согласования работы пласта и подъемника, работающего на режиме максимальной производительности в случае, если
газ начинает выделяться внутри НКТ. Поскольку Рнас постоянно, равенство правой и левой частей (8.53) достигается подбором.
На рис. 8.4 показано определение забойных давлений Рс и соответствующих им дебитов при согласованной работе пласта и фонтанного
подъемника на режимах максимальной и оптимальной производительности путем графоаналитического решения уравнений (8.53) и (8.54).
Показанные на рис. 8.4 графики построены для следующих исходных данных:
Рпл = 170·105 Па; Ру = 5·105 Па; Рб = Рс; L = H = 2000 м; ρ = 900
кг/м3; d = 0,0503 м (5,03 см);
К = 3,588·10–5 м3 / Па·с; n = 0,92; Рб изменяется от 150·105 Па до
50·105 Па.
44
Рис. 8.4. Графоаналитическое определение условий
совместной работы пласта и газожидкостного подъемника:
1 – зависимость подачи подъемника от давления у башмака Рб
на режиме максимальной производительности;
2 – зависимость притока от давления Рб;
3 – зависимость подачи подъемника от Рб
на режиме оптимальной производительности
На оси абсцисс графика отложено давление на забое Рс, или Рб, так как
L = H (башмак на забое). На оси ординат отложена максимальная qmax, оптимальная qопт подачи и приток жидкости из пласта qп. Как видно из рисунка, согласование работы пласта и подъемника происходит при давлении на
забое Рс = 8,55 МПа (пересечение линий 1 и 2) на режиме максимальной
подачи, при этом дебит скважины qmax = 212·10–5 м3/с (183,2 м3/сут) и при
давлении на забое Рс = 12,1 МПа (пересечение линий 2 и 3) на режиме оптимальной подачи при дебите qопт = 130·10–5 м3/с (112,3 м3сут).
8.5. Расчет процесса фонтанирования
с помощью кривых распределения давления
Умение рассчитывать при любых заданных условиях кривую распределения давления вдоль НКТ при движении по ним газожидкостной
смеси позволяет по-новому подойти к расчету процесса фонтанирования, выбора диаметра труб и режима в целом. Использование кривых
распределения давления Р(х) при проектировании и анализе фонтанной
эксплуатации (а также других способов эксплуатации скважин) позволяет решить ряд новых задач, недоступных при использовании прежних
расчетных методов. Далее будем исходить из того, что при любых заданных условиях кривая распределения давления Р(х) в НКТ может
быть определена и построена любыми возможными методами.
Заметим, что для проектирования или для анализа фонтанной
эксплуатации не требуется распределение давления Р(х) вдоль всей
длины НКТ. Достаточно знать забойное или башмачное давление, со45
ответствующее данному забойному давлению, давление на устье при
заданных параметрах работы скважины или наоборот, устьевое давление и соответствующее давление на забое при заданных параметрах
работы скважины.
Однако поскольку простых и надежных формул (кроме формул
А.П. Крылова), связывающих устьевое и забойное давления при прочих
заданных условиях, нет, то приходится прибегать к численному интегрированию процесса движения ГЖС по трубе, т. е. расчету по шагам.
При таком решении неизбежно получаются значения давлений в промежуточных точках между устьем и забоем, использование которых необязательно. Рассмотрим для начала простейший случай, когда задан
дебит скважины Q и соответствующее этому дебиту забойное давление
Рс. Отметим, что во всех случаях проектирования процесса эксплуатации скважины любым способом знание уравнения притока или индикаторной линии обязательно. В противном случае любой инженерный
расчет становится невозможным, если не говорить о предположительных оценках возможных показателей работы скважины. Итак, если задан дебит, то по индикаторной линии или по уравнению притока определяется соответствующее этому дебиту давление на забое скважины.
В отношении фонтанных труб уже указывалось, что их диаметр
выбирается из соображений технологических условий и возможности
спуска в скважину глубинных приборов для различных исследований.
Можно сказать, что для подавляющего числа случаев это будут либо
трубы диаметром d = 60 мм, либо d = 73 мм. Лишь для редких случаев,
когда ожидаемые отборы могут достигать нескольких сот м3/сут, можно
говорить о целесообразности использования труб d = 89 мм. Во всяком
случае для последующего расчета диаметром НКТ задаемся.
Зная дебит, газовый фактор, плотность нефти, воды и обводненность
продукции, а также другие данные, такие как температура и ее распределение по стволу скважины, объемный коэффициент нефти (жидкости), необходимые для расчета, строим кривую распределения давления Р(х), начиная
от точки с известным давлением Рс на забое скважины (рис. 8.5).
При этом могут возникнуть разные условия расчета, которые необходимо учитывать.
а. Башмак НКТ находится непосредственно на забое скважины, так
что Рс = Рб.
б. Башмак НКТ находится выше забоя на некотором расстоянии
а = Н – L, так что Рб < Рс.
в. Давление на забое или у башмака больше давления насыщения,
т. е. Рс = Рб > Рнас.
г. Давление на забое меньше давления насыщения, т. е. Рс < Рнас.
46
Рис. 8.5. Построение кривой распределения давления в фонтанных трубах
по методу «снизу вверх» и определение давления на устье
Возможны также сочетание условия «а» с условиями «в» или «г», а
также условия «б» с теми же «в» или «г». Предположим простейший
случай: действуют условия «а» и «г». В этом случае ГЖС движется от
башмака до устья, и расчет ведется по соответствующим формулам для
газожидкостной смеси по шагам, начиная от башмака НКТ от точки с
давлением Рс и до устья. Давление на устье получаем путем суммирования элементарных перепадов давления на n шагах:
n
Р у Р с Р i .
(8.55)
i 1
Если действуют условия «а» и «в», т. е. выделение газа начинается
выше забоя в НКТ, то до точки Рнас расчет ведется по обычным формулам трубной гидравлики, с помощью которых определяются потери
давления на трение.
Обозначим длину участка НКТ от забоя до точки с давлением Рнас,
на котором будет двигаться однородная жидкость, через h (см. рис. 8.5).
Тогда для этого участка запишется очевидное равенство давлений:
Р с Р г Р тр Р нас ,
47
(8.56)
где Р г ж g h – гидростатическое давление столба жидкости высоh С2
тою h и плотностью ρж; Р тр
ж g – потери давления на
d 2g
трение при скорости жидкости С, м/с.
Подставляя значения Рг и Ртр в (8.56) и решая относительно h, получим
h
Р с Р нас
.
С2
ж g 1
2
g
d
(8.57)
Обычно второе слагаемое в круглых скобках знаменателя мало, поэтому им часто можно пренебречь.
На остальной длине НКТ, равной L – h, т. е. от точки давления
насыщения и выше, будет происходить движение ГЖС, поэтому давление на устье будет равно
n
Р у Р нас Р i .
(8.58)
i 1
Если действует условие «б», т. е. когда башмак НКТ выше забоя на
величину a = H – L, то на этом участке при расчете распределения давления вместо диаметра трубы подставляется диаметр обсадной колонны.
Поскольку потери давления на трение из-за большого диаметра на
этом участке малы, то ими всегда можно пренебречь. Давление на устье
Ру определяется либо по формуле (8.55), либо по (8.58) в зависимости
от того, выделяется ли газ с самого забоя (8.55) или НКТ (8.58).
Рассчитав кривую распределения давления и определив давление
на устье скважины при заданном режиме ее работы, сопоставим вычисленную величину Ру с возможным давлением в выкидной линии Рл, по
которому продукция скважины поступает в систему нефтегазосбора
промысла. Если Ру > Рл, то работа скважины на рассчитанном режиме
возможна, а избыточное давление на устье ΔРшт = Ру – Рл должно быть
понижено созданием в арматуре устья дополнительного гидравлического сопротивления в виде регулируемого или нерегулируемого штуцера,
в котором поток ГЖС дросселируется с давления Ру до давления Рл.
Если при расчете окажется, что Ру < Рл, то фонтанирование скважины
на проектируемом режиме будет невозможно. В таком случае необходимо задаться меньшим отбором Q, при котором давление на забое возрастает. Это в свою очередь приведет к более высокому давлению на
устье скважины.
48
Изменяя отбор, а следовательно, и давление на забое, можно подобрать такие соотношения, при которых окажется Ру > Рл, когда фонтанирование будет возможно. Если ни одна комбинация Q и соответствующего Рс при построении кривой распределения давления Р(х) не дает
давление на устье Ру > Рл, то фонтанирование такой скважины вообще
невозможно.
Изложенная система расчета процесса фонтанирования может быть
повторена для труб меньшего или большего диаметра для определения
возможных режимов фонтанирования и дебита скважины при других
диаметрах фонтанных труб.
Рассмотрим другой, наиболее общий случай, когда возникает необходимость определения всего комплекса возможных и невозможных
условий фонтанирования скважины. При этом будем считать, что все
проектируемые отборы жидкости из пласта допустимы и не противоречат принципам рациональной разработки залежи.
а. Задаемся несколькими забойными давлениями Рсi, лежащими в
пределах Рmin < Рсi < Pпл, где Pпл – пластовое давление, a Pmin – минимальное давление на забое, при котором фонтанирование скважины
заведомо неосуществимо.
б. Для принятых значений Pci определяем приток жидкости в скважину Qi по уравнению притока или по индикаторной линии.
в. Задавшись диаметром НКТ, рассчитываем распределение давления P(х) по методу снизу вверх для принятых значений забойных давлений Рci и соответствующих им дебитов Qi. В результате получаем i
кривых Р(х) (рис. 8.6).
г. По полученным кривым Р(х) определяем i значений устьевых
давлений Рyi.
д. Получаем систему данных, состоящих из нескольких забойных
давлений Рсi, дебитов скважины Qi, и устьевых давлений Рyi.
Причем каждому конкретному давлению на забое Рci соответствует
конкретный дебит и вычисленное давление на устье Рyi. Поскольку увеличение давления на забое Рci сопровождается уменьшением притока
Qi и, как правило, увеличением давления на устье Рyi, то полученная
система данных будет находиться в следующих соотношениях:
Р с1 Р с 2 Р с3 Р сi
Q1 Q 2 Q 3 Q i .
Р Р Р Р
у2
у3
уi
у1
(8.59)
По полученным данным (8.59) можно построить две графические
зависимости Q = f 1(Рc) и Ру = f 2 (Рс) (рис. 8.7). Графики отражают сов49
местную, согласованную работу пласта и газожидкостного подъемника,
общей точкой для которых является давление на забое скважины Рс.
Отметим, что понижению давления Рс не всегда должно соответствовать уменьшение давления на устье Ру, как это показано на рис. 8.7.
Рис. 8.6. Кривые распределения давления в фонтанном
подъемнике при нескольких (четырех) режимах работы
Рис. 8.7. Согласование индикаторной линии (1) с зависимостью
устьевого давления Ру от давления на забое скважины Рс (2).
Точки а – b разделяют возможные и невозможные режимы фонтанирования
50
Изменение Рс, сопровождаемое соответствующим изменением
притока Q, приводит к изменению режима работы самого газожидкостного подъемника, который при определенных условиях может совпадать с режимами оптимальной или максимальной подач или иметь какой-то промежуточный режим. К.п.д. при этих режимах различный. Это
может привести к различным зависимостям давления на устье от давления на забое и, в частности, к зависимостям, имеющим максимум или
минимум. Это выявляется при расчете кривых Р(х).
На оси Ру можно отложить давление в выкидной линии Рл, по которой продукция скважины поступает в систему промыслового нефтегазосбора. Эта величина отсечет на графике (см. рис. 8.7) возможные режимы фонтанирования для условий данной скважины. Точка а
соответствует минимально допустимому давлению на устье (Ру = Рл), а
ее проекция на ось абсцисс определит соответствующее этому режиму
работы критическое забойное давление Ркр. Пересечение вертикали с
кривой Q (рс) (точка b) дает критический дебит скважины Qкр, превышение которого приведет к давлению Ру < Рл. Таким образом, область
режимов фонтанирования скважины, лежащая влево от вертикали, проходящей через точки а и b, нереальная, а область режимов, лежащая
вправо от той же вертикали, осуществима, так как при условиях Рс; Q;
Ру пластовая энергия превышает необходимую для подъема жидкости.
Избыток энергии обусловливает устьевое давление Ру, превышающее
давление в выкидной линии Рл. Для поглощения этой энергии применяется штуцер, в котором создается перепад давлений ΔРшт = Ру – Рл.
8.6. Оборудование фонтанных скважин
Геологические условия нефтяных и газовых месторождений, из которых добываются нефть и газ, различны. Они отличаются глубиной залегания продуктивного пласта, характеристикой и устойчивостью проходимых горных пород, пластовыми давлениями и температурой, газовым
фактором, плотностью нефти, давлением насыщения и другими характеристиками. В зависимости от этих геологических характеристик и особенностей продуктивного пласта применяются различные конструкции
скважин. В этих конструкциях обязательными элементами являются короткое направление (5…15 м), кондуктор (100…500 м) и обсадная – эксплуатационная колонна (до продуктивного горизонта). Однако такая
простая одноколонная конструкция употребляется при глубинах порядка
до 2000 м с устойчивыми породами, не вызывающими осложнений при
бурении и освоении скважины. При сложных геологических условиях,
трудностях спуска одной колонны до проектной глубины, осложнениях
при бурении, необходимости перекрытия промежуточных горизонтов с
51
большим пластовым давлением, а также по ряду других причин необходимо применять более сложные и дорогостоящие многоколонные конструкции скважин. Например, на скважинах, пробуренных на меловые
отложения в Чечено-Ингушетии, залегающие на глубине 5300…6000 м,
вынуждены применять многоколонные конструкции, состоящие кроме
направления и кондуктора из четырех-семи колонн, в том числе с так
называемыми хвостовиками, т. е. обсадными колоннами, закрепляющими
только вскрытую часть пород ниже башмака последней обсадной колонны. Условия эксплуатации месторождений нефти и газа, а также охрана
недр и техника безопасности требуют герметизации и разобщения
межтрубных пространств, спуска в скважину НКТ, направления продукции в замерные устройства, регулирования работы скважины, ее кратковременного закрытия для ремонтных работ.
Это осуществляется с помощью установки на устье фонтанной
скважины оборудования, состоящего из колонной головки, фонтанной
арматуры и манифольдов.
8.6.1. Колонная головка
Она предназначена для обвязки устья скважины с целью герметизации межтрубных пространств, а также для подвески обсадных колонн
и установки фонтанной арматуры. Существуют одно-, двух-, трех-, четырех- и пятиколонные головки; требования, предъявляемые к конструкциям колонных головок, следующие: надежная герметизация
межтрубных пространств; возможность контроля за давлениями во всех
межтрубных пространствах; быстрое и надежное закрепление подвески
обсадных колонн; возможность крепления к одной колонной головке
различных обсадных колонн, т. е. универсальность; быстрый и удобный
монтаж; минимально возможная высота.
Колонная головка в период эксплуатации скважины остается на
устье и, как правило, не ремонтируется. Поэтому к ее конструкции и качеству изготовления предъявляются высокие требования. Выпускаются
колонные головки на 14,0; 21,0; 35,0; 50,0 и 70,0 МПа рабочего давления. В некоторых случаях (на газовых скважинах) применяются колонные головки, рассчитанные на давление до 150 МПа.
После бурения с колонной головки демонтируют превенторы и
устанавливают фонтанную арматуру (рис. 8.8). Корпус головки 1
навинчивается на верхний резьбовой конец кондуктора.
Обсадная колонна 10 вворачивается в специальную муфту 7. Герметичность соединения корпуса головки 1 и муфты 7 достигается муфтой 2 и двумя кольцами 3 из специальной нефтестойкой резины. Плотность посадки достигается за счет прижатия муфты полукольцами 5 и
52
фланцем 4, который болтами притягивается к фланцу корпуса. Муфта 7
заканчивается фланцем 6 для присоединения к нему фонтанной арматуры. Для опрессовки колонной головки и контроля давления в межтрубном пространстве предусмотрен боковой отвод с краном высокого давления 9 и манометром 8.
Рис. 8.8. Конструкция простейшей колонной головки
для одной обсадной колонны
8.6.2. Фонтанная арматура
Фонтанная арматура предназначена для подвески одной или двух
колонн фонтанных труб; для герметизации и контроля пространства
между фонтанными трубами и обсадной колонной; для проведения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважины; для направления продукции скважины в выкидную линию на замерную установку; для регулирования режима работы скважины и
осуществления глубинных исследований.
Фонтанная арматура подвергается действию высоких температур и
давлений. Однако по своим эксплуатационным характеристикам (дебит,
давление, температура, газовый фактор и др.) фонтанные скважины бывают различными. Поэтому возникает необходимость иметь фонтанные
арматуры, рассчитанные на различные условия работы.
Фонтанные арматуры различаются по конструктивным и прочностным признакам: по рабочему давлению – от 7 до 105 МПа; по размерам проходного сечения ствола – от 50 до 100 мм; по конструкции
фонтанной ёлки – крестовые и тройниковые; по числу спускаемых в
53
скважину рядов труб – однорядные и двухрядные; по типу запорных
устройств – с задвижками или с кранами.
Для охвата всех возможных условий в фонтанных скважинах по
давлению приняты следующие стандарты: арматуры на 7, 14, 21, 35, 70
и 105 МПа рабочего давления, причем арматура на 7, 14, 21 и 35 МПа испытывается на двойное рабочее давление, а арматура на 70 и 105 МПа –
на полуторакратное давление. Собственно фонтанная арматура состоит
из двух элементов: трубной головки и фонтанной ёлки. Трубная головка
предназначена для подвески фонтанных труб. Обычно она представляет
собой крестовину с двумя боковыми отводами с установленной на ней
переходной катушкой, в которую вворачивается верхний резьбовой конец фонтанных труб. При применении двух рядов труб устанавливаются
две крестовины с переходными катушками. На нижней катушке подвешивается первый ряд труб (большого диаметра), а на верхней катушке –
второй ряд труб (меньшего диаметра). На верхнем фланце катушки
укрепляется собственно фонтанная ёлка.
Трубная головка подвергается давлению затрубного газа, которое
может быть больше, чем давление в фонтанной ёлке. Поэтому трубная
головка рассчитывается и испытывается на давление примерно в 1,5 раза большее, чем фонтанная ёлка. Это объясняется тем, что в межтрубном пространстве, которое герметизирует трубная головка, может скопиться чистый газ, и поэтому давление может достигнуть пластового.
Фонтанные ёлки по конструкции делятся на крестовые и тройниковые. Характерным узлом крестовой арматуры является крестовина 6
(рис. 8.9) с двумя боковыми отводами, каждый из которых может быть
рабочим, а второй запасным. Для тройниковой фонтанной ёлки
(рис. 8.10) характерным узлом являются тройники 7, к которым присоединяются выкидные линии – верхняя и нижняя. Причем рабочим выкидом всегда должна быть верхняя линия, а нижняя – запасной. Это
продиктовано безопасностью работы и возможностью предотвращения
открытого фонтанирования. Тройниковые арматуры, как правило, применяются в скважинах, дающих вместе с нефтью абразивный материал – песок, ил. При разъедании песком верхнего тройника скважина
может быть переведена на работу через нижний отвод. При этом промежуточная (между отводами) задвижка или кран закрывается; и верхний тройник, и отвод могут быть отремонтированы. При применении в
этих условиях крестовой арматуры разъедание крестовины приводит к
необходимости перекрытия скважины центральной задвижкой для замены крестовины. Однако крестовые арматуры более компактны, высота их меньше, обслуживание, которое заключается в снятии показаний
манометров, смене штуцеров и осуществляется с мостков без лестниц.
54
Тройниковые арматуры имеют большую высоту и требуют для обслуживания специальных вспомогательных сооружений.
Фонтанные арматуры шифруются следующим образом:
АФТ-65Кр-140, что означает: арматура фонтанная, тройниковая с
проходным сечением 65 мм, крановая на 14 МПа рабочего давления.
АФК-50-210 – арматура фонтанная крестовая диаметром 50 мм на
рабочее давление 21 МПа.
Рис. 8.9. Фонтанная крестовая арматура (4АФК-50-700)
высокого давления (70 МПа) для однорядного подъемника:
1 – вентиль, 2 – задвижка, 3 – крестовина,
4 – катушка для подвески НКТ, 5 – штуцер, 6 – крестовины ёлки,
7 – буфер, 8 – патрубок для подвески НКТ, 9 – катушка
Масса фонтанной арматуры достигает 3 т, высота 4 м, ширина до 3,3 м.
8.6.3. Штуцеры
Они являются элементом фонтанной елки и предназначены для регулирования режима работы фонтанной скважины и ее дебита. Штуцеры устанавливаются на обеих выкидных линиях арматуры и подразделяются на нерегулируемые и регулируемые. Более просты и надежны
нерегулируемые штуцеры. Они незаменимы в случаях, когда из скважины поступает песок или другой абразивный материал. Существует
55
много конструкций нерегулируемых штуцеров, которые часто выполняются в виде коротких конических втулок из легированной стали или
из металлокерамического материала с центральным каналом заданного
диаметра. По мере износа штуцера установленный режим ра^боты
скважины нарушается и штуцер необходимо менять. Для этого работу
скважины переводят временно на запасной отвод, на котором установлен штуцер заданного диаметра, и одновременно меняют изношенный
штуцер в основном рабочем отводе. В связи с этим предложено много
конструкций так называемых быстросменных штуцеров (рис. 8.11).
Рис. 8.10. Фонтанная тройниковая арматура кранового типа
для подвески двух рядов НКТ (2АФТ-60 x 40 х КрЛ-125):
1 – тройник; 2 – патрубок для подвески второго ряда НКТ;
3 – патрубок для подвески первого ряда НКТ
Простейший штуцер выполняется в виде диафрагмы с отверстием
заданного диаметра, зажимаемой между двумя фланцами выкидной линии. Применяются регулируемые штуцеры, в которых проходное сечение плавно изменяют перемещением конусного штока в седле из твердого материала. Перемещение осуществляется вращением маховика, на
штоке которого имеется указатель, показывающий эквивалентный диаметр проходного кольцевого сечения регулируемого штуцера.
56
Рис. 8.11. Штуцер быстросменный для фонтанной арматуры
высокого давления (ЩБА-50-700):
1 – корпус, 2 – тарельчатая пружина, 3 – боковое седло, 4 – обойма,
5 – крышка, 6 – нажимная гайка, 7 – прокладка, 8 – гайка боковая.
9 – штуцерная металлокерамическая втулка
Такие штуцеры сложнее, дороже, имеют сальниковые уплотнения и
применяются обычно в скважинах, не продуцирующих песок. В любом
штуцере происходит поглощение энергии газожидкостной струи и снижение давления от давления на буфере до давления в отводящей линии
системы нефтегазосбора. Если разность давлений велика, применяют
несколько последовательно соединенных штуцеров, в каждом из которых частично снижается давление.
8.6.4. Манифольды
Манифольд предназначен для обвязки фонтанной арматуры с трубопроводом, подающим продукцию скважины на замерную установку. Применяются различные схемы таких обвязок в зависимости от местных
условий и технологии эксплуатации. Поэтому эти схемы не стандартизованы, но их узлы комплектуются из элементов заводского изготовления.
Простейшая схема манифольда крестовой фонтанной арматуры (рис. 8.12)
не предусматривает обвязку выкидов межтрубных пространств и предполагает наличие только одной выкидной линии, соединяющей скважину с
57
трапной или замерной установкой. В некоторых случаях при интенсивном
отложении парафина предусматривают две выкидные линии и манифольд,
допускающий работу через любой из двух выкидов.
На рис. 8.12 показаны стандартизованные узлы заводской сборки.
Они очерчены четырехугольниками и помечены номером (№ 1, № 2, № 3).
Схема предусматривает два регулируемых штуцера, два вентиля для отбора проб жидкости и газа, запорные устройства 3 для сброса продукции на
факел или земляной амбар, тройники 4, крестовики 5, предохранительный
клапан 6, фланцевые соединения 7. Основные узлы манифольда унифицированы с узлами и деталями фонтанной арматуры. Манифольды на концах
имеют фланцы для присоединения труб диаметром 80 мм. В обозначение
манифольда входят номер схемы, условный проходной диаметр и рабочее
давление, например, 1МАТ-60 х 125. Выкидной шлейф соединяет манифольд арматуры с групповой замерной установкой (ГЗУ) промысловой
системы нефтегазосбора, где автоматически замеряются дебиты скважин.
К ГЗУ подключается группа скважин (до 24), дебит которых измеряется
поочередно по определенной программе.
Рис. 8.12. Схема обвязки крестовой фонтанной арматуры
Одиночные фонтанные скважины и особенно высокодебитные работают в индивидуальную трапную установку, в которой происходит
сепарация газа (иногда двухступенчатая) и замер дебита. Далее, продукция скважины вместе с водой и остаточным газом поступает в промысловый нефтесборный пункт для частичного обезвоживания путем
отстоя и полной сепарации газа. Часто промысловый нефтесборный
пункт совмещают с установками по обезвоживанию и обессоливанию
нефти с помощью ее нагрева, промывки пресной водой с добавкой поверхностно-активных веществ – деэмульгаторов, разрушающих поверхностные пленки на границе мельчайших капелек воды и нефти.
58
8.7. Регулирование работы фонтанных скважин
Как правило, на начальных этапах разработки фонтанные скважины и особенно высокодебитные определяют возможности нефтедобывающего предприятия. Поэтому их исследованию, регулированию и
наблюдению за их работой уделяется повышенное внимание. Кроме того, фонтанное оборудование позволяет сравнительно просто проводить
глубинные исследования, отбор глубинных проб, снятие профилей притока и прочие. Для установления обоснованного режима эксплуатации
фонтанной скважины важно знать результаты ее работы на различных
опытных режимах. Режимы работы фонтанной скважины изменяют
сменой штуцера, а точнее диаметра его проходного отверстия. При этом
необходимо выдержать скважину на новом режиме некоторое время,
прежде чем проводить какое-либо измерение.
Это время необходимо, чтобы пласт и скважина перешли на установившийся режим после возмущения, вносимого в их работу сменой
штуцера и изменением в связи с этим ее дебита и забойного давления.
Продолжительность перехода скважины на установившийся режим различна и зависит от гидропроводности и пьезопроводности пласта, а
также от относительного изменения дебита.
Признаками установившегося режима скважин являются постоянство ее дебита и показаний манометров, присоединенных к буферу
скважины и к межтрубному пространству. Обычно это время измеряется несколькими десятками часов.
Для построения регулировочных кривых и индикаторной линии
необходимо по крайней мере четыре смены режима работы скважины.
После выхода на установившийся режим работы через лубрикатор на
забой скважины спускают глубинный манометр или другие приборы, а
на поверхности измеряют с возможной точностью дебит, обводненность
продукции, содержание песка и твердой взвеси в продукции скважины,
газовый фактор или просто дебит газа, показания буферного и
межтрубного манометра и отмечают вообще характер работы скважины: наличие пульсации, ее ритмичность и амплитуду, вибрацию арматуры и манифольдов. По полученным данным строят так называемые
регулировочные кривые, т. е. зависимости измеренных показателей от
диаметра штуцера (рис. 8.13).
Регулировочные кривые служат одним из оснований для установления технологической нормы добычи из данной скважины и режима ее
постоянной работы, например:
недопущение забойного давления Рс ниже давления насыщения
Рнас или некоторой его доли Рс > 0,75·Рнас;
59
установление режима, соответствующего минимальному газовому фак-
тору или его значению, не превышающему определенную величину;
установление режима, соответствующего недопущению резкого
увеличения количества выносимого песка для предотвращения образования каверны в пласте за фильтром скважины;
установление режима, соответствующего недопущению резкого
увеличения процентного содержания воды в продукции скважины;
недопущение на забое скважины такого давления, при котором
может произойти смятие обсадной колонны;
недопущение режима, при котором давление на буфере или в
межтрубном пространстве достигнет опасных значений с точки
зрения прочности и надежности работы арматуры и поверхностного оборудования вообще;
недопущение режима, при котором давление на буфере скважины
может стать ниже давления в выкидном манифольде системы
нефтегазосбора;
недопущение такого режима работы скважины, при котором могут
возникать пульсации, приводящие к срыву непрерывного процесса
фонтанирования;
установление такого режима, при котором активным процессом
дренирования охватывается наибольшая толщина пласта или
наибольшее число продуктивных пропластков. Это устанавливается с помощью снятия профилей притока глубинными дебитомерами на разных режимах работы скважины.
После того как режим работы данной скважины установлен и
обоснован, за его дальнейшим поддержанием тщательно наблюдают.
Особенно тщательное наблюдение устанавливается за высокодебитными фонтанными скважинами. При периодическнх осмотрах арматуры фиксируются нарушения герметичности в соединениях, опасные
вибрации элементов оборудования, показания манометров. О нарушении нормальной работы скважин судят по аномальным изменениям буферного и затрубного давления, изменению дебита нефти и обводненности, количеству песка и пр.
Например, падение буферного давления при одновременном повышении мсжтрубного может указать на опасные пределы отложения
парафина или минеральных солей на внутренних стенках НКТ. Одновременное снижение буферного и межтрубного давления свидетельствует об образовании на забое скважины песчаной пробки или накоплении тяжелой минерализованной пластовой воды в промежутке между
забоем и башмаком НКТ. Малая скорость восходящего потока в этом
промежутке может при определенных условиях привести к увеличению
60
давления на забое. Падение давления на буфере при одновременном
увеличении дебита указывает на разъедание штуцера и необходимость
его замены. Засорение штуцера или отложение парафина в манифольде
и в выкидном шлейфе при одновременном уменьшении дебита приводит к росту буферного и межтрубного давления.
Рис. 8.13. Регулировочные кривые фонтанной скважины:
d – диаметр штуцера;
1 – Рc – забойное давление, МПа; 2 – Гo – газовый фактор, м3/м3;
3 – Q – дебит скважины, м3/сут; 4 – ΔР – депрессия, Мпа;
5 – П – содержание песка в жидкости, кг/м3;
6 – n – содержание воды в продукции скважины, %
8.8. Осложнения в работе фонтанных скважин и их предупреждение
Условия эксплуатации различных месторождений и отдельных
продуктивных пластов в пределах одного месторождения могут сильно
отличаться друг от друга. В соответствии с этим осложнения в работе
фонтанных скважин также могут быть разнообразны. Однако можно
выделить наиболее типичные и частые или наиболее опасные по своим
последствиям осложнения, к которым относятся следующие:
открытое нерегулируемое фонтанирование в результате нарушений
герметичности устьевой арматуры;
образование асфальтосмолистых и парафиновых отложений на
внутренних стенках НКТ и в выкидных линиях;
пульсация при фонтанировании, могущая привести к преждевременной остановке скважины;
образование песчаных пробок на забое и в самих НКТ при эксплуатации неустойчивых пластов, склонных к пескопроявлению;
отложения солей на забое скважины и внутри НКТ.
61
8.8.1. Открытое фонтанирование
При добыче нефти и газа известно очень много случаев открытого
фонтанирования и грандиозных продолжительных пожаров фонтанных
скважин, приводящих к преждевременному истощению месторождения
и образованию вокруг устья скважины огромных воронок, в жидкую
грязь которых проваливается все буровое оборудование.
Для тушения и прекращения таких фонтанов известны случаи забуривания вторых наклонных скважин и подрыва в них атомных зарядов. Степень тяжести таких открытых фонтанов различна, как и причины, вызывающие эти бедствия. Наряду с осложнением и непредвиденными
нарушениями в процессе вскрытия пласта и освоения скважин немалую
роль играют нарушения оборудования устья и, в частности, фонтанной арматуры. Неплотность соединений или их нарушения вследствие вибрации
арматуры, разрывы и «свищи», возникающие в результате разъедающего
действия абразивной взвеси в потоке ГЖС, могут быть причиной тяжелых
аварий. Для их предупреждения арматура всегда опрессовывается на двукратное испытательное давление (иногда на полуторакратное), причем
спрессовываются как отдельные элементы, так и арматура в сборе.
Для предупреждения открытых выбросов в последнее время были
разработаны и нашли применение различные отсекатели, спускаемые в
скважину на некоторую глубину или даже под башмак колонны фонтанных труб. Имеются отсекатели, устанавливаемые на шлипсах в обсадной колонне, которые автоматически перекрывают сечение НКТ или
обсадной колонны при резком увеличении расхода жидкости, превышающем критические. За рубежом известны отсекатели, устанавливаемые на фонтанных трубах. Такие отсекатели также автоматически перекрывают поток при критических расходах ГЖС и предотвращают
открытое фонтанирование. Известны отсекатели с принудительным перекрытием сечения фонтанных труб. Они выполнены в виде шарового
крана, поворот которого осуществляется гидравлически с поверхности.
Приводной механизм такого шарового крана с помощью трубки малого
диаметра (12, 18 мм), прикрепленной к колонне фонтанных труб и выходящей на поверхность, присоединяется к источнику давления, обычно
к выкиду скважины. При наличии давления в трубке шаровой кран открыт. При падении давления в трубке шаровой кран пружинным механизмом поворачивается и перекрывает фонтанные трубы.
Существуют простые поверхностные отсекатели механического
действия, устанавливаемые на манифольдных линиях, которые перекрывают фонтанную скважину при разрывах выкидных линий из-за
коррозии или механических повреждений.
62
Известен случай тяжелого открытого фонтанирования на одной
морской скважине фирмы «Экофиск» в Северном море в апреле 1977 г.,
когда в море было выброшено около 30 000 м3 нефти.
Несмотря на то, что колонна фонтанных труб на этой скважине была оборудована автоматическим отсекателем, он не сработал при нарушении герметичности фонтанной арматуры в результате (как потом
удалось выяснить) неправильной его посадки и закреплении в посадочной спецмуфте.
С болыннмн трудностями открытое фонтанирование было остановлено, и скважина была взята под контроль.
8.8.2. Предупреждение отложений парафина
Известно, что нефть есть сложная смесь различных углеводородов,
как легких, так и тяжелых, находящихся в термодинамическом равновесии
при пластовых условиях. Добыча нефти сопровождается неизбежным изменением термодинамических условий и переходом нефти от пластовых
условий к поверхностным. При этом понижаются давление и температура.
Нарушается фазовое равновесие отдельных углеводородов в смеси и происходит их выделение в виде углеводородных газов того или иного состава, с одной стороны, и твердых или мазеобразных тяжелых фракций в виде парафина, смол и асфальтенов, с другой стороны. Охлаждение нефти
при подъеме, выделение из нее газообразных фракций при понижении
давления уменьшает ее растворяющую способность по отношению к таким тяжелым фракциям, как парафины и смолы, которые выделяются в
виде кристаллов парафина, образуя новую твердую фазу.
Нефти по своему углеводородному составу весьма разнообразны.
Поэтому на некоторых месторождениях добыча нефти не сопровождается выделением парафина. Мелкие частицы парафина могут оставаться
во взвешенном состоянии и уноситься потоком жидкости. При определенных условиях они склеиваются вместе выделяющимися одновременно смолами и асфальтепами, образуя липкие комочки твердых углеводородов, которые прилипают к шероховатым стенкам труб, уменьшая
их сечение.
Температура, при которой в нефти появляются твердые частицы
парафина, называется температурой кристаллизации парафина. Она бывает разной для разного состава нефтей и состава самих парафиновых
фракций.
Температура плавления парафинов составляет от 27 до 71 °С,
а близких к ним церезинов (С36 – С55) – от 65 до 88 °С. Для парафинистых нефтей восточных месторождений (Татарин, Башкирии, Пермской
области) температура, при которой начинается отложение парафина на
63
стыках НКТ, составляет 15…35 °С, а на некоторых месторождениях полуострова Мангышлак выпадение парафина наблюдается даже при пластовых условиях, так как температура кристаллизации близка к первоначальной пластовой. Незначительное охлаждение пласта в результате
закачки холодной воды уже приводит к частичной кристаллизации парафина и к ухудшению его фильтрационной способности со всеми вытекающими последствиями.
Толщина отложений парафина на внутренних стенках труб увеличивается от забоя к устью скважины по мере снижения температуры и дегазации нефти. На промыслах восточных районов начало отложений тяжелых фракций углеводородов на стенках труб отмечается на глубинах
400…300 м. Эти отложения представлены вязкой массой, состоящей из
смеси смол, церезинов, асфальтенов и парафинов. Как правило, их толщина достигает максимума на глубинах 200…50 м, а ближе к устью толщина
отложений уменьшается. Это связано с увеличением скорости движения
газожидкостной смеси в результате расширения газа и механическим разрушением парафиновых отложений потоком жидкости. Отложению парафина способствуют шероховатость поверхности, малые скорости потока и
периодическое обнажение поверхности в результате пульсации.
Для предотвращения отложений парафина и обеспечения нормальных условий работы скважины применяются различные методы. Можно
выделить следующие главные методы ликвидации отложений парафина.
1. Механические методы, к которым относятся:
а) применение пружинных скребков, периодически спускаемых в
НКТ на стальной проволоке;
б) периодическое извлечение запарафиненной части колонны НКТ
и очистка их внутренней полости механическими скребками на
поверхности;
в) применение автоматических так называемых летающих скребков.
2. Тепловые методы:
а) прогрев колонны труб путем закачки перегретого пара в затрубное пространство;
б) прогрев труб путем закачки горячей нефти;
3. 3. Применение труб, имеющих внутреннее покрытие из стекла,
эмали или эпоксидных смол.
4. 4. Применение различных растворителей парафиновых отложений.
5. 5. Применение химических добавок, предотвращающих прилипание парафина к стенкам труб.
В зависимости от интенсивности образования парафиновых отложений, их прочности, состава и других особенностей применяют различные методы и часто их комбинации.
64
Одно время широко применялся способ борьбы с парафином с помощью автоматической депарафинизационной установки (АДУ). Несколько скребков, а точнее круговых ножей периодически спускается на
стальной проволоке в НКТ до глубины начала отложения парафина. Затем с помощью автоматически управляемой лебедки скребки поднимаются до устья скважины. Интервалы времени на спуск и подъем устанавливаются автоматически реле времени, управляющим работой
электромотора лебедки. Скребки спускаются в фонтанную скважину
через обычный лубрикатор, так же как опускается глубинный манометр.
Установки АДУ были заменены в результате широкого применения
остеклованных или эмалированных фонтанных труб, производство которых было налажено на промыслах Татарии. Использование остеклованных труб исключило необходимость устанавливать у скважины лебедку, затрачивать для ее работы электроэнергию и содержать
дополнительный обслуживающий персонал. Однако при остеклованных
трубах не удавалось полностью предотвратить отложение парафина. В
муфтовых соединениях труб оставались неостеклованные стыки (несмотря на наличие специальных вкладышей), в которых накапливались
отложения. При транспортировке таких труб и при их спуске в скважину наблюдались сколы и разрушения остеклованных поверхностей.
В настоящее время интенсивно ведутся исследования по применению химических методов борьбы с парафином, сущность которых заключается в гидрофилизации поверхности труб, на которой парафин не
откладывается. Благодаря адсорбции химических реагентов на внутренней поверхности труб и на кристаллах парафина образуется тонкая защитная гидрофильная пленка, препятствующая росту кристаллов и их
отложению в трубах. В качестве химических реагентов применялись как
водорастворимые, так и нефтерастворимые ПАВ. Водорастворимые
ПАВ улучшают смачивание поверхности труб водой, которая в том или
ином количестве всегда имеется в нефти. Нефтерастворимые ПАВ увеличивают число центров кристаллизации парафина, т. е. его дисперсность, что способствует его выносу потоком жидкости на поверхность.
Некоторые ПАВ (ГИПХ-180, катапин А) резко увеличивают гидрофильность поверхности. Это улучшает смачиваемость ее водой и снижает интенсивность отложения парафина. Однако отсутствие в достаточном количестве таких высокоэффективных химических реагентов,
их высокая стоимость, ненадежность дозировки и подачи к местам отложения парафина пока сдерживают широкое их применение в практике нефтедобычи.
Для удаления парафина тепловыми методами применяют передвижные парогенераторные установки ППУ-ЗМ на автомобильном или
65
гусеничном ходу производительностью пара 1 т/ч при температуре
310 °С, состоящие из прямоточного парового котла, питающих
устройств и имеющие запас пресной воды. Такими устройствами пользуются для удаления парафиновых отложений не только в фонтанных
трубах, но и в манифольдах и выкидных линиях. Для этого используется насосный агрегат 1АДП-4-150, которым прокачивается горячая
нефть, нагретая до 150 °С при давлении до 20 МПа и при подаче 4 дм3/с.
Для предотвращения пульсации фонтанных скважин применяются
на нижнем конце колонны фонтанных труб специальные рабочие отверстия или клапаны.
Пульсация вызывает преждевременное прекращение фонтанирования в результате кратковременного увеличения плотности столба жидкости в НКТ, его дегазации и увеличения давления на забое. Большой
объем межтрубного пространства способствует накоплению в нем
большого объема газа, который при условии Рс < Рнас периодически
прорывается через башмак НКТ до полной продувки фонтанных труб.
Давление на забое понижается. После этого скважина длительное время
работает на накопление жидкости.
Наличие малого (несколько мм) отверстия на некоторой высоте
(30…40 м) от башмака НКТ обеспечивает сравнительно стабильное поступление газа из межтрубного пространства в НКТ, не допуская прорыва этого газа через башмак. После того как накапливающийся газ оттеснит уровень жидкости ниже отверстия, он начинает поступать в
НКТ, и пульсация гасится. Если перепад давления в отверстии Δр, то
уровень жидкости будет поддерживаться ниже отверстия на глубине
a = ΔР·ρ·g. Аналогичную роль выполняет рабочий клапан, в котором
при превышении давления сверх установленной величины срабатывает
подпружиненный клапан и перепускает газ из межтрубного пространства в НКТ.
8.8.3. Борьба с песчаными пробками
При малой скорости восходящего потока, особенно в интервале
между забоем и башмаком НКТ, и при эксплуатации неустойчивых песчаных коллекторов на забое накапливается песок – образуется песчаная
пробка, снижающая приток или вообще останавливающая фонтанирование. Борьба с этим явлением ведется посредством спуска башмака
НКТ до нижних перфорационных отверстий или периодической промывкой скважины, при которой песчаная пробка размывается и уносится на поверхность потоком промывочной жидкости. Промывка осуществляется промывочным насосным агрегатом. С увеличением глубин
добывающих скважин, вскрытием глубоких и плотных коллекторов пе66
скопроявления стали довольно редким явлением, однако в некоторых
южных районах (Краснодар, Баку, Туркмения) они еще вызывают
осложнения при эксплуатации скважин.
8.8.4. Отложение солей
Отложение солей на стенках НКТ подземного оборудования и даже
в призабойной зоне наблюдается на некоторых месторождениях нефти
при закачке в пласт пресной воды для ППД.
Основным наполнителем выпадающих солей является гипс. Причины выпадения солей состоят в нарушении термодинамического равновесия солевого состава пластовой воды и пресной воды, нагнетаемой
в пласт. При движении по пласту нагнетаемая вода смешивается со связанной пластовой водой, вымывает соли из твердого скелета пласта и
при поступлении на забой добывающей скважины смешивается там с
водами других пропластков, еще не обводненных нагнетаемой водой.
Возникают условия химической несовместимости, результатом которой
является выпадение из раствора солей. Однако гипсообразование, которое возникает после закачки пресной воды, детально не изучено. Структура, состав отложений и условия их возникновения на разных месторождениях различны. Поэтому и меры борьбы также многообразны.
Основными методами борьбы с образовавшимися солевыми отложениями являются химические методы, т. е. применение различных растворителей с последующим удалением продуктов реакции. Солевые отложения образуются не только в фонтанных трубах, но и в системе сбора
и подготовки нефти, и газа на поверхности. В зависимости от солевого
состава пластовых вод и интенсивности отложения солей применяют
различные ингибиторы, т. е. химические добавки, полученные на основе
фосфорорганических соединений. Ингибиторы вводят в поток в дозах,
составляющих несколько граммов на 1 м3 пластовой жидкости. Ингибиторы позволяют удерживать в растворе ионы кальция, предотвращая его
отложения. Плотные осадки удаляют растворами гидроокисей (например, каустической соды). Образующиеся при этом гидроокиси кальция
представляют рыхлую массу, которая легко разрушается при действии
раствора соляной кислоты. Для предотвращения выпадания солей в
пласте нагнетаемые воды проверяют на химическую совместимость с
пластовыми водами и их обрабатывают перед закачкой в пласт соответствующими ингибиторами.
67
9. ГАЗЛИФТНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН
9.1. Общие принципы газлифтной эксплуатации
Газлифтная скважина – это по существу та же фонтанная скважина,
в которой недостающий для необходимого разгазирования жидкости газ
подводится с поверхности по специальному каналу (рис. 9.1). По колонне
труб 1 газ с поверхности подается к башмаку 2, где смешивается с жидкостью, образуя ГЖС, которая поднимается на поверхность по подъемным трубам 3. Закачиваемый газ добавляется к газу, выделяющемуся из
пластовой жидкости. В результате смешения газа с жидкостью образуется ГЖС такой плотности, при которой имеющегося давления на забое
скважины достаточно для подъема жидкости на поверхность. Все понятия и определения, изложенные в теории движения газожидкостных смесей в вертикальных трубах, в равной мере приложимы к газлифтной эксплуатации скважин и служат ее теоретической основой.
Рис. 9.1 Принципиальная схема газлифта
Точка ввода газа в подъемные трубы (башмак) погружена под уровень жидкости на величину h; давление газа Р1 в точке его ввода в трубы пропорционально погружению h и связано с ним очевидным соотношением Р1 = hρg. Давление закачиваемого газа, измеренное на устье
скважины, называется рабочим давлением Рp. Оно практически равно
68
давлению у башмака Р1 и отличается от него только на величину гидростатического давления газового столба ΔР1 и потери давления на трение
газа в трубе ΔР2, причем ΔР1 увеличивает давление внизу Р1, а ΔР2
уменьшает. Таким образом,
Р1 Р р Р1 Р 2
или
Р р Р1 Р1 Р 2
(9.1)
В реальных скважинах ΔР1 составляет несколько процентов от Р1, а
ΔР2 еще меньше. Поэтому рабочее давление Рр и давление у башмака Р1
мало отличаются друг от друга. Таким образом, достаточно просто
определить давление на забое работающей газлифтной скважины по ее
рабочему давлению на устье.
Это упрощает процедуру исследования газлифтной скважины, регулировку ее работы и установление оптимального режима. Скважину, в которую закачивают газ для использования его энергии для подъема жидкости,
называют газлифтной, при закачке для той же цели воздуха – эрлифтной.
Применение воздуха способствует образованию в НКТ очень стойкой эмульсии, разложение которой требует ее специальной обработки
поверхностно-активными веществами, нагрева и и дли тельного отстоя.
Выделяющаяся при сепарации на поверхности газовоздушная смесь
опасна в пожарном отношении, так как при определенных соотношениях образует взрывчатую смесь. Это создает необходимость выпуска отработанной газовоздушной смеси после сепарации в атмосферу.
Применение углеводородного газа, хотя и способствует образованию эмульсии, но такая эмульсия нестойкая и разрушается (расслаивается) часто простым отстоем без применения дорогостоящей обработки
для получения чистой кондиционной нефти. Это объясняется отсутствием кислорода или его незначительным содержанием в используемом углеводородном газе и химическим родством газа и нефти, имеющих общую углеводородную основу. Кислород, содержащийся в
воздухе, способствует окислительным процессам и образованию на глобулах воды устойчивых оболочек, препятствующих слиянию воды,
укрупнению глобул и последующему их оседанию при отстое. Вследствие своей относительной взрывобезопасности отработанный газ после
сепарации собирается в систему газосбора и утилизируется. Причем отсепарированный газ газлифтной скважины при бурном перемешивании
его с нефтью при движении по НКТ обогащается бензиновыми фракциями. При физической переработке такого газа на газобензиновых заво69
дах получают нестабильный бензин и другие ценные продукты. Что касается нефти, то она стабилизируется, что уменьшает ее испарение при
транспортировке и хранении.
Переработанный (осушенный) на газобензиновых заводах газ снова
используется для работы газлифтных скважин после его предварительного
сжатия до необходимого давления на компрессорных станциях промысла.
Таким образом, газлифт позволяет улучшать использование газа и
эксплуатировать месторождение более рационально по сравнению с эрлифтом. Единственным достоинством эрлифта является неограниченность источника воздуха как рабочего агента для газожидкостного
подъемника. Реальные газлифтные скважины не оборудуются по схеме,
показанной на рис. 9.1, так как спуск в скважину двух параллельных рядов труб, жестко связанных внизу башмаком, практически осуществить
нельзя. Эта схема приведена только лишь для пояснения принципа работы газлифта. Однако ее использование вполне возможно и в ряде случаев целесообразно для откачки больших объемов жидкости, например,
из шахт или других емкостей с широким проходным сечением.
Для работы газлифтных скважин используется углеводородный газ,
сжатый до давления 4…10 МПа. Источниками сжатого газа обычно бывают либо специальные компрессорные станции, либо компрессорные
газоперерабатывающих заводов, развивающие необходимое давление и
обеспечивающие нужную подачу. Такую систему газлифтной эксплуатации называют компрессорным газлифтом. Системы, в которых для
газлифта используется природный газ из чисто газовых или газоконденсатных месторождений, называют бескомпрессорным газлифтом.
При бескомпрессорном газлифте природный газ транспортируется до
места расположения газлифтных скважин и обычно проходит предварительную подготовку на специальных установках, которая заключается в
отделении конденсата и влаги, а иногда и в подогреве этого газа перед
распределением по скважинам. Избыточное давление обычно понижается
дросселированием газа через одну или несколько ступеней штуцеров. Существует система газлифтной эксплуатации, которая называется внутрискважинным газлифтом. В этих системах источником сжатого газа служит
газ газоносных пластов, залегающих выше или ниже нефтенасыщенного
пласта. Оба пласта вскрываются общим фильтром.
В таких случаях газоносный горизонт изолируется от нефтеносного
пласта одним или двумя пакерами (сверху и снизу), и газ вводится в
трубы через штуцерное устройство, дозирующее количество газа, поступающего в НКТ.
Внутрискважинный газлифт исключает необходимость предварительной подготовки газа, но вносит трудности в регулировку работы
70
газлифта. Этот способ оказался эффективным средством эксплуатации
добывающих скважин на нефтяных месторождениях Тюменской области, в которых над нефтяными горизонтами залегают газонасыщенные
пласты с достаточными запасами газа и давления для устойчивой и продолжительной работы газлифта.
9.2. Конструкции газлифтных подъемников
Два канала, необходимых для работы газлифтной скважины в реальных условиях, создаются двумя рядами концентрично расположенных
труб, т. е. спуском в скважину первого (внешнего) и второго (внутреннего) рядов труб. Внешний ряд труб большего диаметра (обычно
73…102 мм) спускается первым. Внутренний, меньшего диаметра
(обычно 48, 60, 73 мм) спускается вторым внутрь первого ряда. Образуется так называемый двухрядный подъемник, в котором, как правило,
сжатый газ подается в межтрубное пространство между первым и вторым рядами труб, а ГЖС поднимается по внутреннему, второму ряду
труб (рис. 9.2, а). Первый ряд труб обычно спускается до интервала перфорации, а второй под динамический уровень на глубину, соответствующую рабочему давлению газа, так как погружение башмака НКТ под
динамический уровень, выраженное в единицах давления, всегда равно
рабочему давлению газа. В газлифтной скважине, оборудованной двухрядным подъемником, реальный динамический уровень устанавливается
во внешнем межтрубном пространстве – между обсадной колонной и
первым рядом труб. Если межтрубное пространство перекрыто II там
имеется некоторое давление газа, то действительное, а следовательно, и
рабочее давление будет складываться из погружения под уровень и гидростатического давления газа во внешнем межтрубном пространстве:
Р1 h g Р з
или
h h
Рз
g
(9.2)
Двухрядные подъемники раньше применялись широко, особенно когда эксплуатация скважин осложнялась выделением песка, который нужно
было выносить на поверхность. Скорость восходящего потока при движении по первому ряду труб больше, чем при движении по обсадной колонне.
Поэтому башмак первого ряда спускался, как правило, до забоя. В то же
время при необходимости можно было легко изменять погружение второго
ряда труб в связи с изменением динамического уровня, увеличением отбора
или по другим причинам. При таком изменении первый ряд труб остается
71
на месте. Однако двухрядный подъемник – сооружение металлоемкое, а поэтому дорогое. Лишь при отсутствии герметичности обсадной колонны его
применение оправдано как вынужденная мера. Разновидностью двухрядного подъемника является полуторарядный (рис. 9.2, б) в котором для экономии металла трубы первого ряда имеют хвостовую часть (ниже башмака
второго ряда) из труб меньшего диаметра. Это существенно уменьшает металлоемкость конструкции, позволяет увеличить скорость восходящего потока, но осложняет операцию по увеличению погружения, т. е. по допуску
второго ряда, так как для этого необходимо предварительно изменить подвеску первого ряда труб. Схема однорядного наименее металлоемкого
подъемника приведена на рис. 9.2, в. Газ подается в межтрубное пространство и ГЖС поднимается по одному ряду труб, диаметр которых определяется дебитом скважины и техническими условиями ее эксплуатации. Реальный уровень жидкости всегда устанавливается у башмака подъемных труб.
Уровень не может быть выше, так как в этом случае газ не будет поступать
в НКТ. Он не может быть и ниже башмака, так как тогда в НКТ не будет
поступать жидкость. Однако при пульсирующем режиме работы газожидкостного подъемника уровень жидкости колеблется у башмака, периодически его перекрывая. Видимого погружения и динамического уровня жидкости при однорядном подъемнике нет, а гидростатическое давление у
башмака подъемных труб, создаваемое погружением его под динамический
уровень, заменяется давлением газа Р1.
Рис. 9.2. Схема конструкций газлифтных подъемников:
а – двухрядный подъемник; б – полуторарядныи подъемник;
в – однорядный подъемник; г – однорядный подъемник с рабочим отверстием
72
Положение динамического уровня (называемого иногда условным)
как обычно определяется рабочим давлением газа pi, пересчитанным в соответствующую высоту столба жидкости (см. рис. 9.2, в). На рис. 9.2, в показан пьезометр, присоединенный к скважине. В таком пьезометре устанавливается реальный динамический уровень, соответствующий рабочему
давлению. Недостатком однорядного подъемника является низкая скорость
восходящего потока между забоем и башмаком, глубина спуска которого
определяется рабочим давлением газа, отбором жидкости, а также коэффициентом продуктивности скважины. Однако при этом упрощается допуск
труб или вообще изменение глубины их подвески, если возникает такая
необходимость. Поэтому существует разновидность однорядного подъемника – подъемник с рабочим отверстием (см. рис. 9.2, г). Один ряд труб необходимого диаметра спускается до забоя (или до верхних дыр перфорации), но на расчетной глубине, т. е. на глубине, где должен быть башмак
(глубина места ввода газа в НКТ), устанавливается рабочая муфта с двумячетырьмя отверстиями диаметром 5…8 мм. Сечение отверстий должно
обеспечить пропуск расчетного количества газа при перепаде давлений у
отверстий, не превышающем 0,1…0,15 МПа. Перепад давления у отверстий
удерживает уровень жид кости ниже отверстия на 10…15 м и обеспечивает
более равномерное поступление газа в трубы. Однорядный подъемник с рабочим отверстием (или муфтой) создает наибольшие скорости восходящего
потока, является наименее металлоемким, однако требует подъема колонны
труб при необходимости изменения погружения. Положение условного динамического уровня и погружение определяются рабочим давлением газа у
рабочих отверстий, пересчитанным в столб жидкости. Однорядная конструкция газлифта, при котором используются 60 или 73-мм трубы, создает
широкое межтрубное пространство, размеры которого играют решающую
роль в случае использования различных клапанов, широко применяемых в
настоящее время. В однорядном подъемнике вместо рабочей муфты с рабочими отверстиями может применяться так называемый концевой рабочий
клапан, поддерживающий постоянный перепад давления при прохождении
через него газа, равный 0,1…0,15 МПа, достаточный для того, чтобы постоянно удерживать уровень жидкости ниже клапана на 10…15 м. Концевой
клапан обычно приваривается к спецмуфте с внешней стороны и имеет
пружинную регулировку необходимого перепада давления и расхода газа.
Такой клапан снабжается еще специальным шариковым клапаном, который
закрывает рабочее отверстие и позволяет осуществлять обратную промывку скважины до забоя (рис. 9.3).
Необходимо отметить, что любая конструкция газлифтного подъемника может работать по двум схемам. В одном случае сжатый газ подается в межтрубное пространство, а ГЖС движется по центральной ко73
лонне труб. Эта схема обычная (см. рис. 9.2, а, б, в, г) и называется
кольцевой, так как газ направляется в кольцевое пространство.
Рис. 9.3. Принципиальная схема концевого клапана:
1 – конический клапан; 2 – рабочее отверстие,
3 – регулировочная головка для изменения натяжения пружин;
4 – шариковый клапан для промывки скважин
В другом случае сжатый газ можно подавать в центральную колонну труб, а ГЖС в этом случае будет подниматься по кольцевому пространству. Такая схема называется центральной, так как газ закачивается в центральные трубы. Почти все газлифтные скважины работают по
кольцевой схеме, так как поперечное сечение кольцевого пространства,
как правило, больше сечения центральных труб и оптимальные условия
работы по нему могут быть достигнуты только при больших дебитах.
Кроме того, при отложении парафина его удаление с внутренних стенок
обсадной колонны пли первого ряда труб практически невозможно.
9.3. Пуск газлифтной скважины в эксплуатацию (пусковое давление)
Эксплуатация скважин не протекает бесперебойно. По различным
причинам их приходится останавливать для ремонта и вновь пускать в
эксплуатацию. Пуск газлифтных скважин имеет некоторые особенности,
связанные с принципом их работы. Рассмотрим пуск газлифтной скважины, оборудованной однорядным подъемником, работающим по кольцевой системе. Процесс пуска состоит в доведении закачиваемого газа до
башмака подъемных труб, т. е. в отжатии газом уровня жидкости до
74
башмака. Это означает, что объем жидкости в межтрубном пространстве
V1 должен быть вытеснен нагнетаемым газом (рис. 9.4). Вытесняемая
жидкость перетекает в подъемные трубы, в результате чего уровень в них
становится выше статического. Возникает репрессия на пласт, определяемая превышением столба жидкости Δh над статическим уровнем, под
действием которой должно произойти частичное поглощение жидкости
пластом. При плохой проницаемости пласта или наличии на забое илистых осадков, которые могут играть роль обратного клапана, т. е. пропускать жидкость из пласта и препятствовать ее поглощению, вся вытесняемая жидкость перетечет в подъемные трубы, так что объем V1 будет
равен объему жидкости V2 перемещенной в трубы. При частичном поглощении жидкости пластом V2 < V1. Обозначим в общем случае
V2 V1 ,
(9.3)
где α <1 при поглощении и α = 1 без поглощения. Введем обозначения:
h – погружение башмака подъемных труб под статический уровень;
Δh – повышение уровня (над статическим) в подъемных трубах; fг –
площадь сечения межтрубного пространства, куда закачивается газ; fж –
площадь сечения подъемных труб, куда перетекает жидкость. Тогда
V1 f г h
V2 f ж h
(9.4)
Рис. 9.4. Положение уровней жидкости при пуске газлифтной скважины
75
Подставляя (9.4) в (9.3) и решая относительно, получим
h h f г f ж
(9.5)
В момент пуска газлифтной скважины, т. е. когда уровень жидкости
в межтрубном пространстве будет оттеснен до башмака, давление газа,
действующее па этот уровень, будет уравновешиваться гидростатическим давлением столба жидкости высотой h + Δh в подъемных трубах.
Это и будет то максимальное давление газа, которое называется пусковым, необходимое для пуска газлифтной скважины. Таким образом,
Р пуск h h g .
(9.6)
Подставляя в (9.6) значение Δh согласно (9.5) и вынося h за скобки,
получим
f
Р пуск h g1 г .
fж
(9.7)
Это и будет формула для определения пускового давления. Повторяя аналогичный вывод для работы газлифтной скважины по центральной системе, обозначая при этом, как и прежде, fг – сечение трубы, куда закачивается газ, и fж – сечение, по которому поднимается
жидкость (в этом случае межтрубное пространство), мы получим точно
такую же формулу (9.7). Более того, для двухрядного подъемника, обозначая также fг – сечение того пространства, куда закачивается газ, а
fж – сечение того пространства (или сумму тех межтрубных пространств), в которое перетекает жидкость, мы получим (формулу, совпадающую с формулой (9.7).
Таким образом, формула (9.7) является наиболее общей для определения пускового давления газлифтной скважины, оборудованной как
однорядным, так и двухрядным подъемником, работающим как по
кольцевой, так и по центральной системе.
Применительно к схеме, показанной на рис. 9.4, будем иметь
2
D в d н2 ,
4
f ж d в2 ,
4
fг
(9.8)
где Dв – внутренний диаметр обсадной колонны; dн, dв – наружный и
внутренний диаметры подъемных труб. Подставляя (9.8) в формулу
(9.7), получим
76
D в2 d н2
Р пуск h g1
2
d
в
(9.9)
Пренебрежем толщиной стенок труб, т. е. примем dн = dв = d и допустим, что α = 1 (поглощения нет – наиболее трудный с точки зрения
пускового давления случай). После некоторых преобразований получим
D в2
Р пуск h g 2
d
(9.10)
Для того же однорядного подъемника, работающего по центральной системе, имеем
fг
fж
2
dв ,
4
2
D в d н2 ,
4
(9.11)
После подстановки (9.11) в основную формулу (9.7) получим
d2
Р пуск h g1 2 в 2 .
Dв d н
(9.12)
При указанных выше допущениях (α = 1, dн = dв = d)
D в2
Р пуск h g 2
.
Dв d 2
(9.13)
Для двухрядного лифта, работающего но кольцевой системе,
fж
fг
2
d1в d 22н ,
4
2
D в d12н d 22в ,
4
4
(9.14)
где d1в, d1н – внутренний и наружный диаметры первого ряда труб
(большего диаметра), d2в, d2н – то же, для второго ряда труб (малого
диаметра).
При подстановке (9.14) в формулу (9.7) получим
d12в d 22н
.
Р пуск h g1 2
2
2
D
d
d
в
1н
2в
77
(9.15)
Пренебрегая толщинами стенок и считая, что d1н = d1в = d1 и
d2н = d2в = d2, а также принимая α = 1, получим
D в2
.
Р пуск h g 2
2
2
D
d
d
в
1
2
(9.16)
Для того же двухрядного подъемника, работающего по центральной системе, имеем
fг
fж
2
d 2в
4
2
D в d12н d12в d 22н .
4
4
(9.17)
Или
d 22в
.
Р пуск h g1 2
2
2
2
D в d1н d1в d 2н
(9.18)
При допущениях α = 1, d1н = d1в = d1 и d2н = d2в = d2, получим
D в2
Р пуск h g 2
.
D в d 22
(9.19)
Формула (9.19) совпадает с (9.13), так как пренебрежение толщиной стенок первого ряда труб при работе двухрядного подъемника по
центральной системе равносильно их отсутствию.
Для наклонных скважин со средним зенитным углом кривизны β
формула пускового давления получит поправку в виде множителя cos β,
так как гидростатическое давление столба жидкости определяется его
проекцией на вертикаль, т. е.
Р пуск h h g cos .
С учетом сказанного общая формула будет иметь вид
f
Р пуск h g1 г cos .
fж
(9.20)
Соответствующим образом преобразуются и формулы для всех
частных случаев, т. е. все формулы (9.9, 9.10, 9.12, 9.13, 9.15, 9.16, 9.18,
9.19) приобретут множитель cosβ. Пренебрежение толщиной стенок
труб уменьшает пусковое давление приблизительно на 3…6 %.
78
При пуске газлифтной скважины возможны такие случаи, когда
высота столба жидкости при продавке, равная h + Δh будет превышать
общую длину колонн подъемных труб L. В этом случае жидкость будет
переливаться на устье в систему нефтесбора, в которой может существовать давление Рл. В таком случае пусковое давление не может превышать гидростатическое давление столба жидкости в лифтовых трубах
высотой, равной длине труб L, сложенное с давлением на устье Рл. С
учетом среднего угла кривизны β это давление будет равно
(Р пуск ) max g L cos Р л .
(9.21)
Таким образом, если вычисление пускового давления по обобщенной формуле (9.7) или по формулам для любого частного случая даст
Рпуск > (Рпуск)max, то справедливо вычисление по формуле (9.21). Если результат получится обратный, т. е. Рпуск < (Рпуск)max, то справедливо вычисление по обобщенной формуле (9.7) или ее производным.
Все полученные для пускового давления формулы дают его величину,
приведенную к башмаку подъемных труб. Действительное пусковое
давление на устье скважины будет меньше вычисленного на величину
гидростатического (пренебрегая силами трения газа) давления газового
столба в колонне. Учитывая кривизну скважины и определяя гидростатическое давление газового столба по плотности газа на устье, определим пусковое давление на устье следующим образом:
(Р пуск ) у Р пуск Р ,
(9.22)
Р г g L cos ,
(9.23)
где
ρг – плотность газа при термодинамических условиях в скважине. Из
законов газового состояния имеем
г о
Р пуск Р о Т о
Р о z ср Т ср
,
(9.24)
где ρо – плотность нагнетаемого газа при стандартных условиях (Ро, То);
Тср – средняя температура в скважине; То – стандартная температура; zср –
средний коэффициент сжимаемости газа для условий Тср и Рсp.
Подставляя (9.24) в (9.23) и далее в (9.22), получим для пускового
давления на устье
(Р пуск ) у Р пуск о
Р пуск Р о Т о
Р о z ср Т ср
79
g L cos ,
(9.25)
где Ро – абсолютное давление, а Рпуск предварительно определяется по
обобщенной формуле (9.20) либо, в случае перелива, по формуле (9.21).
Из приведенных формул видно, что пусковое давление зависит от
погружения башмака под статический уровень жидкости, от соотношения диаметров труб и обсадной колонны, а также от системы работы
лифта (кольцевая или центральная). Ранее было показано, что рабочее
давление газлифтной скважины определяется только погружением под
динамический уровень, которое всегда меньше погружения под статический уровень. Поэтому пусковое давление всегда больше рабочего.
Это осложняет промысловое обустройство и технику эксплуатации газлифтных скважин, так как для их пуска необходимо иметь источник высокого давления газа в виде специального компрессора или газовой линии, рассчитанной на пусковое давление.
Любую формулу пускового давления можно представить в виде
Р пуск h g m
(9.26)
где m – коэффициент, определяемый соотношениями диаметров труб с
учетом или без учета толщины их стенки (табл. 9.1).
Таблица 9.1
Значения коэффициента m [формула (9.26)]
m
С учетом толщины
стенки трубы
Без учета толщины
стенки труб
Однорядный подъемник
кольцевая центральная
Двухрядный подъемник
кольцевая центральная
8,49
1,1335
1,285
1,1535
8,93
1,1261
1,308
1,1261
Примечание. Данные приведены для наиболее употребительных диаметров
Dв = 150,3 мм; d1н = 101,6 мм; d1в = 88,9 мм; d2н = 60,3 мм; d2в = 50,3 мм,
причем α = 1.
Однорядный подъемник, работающий по кольцевой системе, дает
наибольшее увеличение пускового давления по сравнению со статическим давлением (hρg) у башмака подъемных труб. Тот же подъемник
при переходе на центральную систему позволяет существенно снизить
пусковое давление. При двухрядном подъемнике пусковое давление
увеличивается несущественно, максимум на 30,8 %, и переход на центральную систему уменьшает его назначительно (12,61 %).
Неучет толщины стенок трубы вносит погрешность в определение
пускового давления, не превышающую 5 % (при однорядном подъем80
нике). В случае поглощения жидкости пластом (α < 1) пусковые давления во всех случаях будут меньше.
Рис. 9.5. Изменение давления газа на устье при пуске газлифтной скважины
Коэффициент поглощения α зависит от многих факторов, таких как
коэффициент продуктивности скважины при поглощении, репрессия,
определяемая величиной m, длительность пуска, вязкость жидкости и
др. Однако он всегда может быть определен для реальной скважины по
фактическому пусковому давлению. Приравнивая правую часть формулы пускового давления (9.20) фактически измеренному пусковому давлению (Рпус)ф и решая равенство относительно α, найдем
f
(Р пуск ) ф h g1 г cos
fж
откуда
(Р пуск ) ф
f
1 ж .
h g cos f г
(9.27)
Заметим, что для одной и той же скважины величина α непостоянна и зависит от темпа пуска скважины. Чем быстрее происходит пуск,
тем ближе значение α к единице и наоборот, так как при быстром запуске пласт не успевает поглотить существенное количество жидкости. Поскольку по определению α = V2/V1 [формула (9.З)], то, зная фактическое
α [формула (9.27)], можно определить объем поглощенной пластом
жидкости при запуске скважины
V V1 V2 V1 V1 V1 1 ,
где V1 – объем вытесняемой газом жидкости в скважине до момента
прорыва этого газа через башмак подъемных труб.
Характерный процесс пуска газлифтной скважины в функции времени показан на рис. 9.5. После прорыва газа через башмак подъемных
труб и выноса части жидкости скважина переходит на установившийся
81
режим работы с соответствующим отбору динамическим уровнем, а следовательно, и соответствующим этому уровню рабочим давлением Рp.
9.4. Методы снижения пусковых давлений
В практике эксплуатации газлифтных скважин, особенно в ранние периоды, было выработано много практических приемов пуска газлифтных
скважин и преодоления трудностей, связанных с возникновением высоких
пусковых давлений. К этим методам можно отнести следующие.
9.4.1. Применение специальных пусковых компрессоров
При использовании компрессорных станций в качестве источника
сжатого газа для газлифтных скважин на этих станциях устанавливается
один или несколько компрессоров (в зависимости от потребности), развивающих повышенное давление, достаточное для пуска скважины. Пусковые компрессоры работают в специальную пусковую линию, соединяющую компрессорную станцию с газораспределительным узлом, в котором
путем переключения соответствующих задвижек газ из пусковой линии
может быть направлен в любую газлифтную скважину. После пуска скважины на распределительном узле новым переключением задвижек в газовую линию этой скважины направляется газ из рабочей магистрали с давлением, соответствующим рабочему давлению. В особых случаях для
пуска скважин применяются передвижные компрессоры на автомобильном ходу или на специальных рамах, перемещаемых вертолетами аналогично тому, как это практикуется при освоении скважин и вызове притока.
9.4.2. Последовательный допуск труб
Башмак подъемных труб в этом случае спускается под статический
уровень не на проектную глубину, а на такую, при которой можно продавить скважину имеющимся давлением Рк (давление компрессора или
в газовой линии). Глубина спуска башмака под уровень находится из
формулы пускового давления (9.20) путем приравнивания ее к величине
имеющегося давления Рк
f
Р к Р пуск h1 g1 г cos ,
fж
откуда
h1
Рк
f
g1 г cos
fж
82
(9.28)
После спуска башмака труб под уровень на глубину h1 скважина
пускается и продувается до выхода из скважины чистого газа. При этом
часть жидкости из скважины выбрасывается. После этого арматура
устья снимается, и колонна подъемных труб спускается ниже на величину h2 < h1, после чего снова ставится арматура и скважина снова продувается до чистого газа. Так делается несколько раз, пока башмак труб
не достигнет проектной глубины. При каждом очередном допуске труб
погружение hi+1 берется на 10…30 % меньше, чем погружение hi в
предшествующем допуске. Последовательный допуск труб – очень трудоемкий процесс с ограниченными возможностями. Он применим в
скважинах, имеющих очень малый коэффициент продуктивности, а
следовательно, медленное восстановление уровня в промежутках между
очередными продувками скважины, так как после очередной продувки
необходимо разобрать устьевую арматуру, осуществить допуск труб и
снова собрать арматуру для следующей продувки.
9.4.3. Переключение работы подъемника с кольцевой системы
на центральную
Переключение скважины с кольцевой системы на центральную
только на период ее пуска уменьшает пусковое давление при однорядном подъемнике в 8,49/1,1335 = 7,5 раза (см. табл. 9.1). При двухрядном
– такое переключение дает незначительный эффект и пусковое давление
уменьшается всего лишь на 11 %. Поэтому при однорядном лифте переключение на центральную систему пуска может оказаться очень эффективным средством. После пуска скважины лифт переключается на кольцевую систему для нормальной ее эксплуатации.
9.4.4. Задавка жидкости в пласт
Если скважина при репрессии хорошо поглощает жидкость, то закачкой газа и выдержкой скважины под давлением достаточно длительное
время можно задавить жидкость в пласт. Уровень опустится, дойдет до
башмака и скважина будет пущена. Длительность выдерживания скважины под максимальным давлением зависит от ее поглотительной способности. Чем она больше, тем время выдержки меньше. В принципе этот прием пуска пригоден при условии, что давление компрессора равно или
превышает статическое давление у башмака, т. е. при условии Рк > h1ρg.
9.4.5. Применение пусковых отверстий
На колонне лифтовых труб ниже статического уровня заблаговременно
сверлятся так называемые пусковые отверстия. При закачке газа в межтрубное пространство опускающийся уровень жидкости обнажает первое отвер83
стие, через которое газ поступает в НКТ, разгазирует в них жидкость до такой степени, что она начинает переливать. Это явление аналогично работе
газлифтной скважины с башмаком, установленным на уровне первого отверстия. После перелива жидкости равенство давлений в межтрубном пространстве и в НКТ на уровне отверстия нарушается. Для восстановления равенства давлений уровень в межтрубном пространстве опускается на
определенную величину, зависящую от давления компрессора и плотности
ГЖС в НКТ. Если на этой глубине сделать новое отверстие, то после его обнажения через него пойдет газ в НКТ из затрубного пространства. Вследствие усиливающегося поступления газа в подъемник (работа двух отверстий) выброс жидкости увеличится, равенство давлений внутри НКТ на
уровне второго отверстия и в межтрубном пространстве снова нарушится и
для его восстановления уровень в межтрубном пространстве снова опустится на некоторую глубину, где должно находиться третье отверстие. Таким
способом можно понизить уровень в межтрубном пространстве до башмака
НКТ, после чего газлифт перейдет на нормальную работу через башмак.
Однако при установившейся работе газлифта через эти пусковые отверстия,
остающиеся все время открытыми, будет происходить дополнительная
утечка газа, что приведет к повышенному удельному расходу нагнетаемого
газа, а следовательно, к снижению к. п. д. подъемника по сравнению с его
работой при поступлении газа только через башмак. Поэтому эти отверстия
после перехода на нормальную работу необходимо закрыть. Для этого используют специальные устройства – пусковые клапаны.
Рассмотрим этот процесс подробнее. На рис. 9.6 показана схема
скважины с пусковыми отверстиями. Газ нагнетается в межтрубное пространство, в котором компрессором поддерживается постоянное давление
Рк. Приравнивая правую часть формулы для пускового давления (9.20) к
давлению компрессора Рк, учитывая при этом противодавление на устье
Ру и решая равенство относительно погружения под статический уровень
x1, соответствующего давлению Рк, получим [см. формулу (9.28)].
f
Р к x1 g1 г cos Р у
fж
откуда
x1
Рк Р у
f
g1 г cos
fж
(9.29)
Таким образом, первое отверстие делается на глубине от устья
84
L1 Sс x1 ,
(9.30)
где Sc – статический уровень жидкости в скважине.
Рис. 9.6. Схема скважины с пусковыми отверстиями
После обнажения первого отверстия O1 и поступления через него
газа происходит сначала вспенивание, потом подъем и выброс жидкости
через устье. В результате давление в НКТ Ро1 на уровне первого отверстия О1 уменьшится. Перепад давления у отверстия увеличится. Увеличится расход газа через отверстие и выброс жидкости. В конце концов
процесс стабилизируется и давление Ро1 достигнет минимума (рис. 9.7).
Здесь а – начальный перепад давления в отверстии, ΔР – изменение перепада давления в отверстии в результате разгазирования жидкости в
НКТ и ее выброса. Но на уровень Y1 по-прежнему действует давление
Рк. Поэтому для восстановления нарушенного равновесия давления в
НКТ и в межтрубном пространстве уровень Y1 должен понизиться на
величину x2 (см. рис. 9.6), при которой выполняется равенство давлений
Р к (Р о1 ) min x 2 g cos ,
откуда
x2
Р к (Р о1 ) min
g cos
На этой глубине должно быть сделано второе отверстие O2
85
(9.31)
L 2 L1 x 2
(9.32)
Рис. 9.7. Изменение давления внутри трубы
на уровне отверстия в функции времени
После оттеснения уровня жидкости ниже второго отверстия О2 оно
вступит в работу; через него пойдет газ, усилится выброс. В результате
давления в НКТ Ро2 в точке О2 понизится до (Рo2)min. Снова нарушится равновесие, для восстановления которого уровень в межтрубном
пространстве понижается на xз, до положения Yз. Из условия равенства
давлений аналогично предыдущему найдем положение отверстия Оз:
x3
Р к (Р о 2 ) min
g cos
(9.33)
Соответственно глубина третьего отверстия Оз будет
L 3 L 2 x 3 и т. д.
(9.34)
Отсюда видно, что с помощью пусковых отверстий, расположенных соответствующим образом по длине НКТ, можно оттеснить уровень жидкости в межтрубном пространстве до проектной глубины, т. е.
до башмака НКТ, и осуществить пуск газлифтной скважины имеющимся давлением Рк. С увеличением глубины расстояния между отверстиями уменьшаются, так как х1 > х2 > х3 > … > хi. Для гарантированного
пуска число отверстий делается на 10…15 % больше расчетного, причем все они пропорционально смещаются вверх. Размер отверстий рассчитывается по предельному расходу газа (по подаче компрессора), при
котором скорость его истечения в отверстии не превышает критических
значений (скорости звука). Предельное давление в НКТ Рoimin рассчитывается по формулам работы подъемника на нулевой подаче или находится по специальным графикам. После перехода на нормальный режим
работы через башмак отверстия, остающиеся открытыми, увеличивают
удельный расход газа, поэтому этот метод снижения пускового давле86
ния практически не применяется. Здесь описаны принципиальные возможности пуска скважины с помощью пусковых отверстий и полная
методика расчета не приводится, так как она достаточна сложна и содержит много таких деталей, как, например, особенности расчета размещения отверстий при начальном переливе и при вступлении в работу
самого пласта.
Имеются и другие приемы преодоления трудностей пуска газлифтных скважин, как, например, предварительное понижение уровня
жидкости в скважине путем поршневания или оттартывания желонкой.
В настоящее время для пуска газлифтных скважин используются
более надежные и рациональные методы снижения пусковых давлений
с помощью пусковых и рабочих клапанов.
9.5. Газлифтные клапаны
Современная технология зксплуатации газлифтных скважин неразрывно связана с широким использованием глубинных клапанов специальной конструкции, с помощью которых устанавливается или прекращается связь между трубами и межтрубным пространством и
регулируется поступление газа в НКТ. В настоящее время существует
большое число глубинных клапанов разнообразных конструкций.
Все клапаны по своему назначению можно разделить на три группы.
1. Пусковые клапаны для пуска газлифтных скважин и их освоения.
2. Рабочие клапаны для непрерывной или периодической работы
газлифтных скважин, оптимизации режима их работы при изменяющихся условиях в скважине путем ступенчатого изменения места ввода
газа в НКТ. При периодической эксплуатации через эти клапаны происходит переток газа в НКТ в те моменты, когда над клапаном накопится
столб жидкости определенной высоты и эти клапаны перекрывают подачу газа после выброса из НКТ жидкости на поверхность.
3. Концевые клапаны для поддержания уровня жидкости в
межтрубном пространстве ниже клапана на некоторой глубине, что
обеспечивает более равномерное поступление через клапан газа в НКТ
и предотвращает пульсацию. Они устанавливаются вблизи башмака колонны труб.
По конструктивному исполнению газлифтные клапаны очень разнообразны. В качестве упругого элемента в них используется либо пружина (пружинные клапаны), либо сильфонная камера, в которую заблаговременно закачан азот до определенного давления (сильфонные
клапаны). В этих клапанах упругим элементом является сжатый азот.
Существуют комбинированные клапаны, в которых используются и
пружина, и сильфон. По принципу действия большинство клапанов яв87
ляются дифференциальными, т. е. открываются или закрываются в зависимости от перепада давлений в межтрубном пространстве и в НКТ
на уровне клапана. Они используются как в качестве пусковых, так и в
качестве рабочих. В отечественной практике нефтедобычи пружинные
клапаны были разработаны (А. П. Крылов и Г. В. Исаков) и испытаны
на нефтяных промыслах Баку.
Рис. 9.8. Принципиальная схема пружинного клапана
Пружинный дифференциальный клапан (рис. 9.8) укрепляется на
внешней стороне НКТ. Он имеет основной 1 и вспомогательный 2 штуцера. Газ поступает через отверстия 3, число которых можно изменять.
На обоих концах штока 4 имеются две клапанные головки, причем пружины, натяжение которых регулируется гайкой 6, держат шток прижатым к нижнему штуцеру 2. Таким образом, нормально клапан открыт.
При его обнажении газ через отверстие 3 и штуцер 1 проникает в НКТ и
газирует в них жидкость. В результате давление в НКТ Рт падает, а Рк
остается постоянным. Возникает сила, стремящаяся преодолеть натяжение пружины Рп и закрыть клапан. Если f2 – площадь сечения нижнего
штуцера, Рт – давление внутри клапана (потерями на трение пренебрегаем), а Рк – давление, действующее на нижний клапан, то условие закрытия клапана запишется как
f 2 Pк Pт Fп
или
88
f 2 Рзак Fп ,
(9.35)
где Рзак = Рк – Рт – такая разность давлений, при которой преодолевается сила пружины Fп и клапан закрывается (закрывающий перепад). После закрытия верхняя головка прижмется к штуцеру 1, площадь
которого f1 намного больше f2. При закрытии давление на клапане ниже
штуцера 1 станет равным Рк. Оно будет действовать на большую площадь верхнего штуцера f1, и клапан будет надежно удерживаться в закрытом состоянии при условии
f1 Pк Pт Fп ,
(9.36)
Поскольку f1>> f2, то согласно (9.36) клапан будет оставаться закрытым даже при малом перепаде давлений Рк – Рт. При уменьшении
разницы Рк – Рт до определенного минимума пружина преодолеет силу
f1(Рк – Рт) и клапан откроется. Эта разница давлений называется открывающим перепадом. Таким образом, открытие клапана произойдет при
условии
f1 Рот Fп ,
(9.37)
Сопоставляя (9.35) и (9.37) и учитывая, что f1>> f2, можно видеть,
что Рзак >> Рот. Величины Рзак и Рот можно регулировать, изменяя
натяжение пружины регулировочной гайкой 6, а также изменением сечения f2 штуцера 2. Пропускная способность клапана по газу регулируется
числом или размером отверстий 3. Важной характеристикой для клапана
является зависимость его пропускной способности от перепада давлений
на клапане (рис. 9.9). К моменту закрытия клапана и отсечки газа уровень
жидкости в межтрубном пространстве обнажает следующий клапан, который вступает в действие вместо закрытого предыдущего.
Рис. 9.9. Зависимость расхода газа через клапан от перепада давлений
89
Сильфонные клапаны бывают двух типов:
работающие от давления в межтрубном пространстве Рк;
работающие от давления в НКТ Рт.
Сильфонный клапан, управляемый давлением Рк, (рис. 9.10), состоит из сильфонной камеры 1, заряженной азотом до давления. Эффективная площадь сечения сильфона fс. На штоке 2 имеется клапан 3, сечение седла которого fк. Через штуцерное отверстие 4 газ поступает из
межтрубного пространства через клапан в НКТ.
Рис. 9.10. Принципиальная схема клапана,
управляемого давлением в межтрубном пространстве
При закрытом клапане давление Рк в нем будет действовать на
площадь сильфона fс за вычетом площади клапана fк. Со стороны НКТ
на площадь fк будет действовать давление Рт. Обе эти силы будут стремиться открыть клапан. Препятствовать открытию будет давление газа в
сильфоне Рс, действующее на площадь fc. Открытие клапана произойдет, если
Р к f с f к Р т f к Р с f с .
Давление, при котором откроется клапан, будет равно
(Р к ) от
Рс fс Р т fк
.
f с f к
90
или
(Р к ) от Р с
fс
fк
.
Рт
f с f к
f с f к
Деля числитель и знаменатель справа на fс и обозначая fк / fс = R,
получим
( Рк )от Р с
1
R
.
Рт
1 R
1 R
(9.38)
Это будет давление в межтрубном пространстве, при котором клапан откроется. Решая (9.38) относительно Рс – давления зарядки сильфона, найдем
Рс ( Рк )от 1 R Рт R.
(9.39)
Это будет давление, которое необходимо создать в сильфонной камере при ее зарядке на поверхности при заданном давлении в межтрубном пространстве для открытия клапана (Рк)от.
После открытия клапана давление внутри клапана будет действовать
на всю площадь сильфона, поэтому будет справедливо равенство сил
Рк fс Рс fс .
Непосредственно перед закрытием клапана в нем под сильфоном
должно быть давление закрытия (Ра)зак
(Р к ) зак f с Р с f с .
Откуда видно, что (Рк)зак = Рс.
Тогда разница открывающего и закрывающего перепадов будет
равна
Рк от Рк зак Рс
1
R
R
.
Рт
Рс Рс Рт
1 R
1 R
1 R
(9.40)
После подстановки в (9.40) значения Рс согласно (9.39) найдем
R
Р Р к от Р к зак Р к от 1 R Р т R Р т
,
1 R
или
Р Рк от Рт R.
(9.41)
Из (9.41) видно, что R = fк / fс является важной величиной, определяющей характеристику клапана.
91
Обычно диаметр седла клапана колеблется в пределах от 3 до 12
мм, а R от 0,08 до 0,5. Однако действительная величина R из-за неучета
сил трения газа в клапане меньше расчетной, определяемой формулой
(9.41). Это означает, что эффективное значение R меньше действительного. Уменьшение составляет ~ 6…7 %. Таким образом, изменением
давления в межтрубном пространстве можно управлять работой клапана, т. е. открывать его или закрывать.
Рис. 9.11. Принципиальная схема клапана,
управляемого давлением в трубах
Принципиальная схема клапана, чувствительного к изменениям давления в трубах, показана на рис. 9.11. В нем на сильфон всегда действует
давление Рт, устанавливающееся в трубах. При накопленни жидкости в
НКТ и соответствующем увеличении давления сопротивление сильфона
преодолевается, и клапан открывается, впуская газ в НКТ из мсжтрубного
пространства. После открытия давление Рт, будет действовать на всю
площадь сильфона fс. При снижении давления в трубах до некоторой величины клапан закроется, так как сила, действующая со стороны сильфона, станет больше, чем сила, дсйствующая со стороны камеры клапана.
Комбинированные клапаны имеют в дополнение к сильфону цилиндрическую пружину, которая воспринимает на себя часть нагрузки. Это позволяет делать сильфон более чувствительным к изменениям давления, действующего на него при прямом и обратном ходе.
92
Рис. 9.12. Газлифтный клапан для наружного крепления,
управляемый давлением в НКТ:
1 – ниппель дли зарядки сильфоонной камеры азотом,
2 – сильфонная камера, 3 – сильфон,4 – центрирующий шток,
5 – шток клапана, б – клапан, 7 – штуцерное отверстие
для поступления газа в НКТ, 8, 9 – каналы, по которым газ поступает в НКТ
Клапаны этого типа могут применяться при периодической газлифтной эксплуатации. После выброса жидкости клапан закроется и откроется вновь только при накоплении жидкости в НКТ до определенной
величины. Газлифтные клапаны в зависимости от конструкции укрепляются на колонне НКТ либо снаружи, либо внутри в специальных ка93
мерах, имеющих эллиптическое сечение. При наружном креплении клапанов для их замены при поломке или при необходимости изменения
регулировки из скважины извлекают всю колонну труб. При креплении
клапанов в эллиптических камерах внутри НКТ они извлекаются с помощью специальной, так называемой канатной техники, а колонна труб
остается и скважине.
Газлифтные клапаны и особенно его рабочие органы изготавливаются из специальных сталей и сплавов, стойких к действию коррозии и
износу. Для того чтобы можно было осуществлять при необходимости
промывку скважины, оборудованной газлифтными клапанами, последние снабжаются дополнительным узлом, выполняющим роль обратного
клапана. При создании давления внутри НКТ обратный клапан закрывается, и поток промывочной жидкости идет не через газлифтный клапан,
а через башмак колонны труб. Газлифтные клапаны, несмотря на их кажущуюся простоту, как это может показаться, если рассматривать их
принципиальные схемы, в действительности являются сложными приборами, для изготовления которых нужна совершенная технология и
высокая точность производства. Конструкция газлифтного клапана,
управляемого давлением в трубах, показана в качестве примера на
рис. 9.12. Клапан предназначен для крепления снаружи НКТ. Принципиальная схема такого клапана была показана на рис. 9.11. Такой газлифтный клапан комплектуется обратным клапаном, привинченным к
нижнему концу.
9.6. Принципы размещения клапанов
Пусковые клапаны должны обладать большим закрывающим перепадом давлений, чтобы закрыться тогда, когда оттесняемый уровень
жидкости достигнет следующего клапана и даст доступ газу через второй клапан. В такой последовательности клапаны работают до тех пор,
пока уровень жидкости не достигнет башмака НКТ или рабочего клапана. После этого скважина переходит на нормальный режим работы, а
давление газа становится равным рабочему давлению. При больших закрывающих перепадах число клапанов на колонне труб будет наименьшим. При последовательной работе пусковых клапанов с некоторого
момента времени начинается приток жидкости из скважины, и это вносит изменения в порядок расчета их размещения. Очевидно, что при
условии Рс > Рп притока жидкости из пласта в скважину не будет, и расчет размещения клапанов ведется без его учета. При условии Рс < Рп
начнется приток, что необходимо учитывать. Глубина уровня жидкости
в межтрубном пространстве, при котором можно не учитывать приток,
так как давление на забое скважины будет оставаться больше пластово94
го, определится как сумма глубины статического уровня Sс и давления
газа в межтрубном пространстве, выраженного в м столба жидкости,
L Sс
Рк
,
g
(9.42)
где Рк – давление газа в межтрубном пространстве на уровне жидкости.
При
L Sс
Рк
,
g
(9.43)
начнется приток, который необходимо учитывать при расчете размещения клапанов.
Ранее было показано, что первое пусковое отверстие необходимо делать на глубине L1, которая определяется формулой (9.30), с учетом (9.29).
Однако пусковые клапаны необходимо устанавливать на 15…20 м выше
расчетной величины. Это создает начальный перепад давления у клапана,
равный а = 15…20 м столба жидкости, и ускоряет прохождение газа через
клапан в начальный момент времени. При установке клапана точно на
глубине L1 давления по обе стороны его будут одинаковыми и движения
газа через клапан не будет. С учетом сказанного формула для определения
глубины установки первого клапана будет
L1 Sс
Рк1 Ру
f
g 1 г cos
fж
,
(9.44)
где Рк1 – давление газа на уровне первого клапана.
Если перелив жидкости происходит раньше, чем газ в межтрубном
пространстве достигнет глубины установки первого клапана, определяемой формулой (9.44), то первый клапан необходимо установить на
глубине L1', которая определится из равенства давления в межтрубном
пространстве Рк и гидростатического давления негазированного столба
жидкости в НКТ высотой от уровня жидкости до устья с учетом давления на устье Ру и смещения клапана вверх на 20 м:
Рк1 L1' 20 g cos Р у ,
откуда
L1'
Рк1 Ру
g cos
95
20.
(9.45)
Место установки второго клапана определится из равенства давлений в межтрубном пространстве Рк2 на глубине установки второго клапана и давления в НКТ на той же глубине с учетом негазированного
столба жидкости в НКТ между первым и вторым клапанами и давлением в НКТ на уровне первого клапана после выброса жидкости Рт. Аналогично случаю размещения пусковых отверстий [формула (9.31)] для
равенства давлений будем иметь следующее соотношение:
Рк 2 Рт1 ( х2 20) g cos ,
(9.46)
где Рк2 – давление газа в межтрубном пространстве на уровне второго
клапана; Рт1-давление в НКТ на уровне первого клапана после выброса
жидкости; х2 – расстояние между первым и вторым клапанами (негазированный столб жидкости); 20м – поправка на смещение клапана для
создания начального перепада давлений.
Давление Рт1 включает противодавление на устье Ру и определястся
либо по кривым распределения давления Р(х) в НКТ, либо по формулам, описывающим работу газожидкостного подъемника на режиме нулевой подачи, либо по среднему градиенту давления в НКТ при работе
газлифта через первый клапан.
Решая (9.46) относительно х2 и зная глубину установки первого
клапана L1 [формулы (9.45) или (9.44)], получим
L 2 L1 х 2 ,
или
L2 L1
Рк 2 Рт1
20.
g cos
(9.47)
По аналогии можно написать общую формулу для глубины установки i-го клапана
L2 L1
Рк 2 Рт1
20.
g cos
(9.47)
Формула (9.48) справедлива для расчета глубины установки клапанов
независимо от того, есть или нет приток жидкости. Все различие расчета
заключается в методе определения величины Ртi. Если при Рс > Рп, т. е.
при отсутствии притока, Ртi желательно определять по нулевому дебиту,
так как такой подход позволит определить наименьшее число клапанов, то
при Рс > Рп, т. е. при наличии притока, Ртi надо определять с учетом притока. При наличии кривой Р(х) распределения давления в НКТ при нормальной работе лифта величины Ртi могут быть сняты с этой кривой.
96
Существует также графический метод определения мест установки
клапанов. При этом делаются предположения, что давления в НКТ на
уровне клананов не падают ниже величины, соответствующей нормальной работе скважины; расход газа через клапан равен расходу газа в
подъемнике при нормальной его работе; закон распределения давления
в НКТ – линейный; давления у башмака Рб и на устье Ру при нормальной работе лифта известны.
При линейном законе распределения давление на глубине х в НКТ
равно
Ртх Ру
х
( Рб Ру ).
L
(9.49)
Для определения Li по формуле (9.48) величина Рт(i-1) с учетом
(9.49) находится так:
Рт (i 1) Ру
Li 1
( Рб Ру ).
L
Рис. 9.13. Графический метод размещения пусковых клапанов
97
(9.50)
Таким образом, по (9.50) определяется давление внутри НКТ на
уровне предыдущего клапана Рт(i-1), а затем по формуле (9.48) глубина
установки последующего клапана. Расчет прекращается, когда Li+1 > L,
где L – длина спущенных труб или расстояние от устья до точки ввода
газа в НКТ при нормальной работе скважин. Такой точкой может быть
место установки концевого рабочего клапана или рабочего отверстия в
однорядном лифте.
Графический метод расчета размещения пусковых клапанов
нагляднее и проще (рис. 9.13). Для его использования необходимо
иметь кривые распределения давления Р(х) в НКТ при нормальной работе газлифта (кривая 1), изменения давления газа в межтрубном пространстве (кривая 2) и изменения температуры (кривая 3).
Если при пуске скважины происходит перелив жидкости – из точки
Ру проводится линия 4 изменения гидростатического давления столба
негазированной жидкости в НКТ до пересечения с линией давления газа
2 (точка а). Наклон этой линии зависит от плотности негазированной
нефти и определяется простым уравнением (трением за малостью пренебрегаем)
Рх Ру х g.
(9.51)
где Рх – гидростатическое давление на глубине х, откладываемой по оси
ординат. Ордината точки а определяет глубину установки первого клапана L1, так как при этом гидростатическос давление жидкости в НКТ
равно давлению газа в межтрубном пространстве. Пересечение горизонтали, проведенной из точки а, с линией 1 даст давление в НКТ Рт1 на
уровне первого клапана после разгазирования и выброса жидкости из
НКТ на участке L1 тем количеством газа, которое равно расчетному для
нормальной работы газлифта через башмак. Первый клапан на глубине
L1 должен быть рассчитан на пропуск именно такого количества газа.
После достижения в НКТ давления Рт1 вследствие нарушения равновесия уровень жидкости в межтрубном пространстве понизится до восстановления равенства давления в НКТ и межтрубном пространстве.
Этому состоянию равновесия соответствует точка б. Эта точка находится проведением линии 5, параллельной линии 4, от точки Рт1 на линии 1
до пересечения с линией 2, соответствующей изменению давления газа
в межтрубном пространстве. Линия 5 является изменением гидростатического давления негазированной жидкости в НКТ между первым и
вторым клапанами. Точка б соответствует равенству давлений в НКТ и
межтрубном пространстве. Горизонтальная линия, проведенная через
точку б до пересечения с осью ординат, даст глубину установки второго
98
клапана L2, а ее пересечение с линией 1 – давление Рт2 в НКТ после выброса жидкости из НКТ на участке L2 – L1. Далее из точки Рт2, проводится линия 6, параллельная линиям 5 и 4, до пересечения с линией 2.
Получаем точку в – глубину L3 установки третьего клапана. Указанный
порядок графических построений продолжается до тех пор, пока глубина установки (i+1)-го клапана Li+1 не станет больше длины НКТ L. Из
рис. 9.13 видно, что для данного случая необходимо установить пять
пусковых клапанов на глубинах L1; L2; L3; L4; L5. Шестой клапан будет
уже ниже башмака труб, находящегося на глубине L.
Пересечение горизонтальных линий с температурной кривой Т(х)
определит рабочие температуры пусковых клапанов на глубинах их
установки. Эти температуры должны быть учтены при регулировке пусковых клапанов на поверхности и зарядке их сильфонных камер. Для
уменьшения числа пусконых клапанов применяется повышенное давление газа (рис. 9.13, линия 2). Как видно, линия имеет небольшой наклон,
учитывающий увеличение давления газа с глубиной за счет собственного
веса. Линия 2 для газа строится по известной барометрической формуле
0 g хТ0
РТ z
Р( х) Рк е 0 ср ср ,
(9.52)
где ρо – плотность газа при стандарных условиях; g – ускорение силы
тяжести; Тср, zср – средние абсолютная температура в скважине и коэффициент сжимаемости соответственно; Рк – давление в межтрубном
пространстве на устье скважины (абсолютное); Р(х) – давление на глубине х (абсолютное).
Распределение давления газа Р(х) можно рассчитать по упрощенной формуле через параметры на устье скважины, а именно
gТ
Р( х) Рк 1 0 0 х .
РТ z
0 ср ср
(9.53)
Так как (9.53) – уравнение прямой, то достаточно вычислить давления Р, задавшись одним значением х. Полученную точку нанести на
график и соединить ее прямой с точкой, соответствующей давлению на
устье Рк. Температурная линия 3 строится путем соединения прямой
линией пластовой температуры Тп и температуры на устье Ту. После
того как газ достигнет башмака НКТ и начнется его поступление через
башмак, давление в межтрубном пространстве может быть снижено до
рабочего Рр, которое определяется нормальным режимом работы газлифтной скважины, характеризуемым расчетной линией распределения
давления в НКТ 1. При нормальной работе газлифта черед башмак дав99
ления в НКТ и межтрубном пространстве на уровне башмака практически равны (рис. 9.13. точка с). Проводя линию 7, параллельную линии 2,
до пересечения с горизонтальной линией на устье скважины, получим
рабочее давление на устье Рр. Из принципов работы пусковых клапанов
следует, что первый клапан закрывается при вступлении в работу второго, второй – при вступлении в работу третьего и т. д. Процесс разгазирования столба жидкости на участке L1, газом, поступающим через
первый клапан, характеризуется перемещением точки Рт1 (по горизонтальной линии от точки а влево к линии 1, пока давление в НКТ не снизится до Рт1. К этому времени уровень жидкости обнажает второй клапан, через который газ начинает поступать в НКТ на глубине L2.
Верхний клапан должен закрыться. Следовательно, закрывающий перепад первого клапана должен равняться расстоянию между точками а и
Рт1 в соответствующем масштабе. Аналогично, для второго клапана закрывающий перепад будет равен расстоянию между точками б и Рт2
и т. д. Все клапаны должны быть отрегулированы на эти открываюшие
перепады созданием соответствующих натяжения пружины или давления в сильфонных камерах при их зарядке на поверхности в специальной испытательной установке, с учетом температуры на глубине их
установки (Т1, Т2 и т. д.).
До сих пор были наложены основные принципы размещения пусковых клапанов, которые не учитывают гидравлических потерь в самих
клапанах при прохождении через них газа. Эти потери зависят от конструкции клапанов, сечения проточных каналов (отверстий штуцеров) и
расхода газа. Для определения потерь на испытательных стендах снимаются характеристики пропускной способности клапанов и зависимости от перепада давления до и после клапана, а также регулируются их
закрывающие и открывающие перепады. Кроме того, для инициирования прохождения газа через клапан необходимо создавать начальный
перепад давления примерно в 20 м столба жидкости аналогичному тому,
как это делается при размещении пусковых отверстий. Изложенная методика расчета размещения позволяет определить минимально необходимое число клапанов при данном пусковом давлении рк. Если увеличить рк (см. рис. 9.13), что соответствует смещению линии 2 вправо, то
число ступеней между линиями 1 и 2 уменьшится, а следовательно,
уменьшится число необходимых клапанов. Однако для уверенного пуска газлифта число клапанов берется с некоторым запасом. Это означает,
что закрытие, например, верхнего (первого) клапана происходит не при
выходе на нормальный режим (точка Рт1 рис. 9.13), а несколько раньше,
т. е. при давлении в НКТ, несколько большем, чем Рт1. Для уяснения
этих деталей рассмотрим размещение первого клапана (рис. 9.14). Точка
100
Рк1 определяет равенство давлений в НКТ и в межтрубном пространстве. Для создания инициирующего перепада клапан надо установить на
такой глубине, чтобы давление за ним Р'к1 было бы меньше Рк1. Этот
начальный перепад будет определяться расстоянием по горизонтали
между точками б и Р'к1. Если задается перепад в 20 м столба жидкости,
то необходимо эту величину отложить в единицах давления на горизонтальной линии а – б, начиная от точки б. Глубина установки первого
клапана с учетом упомянутой поправки будет уже не на L1, как прежде,
a L'1, т. е. несколько меньшая.
Рис. 9.14. Графический метод размещения пусковых клапанов
с учетом поправок на открывающий и закрывающий перепад давлений:
1 – Р (х) в НКТ – при нормальной работе газлифта;
2 – Р (х) в межтрубном пространстве (давление газа);
3 – распределение гидростатического давления при переливе;
4 – распределение гидростатического давления в НКТ между 1 и 2 клапанами
Для гарантирования пуска расчетное давление в НКТ на уровне
первого клапана L'1 несколько увеличивают. С этой целью закрывающий перепад первого клапана ΔР1 = Рк1 – Рт1, полученный ранее, уменьшают примерно на 10 % и откладывают его в масштабе по горизонтальной линии а – б, начиная с точки а, и получают точку Р'т1, – давление в
НКТ, при котором должен закрыться первый клапан, установленный на
глубине L1. Положение второго клапана определяют проведением прямой 4, параллельной линии 3. Но в отличие от предыдущего эта новая
линия 4 начинается в точке Р'т1, а не в точке Рт1, как раньше. Пересечение линии 4 с линией давления газа даст точку Р'к2, обеспечивающую
101
начальный перепад давления в 20 м столба жидкости на уровне второго
клапана, и определит глубину его установки L'2. Аналогично продолжается определение глубин установки и других клапанов. Очевидно, что с
учетом этих поправок число клапанов увеличится, но увеличится и
надежность системы. Учет этих поправок вносит изменения и в закрывающие перепады. Для первого клапана закрывающий перепад ΔΠз1 будет равен расстоянию от точки б до точки Р'т1. Для второго клапана
ΔΠз2 – расстояние от точки в до точки Р'т2 и т. д.
Здесь не рассмотрен случай, когда при пуске газлифтной скважины
перелива не происходит и вся жидкость остается в НКТ. В этом случае
уровень в НКТ не доходит до устья на некоторую величину, которую
можно определить из формулы пускового давления (9.20). Если на устье
скважины при ее пуске существует давление Ру, то формула (9.20) несколько изменится. К давлению пуска прибавится противодавление на
устье Ру, которое надо преодолеть. С учетом этого формула для пускового давления (9.20) примет вид
f
Рпус h g 1 г cos Ру ,
fж
(9.54)
где h – погружение башмака под статический уровень. Подставляя вместо Рпус давление в межтрубном пространстве Рк, и решая (9.54) относительно h, получим возможное понижение уровня жидкости в
межтрубном пространстве:
h
Рк Ру
f
g 1 г cos
fж
,
(9.55)
Таким образом, h есть понижение уровня, отсчитанное от статического в межтрубном пространстве, когда на него действует давление газа Рк, а в НКТ имеется противодавление Ру. Давление в межтрубном
пространстве Рк уравновешивается столбом жидкости в НКТ высотой х
и противодавлением на устье Ру. Из равенства этих давлений получим
Рк х g cos Ру ,
(9.56)
Откуда
х
Рк Ру
g cos
102
,
(9.57)
Здесь величина x отсчитывается от уровня жидкости в межтрубном
пространстве, оттесненного от статического на величину h. Тогда расстояние S этого уровня жидкости в НКТ от устья будет равно
S S с h x,
(9.58)
Подставляя в (9.58) значение h согласно (9.55) и значение х согласно (9.57), получим
S Sс
Рк Ру
f
g 1 г cos
fж
Рк Ру
g cos
,
(9.58)
или после преобразований
fг
Рк Ру
fж
S Sс
,
g cos 1 f г
f ж
(9.59)
Таким образом, если S > 0, т. e. уровень в НКТ ниже устья, то построение линии 3 должно начинаться из точки с координатами Ру и S, а
не из точки Ру, 0, как это показано на рис. 9.13 и 9.14. В остальном графические построения остаются прежними.
9.7. Принципы расчета режима работы газлифта
Определение параметров режима работы газлифтной скважины основано на использовании кривых распределения давления при движении
ГЖС в трубе. Важнейшими величинами, подлежащими определению, являются удельный расход нагнетаемого газа и давление нагнетания. Причем задача установления режима работы газлифта может быть поставлена
по-разному. Например, ограничений на рабочее давление газа не накладывается; рабочее давление газа ограничено; рабочее давление не ограничено, но ограничен удельный расход газа; расход удельной энергии на подъем жидкости должен быть минимальным и т. д.
Инженерный расчет газлифта, как и любого другого способа эксплуатации, возможен лишь в том случае, если уравнения притока жидкости и газа известны.
При давлении на забое выше давления насыщения газовый фактор
постоянный, и поэтому уравнение притока газа не требуется. Однако
дренируемые пласты при вскрытии нескольких пропластков общим
фильтром могут содержать чисто газовые прослои, для которых закон
103
притока газа может существенно отличаться от закона притока жидкости. В таких случаях для расчета нужна индикаторная линия для газа
или уравнение его притока.
Рис. 9.15. Графический метод определения глубин ввода газа
в лифтовые трубы с помощью кривых распределения давления
При заданном дебите проектируемой газлифтной скважины по
уравнению притока или по индикаторной линии можно определить забойное Давление Рс, соответствующее заданному дебиту Q. Должен
быть известен пластовый газовый фактор Го При заданном дебите.
Кроме того, должны быть известны или обоснованно приняты все
остальные данные, необходимые для расчета кривой распределения
давления Р(х). Начиная от точки Рс, по методу снизу вверх, по шагам,
используя ту или иную методику расчета, определяют давления на разных глубинах и по этим данным строят кривую распределения Р(х)
(рис. 9.15, кривая 1).
Если Рс > Рнас, то в методику расчета вносится соответствующее
изменение, и расчет кривой распределения давления для ГЖС начинается не от точки Рс, а от точки Рнас, лежащей выше.
Далее рассчитывается также по шагам вторая кривая распределения Р(х), начиная от давления на устье, которое должно быть задано
104
(рис. 9.15, кривая 2) по методу сверху вниз. Для построения второй кривой Р(х) принимается заданный дебит Q и другие параметры, которые
использовались при расчете первой кривой Р(х). Однако расчетный газовый фактор Гр принимается с учетом удельного расхода нагнетаемого
с поверхности газа Rн, т. е. Гр = Го + Rн.
Величиной Rн можно задаться, исходя из реальных возможностей
или технологических соображений. Если в последующем окажется, что
принятый для расчета удельный расход нагнетаемого газа Rн дает неприемлемые результаты, то задаются другими Rн. Таким образом, вторая кривая Р(х) рассчитывается по тому же дебиту, что и первая, но для
увеличенного газового фактора Гр = Го + Rн. Расчет и построение второй линии продолжаются до тех пор, пока обе линии (1 и 2) не пересекутся (рис. 9.15, точка а). Проекция этой точки на ось ординат определяет глубину ввода газа в НКТ Lг, а на ось абсцисс дает рабочее
давление нагнетаемого газа у башмака Рб.
Зная закон изменения давления газового столба и пренебрегая потерями на трение при движении газа по межтрубному пространству
(рис. 9.15, кривая 3), которые малы, можно определить рабочее давление нагнетаемого газа на устье Рp. Например, при использовании упрощенной формулы (9.53), решая ее относительно давления на устье, получим
Рр
Рб
.
0 gТ0
1
Lг
Р0Т ср zср
(9.60)
В данном случае Рр и Рб – абсолютные давления. Увеличение удельного расхода газа Гр приводит к уменьшению средней плотности ГЖС и
градиента давления в трубах; это равносильно перемещению точки а (см.
рис. 9.15) влево и вверх по линии 1 и, наоборот, уменьшение Гр увеличивает плотность и давление внизу подъемника и передвигает точку а вправо
и вниз по линии 1. Из рис. 9.15 можно также видеть, что уменьшение Гр
приводит к увеличению глубины ввода газа в НКТ, т. е. величины Lг, и
увеличению рабочего давления. Увеличение Гр, наоборот, уменьшает рабочее давление и глубину места ввода газа в НКТ. Определенное по графику рабочее давление Рб и принятый удельный расход нагнетаемого газа
Rн случайны и не всегда могут соответствовать технологическим возможностям эксплуатации. Для более обоснованного выбора режимных параметров работы газлифтной скважины при заданном дебите Q необходимо
получить результат для нескольких Rн. С этой целью вычисляются и
строятся несколько кривых распределения давления Р(х) для нескольких
105
разумно выбранных значений Rн, а следовательно, и Гр, но для одного заданного дебита Q (рис. 9.16).
Рис. 9.16. Графический метод определения глубины ввода газа
в лифтовые трубы при 4-х значениях удельного расхода нагнетаемого газа
Для получения более надежных результатов и их анализа необходимо принять не менее четырех значений Rн и построить столько же
кривых Р{х). Все кривые Р{х) рассчитываются по методу сверху вниз
для заданного дебита Q и строятся из одной общей точки Ру. От точки
Рс, как и прежде, строится линия распределения давления Р(х) для пластового газового фактора Го и заданного дебита Q (рис. 9.16, кривая 5).
Пересечения кривых Р(х), построенных из точки ру, с нижней кривой
Р(х) (точки 1, 2, 3, 4) дадут глубины ввода газа в НКТ Lг1, Lг2, Lг3, Lг4
и соответствующие им рабочие давления у башмака Рб1, Рб2, Рб3, Рб4.
В дополнение к этим данным будем иметь четыре значения для
удельного расхода нагнетаемого газа: Rн1 для кривой 1; Rн2 для кривой
2; Rн3 для кривой 3 и Rн4 для кривой 4. Поскольку с уменьшением расхода газа градиент давления растет и, следовательно, наклон линии Р(х)
увеличивается, то можно сделать вывод о следующем соотношении:
R н1 R н2 R н3 R н4 .
106
В результате таких расчетов получится совокупность данных, состоящая из нескольких значений Rн и соответствующих им значений Lг
и Рб. Эти данные могут быть дополнены новыми важными данными об
удельной энергии, расходуемой на подъем единицы массы или объема
жидкости при различных режимах работы газлифта. Поскольку подъем
происходит частично за счет пластовой энергии, обусловленной давлением на забое и пластовым газовым фактором, а частично за счет энергии, вводимой в скважину с поверхности и определяемой давлением
нагнетаемого газа и удельным расходом нагнетаемого газа, то при оценке удельной энергии, затрачиваемой на подъем жидкости, представляет
интерес только та энергия, которая затрачивается на поверхности в виде
работы компрессорной станции при сжатии газа до определенного давления. Пластовая энергия хотя и расходуется на подъем жидкости, но в
данном случае не должна учитываться. Газ в скважину нагнетается при
рабочем давлении на поверхности. Поэтому указанная выше совокупность данных должна быть дополнена сведениями о рабочих давлениях
на устье скважины Рp1, Рp2, Рp3, Рp4, соответствующих четырем значениям Rн. Величины Рр вычисляются, как и п предыдущем случае (см.
рис. 9.15), по формуле (9.60).
Рис. 9.17. Зависимости рабочего давления Рр (1),
глубины вводов газа Lг (2) и удельной энергии W (3)
от удельного расхода нагнетаемого газа Rн
для заданного дебита жидкости Q
Знание рабочих давлений на устье скважины позволит определить
удельную энергию на подъем жидкости для сравнительной оценки возможных режимов скважины с энергетической точки зрения, если предположить изотермическое расширение газа в НКТ, а энергию газа, выделяющегося дополнительно из жидкости, не учитывать, так как она
относится к естественной пластовой энергии. В таком случае удельную
107
энергию, отнесенную к 1 м3 жидкости, можно определить по формуле
для изотермического процесса
W V Р 0 ln
Р1
.
Р2
(9.61)
Применяя эту формулу для нашего случая и учитывая при этом,
что газ расширяется при некоторой средней абсолютной температуре в
НКТ Тср, что газ реальный, т. е. его сжатие или расширение характеризуется поправочным коэффициентом zср, а также что на подъем 1 м3
жидкости расходуется Rн м3 газа при стандартных условиях Ро и То,
можно формулу (9.61) переписать следующим образом:
W
Rн Р0 zсрТ ср
Т0
ln
Рр
Ру
.
(9.62)
В этой формуле zcp определяется для среднего давления в скважине Рср = (Рр+Ру)/2 и средней температуры Тср. Заметим, что в формуле (9.62) давления должны быть взяты в абсолютных единицах.
Определяя удельную энергию по формуле (9.62) для рассматриваемых
четырех режимов, получим четыре значения удельной энергии.
В результате получим следующую совокупность данных:
удельный расход нагнетаемого газа Rн1, Rн2, Rн3; Rн4;
рабочее давление Рр1, Рр2, Рр3, Рр4;
глубина ввода газа Lг1, Lг2 Lг3, Lг4;
удельная энергия W1, W2, W3, W4;
рабочее давление у башмака Рб1, Р62, Рб3, Р64.
По этим данным можно построить различные графические зависимости, которые позволят выбрать режим работы газлифта, отвечающий техническим возможностям промысла. Если учитывать главные
режимные параметры – расход газа и его давление, то достаточно построить график Рp = f(Rн) (рис. 9.17). Через нанесенные на график четыре точки проводим плавную кривую 1, которая позволит выбрать
любой промежуточный режим, лежащий между расчетными точками.
График должен быть дополнен кривой зависимости Lp = f(Rн)
(рис. 9.17, кривая 2). Если при выборе режима работы газлифта должны быть приняты во внимание энергетические условия, то на тот же
график необходимо нанести кривую W = f(Rн). Этот график может
иметь минимум (рис. 9.17, кривая 3). Построение таких графиков позволяет выбрать любой промежуточный режим, отличающийся от расчетных, и установить параметры оптимального режима работы газлифта, отвечающего минимальной удельной энергии. Как видно из
108
рис. 9.17, минимуму W соответствуют оптимальные рабочее давление
Рроп, расход газа Rноп и глубина спуска башмака или установки рабочего клапана Lгoп.
9.8. Оборудование газлифтных скважин
Арматура, устанавливаемая на устье газлифтных скважин, аналогичная фонтанной арматуре и имеет то же назначение – герметизацию
устья, подвеску подъемных труб и возможность осуществления различных операций по переключению направления закачивания газа, операций по промывке скважины и пр.
На газлифтных скважинах часто используется фонтанная арматура,
остающаяся после фонтанного периода эксплуатации, но обычно применяется специальная упрощенная и более легкая арматура, поскольку
возможные неполадки в ней не угрожают открытым фонтаном. Часто
арматуру приспосабливают для нагнетания газа либо только в межтрубное пространство, либо в центральные трубы. Когда эксплуатация газлифтных скважин сопровождается интенсивным отложением парафина,
арматура устья дополнительно оборудуется лубрикатором, через который в НКТ вводится скребок, спускаемый на проволоке для механического удаления парафина с внутренних стенок труб. Для борьбы с отложением парафина применяются и другие методы, как, например,
остеклованные или эмалированные трубы, на гладкой поверхности которых парафин не удерживается и уносится потоком жидкости. На устье
газлифтных скважин устанавливается регулирующая аппаратура –
обычно клапан-регулятор давления с мембранным исполнительным механизмом, регулирующим давление после себя, для поддержания постоянного давления нагнетаемого в скважину газа, так как в магистральных
линиях часто наблюдаются колебания давления, нарушающие нормальную работу скважин, а иногда вызывающие и их остановку. В системах
централизованного газоснабжения регуляторы давления, различные
расходомеры, а также запорная арматура устанавливаются на газораспределительных пунктах (ГРП). При такой централизации контроля и
управления за работой газлифтных скважин улучшается надежность и
качество их обслуживания.
Важнейшим достижением в области газлифтной эксплуатации было создание н освоение так называемой техники и технологии спуска н
извлечения газлифтных клапанов через НКТ, устанавливаемых в специальных эксцентричных камерах, размещенных на колонне насоснокомпрессорных труб на расчетных глубинах. Это исключило необходимость извлечения колонны труб для замены пусковых или рабочих клапанов при их отказе или поломке.
109
Рис. 9.18. Последовательность операций
при извлечении газлифтного клапана
из кармана эксцентричной камерыс помощью канатной техники
В расчетных местах на колонне труб устанавливаются специальные
эксцентричные камеры с карманом для ввода в него газлифтного клапа110
на. В посадочном кармане спускаемый в него клапан уплотняется с помощью верхних и нижних колец из нефтестойкой резины и стопорной
пружинной защелки. На внешней стороне эксцентричной камеры в месте расположения клапана между его уплотнительными кольцами делаются сквозные отверстия. Через эти отверстия газ из межтрубного пространства проходит в посадочный карман, а затем через боковые
отверстия в самом клапане и его седло – в насосно-компрессорные трубы. Эксцентричная камера делается таким образом, что проходное сечение колонны труб и их соосность полностью сохраняются. В верхней
части эксцентричной камеры (рис. 9.18) устанавливается специальная
направляющая втулка, ориентирующая инструмент, на котором спускается клапан так, чтобы он при отклонении точно попадал в посадочный
карман. На нижнем конце сборки посадочного инструмента имеется захватное пружинное устройство, которое освобождает головку клапана
после его посадки в карман. Посадочный инструмент, имеющий шарнирные соединения, после того как он будет правильно ориентирован
направляющей втулкой, переламывается в этих шарнирных соединениях с помощью пружинных устройств с тем, чтобы продольная ось спускаемого клапана совпала с продольной осью посадочной камеры. Посадочный инструмент спускается в НКТ на стальной проволоке
диаметром от 1,8 до 2,4 мм через устье скважины.
Клапаны извлекаются также с помощью канатной техники. Для
этого в скважину спускается экстрактор, который, попадая в эксцентричную камеру, после последующего небольшого подъема ориентируется там направляющей втулкой в плоскости посадочной камеры клапана. После ориентации экстрактора его звенья под действием пружин
переламываются в сочленениях так, что становятся в положение перед
ловильной головкой клапана. Захватное пружинное приспособление на
конце экстрактора при посадке на ловильную головку клапана захватывает ее и при подъеме вырывает сам клапан из посадочной камеры.
Для замены газлифтных клапанов в эксцентричных камерах или
установки вместо газлифтных клапанов просто заглушек, не прибегая
при этом к глушению или остановке скважины, на устье скважины
устанавливается специальное оборудование устья газлифта ОУГ80Х350 с проходным диаметром 80 мм и рассчитанное на давление 35
МПа, представляющее собой лубрикатор особой конструкции
(рис. 9.19). На фланец верхней крестовины 1 газлифтной арматуры или
на фланец буферной задвижки устанавливается малогабаритный перекрывающий механизм – превентор 2 с ручным приводом, имеющий эластичные (резиновые) уплотняющие элементы, с помощью которых
можно перекрыть скважину даже в том случае, когда в ней остается
111
проволока. На превентор с помощью быстросъемных соединений крепятся секции лубрикатора 3, на верхнем конце которого имеется сальник 4 для пропуска проволоки 5 или тонкого каната и ролик 6. Внизу
арматуры укрепляется натяжной шкив 7, через который канатик
направляется на барабан лебедки с механическим приводом. Параллельно лубрикатору крепится небольшая съемная мачта 8 с полиспастом 9 для облегчения поднятия и сборки лубрикатора и ввода в него необходимого инструмента или извлечения поднятых клапанов. Натяжной
шкив связан механически с датчиком 10, преобразующим силу натяжения канатика в электрические сигналы, передаваемые по кабелю 11 на
индикаторное устройство. Датчик показывает натяжение канатика и дает информацию о захвате и извлечении газлифтного клапана из посадочной камеры. Вообще при использовании канатной техники по натяжению канатика можно судить о проводимых операциях на глубине. В
связи с этим точности определения натяжения канатика, предотвращению его обрыва придается особое значение при использовании канатной техники. В качестве привода для барабана лебедки используется
гидравлический двигатель для более точного и плавного осуществления
этих операций.
Газлифтные клапаны устанавливаются и извлекаются с помощью
гидравлической лебедки, смонтированной в кузове микроавтобуса, либо
на специальной раме, переносимой вертолетом при использовании на
заболоченных территориях. Такой агрегат (ДГТА-4) разработан проектной организацией Азинмаша. Агрегат смонтирован на шасси автомобиля УАЗ-452 и состоит из масляного насоса с приводом от двигателя автомобиля, двухскоростной лебедки с приводом от гидродвигателя,
системы гидрооборудования, включающей клапанные и золотниковые
устройства, а также гидросистему управления лебедкой. Перед оператором в кабине установлены индикатор натяжения проволоки и указатель
глубины.
Гидродвигатель лебедки может работать как насос в режиме торможения и может быть полностью остановлен перекрытием соответствующих клапанов. Агрегат применяется для работ по установке и извлечению газлифтных клапанов в скважинах глубиной до 4600 м при
диаметре проволоки до 2,5 мм, а также для спуска измерительных приборов при исследовании скважин глубиной до 7000 м с проволокой 1,8
мм. Скорость подъема инструмента регулируется от 0,2 до 16 м/с. Номинальная мощность гидродвигателя лебедки ~ 27,2 кВт. Гидронасос
масляный шестеренчатого типа развивает давление до 13 МПа при подаче 0,0025 м3/с (150 л/мин). Разработан также вариант агрегата для Западной Сибири на базе гусеничного транспортера ГАЗ-71.
112
Рис. 9.19. Устьевой лубрикатор для спуска
и подъема газлифтных клапанов с помощью канатной техники
113
9.9. Системы газоснабжения и газораспределения
Технически правильно организованная система газлифтной эксплуатации обязательно должна предусматривать использование отработанного в газлифтных скважинах газа низкого давления или так называемый замкнутый технологический цикл. Сущность его состоит в сборе
отработанного газа и подаче его вновь на прием компрессоров, снабжающих газлифтные скважины газом высокого давления. Источником газа
высокого давления могут быть как компрессорные станции, так и скважины чисто газовых месторождений. Отработанный газ после интенсивного перемешивания с нефтью в подъемных трубах насыщается тяжелыми газообразными углеводородами и для повторного
использования требует предварительной подготовки.
Природный газ газовых месторождений так же нуждается в предварительной подготовке – в удалении из газа конденсата и влаги, присутствие
которых приводит к образованию в магистралях и в контрольноизмерительной арматуре кристаллогидратов, нарушающих нормальную
эксплуатацию системы газоснабжения. Подготовка газа – отделение конденсата и осушка – может производиться различными способами и составляет особую проблему, начиная от сооружения специальных газоперерабатывающих заводов с установками для низкотемпературной сепарации,
абсорбционных установок для отделения тяжелых бензиновых фракций,
осушки газа от влаги при его прокачке через «молекулярные сита» (твердые
адсорбенты – молекулярные сита), очистки от сероводорода, механических
примесей и др. до простого подогрева газа в беспламенных газовых печах
перед подачей его в скважины. При использовании природного газа важно
не допустить снижения давления ниже необходимого уровня в процессе
предварительной подготовки газа. В наиболее простом виде подготовка
осуществляется на специальных установках п состоит в следующем.
1. Дозированный ввод в поток газа на устье газовых скважин ингибиторов для предотвращения гидратообразования. Такими ингибиторами
могут быть растворы хлористого кальция (СаСl2), гликоли, метанол и др.
2. Охлаждение газа с одновременным частичным понижением давления с последующим пропусканием его через сепараторы для отделения сконденсировавшейся капельной жидкой фазы.
3. Дросселирование газа через последовательную систему штуцеров для снижения давления газа до нужных пределов.
4. Подогрев газа в газовых пламенных или беспламенных печах до
температуры 60…90 °С.
5. Пропуск газа через сосуды высокого давления – фильтрыпылеуловители для отделения механических примесей, вызывающих
114
эрозию газлифтных клапанов, контрольно-измерительной и регулирующей аппаратуры и ряд других осложнений в работе всего газлифтного
хозяйства. Для стабилизации давления в промысловой газораспределительной сети перед установкой по подготовке газа предусматривают регулятор давления «после себя». При движении по промысловым распределительным сетям газ охлаждается и газоконденсат, который
улавливается в сепараторах и автоматически отводится при его накоплении по конденсатопроводам в нефтяную групповую установку.
Опыт внедрения газлифта показал, что наиболее простым способом
предотвращения осложнений в работе системы газораспределения, связанных с гидратообразованием, является подогрев газа. С этой целью
разработаны передвижные подогреватели газа (ППГ-1), состоящие из
двух секций трубчатого змеевика. В первой секции змеевик нагревается
за счет теплоизлучения от раскаленных панелей беспламенных газовых
горелок. Во второй секции – за счет конвективного подогрева отходящими газами. Змеевики, нагревательные элементы, а также вся автоматика подогревателя крепятся на сварной металлической конструкции,
снабженной салазками для транспортировки. Нагревательные элементы
питаются горячим газом низкого давления. Отклонение температуры
уходящего газа от заданной воспринимается регулятором температуры,
воздействующим на клапан топливного газа. При увеличении температуры давление топливного газа понижается и наоборот. Установка
снабжена необходимой автоматикой, запальным устройством и работает на автоматическом режиме.
Производительность, м3/сут
Нагрев газа, °С
Расход топлива при давлении 50…70 кПа, м3/ч
Температура уходящего газа, °С
Максимальное давление подогреваемого газа, МПа
Гидравлические потери давления газа в змеевике, МПа
К. п. д.
Габаритные размеры, м
Масса, т
15…104
до 95
20…30
215…230
20
0,1…0,15
0,75…0,83
4,3 × 2,5 × 2,7
7,5
Подогреватели ППГ-1 и его модернизированная модель ППГ1-64
нашли широкое применение на отечественных промыслах с развитой
газлифтной эксплуатацией. Подогреватели устанавливаются непосредственно у газовых скважин, иногда вдоль самого газопровода или перед
газораспределительным пунктом (ГРП).
115
В ГРП сосредоточено все управление и контроль за работой группы ближайших газлифтных скважин. Обычно к ГРП подводятся две линии – линия высокого давления для пуска скважин и линия нормального
давления для работы газлифтных скважин.
Регулировка рабочего давления и измерение расхода газа по каждой газлифтной скважине осуществляются на ГРП, в которых устанавливаются одна или несколько блочных газораспределительных батарей (ГРБ-14). ГРБ-14 рассчитана на подключение 14 скважин,
изготавливается в заводских условиях и доставляется на ГРП в собранном виде (рис. 9.20).
Рис. 9.20. Блочная газораспределительная батарея
для газлифтной эксплуатации:
1 – шкаф КИП; 2 – трубопроводная обвязка; 3 – рама;
4, 5 – дифманометры; 6 – разделительный сосуд; 7 – запорная арматура;
8, 10 – диафрагма; 9 – регулирующая арматура
Батарея смонтирована на раме, имеет габариты 8х2 м, и массу 5 т.
Суточный расход на одну скважину 5…12 тыс. м3 На каждой линии
116
установлен игольчатый регулировочный вентиль и измерительная шайба. Дифференциальное давление до и после шайбы по тонким трубкам
подается на регистрирующий самопишущий прибор с часовым механизмом для круглосуточной записи абсолютного давления и расхода на
круглом бумажном бланке, отградуированном в процентах от максимального паспортного значения этих величин. В ряде случаев на линиях
к скважинам устанавливается регулировочный клапан с мембранным
исполнительным механизмом (МИМ), связанным с расходомером особой конструкции и позволяющим автоматически поддерживать заданный режим работы газлифтной скважины без ручной регулировки
игольчатым вентилем.
Трубопроводная обвязка и соответствующая запорная арматура
позволяют осуществлять питание каждой скважины либо от пусковой,
либо от рабочей линий. Выкидные линии скважин оборудуются обратными клапанами.
В помещениях, где размещаются ГРБ, устанавливаются взрывобезопасное освещение и вентиляционные устройства. Кроме того, в нагнетаемый в газлифтные скважины газ часто вводят различные ингибиторы
или ПАВы для борьбы с образованием стойких эмульсий и лучшего
диспергирования газожидкостных смесей, которое снижает потери давления на относительное скольжение газа и повышает к. п. д. подъема.
Обработка эмульсий ПАВами уменьшает их эффективную вязкость, что
также приводит к повышению к.п.д. и снижению удельных расходов
нагнетаемого газа. Вводить ингибиторы и ПАВы удобнее всего на ГРП,
на которых для этих целей кроме ГРБ устанавливают специальные дозировочные насосы с регулируемой и очень малой подачей. При ГРП
сооружают легкое помещение для хранения затаренных ПАВов и для
приготовления их растворов в специальных емкостях. Из емкости дозировочные насосы раствор ПАВа подают индивидуально в газовую линию каждой скважины пропорционально расходу газа пли подаче скважин. В чисто нефтяные скважины растворы ПАВа не подаются.
9.10. Периодический газлифт
Обычно разработка нефтяного месторождения сопровождается
снижением пластового давления. Для эффективной работы газлифта
необходимо иметь относительное погружение ε = 0,5 – 0,6. При падении
пластового давления приходится опускать башмак насоснокомпрессорных труб до самого забоя скважины. Относительное погружение при этом уменьшается, что влечет за собой необходимость увеличения удельных расходов нагнетаемого газа. В конце концов эксплуатация скважин газлифтом из-за больших Rн становится невыгодной и
117
возникает вопрос либо о переводе такой скважины на насосный способ
эксплуатации, либо на периодический газлифт. Перевод на насосную
эксплуатацию не всегда возможен из-за большого пластового газового
фактора в условиях приема насоса, даже если его приходится устанавливать на забое, либо из-за обильного поступления песка. Такие скважины целесообразно перевести на периодический газлифт, при котором
нагнетаемый в скважину газ подается периодически. Цикл работы периодического газлифта можно разделить на период накопления жидкости
в скважине без закачки газа; период закачки сжатого газа в скважину;
период расширения закачанного газа и выброса накопившейся в скважине жидкости.
Вследствие цикличности работы скважины давление на забой периодически изменяется от минимального в начале периода накопления
Тн до максимального к концу этого периода, т. е. перед началом периода выброса жидкости Тв. Уровень жидкости в скважине также изменяется от своего наинизшего положения перед началом периода накопления до наивысшего – к концу этого периода. Периодический газлифт
называют еще лифтом замещения, так как накопившаяся жидкость замещается газом и выталкивается по насосно-компрессорным трубам в
виде жидкостной пробки, которая в процессе своего подъема частично,
а иногда и полностью смешивается с газом, образуя газожидкостную
смесь. Дебит скважины при периодической эксплуатации всегда меньше, чем при непрерывной, при прочих равных условиях, так как среднеийтегральная депрессия на пласт вследствие периодических колебаний
динамического уровня всегда меньше постоянной депрессии при непрерывной эксплуатации. Чем больше разница между среднеинтегральными депрессиями при периодической и непрерывной эксплуатациях, тем
больше будет потеря добычи нефти при переходе на лифт замещения.
Эта разница зависит от частоты циклов. Чем короче периоды, т. е. чем
чаще циклы, тем меньше амплитуда колебаний динамического уровня
жидкости в скважине и тем ближе его среднеинтегральное значение к
уровню, устанавливающемуся при непрерывной работе скважины. Таким образом, переход на периодическую эксплуатацию неизбежно связан с частичной потерей в дебите скважины. Эти потери зависят от частоты циклов, которую можно изменять. Поэтому переход на
периодический газлифт оправдан, если экономия от уменьшения удельного расхода газа, энергии и других затрат, связанных с таким переходом, превышает стоимость потерянной нефти. Необходимо заметить,
что при определенной комбинации условий эксплуатировать скважину
непрерывным газлифтом вообще становится невозможно из-за низких
уровней жидкости, слабых притоков, наличия песка и большого удель118
ного расхода газа. Существует несколько разновидностей периодического газлифта:
1. Обычный газлифт с отсекателем на поверхности, действующим
периодически.
2. Установка с концевым рабочим клапаном дифференциального
действия и пакером, перекрывающим межтрубное пространство.
3. Установка с камерой замещения и двухрядным лифтом.
4. Установки с камерой замещения, однорядным лифтом и пакером.
5. Установки с плунжером.
Этим перечнем не исчерпывается все разнообразие периодического
и плунжерного газлифта. Однако подавляющая часть перечисленных
разновидностей периодического газлифта находит весьма ограниченное
практическое применение и поэтому описывается кратко.
Следует отметить, что достоинства той или иной схемы периодического газлифта, кроме ее дешевизны, простоты и надежности, расцениваются по удельному расходу газа, а также по тому, воздействует или нет на
пласт циклическое нагнетание газа в скважину, так как при таком воздействии сокращается приток и разрушается призабойная часть пласта.
Газлифт с отсекателем – это обычная газлифтная скважина, которая
работает периодически на режиме повторных пусков, причем циклы задаются клапаном-прерывателем, устанавливаемым на подводящей газовой линии у устья скважины. Программное устройство, имеющее часовой механизм, задает периоды, когда клапан открывает доступ газа в
скважину для ее продувки и выброса жидкости и когда клапан находится в закрытом состоянии для накопления жидкости на забое. Такая система периодического газлифта имеет существенные недостатки.
1. При каждой подаче газа в межтрубное пространство давление
этого газа передается на забой, в результате чего не только приостанавливается приток, но часть жидкости может поглощаться пластом благодаря возникновению давления больше пластового.
2. После каждого выброса происходит полная разрядка, т. е. выпуск
газа из труб и из межтрубного пространства до давления на устье, что
существенно увеличивает удельный расход газа.
Установка с рабочим клапаном дифференциального действия и пакером (рис. 9.21) устраняет оба существенных недостатка обычного периодического газлифта, так как газ отсекается после выброса всей жидкости клапаном 1 у самого башмака НКТ, благодаря чему объем газа в
межтрубном пространстве после окончания продувки сохраняется. Пакер 2 и обратный клапан 3 на башмаке НКТ изолируют пласт от давления газа со стороны НКТ в периоды продувки скважины, но одновременно и приостанавливают приток жидкости из пласта, так как на забое
119
нет камеры или пространства, где эта жидкость могла бы накапливаться. Клапан 1 (см. рис. 9.21) нормально закрыт. Давление газа в
межтрубном пространстве благодаря пакеру 2 и обратному клапану 3 не
воздействует на пласт и не препятствует притоку жидкости, которая
накапливается в НКТ. Сильфон клапана-отсекателя 1, чувствительный к
давлению столба жидкости в НКТ, после достижения ею определенной
высоты h сжимается и открывает доступ газа в НКТ. Клапан 3 предотвратит действие давления газа на пласт. После выброса жидкости давление Рт на уровне клапана в НКТ уменьшается практически до давления Ру на устье. При этом перепаде давления клапан-отсекатель
закроется, предотвратит «выпуск» газа из межтрубного пространства и
будет оставаться закрытым до тех пор, пока в НКТ снова не накопится
столб жидкости высотой h, при котором клапан вновь откроется. Недостатком схемы является периодическое прекращение притока жидкости
из пласта в скважину в периоды подъема и выброса столба жидкости.
Рис. 9.21. Схема периодического газлифта
с рабочим клапаном-отсекателем и пакером
Установка с камерой замещения и двухрядным подъемником показана на рис. 9.22. На конце внешнего первого ряда труб 3 спускается
камера замещения 1 для накопления в ней жидкости. Обратный клапан
2 предохраняет пласт от воздействия сжатого газа в периоды продавки
скважины. Приток жидкости при этом не приостанавливается, так как
вся притекающая жидкость накапливается не только в камере замеще120
ния, но и в межтрубном пространстве 6. Автомат-отсекатель 5, установленный на подводящей газовой линии и снабженный программным
устройством, в определенные моменты времени открывает доступ газа в
пространство между первым и вторым рядами труб. Жидкость из камеры 1 выдавливается во второй внутренний ряд труб 4. После выброса
жидкости и падения давления нагнетаемого газа автомат-отсекатель перекрывает доступ газа на период накопления жидкости. Преимуществом
этой схемы является непрерывный приток жидкости из пласта в скважину и уменьшение потерь газа при разрядке за счет малого объема
межтрубного пространства между рядами труб по сравнению с объемом
обсадной колонны. К недостаткам следует отнести наличие двух рядов
труб и специального автомата-отсекателя на газовой линии.
Рис. 9.22. Двухрядный периодический газлифт с камерой замещения
Установка с камерой замещения и однорядным подъемником показана на рис. 9.23. По межтрубному пространству, перекрытому в нижней части пакером /, непрерывно подается сжатый газ. Пакер 1, накопительная камера 2 с обратным клапаном 3 и вспомогательной трубкой 4 в
нижней части спускаются в скважину на одной колонне НКТ 5. Над пакером устанавливается клапан-отсекатель 6. По мере накопления жидкости в камере 2, межтрубном пространстве обсадной колонны, а также
в НКТ растет давление, действующее на клапан 6 со стороны труб. При
достижении определенного давления, на которое отрегулирован клапан,
последний открывается и впускает газ в накопительную камеру из
межтрубного пространства. Обратный клапан 3 закрывается. Происхо121
дит выброс жидкости и общее падение давления в системе. Перепад
давления в отсекающем клапане достигает максимума, так как давление
газа в межтрубном пространстве остается постоянным и равным давлению нагнетания. В этот момент клапан закрывается, предотвращая
дальнейшее расходование газа из межтрубного пространства. После выброса и падения давления в НКТ обратный клапан 3 открывается. Жидкость, накопившаяся под пакером, перетекает и заполняет камеру замещения 2 и объем НКТ над клапаном 6. При достижении определенного
давления на клапан 6 со стороны НКТ он снова открывается и цикл повторяется. Такая схема периодического газлифта экономична, так как
имеет один ряд труб и обеспечивает минимально возможный при данных условиях удельный расход газа. Однако регулировка продолжительности циклов. связанная с изменением регулировки клапанаотсекателя, затруднительна, ибо связана с необходимостью извлечения
его на поверхность вместе со всем оборудованием.
Рис. 9.23. Однорядный периодический газлифт
с камерой замещения и пакером
В связи с этим в последнее время созданы конструкции периодического газлифта, в которых рабочие клапаны-отсекатели устанавливаются в эксцентричных камерах и извлекаются с помощью канатной техники, как это описано ранее. В подобных схемах периодического газлифта
возможно использование рабочих клапанов-отсекателей, управляемых с
поверхности изменением в определенных пределах давления в
межтрубном пространстве клапаном-регулятором давления на питаю122
щей газовой линии. При повышении давления в межтрубном пространстве до определенного предела рабочий клапан-отсекатель открывается,
происходит впуск газа в камеру замещения и НКТ. После выброса жидкости давление в межтрубном пространстве несколько понижается и
клапан-отсекатель закрывается для очередного накопления жидкости.
Такая система удобна для регулирования периодичности работы газлифта на поверхности и выбора таких периодов накопления жидкости и
ее выброса, при которых средний дебит достигает максимума, а удельный расход газа – минимума.
Типичной установкой периодического газлифта с плунжером является так называемый плунжерный лифт. При вытеснении газом столба жидкости, накопившейся в камере замещения, по НКТ в установках периодического газлифта происходит неполное вытеснение жидкости на
поверхность. Часть жидкости стекает по стенкам труб вниз. Количество
стекающей вниз жидкости, очевидно, зависит от высоты подъема, диаметра труб и вязкости жидкости. Чем больше высота подъема и диаметр труб
и чем меньше вязкость жидкости и скорость подъема, тем больше жидкости стечет вниз по внутренним стенкам колонны труб назад в камеру замещения. При некоторой комбинаций условий вся поднимаемая жидкость
в процессе такого подъема заместится газом и стечет назад по стенкам
труб. Это привело к мысли установить подвижную перегородку на границе раздела жидкости и газа. В качестве такой подвижной перегородки используют поршень-плунжер в виде свободно двигающейся в НКТ короткой трубы длиной 0,5…0,6 м. На внешней поверхности поршня делаются
кольцевые канавки для увеличения гидравлического сопротивления в зазоре между плунжером и трубой, служащие лабиринтным уплотнением.
Зазор между поршнем и внутренним диаметром НКТ составляет
1,5…2 мм. В нижней части поршня имеется клапан со штоком. При нажатии на шток клапан закрывается и может оставаться в закрытом состоянии, если давление, действующее на него снизу, больше давления, действующего сверху. При выравнивании давлений клапан падает под
действием собственной тяжести и устанавливается в специальном посадочном седле, открывая боковые окна для свободного прохода газа через
поршень. В таком состоянии (с открытым клапаном) поршень падает вниз
по НКТ, достигает уровня жидкости, погружается в нее и доходит до упора на башмаке НКТ. Шток клапана, ударясь об упор, закрывает клапан, а
газ, накапливающийся под плунжером, начинает толкать его вверх вместе
со столбом жидкости, находящимся над поршнем. Происходит подъем
очередной порции жидкости и ее перелив в отводную нефтесборную линию. После слива жидкости давления над и под плунжером выравниваются, клапан открывается и утапливается в свое седло, оставляя каналы от123
крытыми для свободного прохода газа. В таком состоянии плунжер беспрепятственно падает по НКТ вниз до упора на башмаке, при ударе о который он снова закрывается. Цикл повторяется.
Наличие такого разделительного поршня между столбом жидкости и
подпирающим его газом существенно уменьшает потери жидкости, поскольку ее утечки в малом зазоре (1,5…2 мм) между поршнем и подъемными трубами малы. Кроме того, уменьшению этих утечек способствует и
то, что давление газа под поршнем всегда несколько больше гидростатического давления столба жидкости над ним. Полет поршня вниз при открытом клапане происходит с большой скоростью. Поэтому для смягчения его ударов в нижней части НКТ вместо жесткого упора
устанавливается пружинный амортизатор, не препятствующий проходу
жидкости, но смягчающий удары поршня при падении. На буфере скважины, в верхней части колонны НКТ также устанавливается пружинный
амортизатор, смягчающий удары поршня при подъеме. Плунжерный лифт
может работать как на пластовом газе, так и с подкачкой газа с поверхности. Поэтому обвязка устья предусматривает возможность подачи сжатого
газа в межтрубное пространство при недостатке пластового газа. Кроме
того, на газовой линии, питающей скважину, устанавливают клапанпрерыватель с мембранным исполнительным механизмом, действующим
от давления на буфере, или связанный с часовым механизмом.
При такой обвязке газ периодически с заданными циклами подается в
межтрубное пространство, продолжительность которых подбирается опытным путем. Плунжерный лифт и его разновидности – так называемый гидропакерный лифт – не нашли широкого применения при добыче нефти.
Неустойчивость работы, частые самопроизвольные остановки,
необходимость постоянного квалифицированного обслуживания, а также низкий к. п. д. установки, связанный со значительным удельным
расходом газа, не способствовали широкому распространению этого
вида периодического газлифта. Следует также отметить, что сказанное
относится не только к плунжерному лифту, но и к периодической газлифтной эксплуатации вообще.
9.11. Исследование газлифтных скважин
Исследование газлифтных скважин необходимо для:
установления режима работы скважины с минимальным расходом
нагнетаемого газа;
снятия индикаторной линии или определения уравнения притока;
определения глубины ввода газа в лифт;
снятия профиля притока при эксплуатации многопластового горизонта с помощью скважинных дебитомеров.
124
При работе газлифтных скважин нередко наблюдается пульсация,
т. е. чередование выбросов жидкости и газа. Такое явление наблюдается,
когда режим работы газлифтной скважины соответствует той части кривой Q(V), которая лежит слева от точки оптимального режима, т. е. на
левой крутой ветви кривой q{V). При пульсирующем режиме работы
скважины удельный расход газа может быть намного больше, чем при
работе на оптимальном режиме. Как отмечалось ранее, одним из методов
борьбы с пульсацией является установление концевого рабочего клапана.
Рис. 9.24. График зависимости дебита газлифтной скважины
от расхода нагнетаемого газа
Для установления оптимального режима газлифтная скважина исследуется методом установившихся отборов. Изменение отборов, т. е.
дебитов, достигается изменением количества подаваемого газа на газораспределительном пункте или непосредственно у скважины, что приводит к изменению пропускной способности лифта. Изменение пропускной способности приводит к нарушению баланса между
количеством жидкости, притекающей из пласта, и поднимаемой газлифтным подъемником из скважины. В результате жидкость либо
накапливается в скважине (при двухрядном лифте), либо расходуется из
затрубного пространства. Это приводит к изменению положения динамического уровня, а следовательно, погружения и рабочего давления у
башмака лифта. В соответствии с этим изменяется рабочее давление на
устье и в ГРП. После наступления нового установившегося режима работы скважины, что отмечается постоянством расхода газа, его давления и дебита скважины, на забой можно спустить манометр и замерить
соответствующее данному дебиту забойное давление. Изменяя таким
образом несколько раз режим работы скважины, можно получить данные об изменениях дебита, удельного расхода нагнетаемого газа, рабочего давления на устье и забойного давления. По этим данным строятся
125
графики изменения показателей от расхода газа, по которым можно
установить желаемый режим работы газлифтной скважины и, в частности, оптимальный режим. Такое исследование дает наиболее точную
информацию об условиях работы скважины и, в частности, наиболее
точную индикаторную линию. Однако спуск манометра – процесс трудоемкий. Поэтому часто ограничиваются измерением только рабочего
давления, расхода газа, дебита и вычислением удельного расхода нагнетаемого газа при различных режимах работы скважины. Регулировку
расхода газа Vг начинают с самых малых значений, при которых возможна работа скважины, и доводят ступенчато до самых больших расходов, при которых наблюдается снижение дебита. По полученным
данным строят графики, показанные на рис. 9.24. Увеличение дебита
соответствует понижению давления на забое Рс, снижению динамического уровня и погружения, а следовательно, и рабочего давления у
башмака НКТ Рб и на устье Рр. Поэтому кривая изменения рр должна
иметь минимум против максимума дебита Q. Однако кривая Рр не является зеркальным отображением кривой Q, так как в характер зависимости Рр вносятся некоторые изменения за счет веса столба газа и его трения в межтрубном пространстве, а также за счет изменения плотности
столба газожидкостной смеси между забоем и башмаком труб. Касательная, проведенная из начала координат к линии Q, определяет точку
касания 1, соответствующую такому дебиту газлифтной скважины, при
котором удельный расход нагнетаемого газа Rн = Vг / Q минимальный.
На том же рисунке показана кривая Rн(Vг), на которой точка 2 соответствует (Rн)min. Точка 3 на кривой Q(Vг) характеризует максимальный
дебит жидкости, который может быть получен, если не накладывать никаких ограничений на расходуемое количество газа и на к. п. д. его использования. Точка 4 на кривой Rн(Vг) соответствует удельному расходу газа при максимальной подаче газлифтного подъемника. При
установлении режима работы скважины по данным ее исследования
кроме дебита жидкости необходимо также учитывать рабочее давление
газа, его ресурсы и к. п. д. процесса. По полученным таким способам
данным можно построить индикаторную линию притока, однако достоверность ее будет тем меньше, чем больше расстояние между башмаком
и забоем и чем больше пластовый газовый фактор. Дело в том, что по
показанию манометра, замеряющего устьевое рабочее давление Рр, и по
барометрической формуле, можно достаточно точно определить давление у башмака труб Рб. Потери давления на трение газа при его движении от устья до башмака обычно малы (при глубине скважины 1000 м,
расходе газа 10000 м3/сут (средний – реальный расход), диаметре обсадной колонны 168 мм, диаметре НКТ 73 мм, Ру = 5 МПа потери на
126
трение составляют 0,07 МПа.). В крайнем случае их нетрудно определить по соответствующим формулам, используемым при расчете систем
транспортирования газа по трубопроводам.
Таким образом, величина Рб определяется достаточно надежно.
Для перехода от Рб к давлению на забое скважины Рс необходимо
учесть гидростатическое давление в интервале между башмаком труб и
забоем скважины, так как
Рс Рб g H L ,
(9.63)
где ρ – с чертой средняя плотность ГЖС между забоем Н и башмаком
труб L. Кроме того, в интервале (Н – L) происходят потери давления на
трение, которые, вообще говоря, невелики и поддаются оценке с помощью формул трубной гидравлики. Наибольшие затруднения возникают
при определении р, и чем больше пластовый газовый фактор, тем больше погрешности в оценке средней плотности р на интервале Н – L. Дополнительные погрешности возникают в случае движения обводненной
нефти, так как в этом случае из-за большей плотности воды по сравнению с нефтью возникает отрицательная относительная скорость воды
по отношению к нефти, и достоверный учет этих явлений затруднителен. Применяя численные методы построения кривой распределения
давления Р(х) от башмака с дав лением RQ по методу сверху вниз, можно определить забойное давление рс, так как
n
Рс Рб Рi ,
(9.64)
i 1
где ΔРi рассчитывается, например, по методике, изложенной в главе 7.
Рассчитав по формуле (9.63) или (9.64) давление на забое Рс при
различных режимах работы газлифтной скважины и зная дебиты Qi, соответствующие этим режимам, можно построить график Q(Рc), т. е. индикаторную линию, и путем ее математической обработки получить
общее уравнение притока жидкости или раздельно нефти, газа и воды
для данной скважины. При установке на колонне НКТ нескольких дифференциальных пусковых клапанов и при изменении давления газа в
подводящем газопроводе эти клапаны могут работать как рабочие. Поэтому при колебаниях давления газа или давления в пласте (например,
при изменении темпа нагнетания воды в ближайшие нагнетательные
скважины) поступление газа в НКТ газлифтной скважины может происходить не через башмак, а через какой-нибудь пусковой клапан, который начнет выполнять функции рабочего. Для распознавания таких самопроизвольных явлений, ведущих к нарушению установленных
127
оптимальных режимов работы скважин, применяются чувствительные
скважинные манометры и различные шумопеленгаторы. В местах притока газа наблюдается излом кривых распределения температуры вдоль
НКТ, связанный с термодинамическими эффектами, происходящими
при смешении пластовой жидкости с газом, проникающим из межтрубного пространства через работающий клапан. Шумопеленгатор, представляющий собой обычный микрофон, спускаемый в скважину на кабеле, непосредственно отмечает появление интенсивного шума на
глубине работающего клапана.
Подобные исследования важны для выявления неработающих клапанов и их замены. Дебитометрические исследования производятся, как
обычно, с помощью скважинных дебитомеров или комплексных приборов типа «Поток», замеряющих одновременно несколько параметров и
их распределение вдоль вскрытой части пласта – интервала перфорации. Эти исследования важны еще и потому, что при последующем переводе скважины с газлифтного способа на ПЦЭН или ШСН их осуществить будет уже нельзя, т. е. спуск подобных приборов в скважины,
оборудованные этими насосами, практически невозможен.
128
10. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН ШТАНГОВЫМИ НАСОСАМИ
10.1. Общая схема штанговой насосной установки,
ее элементы и назначение
Штанговая насосная установки ШНУ (рис. 10.1) состоит из наземного
и подземного оборудования. Подземное оборудование включает: штанговый скважинный насос (ШСН) со всасывающем клапаном 1 (неподвижный) на нижнем конце цилиндра и нагнетательным клапаном 2 (подвижный) на верхнем конце поршня-плунжера, насосные штанги 3 и трубы.
Кроме того, подземное оборудование может включать различные
защитные устройства (газовые и песочные якори, хвостовики), присоединяемые к приемному патрубку ШСН и улучшающие его работу в
осложненных условиях (песок, газ).
В наземное оборудование входит станок-качалка (СК), состоящий
из электродвигателя 9, кривошипа 7, шатуна 8, балансира 6, устьевого
сальника 5, устьевой обвязки и тройника 4.
Станок-качалка сообщает штангам возвратно-поступательное движение, близкое к синусоидальному. СК имеет гибкую канатную подвеску для сочленения с верхним концом полированного штока и откидную
или поворотную головку балансира для беспрепятственного прохода
спуско-подъемных механизмов (талевого блока, крюка, элеватора) при
подземном ремонте.
Балансир качается на поперечной оси, укрепленной в подшипниках, и сочленяется с двумя массивными кривошипами 7 с помощью
двух шатунов 8, расположенных по обе стороны редуктора. Кривошипы
с подвижными противовесами могут перемещаться относительно оси
вращения главного вала редуктора на то или иное расстояние вдоль
кривошипов. Противовесы необходимы для уравновешивания СК.
Редуктор с постоянным передаточным числом, маслозаполненный,
герметичный имеет трансмиссионный вал, на одном конце которого
предусмотрен трансмиссионный шкив, соединенный клиноременной
передачей с малым шкивом электродвигателя 9. На другом конце
трансмиссионного вала имеется тормозной барабан. Опорный подшипник балансира укреплен на металлической стойке-пирамиде.
Все элементы станка-качалки – пирамида, редуктор, электродвигатель – крепятся к единой раме, которая закрепляется на бетонном фундаменте. Кроме того, все СК снабжены тормозным устройством, необходимым для удержания балансира и кривошипов в любом заданном
положении. Точка сочленения шатуна с кривошипом может менять свое
129
расстояние относительно центра вращения перестановкой пальца кривошипа в то или иное отверстие, которых для этого предусмотрено несколько. Этим достигается ступенчатое изменение амплитуды качаний
балансира, т. е. длины хода штанг.
Рис. 10.1. Общая схема штанговой насосной установки
Поскольку редуктор имеет постоянное передаточное число, то изменение частоты качаний достигается только изменением передаточного числа клиноременной трансмиссии и сменой шкива на валу электродвигателя на больший или меньший диаметр.
130
Промышленностью выпускается большое число станков-качалок
различных типоразмеров (так называемый нормальный ряд) грузоподъемностью на головке балансира от 10 до 200 кН, в соответствии с широким диапазоном глубин и дебитов скважин, которые приходится оборудовать штанговыми установками (ШСНУ).
Типоразмеры СК и их основные параметры регламентируются государственным стандартом.
Штанговый скважинный насос состоит из длинного (2…4 м) цилиндра той или иной конструкции. На нижнем конце цилиндра укреплен неподвижный всасывающий клапан, открывающийся при ходе
вверх. Цилиндр подвешивается на трубах. В нем перемещается поршень-плунжер, выполненный в виде длинной (1…1,5 м) гладко обработанной трубы, имеющей нагнетательный клапан, также открывающийся
вверх. Плунжер подвешивается на штангах. При движении плунжера
вверх жидкость через всасывающий клапан под воздействием давления
на приеме насоса заполняет внутреннюю полость цилиндра. При ходе
плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, жидкость под плунжером сжимается и открывает нагнетательный клапан. Таким образом,
плунжер с открытым клапаном погружается в жидкость. При очередном
ходе вверх нагнетательный клапан под давлением жидкости, находящейся над плунжером, закрывается. Плунжер превращается в поршень
и поднимает жидкость на высоту, равную длине хода (0,6…6 м). Накапливающаяся над плунжером жидкость достигает устья скважины и через тройник поступает в нефтесборную сеть.
10.2. Подача штангового скважинного насоса и коэффициент подачи
При перемещении плунжера вверх на величину его хода Sn вытесняется объем жидкости
q1 Sп F f ,
где F – площадь сечения плунжера (или цилиндра насоса); f – площадь
сечения штанг.
При перемещении плунжера вниз на ту же величину Sп вытесняется дополнительный объем жидкости, равный
q 2 Sп f .
За полный (двойной) ход плунжера подача насоса равна сумме подач за ход вверх и ход вниз:
q q1 q 2 Sп F f Sп f F Sп .
131
Если плунжер делает n ходов в минуту, то минутная подача будет
равна (qn). Умножая на число минут в сутки, получим суточную подачу
в объемных единицах
Q F Sп n 60 24 1440 F Sп n.
(10.1)
Между плунжером и точкой подвеса штанг, т. е. головкой балансира, от которого плунжеру передается возвратно-поступательное движение, находится длинная колонна штанг, которую необходимо рассматривать как упругий стержень. Поэтому движение плунжера ни по
амплитуде, ни по фазе не совпадает с движением точки подвеса. Другими словами, ход плунжера Sп не равен ходу точки подвеса S. Действительный ход плунжера не поддается прямому измерению. Ход точки
подвеса поддается измерению и бывает известен из паспортной характеристики станка-качалки.
Поэтому в формулу (10.1) вместо Sп подставляют S, при этом получается так называемая теоретическая подача ШСН
Qт 1440 F S n.
(10.2)
Действительная подача Qд, замеренная на поверхности после сепарации и охлаждения нефти, как правило, меньше теоретической (за исключением насосных скважин с периодическими фонтанными проявлениями) в силу целого ряда причин. Отношение Qд к Qт называют
коэффициентом подачи насоса, который учитывает все возможные факторы, отрицательно влияющие на подачу ШСН. Таким образом, коэффициент подачи
Qд / Qт .
(10.3)
Для каждой конкретной скважины величина η служит в известной
мере показателем правильности выбора оборудования и режима откачки
установки. Нормальным считается, если η > 0.6 – 0.65.
Однако бывают условия (большие газовые факторы, низкие динамические уровни), когда не удается получить и этих значений коэффициентов подачи, и тем не менее откачка жидкости с помощью ШСН
может оставаться самым эффективным способом эксплуатации.
На коэффициент подачи ШСН влияют постоянные и переменные
факторы.
К постоянным факторам можно отнести:
влияние свободного газа в откачиваемой смеси;
уменьшение полезного хода плунжера по сравнению с ходом точки
подвеса штанг за счет упругих деформаций насосных штанг и труб;
132
уменьшение объема откачиваемой жидкости (усадка) в результате
ее охлаждения на поверхности и дегазации в сепарационных
устройствах.
К переменным факторам, изменяющимся во времени, можно отнести:
утечки между цилиндром и плунжером, которые зависят от степени
износа насоса и наличия абразивных примесей в откачиваемой
жидкости;
утечки в клапанах насоса из-за их немгновенного закрытия и открытия и, главным образом, из-за их износа и коррозии;
утечки через неплотности в муфтовых соединениях НКТ, которые
все время подвергаются переменным нагрузкам.
Переменные факторы, сводящиеся к различного рода утечкам, меняются во времени и поэтому их трудно определить расчетным путем,
за исключением утечек через зазор между плунжером и цилиндром. Это
приводит к тому, что коэффициент подачи η вновь спущенного в скважину насоса, после незначительного его снижения в начальный период
в результате приработки плунжера, затем стабилизируется и длительное
время остается практически постоянным. Затем он заметно начинает
снижаться в результате прогрессирующего износа клапанов, их седел и
увеличения зазора между плунжером и цилиндром. Наряду с этим может произойти и резкое уменьшение коэффициента подачи в результате
смещения втулок насосов, отворотов и неплотностей в муфтах.
Таким образом, результирующий коэффициент подачи насоса
можно представить как произведение нескольких коэффициентов, учитывающих влияние на его подачу различных факторов:
1 2 3 4 ,
(10.4)
где η1 – коэффициент наполнения цилиндра насоса жидкостью, учитывающий влияние свободного газа; η2 – коэффициент, учитывающий
влияние уменьшения хода плунжера; η3 – коэффициент утечек, учитывающий наличие неизбежных утечек жидкости при работе насоса; η4 –
коэффициент усадки, учитывающий уменьшение объема жидкости при
достижении ею поверхностных емкостей.
Рассмотрим эти коэффициенты более подробно, а также методы их
расчета.
10.3. Факторы, снижающие подачу ШСН
10.3.1. Влияние газа
Влияние газа в откачиваемой жидкости учитывается коэффициентом наполнения цилиндра насоса. Он равен отношению объема жидко133
сти Vж, поступившей в насос, ко всему объему смеси Vcм, состоящему
из объема жидкости Vж и объема свободного газа Vг:
1'
Vж
Vж
1
1
,
Vсм Vж Vг 1 Vг Vж 1 R
(10.5)
где R – газовый фактор при температуре Тпр, и давлении Рпр на приеме
насоса.
Формула (10.5) не учитывает наличия в ШСН вредного пространства и его влияние на коэффициент наполнения при откачке газированной жидкости. Поэтому формула (10.5) дает завышенный η1’.
Вредным пространством ШСН называют объем, заключенный
между всасывающим и нагнетательным клапанами насоса при крайнем
нижнем положении плунжера. При ходе плунжера вниз газожидкостная
смесь под ним сжимается до давления, равного давлению над плунжером, которое достаточно велико. Газ растворяется в жидкости и, в частности, в той, которая находится во вредном пространстве. При последующем ходе вверх давление под плунжером падает до давления на
приеме насоса. Растворенный газ выделяется и задерживает открытие
всасывающего клапана, пока давление не упадет до давления приема. В
результате под плунжер поступает меньшее количество смеси.
А.С. Вирновский предложил для коэффициента наполнения другую
формулу, учитывающую вредное пространство насоса.
Она имеет вид
1'
1 k R
,
1 R
(10.6)
Выведем формулу (10.6). Обозначим Vs – объем, описанный плунжером за ход вверх; Vвр – объем вредного пространства; k = Vвр /Vs –
доля вредного пространства от Vs, V = Vs + Vвр = Vж+Vг – общий объем под плунжером при его крайнем верхнем положении.
Но Vг = RVж Следовательно,
Vs Vвр Vж R Vж ,
откуда
Vж
Vs Vвр
1 R
.
(10.7)
Объем жидкости, поступившей в насос за очередной ход плунжера
вверх, будет меньше первоначального объема Vж на величину объема
жидкости во вредном пространстве Vвр.
134
Следовательно,
Vж' Vж Vвр
Vs Vвр
1 R
Vвр .
Тогда коэффициент наполнения, очевидно, будет равен
Vs Vвр
Vвр
Vж'
"
1
.
Vs Vs (1 R ) Vs
Вводя обозначения k = Vвр/Vs и делая алгебраические преобразования, получим
1"
k 1
1 k R
k
,
1 R
1 R
(10.8)
Формула (10.8) дает заниженные значения коэффициента наполнения, так как исходит из предположения мгновенного выделения и растворения газа во вредном пространстве.
Известно несколько формул для определения коэффициента
наполнения насоса. Однако почти все они дают значения η1, лежащие в
пределах η1’ и η1” Поэтому наиболее достоверно определение коэффициента наполнения как среднего между его максимальным и минимальным значениями, определяемыми формулами (10.5) и (10.8), соответственно:
1
1' 1"
2
1 1
1 k R 2 k R
,
2 1 R
1 R 2 (1 R)
(10.9)
Величина R может быть определена через газовый фактор на поверхности Го, измеренный при стандартных условиях, т. е. при температуре То и атмосферном давлении Ро после полной дегазации нефти.
Если от Го вычесть объем газа, растворенного в нефти при условиях
приема насоса Vрг, и полученную разность привести к термодинамическим условиям приема, используя законы состояния газа, то получим
R
Г V Р z Т ,
0
рг
0 пр
РпрТ 0
пр
(10.10)
где zпр – коэффициент, учитывающий отклонения углеводородного газа
от идеального для условий приема насоса.
Величина Vрг может быть найдена по результатам разгазирования
нефти, получаемым при лабораторном анализе проб нефти на установ135
ках РVT. Если таких данных нет, то приближенно Vрг может быть
определен через коэффициент растворимости газа α и давление на приеме насоса Рпр, взятое в избыточных единицах,
V рг Рпр Р0 ,
(10.11)
Обычно Го относят либо к 1 т нефти, либо к 1 м3 нефти. В данном
случае используется последнее.
Для расчетов по формулам (10.5) и (10.9) необходимо знать величину R, отнесенную к 1 м3 жидкости, если в продукции скважины имеется вода.
Как известно, растворимость газов в воде пренебрежимо мала по
сравнению с растворимостью их в нефти. Обозначая через n содержание
воды в откачиваемой смеси в долях единицы, можем составить такие
соотношения:
Vн Vж 1 n ;
Vв Vж n;
Vг
V
Vг
Vн
Rж г
,
Vж Vв Vн Vв 1
Vн
(10.12)
Подставляя в (10.12) значения Vв и Vн и обозначая R = Vг/Vн, получим
Rж
R
n
1
1 n
R 1 n ,
(10.13)
где Rж, R – газовый фактор на приеме насоса, отнесенный к 1 м3 жидкости и нефти соответственно.
Следует учесть, что не весь свободный газ, поднимающийся по обсадной колонне, вместе с жидкостью попадает в насос. Часть газовых
пузырьков, двигающихся, главным образом, вдоль стенки обсадной колонны, проскальзывает в межтрубное пространство скважины, обусловливая частичную сепарацию газа на приеме насоса. Отношение объема
газа, проходящего через межтрубное пространство Vз, ко всему объему
свободного газа, поступающего по обсадной колонне Vк, называется
коэффициентом сепарации газа у приема насоса:
m Vз / Vк .
136
На работающих насосных скважинах Vз может быть определен измерением расхода газа, выходящего из межтрубного пространства, так
что полный расход газа равен
Vк Vз Vн .
где Vн – расход газа, поступающего нз насосных труб. Таким образом,
m Vз / Vз Vн .
Разделив числитель и знаменатель на дебит скважины по нефти qн,
получим в числителе затрубный газовый фактор Гз, а в знаменателе
сумму затрубного Гз и трубного газового фактора Гт или
m Г з / Г з Г т Г з Г 0 .
(10.14)
где Го – полный газовый фактор, отнесенный к 1 м3 товарной нефти при
стандартных условиях.
В условиях приема насоса при давлении Рпр и температуре Тпр,
которые всегда выше стандартных, нефть имеет увеличенный объем за
счет некоторого количества растворенного газа и повышенной температуры. Это, как известно, учитывается объемным коэффициентом нефти
для условий приема b > 1.
С учетом сепарации газа на приеме насоса и увеличения объема
нефти формула (10.13) перепишется следующим образом:
Rж R
(1 n ) (1 m)
.
b
(10.15)
Подставляя в (10.15) значение R из (10.10), получим
Rж
Г Р Р Р z Т (1 n ) (1 m).
0
пр
0
0 пр
b Р пр Т 0
пр
(10.16)
Это окончательная расчетная формула для определения газового
фактора на приеме насоса Rж, по которому можно вычислить коэффициент наполнения насоса.
При проектировании ШСНУ величину m необходимо предварительно рассчитать. Однако ее определение затруднительно, так как она
зависит от соотношения площади сечения межтрубного пространства и
приемного патрубка ШСН, дебита и вязкости жидкости, дисперсности
свободного газа в условиях приема, скорости всплытия газовых пузырьков, конструкции и геометрии всасывающего устройства.
137
Имеется ряд формул для определения m. В частности, Н. Н. Репиным с соавторами для определения коэффициента сепарации предложена следующая формула:
fз
F
m
,
(10.17)
q
1
F C см
где fз – площадь сечения межтрубного пространства; F – площадь сечения обсадной колонны; q – расход жидкости; С – скорость всплывання
газовых пузырьков (рекомендуется С = 0,08 – 0,25 м/с, для вязких жидкостей – меньшая величина, для маловязких – большая); ρсм/ρ – относительная плотность газожидкостной смеси на приеме насоса.
При q = 0 m = fз/F, тогда как в этом случае в действительности весь
свободный газ должен уходить в межтрубное пространство и m обращается в единицу.
Однако формула (10.17) более обоснована, так как учитывает дебит, скорость всплытия газовых пузырьков и геометрию приема. По
нашим оценкам и сопоставлениям с опытными данными формула
(10.17) дает завышенные значения для m.
Исходя из геометрии течения газожидкостного потока у приема насоса, можно предположить, что при всасывании линии тока располагаются в
виде конуса, наружный диаметр dк которого меньше внутреннего диаметра
обсадной колонны D на 1/4 величины кольцевого зазора и равен
1D d
dк D
,
4 2
где d – наружный диаметр приемного патрубка насоса.
Таким образом, сепарируемый газ уходит в межтрубное пространство по кольцевому зазору площадью f вдоль стенок колонны, и общий
расход газа на приеме насоса распределяется пропорционально этим
площадям, так что
m1 f з / F,
где F – площадь сечения обсадной колонны.
Выражая площади через диаметры, найдем
2
1 D d
D D
2
4 2 2
15 14 d 1 d
m1
64 64 D 64 D
D2
2
138
или
d
d
m1 0,2344 0,2187 0,0156
D
D
2
(10.18)
Это значение m1 справедливо в случае непрерывного поступления
газожидкостной смеси к приему насоса.
В ШСН всасывание происходит только во время хода плунжера
вверх. Во время хода плунжера вниз газ полностью сепарируется в
межтрубное пространство, поэтому среднее значение m за полный цикл
приближенно можно оценить как удвоенное значение m, или
d
d
m 2 m1 0,4687 0,4374 0,0312
D
D
2
(10.19)
Формула (10.19) дает результаты, удовлетворительно совпадающие
с опытными данными, но является приближенной. Она не учитывает
вязкость жидкости, дебит скважины и ряд других факторов. Однако ее
использование целесообразно, так как это позволяет уточнить величину
Rж, а следовательно, коэффициент наполнения глубинного насоса.
10.3.2. Влияние потери хода плунжера
Поскольку теоретическая подача насоса определяется длиной хода
точки подвеса штанг S, то всякое уменьшение действительного хода
плунжера по сравнению с S непосредственно влияет на фактическую
подачу насоса. Таким образом,
2
Sп S
,
S
S
(10.20)
где Sп – действительный ход плунжера относительно цилиндра насоса;
λ – потеря хода плунжера за счет упругих деформации штанг и труб.
Эта потеря обусловлена тем, что при ходе вверх штанги дополнительно растягиваются от действия силы, равной произведению площади
сечения плунжера на разность давлений над и под плунжером, так как
нагнетательный клапан при ходе вверх закрыт. Одновременно насосные
трубы сжимаются, так как действовавшая на них при ходе вниз та же сила теперь (при ходе вверх) с труб снимается и воспринимается штангами.
Величина этих деформаций может быть определена по формуле Гука.
Кроме этого, в штангах, которые двигаются приблизительно по синусоидальному закону, возникают инерционные силы. Эти силы в верхней мертвой точке (м. в. т.) направлены вверх в сторону, противопо139
ложную направлению силы тяжести, и поэтому уменьшают силу тяжести штанг. В нижней мертвой точке (н. м. т.) инерционные силы
направлены вниз и увеличивают силу тяжести штанг. Это приводит к
дополнительному сжатию (в в. м. т.) и удлинению (в н. м. т.) штанг, и в
результате чего полезный ход плунжера в цилиндре несколько увеличивается. Это и учитывается коэффициентом выигрыша хода К. С учетом
поправки коэффициент потери хода цч запишется следующим образом:
2
SК
,
S
(10.21)
Методы определения К и λ будут изложены ниже.
10.3.3. Влияние утечек
Рассмотрим утечки через зазор между плунжером и цилиндром
насоса. Утечки в клапанах возникают, как правило, в изношенном насосе
и отсутствуют в нормально работающем. Они приводят к перетеканию
жидкости под плунжер, при его ходе вверх. Поэтому количество жидкости, поступающей через всасывающий клапан насоса, будет меньше, так
как часть цилиндра уже заполнена жидкостью за счет утечки.
Утечки учитываются коэффициентом ηз. Подставляя в формулу
(10.3) значение коэффициента подачи η согласно (10.4) и решая равенство относительно ηз, получим
3
Qф
Q т 1 2 4
.
(10.22)
Если утечки q = 0, то ηз = 1 и фактическая подача равнялась бы
Q = Qт η1 η2 η4. Поскольку q > 0, ηз < 1, то Qф = Q – q. Следовательно,
3
Q т 1 2 4 q
q
1
.
Q т 1 2 4
Q т 1 2 4
(10.23)
где q – объем жидкости, протекающей через зазор между плунжером и
цилиндром и другие неплотности, м3/сут.
Утечки происходят под воздействием перепада давлений над и под
плунжером. Поскольку этот перепад существует только при ходе плунжера
вверх, то утечки происходят в течение половины времени работы насоса.
Для определения q предложено много методов и формул, в ряде
случаев чрезвычайно сложных и не всегда оправданных из-за неточности некоторых нужных для расчета данных. Зазор между плунжером и
цилиндром можно рассматривать как прямоугольную щель длиной
140
s = πD, где D – диаметр плунжера; шириной δ, равной половине разности диаметров цилиндра и плунжера, и протяженностью l, равной длине
плунжера.
По закону Пуазейля при ламинарном течении вязкой ньютоновской
жидкости ее расход через такую щель равен
q
Р 3 s
,
12 l
(10.24)
где μ – вязкость жидкости, ΔΠ перепад давления.
В случае ШСН
Р Р н Р пр ,
где Рн – давление нагнетания (давление над плунжером при ходе вверх);
Рпр – давление всасывания или (пренебрегая потерями давления во всасывающем клапане) давление на приеме насоса.
Умножая (10.24) на 86400 (число секунд в сутках) и подставляя
значение s = πD, получим
86400 Р 3 D
Р 3 D м 3
q
22620
.
12
l
l сут
(10.25)
Учитывая, что утечки в плунжерной паре происходят в течение половины времени работы насоса, необходимо результат, полученный при
расчете по формуле (10.25), уменьшить вдвое.
Таким образом, получим
Р 3 D м 3
q 11310
.
l сут
(10.26)
При малых подачах насоса утечки могут составлять существенную
долю от фактической подачи. Именно по этой причине длина плунжера
делается достаточно большой – 1 м и больше.
Формула (10.26) не учитывает движение плунжера, которое вносит
некоторые изменения в характер течения жидкости через зазор. Однако
она определяет утечки с достаточной для практики точностью.
10.3.4. Влияние усадки жидкости
Через ШСН проходит некоторый объем нефти и воды при давлении
и температуре на приеме насоса. Когда продукция попадает в товарный
парк, она дегазируется и охлаждается. Это учитывается объемными коэффициентами для нефти bн и для воды bв.
141
Объемные коэффициенты – величины непостоянные, они изменяются
от изменения температуры, давления и количества растворенного газа.
В промысловых лабораториях или отраслевых институтах величины bв и bн определяются экспериментально и результаты представляются в виде таблиц или графиков.
Коэффициент т]4, характеризующий потерю подачи ШСН в результате изменения объема продукции при переходе от условий приема
к стандартным условиям, можно определить так:
4
Qн Qв
,
Qн bн Qв bв
(10.27)
где Qн и Qв – дебиты нефти и воды при стандартных условиях в объемных единицах.
По определению объемная обводненность продукции
n
Qв
,
Qн Qв
откуда
n
,
(10.28)
1 n
Подставляя (10.28) в (10.27) и производя нужные сокращения, получим
Qв Qн
4
1
,
b н 1 n b в n
(10.29)
Как видно из (10.28), при n = 0 (воды нет) η4 = 1/bн, а при n = 1 (чистая вода) η4 = 1/bв. Обычно для Рпр = 1,5 – 3,0 МПа и tр = 30 – 40 °С
bн = 1,1 – 1,15 и bв = 1,005 – 1,025. Принимая вполне реальные значения
n = 0,3 (30 %), bн = 1,15 и bв = 1,02, получим по (10.29) η4 = 0,9.
Таким образом, только за счет усадки нефти и воды подача ШСН
уменьшится на 10 %.
Для безводной продукции для принятых условий η4 = 0,87, т. е.
снижение подачи составит 13 %.
10.3.5. Нагрузки, действующие на штанги,
и их влияние на ход плунжера
Динамика работы установки ШСН очень сложна. Однако в большинстве случаев упрощенная теория ее работы дает вполне приемлемые
результаты. При ходе вверх статические нагрузки в точке подвеса штанг
складываются из веса штанг Ршт и веса столба жидкости Рж. В н. м. т.
142
в результате изменения направления движения, когда возникает максимальное ускорение, к ним добавляется сила инерции Pi, направленная
вниз; кроме того, действует сила трения Ртр, также направленная вниз.
Таким образом, максимальная нагрузка, возникающая в точке подвеса
штанг при начале хода вверх, будет равна
Р max Р ш Р ж Рi Р тр .
(10.30)
При ходе вниз нагнетательный клапан открывается и гидростатические давления над и под плунжером выравниваются. Поэтому
нагрузка от столба жидкости со штанг снимается и передается на трубы, так как имеющийся в цилиндре всасывающий клапан при ходе
вниз закрыт. Силы инерции, возникающие в в. м. т., направлены вверх.
Силы трения также направлены вверх, т. е. в сторону, противоположную направлению движения. Поэтому нагрузка в начале хода вниз будет минимальной
Р min Р ш Р i Р тр .
(10.31)
Силы Pi+Ртр составляют малую долю от Рш+Рж. Обычно они не
превышают 5…10 %. Поэтому их влияние на ход плунжера невелико.
Влияние статических нагрузок
Сила Рж действует попеременно то на штанги (ход вверх), то на
трубы (ход вниз). В результате этого при ходе вверх штанги дополнительно растягиваются на величину λш, которая может быть определена
по закону Гука
ш
Рж L
.
Е fш
(10.32)
Одновременно с этим, в результате снятия с труб силы Рж, последние укорачиваются на величину
т
Рж L
.
Е fт
(10.ЗЗ)
В результате, перемещение плунжера относительно цилиндра насоса, т. е. начало процесса всасывания жидкости, начнется только после
того, как точка подвеса скомпенсирует своим перемещением вверх
удлинение штанг λш и сжатие труб λт. Поэтому полезный ход плунжера
составит
Sпл S ш т
143
(10.34)
Обычно обозначают
ш т
(10.35)
Подставляя в (10.35) значения λш и λт согласно (10.32) и (10.33).
получим
Рж L 1
1
.
Е
fш f т
(10.36)
где Рж – вес столба жидкости, действующий на плунжер; L – длина
штанг, или глубина подвески ШСН; Е – модуль Юнга; fm – площадь сечения штанг; fт – площадь сечения металла труб. Верхние штанги испытывают наибольшую нагрузку, так как на них действует вес всей колонны штанг. Нижние штанги нагрузку от собственного веса не
испытывают. Поэтому, исходя из принципа равнопрочности колонны
штанг, а также для уменьшения нагрузки на головку балансира колонну
штанг делают ступенчатой, состоящей из участков штанг с уменьшающимся книзу диаметром. Кроме одноступенчатых колонн применяются
двух- и трехступенчатые. Каждая ступень дополнительно удлиняется
под действием одной и той же силы Рж.
Поэтому суммарное удлинение ступенчатой колонны штанг будет
равно сумме удлинений отдельных ступеней с учетом их длины li и
площади сечения fi. Тогда для трехступенчатой колонны получим
ш
l
Р ж l1
l
2 3 .
Е f ш1 f ш 2 f ш 3
или с учетом деформации труб
l
Рж L
l
2 3 .
Е fт f ш 2 f ш 3
Учитывая конструкцию сочленения штанг с плунжером с помощью
клапанной клетки, при которой на нижний торец штанги действует гидростатическое давление, необходимо Ршт принимать с учетом выталкивающей силы Архимеда, равной произведению площади сечения штанги на гидростатическое давление столба жидкости над плунжером. При
современных однотрубных системах сбора нефти и газа давление на
устье Pу насосных скважин может достигать больших значений, поэтому при вычислении гидростатического давления, действующего на
штанги, необходимо учитывать и это обстоятельство.
144
10.4. Оборудование штанговых насосных скважин
10.4.1. Штанговые скважинные насосы
Насосы разделяются на невставные или трубные и вставные. Основные особенности их состоят в следующем.
Невставные насосы. Цилиндр спускается в скважину на насосных
трубах без плунжера. Плунжер спускается отдельно на насосных штангах. Плунжер вводится в цилиндр вместе с подвешенным к плунжеру
всасывающим клапаном. Чтобы плунжер довести до цилиндра насоса
без повреждений через трубы, последние должны иметь внутренний
диаметр больше наружного диаметра плунжера (примерно на 6 мм). Для
извлечения невставного насоса в случае замены или ремонта необходимо сначала извлечь штанги с висящим на их конце плунжером, а затем
насосные трубы с висящим на их конце цилиндром насоса.
Вставные насосы. Цилиндр в сборе с плунжером и клапанами
спускается на штангах. В этом случае на конце насосных труб заранее
устанавливается специальное посадочное устройство – замковая опора,
на которой происходит посадка и уплотнение насоса. Для извлечения
вставного насоса в случае ремонта достаточно извлечь только штанги,
вместе с которыми извлекается весь насос.
Поскольку при вставном насосе через трубы данного диаметра
пропускается не только плунжер, но и цилиндр вместе с кожухом, то
диаметр плунжера вставного насоса должен быть намного меньше диаметра трубного. Поэтому подача вставного насоса при трубах данного
диаметра всегда меньше подачи невставного.
Общая характеристика насосов. На рис. 10.2 показаны принципиальные схемы невставных (рис. 10.2, а, б) и вставного (рис. 10.2, в)
насосов.
Как видно из рисунка (см. рис. 10.2, а), в НГН-1 всасывающий клапан
5 держится в седле конуса 6 и соединен с плунжером 3 специальным штоком 7. Это позволяет при подъеме штанг, а следовательно, и плунжера
сразу извлечь всасывающий клапан 5. Такая операция необходима не
только для замены или ремонта клапана, но и для спуска жидкости из
насосных труб перед их подъемом. Однако наличие длинного штока не
позволяет установить в нижней части плунжера второй нагнетательный,
клапан для уменьшения вредного пространства и повышения надежности
работы насоса. Кроме того, наличие штока внутри плунжера ограничивает
ход последнего, и в насосах этой конструкции он не превышает 1 м.
В насосах НГН-2 (см. рис. 10.2, б) – два нагнетательных клапана.
Это существенно уменьшает (на объем плунжера) объем вредного про145
странства и повышает коэффициент наполнения при откачке газированной жидкости. У этих насосов для посадки и извлечения всасывающего
клапана 5 имеется специальный ловитель 9, которым захватывается
шток 10. После спуска плунжера на штангах и посадки всасывающего
клапана на конус поворотом штанг ловитель разъединяется от штока, и
плунжер может производить возвратно-поступательное движение с любой допускаемой длиной цилиндра величиной хода. Перед подъемом
насоса для его ремонта необходимо ловителем захватить шток конуса.
Это осуществляется поворотом штанг по часовой стрелке при посаженном плунжере до отказа. Если операция ловли конуса неудачна, то
насосные трубы приходится поднимать вместе с жидкостью, что сильно
осложняет работу бригады текущего ремонта.
Рис. 10.2. Принципиальная схема скважинных штанговых насосов:
а – невставной насос с штоком типа НГН-1;
б – невставной насос с ловителем типа НГН-2;
1 – нагнетательные клапаны, 2 – цилиндры, 3 – плунжеры;
4 – патрубки-удлинители, 5 – всасывающие клапаны, 6 – седла конусов,
7 – захватный шток, 8 – второй нагнетательный клапан, 9 – ловитель,
10 – наконечник для захвата клапана; в – вставной насос типа НГВ-1:
1 – штанга, 2 – НКТ, 3 – посадочный конус, 4 – замковая опора,
5 – цилиндр, 6 – плунжер, 7 – направляющая трубка
146
Вставные насосы НГВ-1 имеют один или два клапана, размещенные в верхней и нижней части плунжера.
Поскольку на штангах извлекается и опускается весь насос в сборе,
то отпадает необходимость иметь ловитель или шток для подъема всасывающего клапана.
Отечественные насосы имеют следующие номинальные диаметры
цилиндров, мм:
НГН-1 – 28; 32; 43; 55; 68;
НГН-2 – 28; 32; 38; 43; 55; 68; 82; 93;
НГВ-1 – 28; 32; 38; 43; 55; 68.
Фактические диаметры могут отличаться от номинальных
на 1…2 мм в большую сторону (для 93-мм насоса фактический диаметр
может доходить до 96 мм). Это объясняется повторным использованием
как плунжеров, так и цилиндров, а также и других деталей насосов после их реставрации на заводах или в мастерских.
Цилиндры насосов. Цилиндры собираются из коротких (0,3 м)
стальных или чугунных втулок, вставляемых на специальной оправке в
кожух и сжатых с торцов муфтами кожуха. Число втулок в насосах
НГН-1 – от 2 до 7, что обеспечивает ход плунжера до 0,9 м; в насосах
НГН-2 – от 6 до 24 и в насосах НГВ-1 – от 9 до 27, что обеспечивает ход
плунжера до 6 м. В некоторых случаях цилиндры короткоходовых насосов изготовляются из цельной стальной трубы с гладкообработанной
внутренней поверхностью. Длинные цельные цилиндры изготовить технически трудно, так как при этом не удается выдержать необходимую
точность.
Конструктивно вставные насосы несколько сложнее невставных.
Все насосы по зазору между плунжером и цилиндром делятся на
три группы посадки:
Группа посадки .................. 1
II
III
Зазор, мкм ...................... 20…70
70…120
120…170
Насосы III группы посадки, как правило, применяются для неглубоких скважин при откачке вязких нефтей и эмульсий и при больших
отборах жидкости. Насосы II группы посадки применяются при средних
глубинах и откачке масляной нефти. Насосы I группы применяют для
глубоких скважин при откачке масляной нефти при полном отсутствии
песка в откачиваемой жидкости.
Плунжеры насосов. Плунжеры изготавливаются из стальных труб
стандартной длины 1,2 м. Наружная поверхность – полированная хромированная. Плунжеры бывают гладкие (рис. 10.3, а), с кольцевыми канавками (рис. 10.3, б), с винтовой канавкой (рис. 10.3, в) и типа «пескобрей» (рис. 10.3, г).
147
Кроме того, имеются плунжеры, армированные тремя или четырьмя резиновыми кольцами, которые применяются в насосах НГН-2Р, что
означает: насос глубинный невставной типа 2 с плунжером, имеющим
резиновые кольца (Р).
Если цилиндр насоса безвтулочный, а плунжер с резиновыми кольцами, то к шифру будет добавлена буква Б, например, НГН-1РБ (буква Б
означает безвтулочный). Насосы с гуммированным (обрезиненным) плунжером разработаны в Грозном и применяются в неглубоких скважинах.
Клапаны насоса (рис. 10.4, 10.5). Наиболее быстро изнашиваемым
узлом в насосе является клапан. Непрерывные удары шарика по седлу под
действием столба жидкости в течение длительного времени разбивают поверхность контакта, и герметичность клапана нарушается. Особенно тяжелые условия для работы клапана создаются при откачке жидкости с абразивной взвесью (песок) и при наличии коррозионной среды.
Рис. 10.3. Плунжеры, применяемые для штанговых глубинных насосов
На верхнем переводнике каждого вставного и невставного насоса
выбивается клеймо, на котором отмечаются 1 – товарный знак заводаизготовителя, 2 – заводской номер насоса, 3 – шифр насоса, условный
диаметр, допустимая длина хода плунжера и максимальная глубина
спуска, 4 – год выпуска насоса.
Кроме того, на кожухе каждого насоса у верхнего его конца наносится шифр насоса (по трафарету эмалевой краской), например,
НГН2-43-4200-II-П-120. Это означает: насос невставной 2-го типа диаметром 43 мм с максимальным ходом плунжера до 4200 мм, II-й группы
148
пригонки с плунжером типа пескобрей (П) с давлением опрессовки 120
атмосфер (12 МПа). Все насосы, кроме того, снабжаются паспортом с
указанием всех технических данных.
Рис. 10.4. Клапанные узлы: а – нагнетательный клапан для насосов НГН-1
(43, 55 и 68 мм); б – всасывающий клапан для насосов НГН-1 (43, 55 и 68 мм);
1 – клетка клапана; 2 – шарик; 3 – седло клапана; 4 – ниппель или ниппель-конус
Рис. 10.5. Нижний нагнетательный клапан насосов НГН-2
с ловителем для захвата штока всасывающего клапана:
1–3 – см. рис. 10.4; 4 – корпус ловителя; 5 – ловитель
149
Необходимо также указать на существование специальных насосов,
спускаемых на трубчатых штангах. Их шифр содержит букву Т, например
НГН2Т. Это означает: насос глубинный невставной типа 2, для трубчатых
штанг. При откачке жидкости с большим содержанием песка и взвеси, для
предотвращения попадания этой взвеси в зазор между цилиндром и плунжером и заклинивания, откачиваемая жидкость из плунжера попадает не в
насосные трубы, а в полые (трубчатые) штанги и по ним поднимается на
поверхность. В качестве трубчатых штанг используются те же трубы, но
малого диаметра (48…60 мм). Принципиальное отличие насосов для трубчатых штанг состоит только в том, что нагнетательный клапан (один или
два) располагается в нижней части плунжера. Верхняя часть плунжера через специальный переводник соединяется с трубчатыми штангами. Поэтому жидкость не попадает в пространство между насосными трубами и
трубчатыми штангами. В остальном конструкция этих насосов не отличается от обычных. Насосы для трубчатых штанг могут быть как вставные, так
и невставные. Кроме того, разработаны конструкции специальных насосов
других типов и назначений, например для раздельной добычи нефти.
10.4.2. Штанги
Обычные штанги выпускаются четырех номинальных размеров по
диаметру тела штанги: 16, 19, 22 и 25 мм. Концы штанги имеют утолщенные головки с квадратным сечением для захвата специальными
ключами при свинчивании и развинчивании колонны штанг. Штанги
соединяются штанговыми муфтами (рис. 10.6, табл. 10.1).
Таблица 10.1
Характеристики штанг и муфт
Муфты
Масса, кг
Масса Площадь
соединительные
колонны сечения
Диаметр, Длина, диаметр, длина,
в воздухе, штанги,
мм
мм
мм
мм
штанги муфты
кг/м
см2
HP ПО HP ПО HP ПО HP ПО
16 +0,3
38
80
12,93 0,398
1,67
2,01
19 –0,5
42
82
18,29 0,545
2,35
2,84
8000 ±50
–0,8
±l
22 +0,4
46
90
24,50 0,640
3,14
3,80
25 –0,5
55
102
31,65 1,150
4,09
4,91
Штанги
Примечанис. HP – нормальный размер, мм; ПО – предельное отклонение, мм
Кроме штанг нормальной длины (8 м) выпускаются укороченные
штанти длиной 1; 1,2; 1,5; 2; 3м стандартных диаметров. Укороченные
штанги необходимы для регулировки длины всей колонны штанг с та150
ким расчетом, чтобы висящий на них плунжер перемещался в цилиндре
насоса в заданных пределах. Верхний конец колонны штанг заканчивается утолщенным полированным штоком, проходящим через сальниковое уплотнение устья скважины.
Рис. 10.6. Насосная штанга и соединительная муфта
В зависимости от условий эксплуатации штанги выпускаются с
различной прочностной характеристикой. Для их изготовления используются стали марки 40 или никель-молибденовые стали марки 20НМ с
термообработкой и последующим поверхностным упрочнением токами
высокой частоты (ТВЧ). В табл. 10.2 приводятся характеристики штанг
и условия их использования в скважинах.
При конструировании колонны штанг используется известная в литературе номограмма Я. А. Грузинова.
Таблица 10.2
Прочностные характеристики штанг и условия их использования
Сталь
Термообработка
40
Нормализация
20НМ
«
40
Нормализация +
ТВЧ
20НМ
Нормализация +
ТВЧ
Условия работы в скважине
Для легких условий эксплуатации:
малые подвески, отсутствие корродирующей
среды с допускаемым приведенным напряжением σ < 70 МПа
Для средних условий эксплуатации:
с подвесками насосов всех диаметров
при 70 < σ < 90 МПа
При откачке коррозионной жидкости σ < 60 МПа
Для тяжелых условий эксплуатации:
(большие подвески и форсированная откачка)
Для насосов 28, 32, 38, 43 мм о ^120 Мпа
Для насосов 56, 70, 95 мм о < 100 МПа
Для особо тяжелых условий эксплуатации:
(искривленные скважины, наличие коррозионной среды, больше подвески)
Для насосов 28, 32, 38, 43 мм σ < 130 МПа
Для насосов 56, 70, 95 мм σ < 110 МПа
151
Несмотря на то что верхние сечения штанг обычно бывают наиболее нагруженными, практика показывает, что поломки и обрывы штанг
случаются и в нижних сечениях. При использовании насосов больших
диаметров (56, 70, 95 мм), особенно при откачке вязких жидкостей и
при больших скоростях плунжера (Sn > 30) нижние штанги могут испытывать продольный изгиб и, как следствие, отвороты и поломки. В таких случаях прибегают к установке «утяжеленного низа», состоящего
из 2–6 тяжелых штанг или труб общей массой 80…360 кг. Это улучшает
условия работы нижней части колонны штанг, но одновременно сокращает предельную глубину подвески насоса.
При креплении штанг рекомендованы следующие предельные крутящие моменты:
Диаметр штанг, мм ........................ 16 19 22 25
Крутящий момент, Н-м ................. 300 500 700 1000
Частые спуски и подъемы штанг приводят к увеличению частоты
обрывов штанг. Соответствующими инструкциями регламентируются
правила хранения, перевозки и сборки штанг и штанговых колонн.
10.4.3. Насосные трубы
Насосно-компрессорные трубы (НКТ) бывают с гладкими и высаженными (равнопрочные) концами. Трубы с гладкими концами имеют
постоянный диаметр по длине и поэтому в местах нарезки под муфтовые соединения несколько ослаблены. Трубы с высаженными наружу
концами имеют утолщенные концы в местах нарезки под муфтовые соединения и поэтому повышенную прочность нарезанной части трубы.
По длине НКТ разделяются на три группы: 1 – от 5,5 до 8м; II –
8…8,5 м; III – 8,5…10 м.
Трубы изготавливаются из сталей пяти групп прочности: Д, К, Е, Л, М.
Гладкие трубы и муфты к ним групп прочности К, Е, Л, М, а также все трубы с высаженными концами под вергаются термообработке (табл. 10.3).
Таблица 10.3
Основные показатели групп прочности стали труб
Показатели
Временное сопротивление σв, МПа
Предел текучести σт, МПа
Д
650
380
К
700
500
E
750
550
Л
800
650
М
900
750
Основные характеристики НКТ, применяемых при добыче нефти,
приведены в табл. 10.4. Условный диаметр трубы с точностью до не152
скольких десятых долей миллиметра совпадает с наружным диаметром
тела трубы.
НКТ в скважинах, особенно при ШСНУ, несут большую нагрузку.
Кроме растяжения от действия собственного веса они подвержены
нагрузке от веса столба жидкости, заполняющей НКТ, и иногда от веса
колонны штанг при их обрыве в верхней части или при посадке плунжера на шток всасывающего клапана. В искривленных скважинах они
подвергаются трению штанговыми муфтами. При больших противодавлениях на устье еще добавляется сила, равная произведению устьевого
давления на площадь трубы (в свету). Обычно коэффициент запаса
прочности принимают равным 1,3…1,5, считая по нагрузке, соответствующей напряжению текучести σт.
Трубы маркируются у муфтового конца. На клейме указываются
условный диаметр, толщина стенки (мм), товарный знак завода, группа
прочности (буква), месяц и год выпуска. Толщина стенок указывается
только для труб 73 и 89 мм, которых может быть две (см. табл. 10.4).
Таблица 10.4
Тол-щина
стен-ки, мм
48
60
73
89
102
114
4
5
5,5
6,5
6,5
7
НКТ гладкие
НКТ равнопрочные
Страгивающая нагрузка
Нагрузка (Тс) в теле трубы
(Тс) для резьбового
при σ = σт
соединения при σ = σт
Д
К
E
Л
М
Д
К
E
Л
М
40,3 11,87 15,6 17,15 20,3 23,4 21,1 27,9 30,6 36,3 41,9
50,3 20,8 27,4 30,15 35,6 41,1 33,0 43,4 47,5 56,4 65,1
62 29,4 38,7 42,6 50,5 58,3 44,3 58,3 64,1 75,9 87,6
76 44,6 58,5 64,5 76,25 88,0 63,9 84,1 92,5 109,4 126,2
88,6 45,9 60,8 66,4 78,5 90,6 73,7 97,1 106,8 126,1 145,5
100,3 56,7 74,6 82,2 97,2 112,1 89,6 117,9 129,7 153,1 176,6
Внутренний
диаметр, мм
Условный
диаметр, мм
Характеристики насосно-компрессорных труб
Правильное сопряжение резьбовых соединений НКТ достигается
при приложении крутящего момента определенной величины, а именно:
Условный диаметр трубы, мм ... 48 60
73
89 102
114
Крутящий момент, Н-м ............. 500 800 1000 1300 1600 1700…2000
Поэтому важно использовать автоматы для свинчивания и развинчивания НКТ со специальным фрикционным регулятором момента.
Недопустим спуск НКТ без смазки резьбовых соединений, а также их
транспортировка без предохранительных колец и деревянных заглушек.
Для уменьшения собственного веса труб при необходимости их
спуска на большую глубину применяют ступенчатую колонну НКТ с
153
большим диаметром вверху и малым внизу. Для работы в коррозионной
среде находят все большее применение НКТ с внутренним покрытием
лакокрасками, эмалями или металлическим покрытием из алюминия.
Специально для сверхглубоких скважин созданы трубы из алюминиевого сплава. Их малая масса при незначительном уменьшении прочности позволяет спускать НКТ на большую глубину.
В Татарии широкое применение нашли остеклованные НКТ, внутренняя поверхность которых покрыта стеклом для предотвращения отложений парафина.
Все перемещения партии труб регистрируются в специальном журнале учета работы НКТ. Отбракованные трубы обязательно исключаются из партии и не используются для спуска в скважины.
Категорически запрещается обстукивание муфтовых соединений
НКТ кувалдой для расслабления резьбового соединения, что, к сожалению, довольно часто практикуется на промыслах. Прочность резьбового
соединения после такой операции резко снижается и увеличивается вероятность появления утечек или обрыва труб.
10.4.4. Оборудование устья скважины
Устьевое оборудование штанговой насосной скважины предназначено для герметизации затрубного пространства и отвода продукции
скважины.
В связи с широким распространением однотрубной системы сбора
продукции скважин при централизованных установках по сепарации газа и замеру дебитов сильно возросли давления на выкидах насосных
установок В некоторых случаях возникает необходимость иметь на
устье скважин (удаленные скважины, высокие вязкости жидкости) давления, доходящие до 4 МПа. Это усложняет конструкцию устьевого
оборудования и повышает к нему технические требования. Типичной
обвязкой устья скважины, оборудованной ШСНУ, нашедшей широкое
применение на нефтяных промыслах восточных районов, является конструкция, показанная на рис. 10.7.
Устьевой сальник герметизирует выход полированного штока.
В полость сальника укладываются разрезные кольца из прорезиненного
тканевого ремня или специальной нефтестойкой резины, которые уплотняются заворачиванием верхней нажимной муфты. Часто причиной нарушения герметичности устьевого сальника является несовпадение центра
сальника с центром канатной подвески штанг или ее отклонение от вертикали при движениях балансира. Такие отклонения в той или иной мере
всегда имеют место при недостаточной точности установки станкакачалки, балансира или их нарушении в процессе длительной работы.
154
Рис. 10.7. Типичное оборудование устья скважины
для штанговой насосной установки:
1 – колонный фланец; 2 – планшайба; 3 – НКТ; 4 – опорная муфта;
5 – тройник, 6 – корпус сальника, 7 – полированный шток,
8 – головка сальника, 9 – сальниковая набивка
Это обусловило появление устьевых сальников с самоустанавливающейся головкой с шаровым шарнирным соединением. Такой сальник разработан Азинмашем и рассчитан на давление до 4,0 МПа. Шаровая головка сальника допускает отклонение его оси от вертикали в
любую сторону до 3°. Герметичность в шаровом сочленении обеспечивается уплотнительным кольцом из нефтестойкой резины. Шаровое сочленение увеличивает срок службы сальниковой набивки и полированного штока. При необходимости периодически сальниковую набивку
подтягивают завинчиванием крышки головки.
10.4.5. Канатная подвеска
Сальниковый шток присоединяется к головке балансира с помощью канатной подвески. Конструкция канатной подвески допускает
установку прибора – динамографа для снятия диаграммы – зависимости
силы, действующей в точке подвеса, от хода штока (Р(S)].
155
Рис. 10.8. Канатная подвеска сальникового штока
Кроме того, с помощью канатной подвески регулируется посадка
плунжера в цилиндр насоса для предупреждения ударов плунжера о
всасывающий клапан или выхода плунжера из цилиндра.
Канатная подвеска (рис. 10.8) состоит из нижней 1 и верхней 4 траверс. В нижнюю траверсу заделаны с помощью специальных зажимов 2
концы канатной петли 7. На верхней траверсе укреплен клиновой зажим
5, удерживающий сальниковый шток. По краям нижней траверсы имеются винты 3 для подъема верхней траверсы при установке в их разъем
динамографа. Элементы конструкции канатных подвесок, входящих в
комплект станка-качалки, стандартизованы. Канатная петля одевается
на специальный ролик, имеющийся на головке балансира.
Изменение места захвата сальникового штока клиновым захватом
достигается перестановкой верхней траверсы вдоль штока на требуемое
место и повторной затяжкой клинового захвата муфтой 6.
10.4.6. Штанговращатель
Штанговращатель – механическое приспособление, закрепляемое
на сальниковом штоке для медленного проворачивания колонны штанг
и плунжера «на заворот» при каждом ходе головки балансира.
Штанговращатели применяются при эксплуатации искривленных
скважин для предотвращения одностороннего истирания штанг, муфт и
плунжера, для предотвращения отворотов штанговых колонн, а также в
случаях применения пластинчатых скребков, укрепляемых на колонне
штанг для удаления отли-жений парафина на внутренних стенках
насосных труб.
Обычно штанговращатель состоит из зубчатого круглого диска, закрепляемого на теле штока горизонтально, и храпового механизма с
шарнирным зубом и рычагом, который тросом соединяется с неподвиж156
ной точкой. При каждом качании балансира трос натягивается, перемещает рычаг, с помощью которого шарнирный зуб (собачка) поворачивает диск на один шаг.
Таким образом, штанги делают один оборот за такое число качаний, сколько зубьев имеется в диске по его периметру.
Штанговращатели существенно улучшают работу ШСНУ при
осложненных условиях эксплуатации.
10.4.7. Станки-качалки (СК)
На нефтяных промыслах в эксплуатации имеются СК различных
типоразмеров и конструкций. В настоящее время СК выпускаются по
ГОСТ 5866–76. В механическом и кинематическом отношении они достаточно совершенны (рис. 10.9). В отличие от предыдущих СК новые
конструкции имеют не откидную головку балансира, а поворотную, что
облегчает работу бригады подземного ремонта н сокращает возможность травматизма. Кроме того, предусматривается плавное, механизированное перемещение кривошипных противовесов и ряд других изменений. ГОСТ 5866–76 предусматривает широкий ассортимент СК
(табл. X.5). В шифре СК указывается грузоподъемность, максимальный
ход и допустимый момент на валу редуктора.
Пример шифра СКЗ – 1,2 – 630. Это означает: грузоподъемность
станка-качалки – 3 т, максимальный ход – 1,2 м, наибольший крутящий
момент на валу редуктора – 630 кгс-м. Таким образом, в самом шифре
указываются важнейшие характеристики СК (табл. 10.5).
Новые СК имеют только роторное уравновешивание, двухступенчатые редукторы с шевронными зубчатыми колесами с зацеплением
Новикова (кроме СК2 и СКЗ, для которых допускается эвольвентное зацепление).
Тихоходный вал редуктора имеет два шпоночных паза, расположенных под углом 90°. Это позволяет переставлять кривошип на 90°
и перераспределять зону износа зубьев редуктора на менее изношенные
участки. Такая мера увеличивает сроки службы редуктора.
Новые СК изготавливаются при более жестких технических требованиях к балансировке деталей, точности их изготовления и центровки
плоскостей балансира, кривошипов и вертикальности движения канатной подвески.
Предусмотрено механизированное плавное перемещение кривошипных противовесов, при котором достигается лучшее уравновешивание СК.
157
Качалки оборудованы двухколодочным тормозом с ручным приводом. Тормозной барабан закреплен на трансмиссионном валу редуктора.
С помощью тормоза балансир и противовесы качалки могут быть зафиксированы в любом положении. Электродвигатель устанавливается
на салазках, наклон которых регулируется для достижения необходимого натяжения тиксо-тропных ремней трансмиссионной передачи. Изменение длины хода балансира достигается перестановкой пальца шатуна
на кривошипе, а изменение числа качаний достигается сменой шкива на
валу электродвигателя на другой размер.
Рис. 10.9. Схема балансирного станка-качалки:
1 – канатная подвеска; 2 – балансир с поворотной головкой;
3 – опора балансира; 4 – стойка; 5 – шатун; 6 – кривошип; 7 – редуктор;
8 – ведомый шкив; 9 – клиноременная передача; 10 – электромотор;
11 – ведущий шкив; 12 – ограждения; 13 – салазки поворотные для электромотора;
14 – рама, 15 – противовес, 16 – траверса, 17 – тормозной шкив
158
Таблица 10.5
1,0
4,2 1,35 3,3 3850
0,72
1,3
5,9
1,0
1,6
7,4 1,85 5,55 9900
1,0
1,6
6,5 1,85 5,1 9600
1,2
1,95
8,5 2,25 6,65 15100
1,2
1,95
7,5 2,25 6,4 14800
1,2
1,95
8,5 2,25 6,65 15600
1,2
1,95
8,0 2,25 6,65 15450
1,67
2,36 10,55 2,6 9,00 24900
1,67
2,36
9,55 2,6 8,5 24800
2,0
3,2
13,2 3,1 11,5 34800
2,0
3,2
11,7 3,1 10,7 34500
159
Масса комплекта, кг
0,57
Высота H
0,365 3,15 1,15 2,0 1600
0,3; 0,45;
0,74 0,74 0,84
0,6
0,6; 0,75;
СКЗ-1,20,9; 1,05; 1,2 1,2 1,43
630
1,2
СК4-2,1- 0,9; 1,2;
2,1 1,5 1,8
1600
1,5; 1,8; 2,1
СК5-31,3; 1,8;
3,0 2,1 2,5
2500
2,1; 2,5; 3,0
0,9; 1,2;
CK6-2,11,5; 1,8;
2,1 2,1 2,5
2500
2,1
1,8; 2,1;
CK8-3,52,5; 3,0;
3,5 2,5 3,0
4000
3,5
1,2; 1,5;
CK121,8; 2,1;
2,5 2,5 3,0
2,5-4000
2,5
1,8; 2,1;
CK8-3,52,5; 3,0;
3,5 2,5 3,0
5600
3,5
CKIO-3- 1,5; 1,8;
3,0 2,5 3,0
5600
2,1; 2,5; 3,0
CKIO2,3; 2,7;
4,5 3,5 4,2
4,5-8000 3,3; 3,9; 4,5
1,8; 2,1;
CK122,5; 3,0;
3,5 3,5 4,2
3,5-8000
3,5
CK15-6- 3,0; 3,5;
6,0 4,2 5,0
12500 4,5; 5,2; 6,0
CK202,3; 2,7;
4,5 4,2 5,0
4,5-12500 3,8; 3,9; 4,5
Ширина B
0,295
СК2-0,6250
Длина l
Наибольший
радиус кривошипа R
Габаритные
размеры, м
Радиус дальнего
отверстия
кривошипа l
Длина шатуна l
Заднее плечо k
Переднее
плечо k1
Кинематические
размеры, м
Длина хода
штока, м
Станок-качалка
Техническая характеристика станков-качалок
1,7 4,8 7200
Кроме описанных балансирных станков-качалок существует много других индивидуальных приводов для штанговых насосных установок, не получивших, однако, широкого распространения. К числу
таких приводов можно отнести безбалансирные станки-качалки, в которых возвратно-поступательное движение штанг осуществляется с
помощью цепи или канатов, перекинутых через шкивы-звездочки,
укрепленные на наклонной к устью скважины пирамиде-опоре. Канатная подвеска (или цепь) прикрепляется к штангам, а другим концом к кривошипу редуктора.
При вращении вала редуктора и укрепленных на валу кривошипов
канаты подвески и колонна штанг совершают возвратно-поступательное
движение. Отсутствие тяжелого высоко-поднятого на пирамиде-стойке
балансира позволяет уменьшить массу безбалансирных станков и несколько улучшить кинематику привода. Безбалансирные СК уравновешиваются с помощью противовесов, укрепляемых на кривошипе, как и
у балансирных СК. Однако центр тяжести противовеса имеет по отношению к точке прикрепления шатунов угловое смещение, зависящее от
наклона линии, соединяющей центры вращения шкивов на опоре и оси
главного вала кривошипа.
Существуют балансирные СК с гидропневматическим и пневматическим уравновешиванием. Эти станки более компактные, чем обычные
балансирные, имеют более плавный ход, меньшие инерционные нагрузки. Однако они сложнее в изготовлении, дороже и, несмотря на некоторое уменьшение габаритных размеров, более металлоемки. Уравновешивание в них достигается как за счет использования роторных
противовесов, так и за счет сжатия воздуха в специальном цилиндре с
перемещающимся в нем поршнем. Кроме того, на СК с пневматическим
уравновешиванием обязательно имеется небольшой одноцилиндровый
компрессор для подкачки воздуха в систему уравновешивания.
Разработаны гидравлические качалки, состоящие из длинного цилиндра и движущегося в нем поршня, соединенного непосредственно с
колонной штанг. Цилиндр устанавливается вертикально над устьем
скважины. Возвратно-поступательное движение поршня и штанг достигается путем переключения золотниковым устройством нагнетаемой
силовым насосом жидкости в полости цилиндра. В качестве силового
используется обычно шестеренчатый насос с приводом от электродвигателя. Уравновешивание осуществляется за счет противоположного по
фазе перемещения насосных груб с гидравлической подвеской. Гидравлические качалки очень компактны, имеют массу в 2–2,5 раза меньшую,
чем обычные балансирные СК, плавный ход, однако существенным их
недостатком является перемещение НКТ, дополнительные уплотни160
тельные сальниковые элементы и длинные силовые цилиндры, изготовление которых требует совершенной технологии.
10.5. Исследование скважин, оборудованных штанговыми насосными
установками
Исследование ШСНУ необходимо для изучения притока и построения индикаторной кривой, а также для изучения работы самого насоса
и выявления причин низкого коэффициента подачи.
Изменение отбора жидкости ШСНУ достигается либо изменением
хода полированного штока 5 перестановкой пальца шатуна на кривошипе, либо изменением числа качаний п сменой шкива на валу электродвигателя. В некоторых случаях отбор можно изменить сменой размера
насоса (Р), однако эта операция сложнее, так как требует осуществления
спуско-подъемных работ на скважине.
При каждом изменении режима откачки после выхода скважины на
установившийся режим, что определяется по стабилизации дебита, замеряется прямым или косвенным методом забойное давление, соответствующее данному установившемуся режиму работы. Для прямого измерения забойного давления созданы малогабаритные скваукинные
манометры диаметром 22…25 мм. Такие приборы могут быть спущены
в межтрубное пространство скважины на стальной проволоке через отверстие в планшайбе при эксцентричной подвеске НК.Т на устье. Полученные таким образом данные о забойном давлении наиболее достоверны. Однако в глубоких искривленных скважинах, а также при малых
зазорах в межтрубном пространстве бывают прихваты манометра и обрывы проволоки. Для предотвращения этого используются так называемые лифтовые скважинные манометры, подвешиваемые к приемному
патрубку ШСН и спускаемые в скважину вместе с НКТ. Эти манометры
имеют часовой механизм с многосуточным заводом и фиксируют на
бумажном бланке динамику изменения давления на глубине спуска
прибора в процессе трех-четырехкратного изменения режимов откачки
(дебитов). Такой метод позволяет получить достаточно надежные результаты исследования, однако он связан с необходимостью осуществления спуско-подъемных операций для спуска и подъема лифтового манометра. Поэтому эти замеры приурочивают к очередным ремонтным
работам на скважине или очередной смене насоса. В настоящее время
лифтовые манометры по этой причине не находят применения.
К косвенным методам исследования скважины на приток относится
замер глубины динамического уровня жидкости в межтрубном пространстве, устанавливающегося при том или ином режиме откачки специальными приборами – эхолотами.
161
10.5.1. Эхолот
Эхолот работает следующим образом. В межтрубное пространство
посылается звуковой импульс, который отражается от уровня жидкости,
возвращается к устью скважины и улавливается микрофоном, соединенным через усилитель с регистрирующим устройством, записывающим все сигналы на бумажной ленте в виде диаграммы. Бумажная лента
движется с помощью лентопротяжного механизма с постоянной скоростью. Измеряя расстояние между двумя пиками диаграммы, соответствующими начальному импульсу и отраженному от уровня, можно
определить глубину этого уровня.
Поскольку звуковой сигнал проходит двойное расстояние от устья
до уровня и обратно, то, если известна скорость распространения звуковой волны в газовой среде межтрубного пространства, глубина уровня
может быть найдена из простого соотношения:
t
S v ,
2
где S – глубина уровня; t = l / а – время от момента подачи импульса до
прихода отраженного сигнала, который проходит за это время путь 2S;
v – скорость звука в газовой среде межтрубного пространства; l – расстояние между двумя пиками диаграммы на бумажной ленте; а – скорость движения бумажной ленты.
Такой метод определения уровня жидкости имеет ряд недостатков.
Скорость звука v в межтрубном пространстве зависит от давления,
температуры и плотности газа, заполняющего это пространство. Погрешность в определении v непосредственно влияет на определяемую
величину уровня 5.
При измерении нескольких значений Si, и вычислении по ним величин ΔSi, соответствующих нескольким режимам отбора жидкости в той
же скважине, погрешности уменьшаются, так как систематическая ошибка
в величине v одинаково отразится на всех измеряемых значениях S.
Чтобы исключить ошибки, связанные с определением скорости
звука в межтрубном пространстве, на колонне НК.Т устанавливают репер – утолщенную муфту, на 50…60 % перекрывающую межтрубное
пространство. Глубина установки этого репера S0 заранее известна. В
этом случае на эхограмме получаются три пика: первый соответствует
моменту подачи импульса на устье, второй – отраженному сигналу от
репера и третий – отраженному сигналу от уровня. Очевидно, что расстояния между пиками эхограммы пропорциональны глубинам установки репера S0 и уровня S. Из пропорции
162
S
l
S0 l 0
находим
S S0
l
l0
Таким образом, установка репера исключает необходимость определения скорости звука в кольцевом пространстве. Для большей точности репер устанавливают вблизи уровня жидкости.
Рис. 10.11 Типичные эхограммы,
снятые с помощью трехканального эхолота
Современные высокочувствительные эхолоты не требуют установки репера, так как фиксируют на бумажной ленте сигналы, отраженные
от каждой муфты колонны НКТ. В этом случае глубина измеряемого
уровня определяется подсчетом по эхограмме числа пиков до сигнала,
соответствующего уровню жидкости, и умножением числа пиков на
длину одной трубы.
Для создания звукового импульса и улавливания отраженных сигналов имеется «хлопушка» – специальный короткий патрубок, присоединяемый к фланцу задвижки межтрубного пространства, с ударником,
производящим выстрел маломощного порохового заряда. Кроме того, в
хлопушке или ее боковом отводе имеется кварцевый чувствительный
микрофон. В некоторых конструкциях эхолотов вместо микрофона используют термофоны. Микрофон превращает звуковые сигналы в электрические, поступающие в усилитель. В современных эхолотах имеется
электронный усилитель с трехканальным фильтром для глушения помехи и выделения измеряемого сигнала. Усилитель питается от батареи
постоянного тока и не нуждается в наличии на скважине осветительной
163
электролинии для своего питания. Усилитель имеет регулятор чувствительности и лентопротяжный механизм для обеспечения постоянной
скорости движения бумажной ленты.
Три канала, устанавливаемых поворотом трехпозиционного переключателя, обеспечивают выделение (с помощью электрических фильтров) сигналов, отраженных от верхних муфт, выделение сигналов от
муфт, находящихся на большой глубине, и выделение сигнала от уровня
жидкости при больших глубинах (рис. 10.11).
Эхолот – переносной прибор, собран в небольшом ящике-футляре.
Хлопушка присоединяется без разрядки газа из межтрубного пространства и допускает измерения при давлениях до 2,5 МПа.
Наличие вспененной жидкости в межтрубном пространстве скважины затрудняет получение четкого отраженного сигнала
от уровня и является общим недостатком измерения эхолотом. Поэтому перед измерением очень важно не производить разрядки газа из
межтрубного пространства во избежание вспенивания. Однако это не
всегда возможно, так как некоторые конструкции хлопушек предусматривают ее соединение через специальное отверстие в устьевой планшайбе, закрываемое винтовой пробкой. Необходимо также отметить,
что для определения по уровню забойного давления, соответствующего
данному отбору жидкости, надо знать среднюю плотность столба жидкости от уровня до забоя. Определение этой плотности, зависящей от
обводненности и газосодержания столба жидкости, затруднительно.
В промысловой практике нашли применение так называемые волномеры, представляющие собой те же эхолоты, но вместо звукового
импульса в межтрубное пространство посылается импульс давления газа. Этот импульс создается либо кратковременным впуском газа из баллона высокого давления, либо выпуском газа из межтрубного пространства с помощью специального отсекателя, присоединяемого к
межтрубной задвижке.
Отсекатель состоит из заглушенного с одной стороны патрубка,
имеющего на боковой поверхности одно или несколько отверстий. Эти
отверстия перекрыты скользящей по поверхности патрубка специальной
муфтой с отверстиями. При кратковременном перемещении этой муфты
отверстия в патрубке и муфте на короткий момент времени совмещаются и таким образом создается импульс давления, зависящий от давления
в межтрубном пространстве и от скорости перемещения муфты. Поэтому условия измерения уровня получаются нестандартизованными, а это
осложняет создание регистрирующего устройства, которое могло бы
избирательно регистрировать нужный отраженный сигнал с достаточной чувствительностью.
164
10.5.2. Динамометрия ШСНУ
Снятие диаграммы нагрузки на полированный шток в зависимости
от хода называется динамометрией ШСНУ. Она осуществляется силоизмерительным регистрирующим прибором – динамометром.
Сопоставление снятой на ШСНУ динамограммы с теоретической
позволяет выяснить отклонения от нормальной работы установки в целом и дефекты в работе самого ШСН. Регулярное обследование ШСНУ
является обязательным, так как позволяет своевременно предотвратить
более серьезные осложнения. Ди-намограмма, кроме того, позволяет
уточнить режим откачки и по возможности его улучшить.
Известны динамографы механические, гидравлические, электрические, электромагнитные, тензометрические и др. Однако наибольшее
распространение получили гидравлические динамографы, в которых
нагрузка на полированный шток передается через рычажную систему на
упругую диафрагму камеры, заполненной жидкостью. Давление жидкости в камере, пропорциональное усилию в штоке, по капилляру передается геликсной пружине. При увеличении давления геликсная пружина
разворачивается и поворачивает перо, которое чертит линию на бумажном бланке, закрепленном на подвижном столике или барабане.
Перемещение столика пропорционально ходу полированного штока. Таким образом, смещение пера, пропорциональное усилиям в штоке,
соответствует оси ординат, а смещение столика, пропорциональное ходу штока, – оси абсцисс.
Месдоза, геликсная пружина с пером, столик и его приводной червячный механизм смонтированы вместе в виде компактного прибора.
Стандартное оборудование ШСНУ предусматривает возможность установки динамографа в разъеме между траверсами канатной подвески.
Приводной механизм столика или барабана с помощью шнура соединяется с неподвижной точкой – сальником устьевого оборудования.
При движении штока вверх шнур разматывается со специального
шкива, который при этом поворачивается на несколько оборотов, вращая
червячный ходовой винт, и перемещает столик. Одновременно при этом
заводится спиральная возвратная пружина. При обратном ходе столик
возвращается в исходное положение с помощью возвратной пружины,
вращающей червяк и шкив в обратном направлении. Шнур при этом
наматывается на шкив, оставаясь в натянутом состоянии. К прибору придается три сменных шкива различного диаметра. Это позволяет получить
три различных масштаба хода, обычно 1 : 15, 1 : 30 и 1 : 45.
Серийный динамограф ГДМ-3 (гидравлический динамограф с месдозой, тип 3), установленный в разъем траверс контактной подвески
(показана в разрезе), изображен на рис. 10.12.
165
Рис. 10.12 Принципиальная схема гидравлического динамографа и его установки между траверсами канатной подвески:
1 – шнур, 2 – шкив ходового вита, 3 – ходовой винт столика,
4 – направляющие салазки столика, 5 – бумажный бланк, прикрепляемый к столику,
6 – перо геликсной пружины, 7 – геликсная пружина,
8 – капиллярная трубка, соединяющая геликсную пружину
с полостью силоизмерительной камеры, 9, 10 – нажимной диск,
11 – верхний рычаг силоизмерителыюй части,
12 – нижний рычаг силоизмерительной части
В этом динамографе жидкостная камера встроена в верхнем рычаге
силоизмерительной части (пластине) 11 силоизмерительного устройства. Правая опора пластин силоизмерительного устройства допускает
перестановку опоры, при которой соотношение плеч рычажной системы
изменяется. Это позволяет 3 раза изменить масштаб усилий: 1; 0,75;
0,53, что в свою очередь обеспечивает пределы измерения усилий в полированном штоке в 40; 80; 100 кН.
10.5.3. Динамограмма и ее интерпретация
Теоретическая динамограмма показана на рис. 10.13. На нее наложена (показана пунктиром) типичная фактическая динамо-грамма исправного насоса, спущенного на небольшую глубину и работающего в
условиях отсутствия газа.
Линия аб означает деформацию штанг и труб и отражает процесс
воспринятия штангами нагрузки от веса жидкости. Это происходит при
перемещении штока на величину λ, начиная от н. м. т.
Линия бв – полезный ход плунжера, во время которого статическая
нагрузка на шток равна весу штанг и жидкости.
166
Точка в соответствует верхней мертвой точке (в. м. т.). Линия вга –
ходу вниз, при котором также штанги и трубы деформируются, но в обратном порядке, так как нагнетательный клапан открывается, штанги
теряют при этом нагрузку и сокращаются, а трубы (всасывающий клапан закрывается) приобретают ее и удлиняются.
Реальная динамограмма всегда отличается от теоретической. Превышение пунктира над линией бв означает появление дополнительных
нагрузок, связанных с инерцией системы и трением, этим же объясняется снижение пунктирной линии по отношению к линии га при ходе
вниз. Изучение снятой динамограммы и ее сопоставление с теоретической позволяет выяснить ряд дефектов и неполадок в работе ШСНУ.
Так, смещение точек б и г вправо означает пропуски в нагнетательной
части насоса в результате растягивания во времени процесса перехода
нагрузки Рж с труб на штанги. пропуск в нагнетательной части приводит к заполнению объема цилиндра, высвобождаемого плунжером, перетекающей жидкостью и, таким образом, создает на плунжер подпор
снизу. Чем больше утечки в нагнетательной части, тем сильнее смещение точек б и г вправо.
Рис. 10.13. Теоретическая динамограмма (сплошная линия),
совмещенная с фактической (пунктирная линия),
нормально работающей штанговой насосной установки при малых глубинах
При пропуске в приемной части (всасывающий клапан) происходит
обратное явление. Точки б и г смещаются влево. Утечки жидкости в
приемной части раньше времени снимают подпор плунжера снизу и
штанги воспринимают вес жидкости быстрее.
На динамограмме отражается вредное влияние газа, попадающего в
ШСН. В этом случае переход от точки в к линии аг происходит плавно,
167
что означает сжатие газа в цилиндре под плунжером. Динамограммы
позволяют выявить правильность посадки плунжера в цилиндре. Появление короткого спада нагрузки вблизи н. м. т., ниже Ршт, свидетельствует об ударе плунжера о всасывающий клапан. Резкое снижение
нагрузки ниже Р = Рш + Рж вблизи в. м. т. означает выход плунжера из
цилиндра насоса (если насос невставной), а появление пика у в. м. т. –
удары плунжера об ограничительную гайку цилиндра в случае вставного насоса (рис. 10.14).
Рис. 10.14. Отражение дефектов работы
штангового насоса на динамограмме:
а – пропуски в нагнетательной части,
б – пропуски во всасывающей части, в – влияние газа,
г – низкая посадка плунжера, д – выход плунжера из цилиндра трубного насоса,
е – удары плунжера о верхнюю ограничительную гайку вставного насоса
Подобная расшифровка динамограмм, однако, возможна в ограниченных случаях (малые глубины, жесткие штанги, малые диаметры
плунжера). При возникновении колебательных нагрузок, т. с. при динамическом режиме откачки φ = ωL/a > 0,20, динамограмма искажается
168
и в некоторых случаях при нормально работающем скважинном насосе
может приобрести очень сложный вид. Это является результатом наложения на нормальную динамограмму нагрузок, вызванных колебательными процессами в штангах, которые в свою очередь есть результат интерференции собственных упругих колебаний штанг и вынужденных
колебаний, вызванных работой станка-качалки.
Анализ и расшифровка сложных динамограмм связаны с необходимостью перехода от динамограммы, снятой на верхнем конце колонны штанг
(полированный шток), к динамограмме, соответствующий нижнему концу
колонны штанг. Это равносильно установке динамографа непосредственно
над плунжером. Вообще тлкие диплмогрлфы были созданы, однако их использование связано с двукратным спуском и извлечением штанг и наноса
из скважины и поэтому они не нашли практического применения.
Для подобной диагностики работы ШСНУ и получения глубинной
динамограммы используют довольно сложную аналитическую обработку поверхностной динамограммы. При этом составляющие нагрузок,
вызванные колебаниями колонны штанг и их упругими деформациями,
рассчитывают и исключают при построении глубинной динамограммы.
Поверхностная динамо-грамма Р(S) по точкам перестраивается в зависимость нагрузки от времени Р(t). Затем ординаты каждой точки зависимости Р(t] пересчитываются на соответствующие значения глубинной
динамограммы. Если координаты всех точек (обычно 36; через каждые
10° угла поворота кривошипа), т. е. значения Р(t] в виде таблицы ввести
в ЭВМ, то получение такой глубинной динамограммы упрощается.
На поверхностной динамограмме находят отражения все дефекты
работы СК, главным образом удары и люфты в сочленениях шатуннокривошипного механизма, в шпонках и зубьях редуктора.
Динамометрирование ШСНУ дает важную информацию о работе
установки в целом. На автоматизированных промыслах оно осуществляется дистанционно из центрального диспетчерского пункта. С этой
целью СК оборудуются специальными тензометрическими датчиками
усилий и датчиками хода полированного штока.
10.6. Эксплуатация скважин штанговыми насосами
в осложненных условиях
При работе штанговых насосных установок часто встречаются особые условия, осложняющие работу этих установок. К ним следует отнести: большое газосодержание на приеме насоса; большое содержание
песка в откачиваемой жидкости; отложение парафина в НКТ и на
насосных штангах и минеральных солей в узлах насоса и в НКТ, сильное искривление скважин; высокопарафинистые высоковязкие нефти.
169
Очень часто эти осложняющие условия действуют совместно и тогда возникает необходимость борьбы одновременно с несколькими
осложняющими факторами.
Чаще всего возникают осложнения вследствие влияния газа на работу насоса, уменьшающего коэффициент наполнения цилиндра.
Рис. 10.15. Принципиальная схема обычного
однокорпусного газового якоря
Из общей теории работы штангового насоса следует, что коэффициент наполнения зависит от газового фактора в условиях приема насоса и доли вредного пространства по отношению к объему, описанному
плунжером. Величина Rж в свою очередь зависит от газового фактора
Го, растворимости газа в нефти α, давления на приеме насоса Рпр, коэффициента сепарации m и обводненности продукции n. Такие величины,
как обводненность, газовый фактор, растворимость газа, температура на
приеме насоса, являются природными факторами и не поддаются изменению. Другие факторы, такие как давление на приеме, коэффициент
сепарации и коэффициент вредного пространства, можно изменять.
Уменьшение вредною пространства и газового фактора на приеме насоса увеличивает коэффициент его наполнения. Уменьшение вредного
пространства достигается применением насоса, имеющего на нижнем
конце плунжера дополнительный нагнетательный клапан. Из этого следует, что применение насосов НГН-1 со штоком неэффективно в сква170
жинах с большим газосодержанием на приеме. Существенное уменьшение вредного пространства достигается правильной посадкой плунжера
в цилиндре насоса, т. е. такой посадкой, при которой плунжер и его
нижний нагнетательный клапан при крайнем нижнем положении головки балансира приближается к всасывающему клапану на минимально
возможное расстояние. Увеличение хода при одновременном уменьшении диаметра насоса также уменьшает относительную долю объема
вредного пространства.
При увеличении давления на приеме насоса Рпр, что достигается
увеличением глубины погружения насоса под динамический уровень,
уменьшается газосодержание на приеме, т. е. величина Rж, как за счет
дополнительного растворения газа в нефти, так и за счет сжатия газа,
оставшегося в свободном состоянии. При погружении насоса на глубину, где давление равно давлению насыщения, вредное влияние газа вообще прекращается, так как свободного газа на этой глубине нет.
На наполнение насоса в известной мере можно влиять, изменяя коэффициент сепарации газа m на приеме насоса, который зависит от
условий всасывания газожидкостной смеси. С помощью особых
устройств и приспособлений, называемых газовыми якорями, удается
увеличить долю газа, уходящего через межтрубное пространство, а следовательно, уменьшить долю газа, поступающего в цилиндр насоса.
Работа газовых якорей основана на различных принципах, например, таких как отделение газовых пузырьков за счет их всплытия в потоке жидкости, направленном вниз, использование принципа центрифугирования при завихрении потока, использование вибрации тарелок на
пружинных подвесках и др.
В однокорпусном якоре (рис. 10.15) ГЖС заходит в кольцевое пространство между корпусом якоря 1 и центральной трубой 2, верхний
конец которой присоединяется к приемному клапану насоса 4. Направление потока изменяется, газовые пузырьки всплывают и уходят в
межтрубное пространство. Жидкость, обедненная газом, поступает в
центральную трубку через отверстия 5 и далее в цилиндр насоса. Газовый пузырек 3 увлекается вниз нисходящим потоком жидкости, скорость которого зависит от дебита скважины и площади сечения кольцевого пространства между корпусом 1 и трубкой 2, так что
v1
Q
Ff
где Q – объемный секундный расход ГЖС в условиях приема насоса;
F – f – площадь сечения между корпусом и центральной трубкой газового якоря.
171
Рис. 10.16. Принципиальная схема
двухкорпусного газового якоря
Рис. 10.17. Газовый якорь
«зонтичного» типа
Скорость всплытия газового пузырька Vг согласно формуле Стокса
зависит от диаметра пузырька d и, разности плотностей жидкости ρж и
газа ρг и вязкости жидкости μ, так что
vг
d 2 ( ж г )
18
Условие эффективной работы газового якоря – Vг > V1. В противном случае газовые пузырьки будут увлекаться потоком жидкости в
насос. Если на Vг мы практически не можем воздействовать, то скоростью V1 можно управлять. Ее можно уменьшить разделением потока Q
на два или более параллельных потоков. Это осуществляется в двух-,
трех- или четырехкорпусных якорях (рис. 10.16). В каждую секцию
якоря попадает только часть общего расхода. Это означает, что нисходящая скорость потока V1 в корпусе якоря будет меньше.
Существуют методы расчета газовых якорей подобного типа (методика А. С. Вирновского), однако эти методы не отличаются необходимой надежностью, так как размеры пузырьков всегда бывают разными, а скорость их всплытия, вследствие стесненности движения, сильно
отличается от расчетной, определяемой формулой Стокса.
Примером удачной конструкции якоря может служить газовый
якорь зонтичного типа (рис. 10.17). В этом случае межтрубное про172
странство перекрывается эластичным пакером 1. Газожидкостная смесь
поступает в кольцевой зазор между корпусом якоря 2 и всасывающей
трубкой 3. Через отверстия в верхней части корпуса ГЖС попадает в
межтрубное пространство, газ поднимается вверх, а внизу над эластичным пакером скапливается жидкость практически без газа. Эта жидкость по каналу 4 поступает на прием насоса. Хорошая сепарация газа
получается при спуске насоса в зумпф скважины, который в этих условиях действует по принципу якоря-зонта.
Рис. 10.18. Принципиаль ная схема песочного якоря
Другим фактором, осложняющим работу штанговых насосных
установок, является присутствие в откачиваемой жидкости мелкого
песка и иной абразивной взвеси. Песок, попадая в насос, разрушает пригнанные поверхности деталей насоса, увеличивает утечки жидкости через клапаны и зазор между цилиндром и плунжером, а иногда вызывает
заклинивание плунжера и обрывы штанг. Такие явления наблюдались в
неглубоких скважинах нефтяных районов южной Туркмении и Северного Кавказа. Межремонтный период таких скважин составляет несколько недель, после чего необходимы извлечение подземного оборудования и замена насоса. Для борьбы с вредным влиянием песка
применяются различные меры, например, крепление призабойной зоны
скважины различными смолами, образующими после их кристаллизации на забое прочную проницаемую пористую среду. Для тех же целей
используют различные фильтры, а также приспособления, устанавлива173
емые перед приемным патрубком насоса, называемые песочными якорями. В песочном якоре (рис. 10.18, а) жидкость изменяет направление
движения на 180°, песок отделяется и скапливается в специальном кармане в нижней части якоря. При заполнении кармана песком якорь извлекают на поверхность и очищают. Условием эффективной работы песочного якоря является существование в якоре скорости восходящего
потока жидкости, меньшей скорости оседания частиц песка. По опытным данным эффективность обращенного якоря (рис. 10.18, б) выше
прямого, так как в нем благодаря насадке создается повышенная скорость потока с песком, направленная вниз. В результате условия оседания песка улучшаются.
Наряду с песочными якорями для борьбы с вредным влиянием песка применяют различные фильтры, привинчиваемые к приемному клапану насоса. При сильном пескопроявлении и для предотвращения оседания песка на забое иногда применяют подлив жидкости в межтрубное
пространство скважины. С этой целью часть откачиваемой из скважины
жидкости сбрасывают в межтрубное пространство, насос спускают до
забоя и таким образом создают повышенную скорость восходящего потока жидкости, при которой песок не оседает на забой и не образует
песчаных пробок. Иногда с той же целью устанавливают на поверхности насос, от которого по трубопроводам подливают жидкость в несколько скважин, работа которых осложнена песком. Осложнения, вызванные отложением парафина, устраняют различными методами.
1. Периодической тепловой обработкой скважины, обычно закачкой пара в межтрубное пространство от передвижной паровой установки (ППУ) без остановки работы станка-качалки. Перегретый пар и конденсирующаяся из него горячая вода прогревают НКТ, парафиновые
отложения расплавляются и потоком жидкости уносятся в нефтесборный коллектор.
2. Закачкой в межтрубное пространство различных растворителей
(керосин, солярка, нестабильный бензин). Попадая через насос в трубы,
растворитель омывает внутреннюю поверхность НКТ и смывает парафин.
3. Прикреплением к колонне штанг пластинчатых скребков, на расстоянии друг от друга, равном ходу полированного штока. В этом случае штанги медленно вращаются (на заворот) с помощью специального
механизма – штанговращателя, укрепляемого на канатной подвеске.
4. В настоящее время для предотвращения отложения парафина на
внутренних стенках НКТ в насосных (а также и в фонтанных и газлифтных) скважинах применяют остеклованные трубы, т. е. трубы,
внутренняя поверхность которых покрыта слоем стекла толщиной около 1 мм. Это существенно снижает интенсивность запарафинивания
174
труб. Однако при разрушении стеклянной поверхности труб от ударов и
особенно в искривленных скважинах их применение приводит к частым
заклиниваниям плунжера стеклянной крошкой.
5. Наиболее радикальным средством борьбы с парафином является
извлечение из скважины штанг и труб и их пропарка и очистка на поверхности с помощью паровой передвижной установки.
Осложнения, вызванные отложением солей (главным образом гипса), устраняются также различными методами, как, например:
периодической закачкой в пласт растворов различных кислот;
применением скважинных дозаторов, с помощью которых в поток
ниже приема насоса в малых количествах вводятся растворители
солевых отложений или специальные реагенты;
периодической промывкой скважины и насосного оборудования
через межтрубное пространство растворителями. Борьба с этим явлением требует тщательного изучения химического состава солей и
подбора соответствующих растворителей.
При работе насосных установок в наклонных скважинах наблюдается истирание насосных труб и штанг вплоть до образования длинных
щелей в трубах или обрыва штанг. Для уменьшения подобных осложнений применяются штанговращатели, а колонна штанг оборудуется специальными муфтами-вставками, снабженными роликами, которые могут перекатываться по внутренней поверхности труб, не допуская
соприкосновения тела штанги или муфты с трубой.
При откачке нефтей с вязкостью, превышающей 0,5 Па-с, сила трения штанг о жидкость при их ходе вниз и особенно при высоких давлениях на устье скважины может превысить собственный вес штанг и
привести к «зависанию» штанг при ходе вниз, т. е. к явлению, когда
скорость опускания штанг в вязкой жидкости станет меньше скорости
движения головки балансира. В таком случае неизбежны рывки и удары
в канатной подвеске и возможны обрывы штанг. Кроме того, при откачке вязких жидкостей при ходе плунжера вверх возникают больши'е силы трения жидкости о внутренние стенки труб. Расчеты показывают,
что эти силы соизмеримы с собственным весом штанг. В этих случаях
традиционные методы расчета штанг и нагрузок, действующих на них,
дают заниженные напряжения, а расчет штанг надо вести не на начало
хода вверх, как это обычно делается, а на момент, соответствующий середине хода вверх, когда инерционная сила обращается в нуль, а сила
трения становится максимальной, так как в этот момент скорость движения штанг максимальна.
175
11. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН
ПОГРУЖНЫМИ ЦЕНТРОБЕЖНЫМИ ЭЛЕКТРОНАСОСАМИ
11.1. Общая схема установки погружного центробежного электронасоса
Центробежные насосы для откачки жидкости из скважины принципиально не отличаются от обычных центробежных насосов, используемых для перекачки жидкостей на поверхности земли. Однако малые радиальные размеры, обусловленные диаметром обсадных колонн, в
которые спускаются центробежные насосы, практически неограниченные
осевые размеры, необходимость преодоления высоких напоров и работа
насоса в погруженном состоянии привели к созданию центробежных
насосных агрегатов специфического конструктивного исполнения.
Внешне они ничем не отличаются от трубы, но внутренняя полость такой
трубы содержит большое число сложных деталей, требующих совершенной технологии изготовления.
Погружные центробежные электронасосы (ПЦЭН) – это многоступенчатые центробежные насосы с числом ступеней в одном блоке до
120, приводимые во вращение погружным электродвигателем специальной конструкции (ПЭД). Электродвигатель питается с поверхности
электроэнергией, подводимой по кабелю от повышающего автотрансформатора или трансформатора через станцию управления, в которой
сосредоточена вся контрольно-измерительная аппаратура и автоматика.
ПЦЭН опускается в скважину под расчетный динамический уровень
обычно на 150…300 м. Жидкость подается по НКТ, к внешней стороне
которых прикреплен специальными поясками электрокабель. В насосном агрегате между самим насосом и электродвигателем имеется промежуточное звено, называемое протектором или гидрозащитой. Установка ПЦЭН (рис. 11.1) включает маслозаполненный электродвигатель
ПЭД 1; звено гидрозащиты или протектор 2; приемную сетку насоса для
забора жидкости 3; многоступенчатый центробежный насос ПЦЭН 4;
НКТ 5; бронированный трехжильный электрокабель 6; пояски для крепления кабеля к НКТ 7; устьевую арматуру 8; барабан для намотки кабеля при спуско-подъемных работах и хранения некоторого запаса кабеля
9; трансформатор или автотрансформатор 10; станцию управления с автоматикой 11 и компенсатор 12.
Насос, протектор и электродвигатель являются отдельными узлами,
соединяемыми болтовыми шпильками. Концы валов имеют шлицевые
соединения, которые стыкуются при сборке всей установки. При необходимости подъема жидкости с больших глубин секции ПЦЭН соеди176
няются друг с другом так, что общее число ступеней достигает 400.
Всасываемая насосом жидкость последовательно проходит все ступени
и покидает насос с напором, равным внешнему гидравлическому сопротивлению. УПЦЭН отличаются малой металлоемкостью, широким диапазоном рабочих характеристик, как по напору, так и по расходу, достаточно высоким к. п. д., возможностью откачки больших количеств
жидкости и большим межремонтным периодом. Следует напомнить,
что средняя по России подача по жидкости одной УПЦЭН составляет
114,7 т/сут, а УШСН – 14,1 т/сут.
Рис. 11.1. Общая схема оборудования скважины
установкой погружного центробежного насоса
Все насосы делятся на две основные группы; обычного и износостойкого исполнения. Подавляющая часть действующего фонда насосов
(около 95 %) – обычного исполнения.
Насосы износостойкого исполнения предназначены для работы в
скважинах, в продукции которых имеется небольшое количество песка
и других механических примесей (до 1 % по массе). По поперечным
размерам все насосы делятся на 3 условные группы: 5; 5А и 6, что озна177
чает номинальный диаметр обсадной колонны, (в дюймах), в которую
может быть спущен данный насос.
Группа 5 имеет наружный диаметр корпуса 92 мм, группа 5А – 103
мм и группа б – 114 мм. Частота вращения вала насосов соответствует
частоте переменного тока в электросети. В России это частота – 50 Гц,
что дает синхронную скорость (для двухполюсной машины) 3000 мин–1.
В шифре ПЦЭН заложены их основные номинальные параметры, такие
как подача и напор при работе на оптимальном режиме. Например,
ЭЦН5-40-950 означает центробежный электронасос группы 5 с подачей
40 м3/сут (по воде) и напором 950 м. ЭЦН5А-360-600 означает насос
группы 5А с подачей 360 м3/сут и напором 600 м.
Рис. 11.2. Типичная характеристика погружного центробежного насоса
В шифре насосов износостойкого исполнения имеется буква И, означающая износостойкость. В них рабочие колеса изготовляются не из металла, а из полиамидной смолы (П-68). В корпусе насоса примерно через каждые 20 ступеней устанавливаются промежуточные резино-металлические
центрирующие вал подшипники, в результате чего насос износостойкого
исполнения имеет меньше ступеней и соответственно напор.
Торцовые опоры рабочих колес не чугунные, а в виде запрессованных колец из закаленной стали 40Х. Вместо текстолитовых опорных
шайб между рабочими колесами и направляющими аппаратами применяются шайбы из маслостойкой резины.
Все типы насосов имеют паспортную рабочую характеристику в
виде кривых зависимостей Н(Q) (напор, подача), η(Q) (к. п. д., подача),
N(Q) (потребляемая мощность, подача). Обычно эти зависимости даются в диапазоне рабочих значений расходов или в несколько большем
интервале (рис. 11.2).
Всякий центробежный насос, в том числе и ПЦЭН, может работать
при закрытой выкидной задвижке (точка А: Q = 0; Н = Нmax) и без про178
тиводавления на выкиде (точка В: Q = Qmax; H = 0). Поскольку полезная работа насоса пропорциональна произведению подачи на напор, то
для этих двух крайних режимов работы насоса полезная работа будет
равна нулю, а следовательно, и к. п. д. будет равен нулю. При определенном соотношении (Q и Н, обусловленном минимальными внутренними потерями насоса, к. п. д. достигает максимального значения, равного примерно 0,5…0,6. Обычно насосы с малой подачей и малым
диаметром рабочих колес, а также с большим числом ступеней имеют
пониженный к. п. д. Подача и напор, соответствующие максимальному
к. п. д., называются оптимальным режимом работы насоса. Зависимость
η(Q) около своего максимума уменьшается плавно, поэтому вполне допустима работа ПЦЭН при режимах, отличающихся от оптимального в
ту и другую сторону на некоторую величину. Пределы этих отклонений
завесят от конкретной характеристики ПЦЭН и должны соответствовать
разумному снижению к. п. Д. насоса (на 3…5 %). Это обусловливает целую область возможных режимов работы ПЦЭН, которая называется
рекомендованной областью (см. рис. 11.2, штриховка).
Подбор насоса к скважинам по существу сводится к выбору такого
типоразмера ПЦЭН, чтобы он, будучи спущен в скважину, работал в
условиях оптимального или рекомендованного режима при откачке заданного дебита скважины с данной глубины.
Выпускаемые в настоящее время насосы рассчитаны на номинальные
расходы от 40 (ЭЦН5-40-950) до 500 м3/сут (ЭЦН6-500-750) и напоры от
450 м (ЭЦН6-500-450) до 1500 м (ЭЦН6-100-1500). Кроме того, имеются
насосы специального назначения, например для закачки воды в пласты.
Эти насосы имеют подачу до 3000 м3/сут и напоры до 1200 м.
Напор, который может преодолеть насос, прямо пропорционален
числу ступеней. Развиваемый одной ступенью при оптимальном режиме
работы, он зависит, в частности, от размеров рабочего колеса, которые
зависят в свою очередь от радиальных габаритов насоса. При внешнем
диаметре корпуса насоса 92 мм средний напор, развиваемый одной ступенью (при работе на воде), равен 3,86 м при колебаниях от 3,69 до 4,2
м. При внешнем диаметре 114 мм средний напор 5,76 м при колебаниях
от 5,03 до 6,84 м.
11.2. Погружной насосный агрегат
Насосный агрегат состоит из насоса (рис. 11.3, а), узла гидрозащиты (рис. 11.3, б), погружного электродвигателя ПЭД (рис. 11.3, в), компенсатора (рис. 11.3, г), присоединяемого к нижней части ПЭДа.
Насос состоит из следующих деталей: головки 1 с шаровым обратным клапаном для предупреждения слива жидкости из НКТ при оста179
новках; верхней опорной пяты скольжения 2, воспринимающей частично осевую нагрузку из-за разности давлений на входе и выкиде насоса;
верхнего подшипника скольжения 3, центрирующего верхний конец вала; корпуса насоса 4; направляющих аппаратов 5, которые опираются
друг на друга и удерживаются от вращения общей стяжкой в корпусе 4;
рабочих колес 6; вала насоса 7, имеющего продольную шпонку, на которой насаживаются рабочие колеса со скользящей посадкой. Вал проходит и через направляющий аппарат каждой ступени и центрируется в
нем втулкой рабочего колеса, как в подшипнике; нижнего подшипника
скольжения 8; основания 9, закрытого приемной сеткой и имеющего в
верхней части круглые наклонные отверстия для подвода жидкости к
нижнему рабочему колесу; концевого подшипника скольжения 10. В
насосах ранних конструкций, имеющихся еще в эксплуатации, устройство нижней части иное. На всей длине основания 9 размещается сальник из свинцово-графитовых колец, разделяющий приемную часть
насоса и внутренние полости двигателя и гидрозащиты. Ниже сальника
смонтирован трехрядный радиалыно-упорный шариковый подшипник,
смазываемый густым маслом, находящимся под избыточным, по отношению к внешнему, некоторым давлением (0,01…0,2 МПа).
В современных конструкциях ЭЦН в узле гидрозащиты не имеется
избыточного давления, поэтому утечки жидкого трансформаторного
масла, которым заполнен ПЭД, меньше, и необходимость в свинцовографитовом сальнике отпала.
Полости двигателя и приемной части разделяет простым торцовым
уплотнением, давления по обе стороны которого одинаковые. Длина
корпуса насоса обычно не превьшает 5,5 м. Когда же нужное число ступеней (в насосах, развивающих большие напоры) разместить в одном
корпусе не удается, их размещают в два или три отдельных корпуса, составляющих самостоятельные секции одного насоса, которые состыковываются вместе при спуске насоса в скважину
Узел гидрозащиты – самостоятельный узел, присоединяемый к
ПЦЭН болтовым соединением (на рис. 11.3 узел, как и сам ПЦЭН,
показан с транспортировочными заглушками, герметизирующими
торцы узлов)
Верхний конец вала 1 соединяется шлицевой муфтой с нижним
концом вала насоса. Легкое торцевое уплотнение 2 разделяет верхнюю
полость, в которой может быть скважинная жидкость, от полости ниже
уплотнения, которая заполнена трансформаторным маслом, находящимся, как и скважинная жидкость, под давлением, равным давлению
на глубине погружения насоса. Ниже торцевого уплотнения 2 располагается подшипник скользящего трения, а еще ниже – узел 3 – опорная
180
пята, воспринимающая осевое усилие вала насоса. Опорная пята скольжения 3 работает в жидком трансформаторном масле.
Рис. 11.3. Устройство погружного центробежного агрегата
а – центробежный насос; б – узел гидрозащиты;
в – погружной электродвнгателъ; г – компенсатор
Ниже размещается второе торцевое уплотнение 4 для более надежной герметизации двигателя. Оно конструктивно не отличается от первого. Под ним располагается резиновый мешок 5 в корпусе 6. Мешок
герметично разделяет две полости: внутреннюю полость мешка, заполненного трансформаторным маслом, и полость между корпусом 6 и самим мешком, в которую имеет доступ внешняя скважинная жидкость
через обратный клапан 7.
Скважинная жидкость через клапан 7 проникает в полость корпуса
6 и сжимает резиновый мешок с маслом до давления, равного внешне181
му. Жидкое масло по зазорам вдоль вала проникает к торцевым уплотнениям и вниз к ПЭДу.
Разработаны две конструкции устройств гидрозащиты. Гидрозащита ГД отличается от описанной гидрозащиты Г наличием на валу малой
турбинки, создающей повышенное давление жидкого масла во внутренней полости резинового мешка 5.
Внешняя полость между корпусом 6 и мешком 5 заполняется густым
маслом, питающим шариковый радиально-упорный подшипник ПЦЭН
прежней конструкции. Таким образом, узел гидрозащиты ГД усовершенствованной конструкции пригоден для использования в комплекте с широко распространенными на промыслах ПЦЭН прежних типов. Ранее
применялась гидрозащита, так называемый протектор поршневого типа, в
которой избыточное давление на масло создавалось подпружиненным
поршнем. Новые конструкции ГД и Г оказались более надежными и долговечными. Температурные изменения объема масла при его нагревании
или охлаждении компенсируются с помощью присоединения к нижней
части ПЭДа резинового мешка – компенсатора (рис. 11.3, г).
Для привода ПЦЭН служат специальные вертикальные асинхронные маслозаполненные двухполюсные электродвигатели (ПЭД). Электродвигатели насоса делятся на 3 группы: 5; 5А и 6.
Поскольку вдоль корпуса электродвигателя, в отличие от насоса,
электрокабель не проходит, диаметральные размеры ПЭДов названных
групп несколько больше, чем у насосов, а именно: группа 5 имеет максимальный диаметр 103 мм, группа 5А – 117 мм и группа 6…123 мм.
В маркировку ПЭД входит номинальная мощность (кВт) и диаметр;
например, ПЭД65-117 означает: погружной электродвигатель мощностью 65 кВт с диаметром корпуса 117 мм, т. е. входящий в группу 5А.
Малые допустимые диаметры и большие мощности (до 125 кВт)
вынуждают делать двигатели большой длины – до 8 м, а иногда и больше. Верхняя часть ПЭДа соединяется с нижней частью узла гидрозащиты
с помощью болтовых шпилек. Валы стыкуются шлицевыми муфтами.
Верхний конец вала ПЭДа (рис. 11.3, в) подвешен на пяте скольжения 1, работающей в масле. Ниже размещается узел кабельного ввода 2.
Обычно этот узел представляет собой штекерный кабельный разъем. Это
одно из самых уязвимых мест в насосе, из-за нарушения изоляции которого установки выходят из строя и требуют подъема; 3 – выводные провода обмотки статора; 4 – верхний радиальный подшипник скользящего
трения; 5 – разрез торцевых концов обмотки статора; 6 – секция статора,
набранная из штампованных пластин трансформаторного железа с пазами для продергивания проводов статора. Секции статора разделены друг
от друга немагнитными пакетами, в которых укрепляются радиальные
182
подшипники 7 вала электродвигателя 8. Нижний конец вала 8 центрируется нижним радиальным подшипником скользящего трения 9. Ротор
ПЭДа также состоит из секций, собранных на валу двигателя из штампованных пластин трансформаторного железа. В пазы ротора типа беличьего колеса вставлены алюминиевые стержни, закороченные токопроводящими кольцами, с обеих сторон секции. Между секциями вал двигателя
центрируется в подшипниках 7. Через всю длину вала двигателя проходит отверстие диаметром 6…8 мм для прохождения масла из нижней полости в верхнюю. Вдоль всего статора также имеется паз, через который
может циркулировать масло. Ротор вращается в жидком трансформаторном масле с высокими изолирующими свойствами. В нижней части
ПЭДа имеется сетчатый масляный фильтр 10. Головка 1 компенсатора
(см. рис. 11.3, г), присоединяется к нижнему концу ПЭДа; перепускной
клапан 2 служит для заполнения системы маслом. Защитный кожух 4
в нижней части имеет отверстия для передачи внешнего давления жидкости на эластичный элемент 3. При охлаждении масла его объем уменьшается и скважинная жидкость через отверстия заходит в пространство
между мешком 3 и кожухом 4. При нагревании мешок расширяется, и
жидкость через те же отверстия выходит из кожуха.
ПЭДы, применяемые для эксплуатации нефтедобывающих скважин, имеют мощности обычно от 10 до 125 кВт.
Для поддержания пластового давления применяются специальные
погружные насосные агрегаты, укомплектованные ПЭДами мощностью
500 кВт. Напряжение питающего тока в ПЭДах колеблется от 350 до 2000
В. При высоких напряжениях удается пропорционально уменьшить ток
при передаче той же мощности, а это позволяет уменьшить сечение токопроводящих жил кабеля, а следовательно, поперечные габариты установки. Это особенно важно при больших мощностях электродвигателя.
Скольжение ротора ПЭДа номинальное – от 4 до 8,5 %, к. п. д. – от 73 до
84 %, допустимые температуры окружающей среды – до 100 °С.
При работе ПЭДа выделяется много теплоты, поэтому для нормальной работы двигателя требуется охлаждение. Такое охлаждение создается за счет непрерывного протекания пластовой жидкости по кольцевому зазору между корпусом электродвигателя и обсадной колонной.
По этой причине отложения парафина в НКТ при работе насосов всегда
значительно меньше, чем при других способах эксплуатации.
В производственных условиях случается временное обесточивание
силовых линий из-за грозы, обрыва проводов, из-за их обледенения и
пр. Это вызывает остановку УПЦЭН. При этом под влиянием стекающего из НКТ через насос столба жидкости вал насоса и статор начинают
вращаться в обратном направлении. Если в этот момент подача электро183
энергии будет восстановлена, то ПЭД начнет вращаться в прямом
направлении, преодолевая силу инерции столба жидкости и вращающихся масс.
Пусковые токи при этом могут превысить допустимые пределы, и
установка выйдет из строя. Чтобы этого не случилось, в выкидной части
ПЦЭН устанавливается шаровой обратный клапан, препятствующий
сливу жидкости из НКТ.
Обратный клапан обычно размещается в головке насоса. Наличие обратного клапана осложняет подъем НКТ при ремонтных работах, так как в
этом случае трубы поднимают и развинчивают с жидкостью. Кроме того,
это опасно в пожарном отношении. Для предотвращения таких явлений
выше обратного клапана в специальной муфте делается сливной клапан. В
принципе сливной клапан – это муфта, в боковую стенку которой вставлена горизонтально короткая бронзовая трубка, запаянная с внутреннего
конца. Перед подъемом в НКТ бросается металлический короткий дротик.
От удара дротика бронзовая трубка отламывается, в результате чего боковое отверстие в муфте открывается и жидкость из НКТ сливается.
Разработаны и другие приспособления для слива жидкости, устанавливаемые над обратным клапаном ПЦЭН. К ним относятся так
называемые суфлеры, позволяющие измерять межтрубное давление на
глубине спуска насоса скважинным манометром, спускаемым в НКТ, и
устанавливающие сообщение межтрубного пространства с измерительной полостью манометра.
Следует заметить, что двигатели чувствительны к системе охлаждения, которая создается потоком жидкости между обсадной колонной
и корпусом ПЭДа. Скорость этого потока и качество жидкости влияют
на температурный режим ПЭДа. Известно, что вода имеет теплоемкость
4,1868 кДж/кг-°С, тогда как чистая нефть 1,675 кДж/кг-°С. Поэтому при
откачке обводненной продукции скважины условия охлаждения ПЭДа
лучше, чем при откачке чистой нефти, а его перегрев приводит к нарушению изоляции и выходу двигателя из строя. Поэтому изоляционные
качества применяемых материалов влияют на длительность работы
установки. Известно, что термостойкость некоторой изоляции, применяемой для обмоток двигателя, доведена уже до 180 °С, а рабочие температуры до 150 °С. Для контроля за температурой разработаны простые электрические температурные датчики, передающие на станцию
управления информацию о температуре ПЭДа по силовому электрическому кабелю без применения дополнительной жилы. Аналогичные
устройства имеются для передачи на поверхность постоянной информации о давлении на приеме насоса. При аварийных состояниях станция
управления автоматически отключает ПЭД.
184
11.3. Элементы электрооборудования установки
ПЭД питается электроэнергией по трехжильному кабелю, спускаемому в скважину параллельно с НКТ. Кабель крепится к внешней поверхности НКТ металлическими поясками по два на каждую трубу. Кабель работает в тяжелых условиях. Верхняя его часть находится в
газовой среде, иногда под значительным давлением, нижняя – в нефти и
подвергается еще большему давлению. При спуске и подъеме насоса,
особенно в искривленных скважинах, кабель подвергается сильным механическим воздействиям (прижимы, трение, заклинивание между колонной и НКТ и т. д.). По кабелю передается электроэнергия при высоких напряжениях. Использование высоковольтных двигателей
позволяет уменьшить ток и, следовательно, диаметр кабеля. Однако кабель для питания высоковольтного ПЭДа должен обладать и более
надежной, а иногда и более толстой изоляцией. Все кабели, применяемые для УПЦЭН, сверху покрыты эластичной стальной оцинкованной
лентой для защиты от механических повреждений. Необходимость размещения кабеля по наружной поверхности ПЦЭН уменьшает габариты
последнего. Поэтому вдоль насоса укладывается плоский кабель, имеющий толщину примерно в 2 раза меньше, чем диаметр круглого, при
одинаковых сечениях токопроводящих жил.
Все кабели, применяемые для УПЦЭН, делятся на круглые и плоские.
Круглые кабели имеют резиновую (нефтестойкая резина) или полиэтиленовую изоляцию, что отображено в шифре: КРБК означает кабель резиновый
бронированный круглый или КРБП – кабель резиновый бронированный
плоский. При использовании полиэтиленовой изоляции в шифре вместо
буквы Р пишется П: КПБК – для круглого кабеля и КПБП – для плоского.
Круглый кабель крепится к НКТ, а плоский – только к нижним
трубам колонны НКТ и к насосу. Переход от круглого кабеля к плоскому сращивается методом горячей вулканизации в специальных прессформах и при недоброкачественном выполнении такой сростки может
служить источником нарушения изоляции и отказов. В последнее время
переходят только к плоским кабелям, идущим от ПЭДа вдоль колонны
НКТ до станции управления. Однако изготовление таких кабелей сложнее, чем круглых (табл. 11.1).
Имеются еще некоторые разновидности кабелей с полиэтиленовой
изоляцией, не упомянутые в таблице. Кабели с полиэтиленовой изоляцией на 26…35 % легче кабелей с резиновой изоляцией. Кабели с резиновой изоляцией предназначены для использования при номинальном
напряжении электрического тока не более 1100 В, при температурах
окружающей среды до 90 °С и давлении до 1 МПа. Кабели с полиэтиле185
новой изоляцией могут работать при напряжении до 2300 В, температуре до 120 °С и давлении до 2 МПа. Эти кабели обладают большей
устойчивостью против воздействия газа и высокого давления.
Таблица 11.1
Характеристика кабелей, применяемых для УПЦЭН
Число жил
Наружный Наружные размеры Масса,
и площадь сечения, мм2 диаметр, мм плоской части, мм кг/км
3 ×10
27,5
–
1280
3 × 16
29,3
–
1650
НРБ К
3 × 25
32,1
–
2140
3 × 35
34,7
–
2680
3 × 10
–
12,6 x 30,7
1050
КРБП
3 × 16
–
13,6 x 33,8
1250
3 × 25
–
14,9 x 37,7
1600
3 × 10
27,0
1016
3 × 16
29,6
–
1269
КПБК
3 × 25
32,4
–
1622
3 × 35
34,8
–
1961
3×4
–
8,8 x 17,3
380
3×6
–
9,5 x 18,4
466
КПБП
3 × 10
–
12,4 x 26,0
738
3 × 16
–
13,6 x 29,6
958
3 × 25
–
14,9 x 33,6
1282
Кабель
Все кабели имеют броню из волнистой оцинкованной стальной
ленты, что придает им нужную прочность.
Кабели обладают активным и реактивным сопротивлением. Активное
сопротивление зависит от сечения кабеля и частично от температуры.
Сечение, мм ............................................. 16
25
35
Активное сопротивление, Ом/км ......... 1,32
0,84
0,6
Реактивное сопротивление зависит от соs φ и при его значении
0,86…0,9 (как это имеет место у ПЭДов) составляет примерно
0,1 Ом/км.
В кабеле происходит потеря электрической мощности, обычно от 3
до 15 % общих потерь в установке. Потеря мощности связана с потерей
напряжения в кабеле. Эти потери напряжения, зависящие от тока, температуры кабеля, его сечения и пр., вычисляются по обычным формулам электротехники. Они составляют примерно от 25 до 125 В/км. Поэтому на устье скважины напряжение, подаваемое к кабелю, всегда
должно быть выше на величину потерь по сравнению с номинальным
186
напряжением ПЭДа. Возможности такого повышения напряжения
предусмотрены в автотрансформаторах или трансформаторах, имеющих
для этой цели в обмотках несколько дополнительных отводов.
Первичные обмотки трехфазных трансформаторов и автотрансформаторов всегда рассчитаны на напряжение промысловой электросети, т. е. на 380 В, к которой они и подсоединяются через станции управления. Вторичные обмотки рассчитаны на рабочее напряжение
соответствующего двигателя, с которым они связаны кабелем. Эти рабочие напряжения в различных ПЭДах изменяются от 350В
(ПЭД10-103) до 2000 В (ПЭД65-117; ПЭД125-138). Для компенсации
падения напряжения в кабеле от вторичной обмотки делается 6 отводов
(в одном типе трансформатора 8 отводов), позволяющих регулировать
напряжение на концах вторичной обмотки с помощью перестановки перемычек. Перестановка перемычки на одну ступень повышает напряжение на 30…60 В в зависимости от типа трансформатора.
Все трансформаторы и автотрансформаторы немаслозаполненные с
воздушным охлаждением закрыты металлическим кожухом и предназначены для установки в укрытом месте. Они комплектуются с подземной установкой, поэтому их параметры соответствуют данному ПЭДу.
В последнее время трансформаторы находят более широкое распространение, так как это позволяет непрерывно контролировать сопротивление вторичной обмотки трансформатора, кабеля и статорной обмотки
ПЭДа. При уменьшении сопротивления изоляции до установленной величины (30 кОм) установка автоматически отключается.
При автотрансформаторах, имеющих прямую электрическую связь
между первичной и вторичной обмотками, такого контроля изоляции
осуществлять нельзя.
Трансформаторы и автотрансформаторы имеют к. п. д. около
98…98,5 %. Масса их в зависимости от мощности колеблется от 280
до 1240 кг, габариты от 1060 х 420 х 800 до 1550 х 690 х 1200 мм.
Работа УПЦЭН управляется станцией управления ПГХ5071 или
ПГХ5072. Причем станция управления ПГХ5071 применяется при автотрансформаторном питании ПЭДа, а ПГХ5072 – при трансформаторном. Станции ПГХ5071 обеспечивают мгновенное отключение установки при замыкании токоведущих элементов на землю. Обе станции
управления обеспечивают следующие возможности контроля и управления работой УПЦЭН.
1. Ручное и автоматическое (дистанционное) включение и отключение установки.
2. Автоматическое включение установки в режиме самозапуска после восстановления подачи напряжения в промысловой сети.
187
3. Автоматическую работу установки на периодическом режиме
(откачка, накопление) по установленной программе с суммарным временем 24 ч.
4. Автоматическое включение и отключение установки в зависимости от давления в выкидном коллекторе при автоматизированных системах группового сбора нефти и газа.
5. Мгновенное отключение установки при коротких замыканиях и
при перегрузках по силе тока на 40 %, превышающих нормальный рабочий ток.
6. Кратковременное отключение на время до 20 с при перегрузках
ПЭДа на 20 % от номинала.
7. Кратковременное (20 с) отключение при срыве подачи жидкости
в насос.
Двери шкафа станции управления имеют механическую блокировку с блоком рубильников. Имеется тенденция к переходу на бесконтактные, герметически закрытые станции управления с полупроводниковыми элементами, которые, как показал опыт их эксплуатации, более
надежны, не подвержены воздействию пыли, влаги и осадков.
Станции управления предназначены для установки в помещениях
сарайного типа или под навесом (в южных районах) при температуре
окружающей среды от – 35 до +40 °С.
Масса станции около 160 кг. Габариты 1300 x 850 x 400 мм. В комплект поставки УПЦЭН входит барабан с кабелем, длина которого
определяется заказчиком.
Во время эксплуатации скважины по технологическим причинам
глубину подвески насоса приходится изменять. Чтобы не рубить и не
наращивать кабель при таких изменениях подвески, длина кабеля берется по максимальной глубине подвески данного насоса и при меньших
глубинах его излишек оставляется на барабане. Этот же барабан используется для намотки кабеля при подъеме ПЦЭН из скважин.
При постоянстве глубины подвески и стабильных условиях работы
насоса конец кабеля заправляется в соединительную коробку, и необходимость в барабане отпадает. В таких случаях при ремонтах используют
специальный барабан на транспортной тележке или на металлических
санях с механическим приводом для постоянного и равномерного подтягивания извлекаемого из скважины кабеля и намотки его на барабан.
При спуске насоса с такого барабана равномерно подается кабель. Барабан приводится в движение электроприводом с реверсом и фрикционом
для предупреждения опасных натяжений. На нефтедобывающих предприятиях с большим числом УЭЦН используют специальный транспортировочный агрегат АТЭ-6 на базе грузового вездехода КаАЗ-255Б для
188
перевозки кабельного барабана и другого электрооборудования, в том
числе трансформатора, насоса, двигателя и узла гидрозащиты.
Для погрузки и разгрузки барабана агрегат снабжен откидными
направлениями для накатывания барабана на платформу и лебедкой с
тяговым усилием на канате 70 кН. На платформе имеется также гидрокран грузоподъемностью 7,5 кН при вылете стрелы 2,5 м. Кабель спущенного насосного агрегата пропускают через сальниковые уплотнения
устья и герметизируют в нем с помощью специального разъемного герметизирующего фланца в устьевой крестовине.
Типичная арматура устья скважины, оборудованной для эксплуатации ПЦЭН (рис. 11.4), состоит из крестовины 1, которая навинчивается
на обсадную колонну.
Рис. 11.4. Арматура устья скважины, оборудованной ПЦЭН
В крестовине имеется разъемный вкладыш 2, воспринимающий
нагрузку от НКТ. На вкладыш накладывается уплотнение из нефтестойкой
резины 3, которое прижимается разъемным фланцем 5. Фланец 5 прижимается болтами к фланцу крестовины и герметизирует вывод кабеля 4.
Арматура предусматривает отвод затрубного газа через трубу 6 и
обратный клапан 7. Арматура собирается из унифицированных узлов и
запорных кранов. Она сравнительно просто перестраивается для оборудования устья при эксплуатации штанговыми насосами.
11.4. Установка ПЦЭН специального назначения
Погружные центробежные насосы применяются не только для эксплуатации добывающих скважин. Они находят применение.
1. В водозаборных и артезианских скважинах для снабжения технической водой систем ППД и для бытовых целей. Обычно это насосы с
большими подачами, но с малыми напорами.
189
2. В системах ППД при использовании пластовых высоконапорных
вод (альб-сеноманские пластовые воды в Тюменской области) при оборудовании водозаборных скважин с непосредственной закачкой воды в
соседние нагнетательные скважины (подземные кустовые насосные
станции). Для этих целей используются насосы с внешним диаметром
375 мм, подачей до 3000 м3/сут и напором до 2000 м.
3. Для внутрипластовых систем поддержания пластового давления
при закачке воды из нижнего водоносного пласта в верхний нефтяной
или из верхнего водоносного в нижний нефтяной через одну скважину.
Для этой цели используются так называемые перевернутые насосные
установки, у которых в верхней части двигатель, затем гидрозащита и в
самом низу сам центробежный насос. Такая компоновка приводит к
значительным конструктивным изменениям, но оказывается необходимой по технологическим причинам.
4. Специальные компоновки насоса в корпусах и с каналами перетока для одновременной, но раздельной эксплуатации двух и более пластов одной скважиной. Такие конструкции по существу являются приспособлениями
известных
элементов
стандартной
установки
погружного насоса для работы в скважине в сочетании с другим оборудованием (газлифт, ШСН, фонтан, ПЦЭН и т. д.).
5. Специальные установки погружных центробежных насосов на
кабель-канате. Стремление увеличить радиальные габариты ЭЦЭН и
улучшить его технические характеристики, а также стремление упростить спуско-подъемные работы при замене ЭЦЭН привели к созданию
установок, спускаемых в скважину на специальном кабель-канате. Кабель-канат выдерживает нагрузку 100 кН. Он имеет сплошную двухслойную (крест накрест) наружную оплетку из прочных стальных проволок, обвитых вокруг электрического трехжильного кабеля, с
помощью которого осуществляется питание ПЭДа.
Область применения ПЦЭН на кабель-канате как по напорам, так и по
подаче шире, чем насосов, спускаемых на трубах, так как увеличение за счет
устранения бокового кабеля радиальных габаритов двигателя и насоса при
тех же размерах колонн, позволяют существенно улучшить технические характеристики агрегатов. Вместе с тем использование ПЦЭН на кабельканате по схеме беструбной эксплуатации вызывает и некоторые трудности,
связанные с отложениями парафина на стенках обсадной колонны.
К преимуществам этих насосов, имеющих шифр ЭЦНБ, что означает беструбный (Б) (например, ЭЦНБ5-160-1100; ЭЦНБ5А-250-1050;
ЭЦНБ6-250-800 и др.) следует отнести следующие.
1. Более полное использование поперечного сечения обсадной колонны.
190
2. Практически полное исключение гидравлических потерь напора
на трение в подъемных трубах из-за их отсутствия.
3. Увеличенный диаметр насоса и электродвигателя позволяет повысить напор, подачу и к. п. д. агрегата.
4. Возможность полной механизации и удешевления работ по подземному ремонту скважин при смене насоса.
5. Снижение металлоемкости установки и стоимости оборудования
из-за исключения НКТ, благодаря чему масса оборудования, спускаемого в скважину, уменьшается с 14…18 до 6…6,5 т.
6. Снижение вероятности повреждения кабеля при спускоподъемных операциях.
Рис. 11.5. Установка погружного центробежного насоса на кабель-канате:
1 – шлипсовый пакер; 2 – приемная сетка; 3 – клапан;
4 – посадочные кольца; 5 – обратный клапан, 6 – насос; 7 – ПЭД;
8 – штекер; 9 – гайка; 10 – кабель; 11 – оплетка кабеля; 12 – отверстие
Наряду с этим необходимо отметить и недостатки беструбных
установок ПЦЭН.
1. Более тяжелые условия работы оборудования, находящегося под
давлением выкида насоса.
2. Кабель-канат по всей длине находится в жидкости, откачиваемой
из скважины.
191
3. Узел гидрозащиты, ПЭД и кабель-канат подвержены не давлению приема, как в обычных установках, а давлению выкида насоса, которое значительно превышает давление приема.
4. Поскольку подъем жидкости на поверхность происходит по обсадной колонне, то при отложении парафина на стенках колонны и на
кабеле возникают трудности с ликвидацией этих отложений.
Несмотря на это установки на кабель-канате применяются и существует несколько типоразмеров таких насосов (рис. 11.5).
На расчетную глубину предварительно спускается и закрепляется
на внутренних стенках колонны шлипсовый пакер 1, воспринимающий
вес столба жидкостей над ним и вес погружного агрегата. Насосный агрегат в сборе на кабель-канате опускается в скважину, сажается на пакер и уплотняется в нем. Одновременно патрубок с приемной сеткой 2
проходит через пакер и открывает обратный клапан 3 тарельчатого типа, имеющийся в нижней части пакера.
При посадке агрегата на пакер герметизация достигается за счет касания посадочных колец 4. Выше посадочных колец, в верхней части всасывающего патрубка находится обратный клапан 5. Над клапаном размещается насос 6, затем узел гидрозащиты и ПЭД 7. В верхней части двигателя
имеется специальный трехполюсный коаксиальный штекер 8, на который
плотно насаживается и закрепляется накидной гайкой 9 присоединительный наконечник кабеля 10. В наконечнике заправлены грузонесущая проволочная оплетка кабеля 11 и электрические жилы, подсоединенные к контактным кольцам состыковочного штекерного устройства.
Жидкость, подаваемая ПЦЭН, выбрасывается через отверстия 12 в
межтрубное пространство, частично охлаждая ПЭД.
На устье скважины кабель-канат герметизируется в устьевом сальнике арматуры и конец его присоединяется через обычную станцию
управления к трансформатору.
Спускают и поднимают установку с помощью кабельного барабана, расположенного на шасси специально оборудованного тяжелого автомобиля-вездехода (агрегат АПБЭ-1,2 / 8А).
Время спуска установки на глубину 1000 м – 30 мин, подъема –
45 мин.
При подъеме насосного агрегата из скважины всасывающий патрубок выходит из пакера и дает возможность захлопнуться тарельчатому
клапану. Это позволяет в фонтанных и полуфонтанных скважинах спускать и поднимать насосный агрегат без предварительного глушения
скважины.
Число ступеней в насосах 123 (УЭЦНБ5А-250-1050), 95 (УЭЦНБ6250-800) и 165 (УЭЦНБ5-160-1100).
192
Таким образом, за счет увеличения диаметра рабочих колес напор,
развиваемый одной ступенью, составляет 8,54; 8,42 и 6,7 м. Это почти в
два раза больше, чем у насосов обычной компоновки. Мощности двигателей 46 кВт. Максимальный к. п. д. насосов – 0,65.
Рис. 11.6. Рабочие характеристики погружного центробежного насоса
ЭЦНБ5А 250-1050, спускаемого на кабеле канате:
Н – напорная характерис-тика; N – потребляемая мощность;
η – коэффициент полезного действия
В качестве примера на рис. 11.6 приведены рабочие характеристики насоса УЭЦНБ5А-250-1050. Для этого насоса рекомендуется рабочая
область: подача Q = 180 – 300 м3/сут, напор H = 1150 – 780 м. Масса
насоса в сборе (без кабеля) 860 кг.
11.5. Определение глубины подвески ПЦЭН
Глубина подвески насоса определяется:
1) глубиной динамического уровня жидкости в скважине Нд при
отборе заданного количества жидкости;
2) глубиной погружения ПЦЭН под динамический уровень Нп, минимально необходимой для обеспечения нормальной работы насоса;
3) противодавлением на устье скважины Ру, которое необходимо
преодолеть;
4) потерями напора на преодоление сил трения в НКТ при движении потока hтр;
5) работой выделяющегося из жидкости газа Нг, уменьшающего
необходимый суммарный напор. Таким образом, можно записать
L Hд Нп
Ру
g
h тр Н г .
(11.1)
По существу все слагаемые в (11.1) зависят от отбора жидкости из
скважины.
193
Глубина динамического уровня определяется из уравнения притока
или по индикаторной кривой.
Если уравнение притока известно
Q К Р пл Р с ,
n
то, решая его относительно давления на забое Рс и приведя это давление
в столб жидкости получим
1
Q n
Р с Р пл
К
(11.2)
или
1
Q n
Р с ср g h Р пл ,
К
откуда
1
Q n
Р пл
К ,
h
ср g
(11.3)
где ρср – средняя плотность столба жидкости в скважине от забоя до
уровня; h – высота столба жидкости от забоя до динамического уровня
по вертикали.
Вычитая h из глубины скважины (до середины интервала перфорации) Hc, получим глубину динамического уровня Hд от устья
Нд Нс h .
(11.4)
Если скважины наклонны и φ1 – средний угол наклона относительно вертикали на участке от забоя до уровня, а φ2 – средний угол наклона
относительно вертикали на участке от уровня до устья, то необходимо
внести поправки на кривизну скважины.
С учетом кривизны искомое Hд будет равно
h
cos 2 .
Н д Н с
cos1
194
(11.5)
Здесь Нс – глубина скважины, измеренная вдоль ее оси.
Величина Нп – погружение под динамический уровень, при наличии
газа определяется сложно. Об этом будет сказано несколько дальше. Как
правило, Нп принимается таким, чтобы на приеме ПЦЭН обеспечить за
счет давления столба жидкости газосодержание β потока, не превышающее 0,15…0,25. В большинстве случаев это соответствует 150…300 м.
Величина Ру/ρg есть устьевое давление, выраженное в метрах столба жидкости плотностью ρ. Если продукция скважины обводнена и n –
доля воды в единице объема продукции скважины, то плотность жидкости определяется как средневзвешенная
н
Qн
Q
в в н (1 n ) в n .
Q
Q
(11.6)
Здесь ρн, ρн – плотности нефти и воды.
Величина Ру зависит от системы нефтегазосбора, удаленности данной скважины от сепарационных пунктов и в некоторых случаях может
составлять значительную величину.
Величина hтр рассчитывается по обычной формуле трубной гидравлики
L С2
,
h тр
2gd
(11.7)
где С – линейная скорость потока, м/с,
С
Qн bн Qв bв
.
86400 f
(11.8)
Здесь Qн и Qв – дебит товарной нефти и воды, м3/сут; bн и bв – объемные коэффициенты нефти и воды для средних термодинамических
условий, существующих в НКТ; f – площадь сечения нкт.
Как правило, hтр – малая величина и составляет примерно 20…40 м.
Величину НГ можно определить достаточно точно. Однако такой
расчет сложный и, как правило, проводится на ЭВМ.
Приведем упрощенный расчет процесса движения ГЖС в НКТ. На
выкиде насоса жидкость содержит в себе растворенный газ. При снижении давления газ выделяется и способствует подъему жидкости, снижая
тем самым необходимый напор на величину Нг. По этой причине
в уравнение (11.1) Нг входит с отрицательным знаком.
Величину Нг можно приближенно определить по формуле, следующей
из термодинамики идеальных газов, подобно тому, как это может быть сделано при учете работы газа в НКТ в скважине, оборудованной ШСН.
195
Рис. 11.7. Напорные характеристики скважины:
1 – глубина (от устья) динамического уровня,
2 – необходимый напор с учетом давления на устье,
3 – необходимый напор с учетом сил трения,
4 – результирующий напор с учетом «газлифтного эффекта»
Рис. 11.8. Согласование напорной характеристики скважины (1) с Н(Q),
характеристикой ПЦЭН (2), 3 – линия к. п. д.
Однако, при работе ПЦЭН для учета большей производительности
по сравнению с ШСН и меньших потерь скольжения можно рекомендовать более высокие значения коэффициента полезного действия для
оценки эффективности работы газа.
при добыче чистой нефти η = 0,8;
при обводненной нефти 0,2 < n < 0,5 η = 0,65;
при сильно обводненной нефти 0,5 < n < 0,9 η = 0,5;
При наличии фактических замеров давления на выкиде ЭЦН величина η может быть уточнена.
Для согласования H(Q) характеристики ЭЦН с условиями скважины строится так называемая напорная характеристика скважины
(рис. 11.7)
196
Н скв H д
Ру
g
h тр Н г
(11.9)
в зависимости от ее дебита.
На рис. 11.7 показаны кривые изменения слагаемых в уравнении
(11.9) от дебита скважины и определяющих результирующую напорную
характеристику скважины Hскв(2).
Линия 1 – зависимость Нд(2), определяемая по формуле (11.5) и
(11.3) и строится по точкам для различных произвольно выбранных Q.
Очевидно, при Q = 0 Hд = Hст, т. е. динамический уровень совпадает со
статическим.
Рис. 11.9. Согласование напорной характеристики скважины
и ПЦЭН путем снятия ступеней
Прибавляя к Hд величину буферного давления, выраженного в м
столба жидкости (Pу/ρg), получим линию 2 – зависимость этих двух слагаемых от дебита скважины. Вычисляя по формуле (11.7) для разных Q
величину hтр и прибавляя вычисленные hтр к ординатам линии 2 получим линию 3 – зависимость первых трех слагаемых в (11.9) от дебита
скважины. Вычисляя по формуле величину Нг и вычитая ее значение от
ординат линии 3, получим результирующую линию 4, называемую
напорной характеристикой скважины.
На напорную характеристику скважины накладывается Н(Q) – характеристика насоса для отыскания точки их пересечения, определяющей такой дебит скважины, который будет равен подаче. ПЦЭН при
совместной работе насоса и скважины (рис. 11.8).
Точка А – пересечение характеристик скважины (рис. 11.8, кривая
1) и ПЦЭН (рис. 11.8, кривая 2). Абсцисса точки А дает дебит скважины
при совместной работе скважины и насоса, а ордината – напор H, развиваемый насосом.
197
Для эффективной и экономичной работы необходимо подобрать
ПЦЭН с такими характеристиками, чтобы точка пересечения характеристик совпала бы с максимальным к. п. д. (рис. 11.8, кривая 3) (точка В)
или, по крайней мере, лежала бы в области рекомендованных режимов
работы данного насоса (см. рис. 11.8, штриховка).
В некоторых случаях для согласования характеристики скважины и
ПЦЭН повышают противодавление на устье скважины с помощью штуцера или снимают лишние рабочие ступени в насосе и заменяют их
направляющими вкладышами (рис. 11.9).
Как видим, точка А пересечения характеристик получилась в этом
случае за пределами заштрихованной области. Желая обеспечить работу
насоса на режиме ηmax (точка Д), находим подачу насоса (дебит скважины)
Qскв, соответствующую этому режиму. Напор, развиваемый насосом при
подаче Qcкв на режиме ηmax, определяется точкой В. В действительности
при этих условиях работы необходимый напор определится точкой С.
Разница ВС = ΔН есть избыточный напор. В этом случае можно
повысить давление на устье скважины на ΔР = ΔН·ρ·g установкой штуцера или снять часть рабочих ступеней насоса и заменить их вкладышами. Число снимаемых ступеней насоса определяется из простого соотношения
Н
Z Z
.
(11.10)
Н0
Здесь Z0 – общее число ступеней в насосе; Но – напор, развиваемый
насосом при полном числе ступеней.
С энергетической точки зрения штудирование на устье для согласования характеристик невыгодно, так как приводит к пропорциональному снижению к. п. д. установки. Снятие ступеней позволяет сохранить к. п. д. на прежнем уровне или даже несколько повысить его.
Однако разобрать насос и заменить рабочие ступени вкладышами можно лишь в специализированных цехах.
При описанном выше согласовании характеристик скважины насоса необходимо, чтобы Н(Q) характеристика ПЦЭН соответствовала действительной характеристике при его работе на скважинной жидкости
определенной вязкости и при определенном газосодержании на приеме.
Паспортная характеристика Н(Q) определяется при работе насоса на воде и, как правило, является завышенной. Поэтому важно иметь действительную характеристику ПЦЭН, прежде чем согласовывать ее с характеристикой скважины. Наиболее надежный метод получения
действительной характеристики насоса – это его стендовые испытания
на скважинной жидкости при заданном проценте обводненности.
198
11.6. Определение глубины подвески ПЦЭН
c помощью кривых распределения давления
Глубина подвески насоса и условия работы ЭЦЭН как на приеме,
так и на его выкиде довольно просто определяется с помощью кривых
распределения давления вдоль ствола скважины и НКТ. Предполагается, что методы построения кривых распределения давления P(х) уже известны из общей теории движения газожидкостных смесей в НКТ.
Если дебит задан, то из формулы (11.2) (или по индикаторной линии) определяется забойное давление Pс, соответствующее этому дебиту. От точки Р = Рс строится график распределения давления (по шагам)
Р(х) по схеме «снизу вверх». Кривая Р(х) строится для заданного дебита
Q, газового фактора Г0 и прочих данных, таких как плотность жидкости,
газа, растворимость газа, температура, вязкость жидкости и др., учитывая при этом, что от забоя газожидкостная смесь движется по всему сечению обсадной колонны.
На рис. 11.10 показана линия распределения давления P(х) (линия
7), построенная снизу вверх от точки с координатами Рс, H.
Рис. 11.10. Определение глубины подвески ПЦЭН и условий его работы
с помощью построения кривых распределения давления:
1 – Р(х) – построенная от точки Рс;
2 – β(х) – кривая распределения газосодержания;
3 – Р(х), построенная от точки Ру;ΔР – перепад давлений, развиваемый ПЦЭН
199
В процессе вычисления по шагам значений Р и х в качестве промежуточной величины для каждого шага получаются значения расходной
газонасыщенности β. По этим данным, начиная с забоя, можно построить новую кривую β(x) (рис. 11.10, кривая 2). При забойном давлении,
превышающем давление насыщения Pс > Pнас, линия β(х) будет иметь
своим началом точку, лежащую на оси ординат выше забоя, т. е. на той
глубине, где давление в стволе скважины будет равно или меньше Pнас.
При Рс < Рнас свободный газ будет присутствовать на забое и поэтому функция β(x) при х = Н уже будет иметь некоторое положительное значение. Абсцисса точки А будет соответствовать начальной газонасыщенности β на забое (х = Н).
При уменьшении х β будет возрастать в результате уменьшения
давления.
Построение кривой P(х) должно быть продолжено до пересечения
этой линии 1 с осью ординат (точка б).
Выполнив описанные построения, т. е. построив линии 1 и 2 от забоя скважины, приступают к построению кривой распределения давления P(х) в НКТ от устья скважины, начиная от точки х = 0 P = Pу, по
схеме «сверху вниз» по шагам по любой методике и в частности по методике, описанной в общей теории движения газожидкостных смесей в
трубах (глава 7). Вычисление производится для заданного дебита Q, того же газового фактора Г0 и других данных, необходимых для расчета.
Однако в этом случае кривая P(х) рассчитывается для движения
ГЖС по НКТ, а не по обсадной колонне, как в предыдущем случае.
На рис. 11.10 функция P(х) для НКТ, построенная сверху вниз, показана линией 3. Линия 3 должна быть продолжена вниз либо до забоя,
либо до таких значений х, при которых газонасыщенность β становится
достаточно малой (4…5 %) или даже равной нулю.
Поле, лежащее между линиями 1 и 3 и ограниченное горизонтальными линиями I – I и II – II, определяет область возножных условий работы ПЦЭН и глубины его подвески. Расстояние по горизонтали между
линиями 1 и 3 в определенном масштабе определяет перепад давлений
ΔP, который должен сообщить потоку насос, чтобы скважина работала с
заданным дебитом Q, забойным давлением Pc и устьевым давлением Pу.
Кривые на рис. XI.10 могут быть дополнены кривыми распределения
температур t(х) от забоя до глубины подвески насоса и от устья также до
насоса с учетом скачка температуры (расстояние в – е) на глубине подвески ПЦЭН, происходящего от тепловой энергии, выделяемой двигателем и
насосом. Этот температурный скачок можно определить, приравнивая потери механической энергии в насосе и электродвигателе к приращению
тепловой энергии потока. Полагая, что переход механической энергии в
200
тепловую совершается без потерь в окружающую среду, можно определить приращение температуры жидкости в насосном агрегате.
t
Н 1
1 .
с н д
(11.11)
Здесь с – удельная массовая теплоемкость жидкости, Дж/кг-°С; ηн
и ηд – к. п.д. насоса и двигателя соответственно.
Тогда температура жидкости, покидающей насос, будет равна
t t пр t ,
где tпр – температура жидкости на приеме насоса.
При отклонении режима работы ПЦЭН от оптимального к. п. д. будет уменьшаться и нагрев жидкости будет увеличиваться.
Для того чтобы выбрать типоразмер ПЦЭН, необходимо знать дебит и напор.
При построении кривых Р(х) (см. рис. 11.10) дебит должен быть задан. Перепад давлений на выкиде и приеме насоса при любой глубине
его спуска определяется как расстояние по горизонтали от линии 1 до
линии 3. Этот перепад давлений необходимо перевести в напор, зная
среднюю плотность жидкости ρ в насосе. Тогда напор будет
Н
Р
.
g
(11.12)
Плотность жидкости ρ при обводненной продукции скважины
определяется как средневзвешенная [формула (11.6)] с учетом плотностей нефти и воды при термодинамических условиях насоса.
По данным испытаний ПЦЭН при работе на газированной жидкости установлено, что при газосодержании на приеме насоса
0 < βпр < 5…7 % напорная характеристика практически не изменяется.
При βпр > 5…7 % напорные характеристики ухудшаются и в расчетный
напор необходимо вносить поправки. При βпр, доходящих до 25…30 %,
происходит срыв подачи насоса. Вспомогательная кривая β(х) (см.
рис. 11.10, линия 2) позволяет сразу определять газосодержание на приеме насоса при различной глубине его спуска.
Определенные по графикам подача и необходимый напор должны
соответствовать выбранному типоразмеру ПЦЭН при работе его на оптимальном или рекомендованных режимах.
201
12. ГИДРОПОРШНЕВЫЕ НАСОСЫ
12.1. Принцип действия гидропоршневого насоса
Гидропоршневые насосы (ГПН) состоят из двух основных частей:
гидравлического поршневого двигателя объемного типа D (рис. 12.1)
и соединенного с двигателем общим штоком поршневого насоса двухстороннего действия Н. Важным элементом ГПН, управляющим его работой, является золотниковое устройство 3. По принципу действия оно
аналогично действию четырехходового крана. Внутренняя часть золотника с каналами может поворачиваться на 90° и занимать два положения (рис. 12.1, сплошные и пунктирные линии). Такие переключения
(повороты) осуществляются автоматически от штока двигателя.
Рабочая жидкость нагнетается с поверхности силовым насосом по
трубопроводу 1 (НКТ) и при положении золотника, показанном на рисунке, попадает в верхнюю полость цилиндра двигателя D. Одновременно нижняя полость цилиндра двигателя D с помощью золотника сообщается с выкидной линией 2 (кольцевое пространство).
Под действием давления рабочей жидкости поршень 3 двигателя
совершает ход вниз. Жидкость из-под поршня выходит через золотник в
выкидной трубопровод 2 (кольцевое пространство). В конце хода вниз
четырехходовой кран (золотник) автоматически поворачивается на 90°,
а его каналы занимают положение, показанное на рис. 12.1 пунктиром.
Рабочая жидкость из трубопровода 1 (НКТ) благодаря новому положению золотника получает доступ в нижнюю полость цилиндра двигателя
D, а отработанная жидкость из верхней полости цилиндра попадает в
выкидную линию 2. Под действием давления рабочей жидкости, поступающей в нижнюю полость, поршень 3 совершает ход вверх. В конце
хода вверх золотник, связанный со штоком двигателя, снова поворачивается на 90° в обратную сторону, а его каналы снова занимают первоначальное положение. Это обеспечивает поступление рабочей жидкости
в верхнюю полость двигателя и ход вниз. Скорость перемещения поршня двигателя и число его ходов, очевидно, будет зависеть от скорости
закачки рабочей жидкости. При малой скорости закачки число ходов
поршня двигателя будет малым и наоборот. Однако число ходов не может увеличиваться беспредельно. Инерция поршневой группы агрегата,
золотника и жидкости в каналах будет лимитировать число 1 ходов, которое обычно не превышает 100.
Жестко со штоком двигателя связан поршень (плунжер) 4 скважинного насоса Н, который также совершает возвратно-поступательное
202
движение. Цилиндр насоса имеет с обеих сторон по одному нагнетательному 5 и всасывающему 6 клапану. При ходе поршня 4 вниз пластовая жидкость под действием давления на глубине погружения насоса
будет поступать в верхнюю полость цилиндра насоса, проходя по обводному каналу 7 и через верхний всасывающий клапан 6. Пластовая
жидкость из нижней полости цилиндра при ходе поршня 4 вниз будет
вытесняться через нижний нагнетательный клапан 5 в выкидной трубопровод 2 (кольцевое пространство), смешиваясь там с отработанной рабочей жидкостью. При ходе поршня 4 вверх в полости под поршнем будет происходить всасывание пластовой жидкости через нижний
всасывающий клапан 6, а в полости над поршнем нагнетание пластовой
жидкости через верхний нагнетательный клапан 5 в выкидной трубопровод 2, т. е. в кольцевое пространство.
Рис. 12.1. Принципиальная схема гидропоршневого насоса двойного действия
с золотником, схематично показанного в виде двухходового крана
Конструктивно золотник выполнен в виде фасонной втулки, сидящей на штоке двигателя, которая может перемещаться в своем цилиндре
с подводящими и отводящими каналами. В верхней и нижней частях
штока двигателя имеются короткие пазы – каналы, через которые рабочая жидкость попадает в цилиндр золотника и смещает фасонную втулку для сообщения полостей цилиндра двигателя с трубопроводами 1 и 2.
Благодаря двойному действию подача насоса почти в 2 раза больше подачи обычного плунжерного насоса одинарного действия при прочих
равных условиях (диаметр, ход, габарит).
Существуют ГПН одинарного действия или так называемого дифференциального типа, в которых подача насосом пластовой жидкости
203
происходит только при ходе вверх (рис. 12.2). Рабочая жидкость подается по каналу 6 в пространство под поршень двигателя и далее через
специальный канал 7 в поршне, перекрываемый управляющим клапаном 5, попадает в полость над поршнем 4 (рис. 12.2, а).
Рис. 12.2. Принципиальная схема ГПН
дифференциального типа (одинарного действия):
а – ход вниз, б – ход вверх
Поскольку верхняя площадь поршня 4 больше нижней на величину
площади штока, то сила, действующая сверху, будет больше, чем снизу,
поэтому поршень 4 двигателя переместится вниз. Вместе с ним получит
перемещение вниз плунжер 1 в насосном цилиндре. Нагнетательный
клапан 2 в плунжере откроется. При крайнем нижнем положении поршня двигателя управляющий клапан 5 перекроется, и канал 7 закроется
(рис. 12.2, б).
Верхняя полость двигателя через канал 8 и внутреннее сверление в
теле штока получит сообщение с пространством над плунжером насоса
и по обводному каналу с насосными трубами 9. Давление под поршнем
двигателя будет нарастать, пока поршень не сделает ход вверх. При ходе вверх всасывающий клапан 3 откроется и цилиндр насоса будет заполняться пластовой жидкостью. В крайнем верхнем положении управляющий клапан механического действия снова откроет канал 7 и
закроет канал 8. Произойдет ход вниз.
Работа ГПН одинарного действия сопровождается сильной пульсацией давления рабочей жидкости на поверхности. Замеряя давление рабочей жидкости с помощью самопишущего манометра, можно получить
204
динамограмму работы ГПН. Насос подобного типа американской фирмы «Коуб» носит название «Гидролифта». Он имеет номинальный размер от 50 до 137 мм, ход 1,53 м и производительность, как сообщается в
печати, от 24 до 2400 м3/сут.
Нагнетательным каналом для подачи рабочей жидкости к ГПН
служит обычно колонна НКТ, на конце которых размещается агрегат
ГПН. Каналом для возвращения на поверхность отработанной рабочей
жидкости, а также для подачи на поверхность пластовой жидкости, откачиваемой насосом, служит кольцевое пространство между первым и
вторым рядом НКТ. Таким образом, для обеспечения работы ГПН необходимо два канала, а следовательно, два ряда труб. Однако существуют
схемы и с одним рядом труб. В этих схемах вторым каналом для возврата жидкостей на поверхность является кольцевое пространство между
НКТ и обсадной колонной. При работе по такой схеме на глубине подвески насоса устанавливается пакер, герметизирующий кольцевое пространство, и весь пластовый газ вынужден проходить вместе с жидкостью через насос.
Применение различных сепарационных устройств в виде газовых
якорей становится бесполезным. Это приводит к уменьшению коэффициента наполнения насоса.
Существуют трехканальные системы, при которых рабочая жидкость подается по внутреннему малому диаметру НКТ, а возвращается
на поверхность по кольцевому промежутку между первым и вторым рядом НКТ без смешивания ее с пластовой жидкостью. Пластовая жидкость поступает на поверхность по третьему каналу, между вторым и
третьим рядами НКТ. Как видно, при работе по такой схеме нужны три
ряда НКТ. В крайнем случае третьим каналом для подачи пластовой
жидкости на поверхность может служить кольцевое пространство между вторым – наружным рядом НКТ и обсадной колонной.
Трехканальная схема имеет преимущество перед двухканалъной,
так как отпадает необходимость отделения рабочей жидкости от пластовой, ее подготовка и регенерация для повторного использования.
При трехканальной схеме сепарационные устройства и подготовка рабочей жидкости на поверхности сильно упрощаются.
Большим недостатком трехканальных или, как их называют, закрытых систем является большая металлоемкость установки, а следовательно, высокая стоимость оборудования скважины.
Спуск и установка ГПН в скважине может осуществляться двумя
путями: спуск и подвеска ГПН на НКТ и спуск ГПН и посадка его на
рабочее место проталкиванием нагнетаемой жидкостью через НКТ (так
называемые свободные ГПН).
205
На рис. 12.3, а и б показаны возможные схемы установки ГПН в
скважине. На НКТ малого диаметра (второй ряд труб) 1 подвешивается
ГПН 4, который нижней своей частью, имеющей уплотнительный элемент 7, садится в посадочный конус 5, привинченный к низу первого
ряда НКТ 2 большего диаметра (рис. 12.3, а).
Рис. 12.3. Схема оборудования скважины гидропоршневым насосом:
а – при двухрядном подъемнике, б – при однорядном подъемнике
Сначала спускается НКТ большего диаметра (первый ряд труб),
а затем на НКТ меньшего диаметра спускается ГПН. Рабочая жидкость
нагнетается по НКТ малого диаметра. Отработанная жидкость вместе
с пластовой поднимается по кольцевому пространству. На рис. 12.3, б
показана однотрубная система. В скважину предварительно спускается
и закрепляется на шлипсах пакер 6 с посадочным конусом для ГПН, для
герметизации кольцевого пространства. После установки пакера НКТ
извлекаются и на них спускается ГПН с посадкой на пакер. Рабочая
жидкость нагнетается по НКТ. Отработанная и пластовая жидкости возвращаются по кольцевому пространству. Для ремонта ГПН при его
спуске на НКТ необходимо извлекать всю колонну труб из скважины.
Эти операции трудоемки и связаны с работой на скважине бригады подземного ремонта. В связи с этим были разработаны и в настоящее время
наиболее распространены свободные ГПН (рис. 12.4). На устье скважины устанавливается четырехходовой кран – переключатель высокого
давления, позволяющий нагнетание жидкости в НКТ и выход жидкости
из кольцевого пространства и нагнетание жидкости в кольцевое пространство и выход из НКТ.
206
При оборудовании скважины свободным ГПН в нижней части НКТ
обязательно устанавливается обратный клапан. После заполнения НКТ
нефтью, удерживаемой обратным клапаном, сбрасывается ГПН, который
потоком жидкости, нагнетаемой в НКТ, проталкивается вниз. При этом
четырехходовой кран устанавливается в положение «спуск – работа». В
нижней части второго ряда НКТ имеется специальный стакан с необходимыми каналами и уплотнительными кольцами для посадки в него ГПН.
Рис. 12.4. Схема подъема из скважины свободного ГПН:
а – подъем насоса, б – захват устьевым ловителем.
Жидкость под действием: I – рабочего давления, II – забойного давления,
III – избыточного гидростатического давления
На корпусе ГПН имеются уплотнительпые резиновые кольца и отверстия для перетоков жидкости, а в верхней части ГПН – эластичный
резиновый поршень-манжет диаметром, равным внутреннему диаметру
НКТ. Кроме того, имеется коническая ловительная головка. Давлением
207
рабочей жидкости, нагнетаемой в НКТ, ГПН садится в стакан. Приемная часть ГПН внизу корпуса проходит через уплотнитель в стакан с
обратным клапаном.
После посадки ГПН на место давление рабочей жидкости возрастает,
и насос начинает работать. Для подъема насоса из скважины четырехходовой кран устанавливается в положение «подъем». Рабочая жидкость от
силового агрегата начинает поступать в кольцевое пространство между
НКТ и создает давление под уплотнительными кольцами насоса. При
определенном давлении ГПН выходит из посадочного стакана, проталкивается вверх по НКТ (рис. 12.4, а). При захвате насоса ловителем
(рис. 12.4, б) одновременно выключается привод силового насоса, после
чего устье скважины может быть открыто и насос извлечен на мостки.
Скорость спуска и подъема свободного ГПН определяется расходом рабочей жидкости, состоянием уплотнительной манжеты и вообще спуск происходит при малых давлениях. Выпрессовка насоса из его посадочного
стакана осуществляется при значительных давлениях. Спуск и подъем
свободного ГПН с глубины примерно 2000 м могут быть осуществлены
одним человеком за 2…2,5 ч. Поднятый насос извлекается из скважины
вместе с ловителем с помощью ручной лебедки и небольших талей. Это
является большим преимуществом свободных ГПН. Однако наружный
диаметр корпуса свободного ГПН должен быть всегда меньше внутреннего диаметра НКТ, поэтому свободные ГПН имеют всегда меньшую подачу, чем насосы, спускаемые на трубах, при прочих равных условиях.
На поверхности у устья скважины устанавливается силовой насос,
нагнетающий рабочую жидкость в НКТ для привода ГПН. Причем
имеются индивидуальные системы, когда на каждой скважине установлен силовой насос и групповые, когда один, более мощный силовой
насос предназначен для нескольких скважин, оборудованных ГПН.
Обычно в качестве силовых используются трехплунжерные вертикальные и горизонтальные насосы высокого давления различной мощности
с приводом от электродвигателя или газового двигателя внутреннего
сгорания. Плунжерные насосы снабжаются гильзами и плунжерами
разного диаметра. Это позволяет в достаточно широком диапазоне ступенчато регулировать подачу рабочей жидкости и ее давление в пределах установленной мощности.
К числу поверхностных сооружений относятся сепарационные
устройства и установка по очистке от песка и воды рабочей жидкости,
так как для работы такого сложного агрегата с обилием точно пригнанных поверхностей и узких каналов требуется очень чистая рабочая жидкость. Это сильно удорожает и осложняет технику и практику эксплуатации скважин с помощью ГПН.
208
12.2. Подача ГПН и рабочее давление
Рассмотрим работу ГПН двойного действия, так как такие агрегаты
являются наиболее современными. Обозначим: Рн – площадь поршня
насоса, откачивающего пластовую жидкость; f – площадь сечения штока; S – ход поршня; n – число двойных ходов в минуту.
Подача насоса при ходе вниз
q1 Fн S ,
при ходе вверх
q 2 (Fн f ) S .
Подача за один двойной ход
q q1 q 2 (2 Fн f ) S .
Подача за n ходов будет в n раз больше, а в сутки в 24 x 60 = 1440
раз больше. Таким образом, теоретическая подача насоса в сутки будет
равна
Q т 1440 (2 Fн f ) S n ,
(12.1)
Вводя коэффициент подачи α, учитывающий различные потери
(утечки через неплотности, незаполнение цилиндра из-за влияния газа,
усадку нефти и др.), можно определить фактическую подачу ГПН двойного действия
Q ф 1440 (2 Fн f ) S n .
(12.2)
По аналогии с (12.2) можно определить расход рабочей жидкости
гидравлического двигателя двойного действия ГПН
Q р 1440 з (2 Fд f ) S n .
(12.3)
где Fд – площадь поршня двигателя; αз – коэффициент, учитывающий
утечки рабочей жидкости в зазоре между цилиндром и поршнем, в клапанах, протечки жидкости в золотниковом устройстве и в муфтовых соединениях НКТ.
Силовой насос на поверхности должен обеспечить подачу Qр. Если
силовой насос будет иметь подачу меньшую, то в соответствии с ней
изменится и число ходов ГПН.
Поэтому, регулируя подачу силовою насоса на поверхности, можно
изменить число ходов ГПН, а следовательно, и подачу всей установки.
Изменение подачи силового насоса возможно только заменой плунже209
ров и втулок насоса, а также путем сбрасывания части рабочей жидкости из нагнетательного трубопровода назад в приемную часть насоса,
т. е. дросселированием жидкости. Однако такой метод регулировки
снижает к. п. д. установки.
Рабочее давление, развиваемое силовым насосом, обычно велико и
составляет 10,0 МПа и более. Это давление определяется соотношением
площадей поршней в двигателе ГПН и самом насосе, а также гидравлическими сопротивлениями в колонне НКТ и кольцевом пространстве.
Определим рабочее давление силового насоса на устье скважины для
ГПН двойного действия (рис. 12.5).
Рис. 12.5. Схема распределения давлений и действия сил в ГПН при ходе
вниз
Сила Rд, действующая сверху на поршень гидравлического двигателя, при его ходе вниз должна уравновешиваться силой Rн, действующей на поршень насоса снизу, и силами трения r, возникающими в
сальниках и на уплотнительных поверхностях при движении всей
поршневой системы:
Rд Rн r .
(12.4)
Но сила Rд – равнодействующая от силы R'д, действующей на
поршень сверху, и силы R»д, действующей на поршень снизу в цилиндре двигателя ГПН, так что
R д R 'д R 'д' .
210
(12.5)
Обозначим: f1 – верхняя площадь поршня двигателя; f2 – нижняя
площадь поршня двигателя, равная верхней за вычетом площади сечения штока; P1 – давление рабочей жидкости в полости над поршнем;
P2 – давление отработанной жидкости в полости под поршнем.
Тогда
R 'д f1 Р1 ,
(12.6)
R "д f 2 Р 2 ,
(12.7)
Давление рабочей жидкости в цилиндре двигателя P1 (см. рис. 12.5)
складывается из давления нагнетания рабочей жидкости на устье Pн,
гидростатического давления столба рабочей жидкости в колонне НКТ
от устья до глубины подвески ГПН Р'г, потерь давления на трение жидкости в НКТ Рт и потерь давления на трение рабочей жидкости в подводящих каналах и золотниковом устройстве двигателя n. Потери на трение Pт и n, очевидно, надо взять со знаком минус. Итак,
Р1 Р н Р 'г Р т n .
(12.8)
Давление отработанной жидкости под поршнем двигателя сложится из давления в выкидной линии на устье скважины Pу, гидростатического давления столба жидкости в кольцевом пространстве P»г, которая
может иметь плотность, отличную от плотности рабочей жидкости, и
поэтому, вообще говоря P'г ≠ P»г, потерь на трение Рк в кольцевом пространстве при движении по нему смеси из пластовой и отработанной
жидкости и потерь на трении п в отводных каналах и золотнике двигателя, которые должны быть взяты со знаком плюс. Таким образом,
Р 2 Р у Р "г Р к n .
(12.9)
Рассмотрим теперь силы и давления, возникающие над и под
поршнем насосного цилиндра также при ходе поршня вниз.
Сила R'н равна алгебраической сумме сил, действующих на поршень снизу и сверху, т. е,
R н R 'н R 'н' ,
(12.10)
где R'н – сила, действующая на нижнюю поверхность поршня; R»н – сила, действующая на верхнюю поверхность поршня. Но
R 'н F1 Р н1 ,
(12.11)
где F1 – нижняя площадь поршня насоса со стороны нагнетания жидкости при ходе вниз; Pн1 – давление на выкиде насоса, действующее на
нижнюю поверхность поршня при его ходе вниз.
211
Аналогично определится и сила R»н, действующая на верхнюю поверхность поршня насоса со стороны всасывания. Верхняя площадь
поршня меньше нижней на величину сечения штока. Обозначим ее F2.
Тогда
R "н F2 Р н 2 ,
(12.12)
где Pн2 – давление над поршнем насоса при всасывании.
Давление нагнетания
Р н1 Р у Р "г Р к m ,
(12.13)
где Pу, P»г и Pк – прежние, а m – потеря давления на трение в клапанах и
отводных каналах насоса при нагнетании.
Давление на стороне всасывания равно
Р н 2 Р пр m ,
(12.14)
где Pпр – давление на приеме насоса, т. е. на глубине погружения.
Подставляя (12.14) в (12.12) и (12.13) в (12.11) и далее все в (12.10),
получим
R н F1 (Р у Р "г Р к m) F 2 (Р пр m) .
(12.15)
Подставляя (12.8) в (12.6) и (12.9) в (12.7) и далее все в (12.5), получим
R д f1 (Р н Р 'г Р т n ) f 2(Р у Р "г Р к n ) .
(12.16)
Далее (12.15) и (12.16) подставим в (12.4) и получим
f1 Рн Рг' Рт n f 2 Ру Рг" Рк n
F1 ( Ру Р Рк m) F 2 ( Рпр m) r.
"
г
(12.17)
Решая (12.17) относительно искомого Pн, получим
Рн
F1
f
( Ру Рг" Рк m) 2 Ру Рг" Рк n
f1
f1
F
r
2 ( Рпр m) Рг' Рт n.
f1
f1
(12.18)
Потери давления на трение рабочей жидкости в каналах двигателя
n и потери давления на трение пластовой жидкости в каналах насоса m,
212
вообще говоря, малы и можно считать n = m. Тогда из (12I.18) получим
давление нагнетания насоса при ходе поршневой группы вниз
Рн
( F1 f 2 )
( Ру Рг" Рк m)
f1
F
r
2 ( Рпр m) Рг' Рт n.
f1
f1
(12.19)
Рассуждая аналогично, можно легко получить формулу для давления нагнетания силового насоса Pн при ходе поршневой группы ГПН
вверх. Для этого необходимо учесть, что при ходе вверх давление P1 будет действовать на нижнюю поверхность f2 поршня двигателя, а давление на выкиде P2 – на верхнюю поверхность f1.
В цилиндре насоса давление нагнетания Pн1 будет действовать на
верхнюю поверхность поршня насоса F2, а давление всасывания Pн2 – на
нижнюю поверхность f1.
С учетом сказанного формула для давления нагнетания силового
насоса Pн при ходе вверх будет иметь следующий вид:
Рн
( F2 f1 )
( Ру Рг" Рк m)
f2
F
r
1 ( Рпр m) Рг' Рт n.
f2
f2
(12.20)
Как видим, формула (12.20) аналогична формуле (12.19), но величины площадей F1 и F2, а также f1 и f2 меняются местами.
Гидропоршневые насосы – сложные установки. Они требуют размещения на поверхности у скважины силовых насосов трансформатора,
станций управления и защиты. Кроме того, сложны сепарационные и
очистные сооружения для подготовки рабочей жидкости. Это является
одной из причин, сдерживающих их широкое распространение. Однако
с помощью ГПН легко осуществляется эксплуатация наклонных скважин, в которых работа штанговых насосов иногда оказывается совершенно невозможной. В настоящее время на отечественных промыслах
эксплуатируется несколько установок ГПН в порядке накопления опыта
работы с ними и выяснения возможности их эксплуатации на промыслах Сибири и Севера.
213
13. ПОГРУЖНЫЕ ВИНТОВЫЕ НАСОСЫ
Основным элементом погружного винтового насоса (ПВН) является червячный винт, вращающийся в резиновой обойме специального
профиля. В пределах каждого шага винта между ним и резиновой обоймой образуются полости, заполненные жидкостью и перемещающиеся
вдоль оси винта. Приводом служит такой же ПЭД, как и для ПЦЭН, с
частотой вращения, вдвое меньшей. Это достигается такими соединениями и укладкой статорной обмотки двигателя, что создается четырехполюс-ное магнитное поле с синхронной частотой вращения 1500 мин»1.
Если для ПЦЭН увеличение частоты вращения улучшает эксплуатационные характеристики насоса, то для ПВН, наоборот, желательно
уменьшение частоты вращения вала, так как в противном случае увеличивается износ, нагрев, снижается к. п. д. и другие показатели. Внешне
ПВН мало отличается от ПЦЭН.
В комплект установки входят: автотрансформатор или трансформатор на соответствующие напряжения для питания ПЭД; станция
управления с необходимой автоматикой и зашитой; устьевое оборудование, герметизирующее устье скважины и ввод кабеля в скважину;
электрический кабель круглого сечения, прикрепляемый поясками к
НКТ; винтовой насос, состоящий из двух работающих навстречу друг
другу винтов с двумя прием-чыми сетками и общим выкидом; гидрозащита электродвигателя; маслонаполненный четырехполюсный электродвигатель переменного тока – ПЭД.
Основной рабочий орган винтового насоса (рис. 13.1) состоит из
двух стальных полированных и хромированных одно-заходных винтов
2 и 4 с плавной нарезкой, вращающихся в ре-зинометаллических обоймах 1 и 5, изготовленных из нефтестойкой резины особого состава.
Внутренняя полость обойм представляет собой двухзаходную винтовую поверхность с шагом в два раза больше, чем шаг винта. Винты
соединены с ПЭДом и между собой валом с промежуточной эксцентриковой муфтой 3. Оба винта имеют одинаковое направление вращения,
но один винт имеет правое направление спирали, а другой – левое. Поэтому верхний винт подает жидкость сверху вниз, а нижний – снизу
вверх. Это позволяет уравновесить винты, так как силы, действующие
на них от перепада давления со стороны выкида и приема, будут взаимно противоположны.
Любое поперечное сечение стального винта есть правильный круг,
однако центры этих кругов лежат на винтовой линии, ось которой является осью вращения всего винта. В любом сечении винта, перпендику214
лярном к его оси, круговое сечение оказывается смещенным от оси
вращения на расстояние е, называемое эксцентриситетом (рис. 13.2).
Рис. 13.1. Винтовой насос с двумя уравновешенными рабочими органами
Поперечные сечения внутренней полости резиновой обоймы в любом месте вдоль оси винта одинаковые, но повернуты относительно
друг друга. Через расстояние, равное шагу, эти сечения совпадают.
Само сечение внутренней полости в любом месте представляет собой две полуокружности с радиусом, равным радиусу сечения винта,
раздвинутые друг от друга на расстояние 4е.
215
При работе двигателя винт вращается вокруг собственной оси. Одновременно сама ось винта совершает вращательное движение по
окружности диаметром d = 4е.
Гребень спирали винта по всей своей длине находится в непрерывном соприкосновении с резиновой обоймой. Между винтом и обоймой
образуется полость, площадь сечения которой равна произведению
диаметра винта D на 4е, а высота этой полости в направлении оси винта
равна шагу обоймы Т (T = 2t, где t – шаг винта).
Перекачиваемая жидкость заполняет полость между винтом и
обоймой в пределах каждого шага и, так как при вращении винт в осевом направлении не движется, то жидкость будет перемещаться вдоль
оси винта на расстояние одного шага при повороте винта на один оборот. Следовательно, суточная подача винтового насоса будет равна
Q 4 е D T n 60 24 ,
(13.1)
где n – частота вращения вала ПЭДа (примерно 1480 мин–1); α – коэффициент подачи насоса: коэффициент подачи насоса, учитывает обратные протечки через линию соприкосновения гребня спирали винта с
внутренней полостью обоймы; неполное заполнение полостей за счет
наличия газа во всасывающей смеси; усадку нефти при переходе ее от
термодинамических условий насоса к условиям на поверхности.
На рис. 13.3 показаны четыре последовательных положения сечения винта в обойме при одном его повороте.
Для того чтобы верхний и нижний винты имели возможность вращаться не только вокруг своей оси, но и по окружности диаметром
d = 2е, они соединены между собой специальными эксцентриковыми
муфтами (см. рис. 13.1). Конец вала, выходящего из верхнего сальника
и подшипника узла гидрозащиты, соединяется с нижним винтом также с
помощью эксцентриковых муфт 3.
Эксцентриковые муфты работают в жидкости, откачиваемой насосом Насос имеет двухсторонний прием жидкости и общий выкид в пространство между верхним и нижним винтами. Далее жидкость проходит
по кольцевому зазору между корпусом металло-резиновой обоймы
верхнего винта и кожухом насоса. Затем по специальным косым каналам, минуя приемную сетку верхнего винта, жидкость попадает в головную часть ПВН, в которой имеется многофункциональный предохранительный клапан поршеньково-золотникового типа. Обойдя по
сверлению предохранительный клапан, жидкость проходит шламовую
трубу и попадает в НКТ.
В нижней части насоса, ниже герметизирующего сальника и двухрядного радиально-упорного подшипника размещается пусковая муфта.
216
Она соединяет вал протектора и двигателя с валом насоса только после того, как вал двигателя разовьет число оборотов, соответствующее максимальному крутящему моменту двигателя. Для этого в пусковой муфте
имеются выдвижные эксцентриковые кулачки, входящие в зацепление при
определенной частоте вращения вала. Такая пусковая муфта обеспечивает
надежный запуск насоса при максимальном крутящем моменте двигателя.
Рис. 13.2. Сечение резиновой обоймы и винта насоса
Рис. 13.3. Положение сечения винта в обойме при его повороте на один оборот:
I – исходное положение, II – положение при повороте на 90°,
III – положение при по вороте на 180°, IV – положение при повороте на 270°,
V – положение при повороте на 360°; к – фиксированная точка
на поверхности винта (вращение против часовой стрелки)
Кроме того, она не позволяет вращаться валу насоса в сторону,
противоположную заданному направлению. В этом случае в муфте происходит свободное проворачивание валов без зацепления, чем предупреждается развинчивание деталей насоса и резьбовых соединений, а
резиновые обоймы рабочих органов предохраняются, таким образом, от
перегрева и сухого трения, так как при обратном вращении жидкость из
НКТ от-качалась бы в кольцевое пространство. Такое обратное вращение может произойти при ошибочной перестановке двух концов электрического кабеля на трансформаторе.
Четыре эксцентриковые муфты позволяют за счет подвижности шарниров передавать необходимый крутящий момент и одновременно совершать винтам сложное планетарное движение в резиновых обоймах.
217
Поршеньково-золотниковый предохранительный клапан выполняет
следующие функции.
Так как сквозной проток жидкости при неподвижном винте в ПВН
невозможен, то при его спуске в скважину на НКТ под уровень жидкости возникает необходимость заполнения НКТ жидкостью из межтрубного пространства. В этом случае пор-шеньково-золотниковый предохранительный клапан устанавливает сообщение внутренней полости
НКТ с межтрубным пространством.
При подъеме ПВН из скважины жидкость из НКТ по тем же причинам не может перетечь в межтурбное пространство. Поршеньковозолотниковый клапан в этом случае также устанавливает сообщение
внутренней полости НКТ с межтрубным пространством и жидкость
сливается.
При недостаточном притоке жидкости из пласта в скважину или
при содержании в жидкости большого количества газа золотник предохранительного клапана устанавливается так, что часть жидкости из колонны НКТ перетекает через боковой клапан в межтрубное пространство. Когда насос разовьет нормальную подачу, золотник клапана
перекроет боковой спусковой канал и вся жидкость, подаваемая насосом, будет поступать в НКТ.
В противоположность ПЦЭН винтовые насосы, как и все объемные
машины, не могут работать при закрытом выкиде. Поэтому при случайном закрытии задвижки на устье ПВН выходит из строя. Для предупреждения подобных явлений золотниковый предохранительный клапан
срабатывает и сбрасывает жидкость из НКТ в межтрубное пространство. Для этого клапан регулируется на строго регламентируемую величину давления, при превышении которой происходит сброс.
Золотниковый предохранительный клапан позволяет откачивать
жидкость из скважин с низким динамическим уровнем и не допускает
его снижения до приемных сеток насоса, так как в этом случае клапан
сбросит жидкость из НКТ в межтрубное пространство. Это приведет к
снижению результирующей подачи и срабатыванию релейной защиты
на станции управления, отключающей всю установку.
Если по каким-либо причинам установка не отключится, то после
накопления жидкости в межтрубном пространстве и повышения ее
уровня клапан закроет спусковой канал и установка перейдет на нормальный режим работы с полной подачей жидкости в НКТ. Поскольку
слабый приток из пласта сохраняется, то это приведет снова к снижению уровня в межтрубном пространстве, клапан снова сработает и
сбросит жидкость из НКТ в межтрубное пространство. Такая вынужденная самопроизвольная периодическая эксплуатация будет продол218
жаться до тех пор, пока станция управления не отключит установку.
Назначением золотникового предохранительного клапана является недопущение сухого трения винта в резиновой обойме и выхода из строя
насоса по этой причине.
Рис. 13.4. Рабочие характеристики винтового насоса
типа ЭВНТ5А-100-1000 при работе на воде и глицерине
Шламовая труба предохраняет насос от попадания в его рабочие
органы твердых частиц окалины со стенок НКТ и стеклянной крошки в
случае применения остеклованных или эмалированных НКТ. Она представляет собой обычный патрубок с боковыми отверстиями и заглушенным верхним концом. Оседающие твердые частицы накапливаются
между внутренней поверхностью НКТ и наружной поверхностью шламовой трубы.
Как видно из описания, ПВН – несложная машина с небольшим
числом деталей (в противоположность ПЦЭН) и в настоящее время
имеет высокую надежность и достаточно большой межремонтный период. На отечественных промыслах уже прошли широкие промышленные испытания несколько серийных конструкций, рассчитанных на номинальную подачу 40, 80 и 100 м3/сут при диаметрах обсадных колонн
146 и 168 мм.
Благодаря двум винтам с правым и левым направлением их спиралей эти насосы во время работы взаимно гидравлически разгружаются,
поэтому их опорные подшипники и пяты не подвергаются большим
осевым усилиям. Друг от друга насосы отличаются только размерами
винтов и резиновых обойм, благодаря чему достигнута и высокая унификация, и взаимозаменяемость всех остальных деталей и узлов.
Наиболее слабым местом в винтовых насосах является резиновая обойма, которая при недостатке смазки сразу выходит из строя. Винтовые
219
насосы на вязкой жидкости работают лучше, чем на сильно обводненной продукции скважин. Они не эмульгируют нефть, как центробежные
насосы. К- п. д. насоса достигает 0,8.
Винтовые насосы имеют шифр, подобный шифру центробежных
насосов. Например, ЭВНТ5А-100-1000 означает: электровинтовой насос
(ЭВН) тихоходный (Т) под колонну 5А с подачей 100 м3/сут, напором
1000 м. Имеются насосы, развивающие напор 1400 м. Насос ЭВНТ5А100-1000 имеет на воде максимальный к. п. д. 0,68…0,7, а при незначительном повышении вязкости жидкости до 0,4 см2/с его максимальный
к. п. д. увеличивается до 0,73…0,75.
На рис. 13.4 показаны рабочие характеристики серийного насоса
ЭВНТ5А-100-1000 при его работе на воде (кривые 1) и глицерине (кривые 2) с вязкостью 1,35 см2/с. Поскольку ПВН является объемной машиной, то его подача гораздо в меньшей степени, чем в ПЦЭН, зависит
от напора. Повышение напора увеличивает протечки жидкости через
линию контакта гребня винта с внутренней полостью резиновой обоймы, и это несколько снижает подачу. Тем не менее для ПВН характерна
более широкая область рекомендованных режимов при сохранении высоких значений к. п. д. Это позволяет один и тот же ПВН применять для
эксплуатации скважин с различными динамическими уровнями. Например, для насосов с напором до H = 1000 м и подачами от 40 до 100
м3/сут зона оптимального к. п. д. находится в пределах напоров от 350
до 1000 м. Продолжительность работы ПВН без подъема в некоторых
случаях достигла 16 месяцев (Туймазанефть).
Применение ПВН весьма эффективно при откачке высоковязких
нефтей. Они менее чувствительны к присутствию в нефти газа, а попадание последнего в рабочие органы не вызывает срыва подачи.
Глубина подвески ПВН и параметры его работы определяются так
же, как это было изложено раньше при изучении ПЦЭН.
220
14. РАЗДЕЛЬНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ ПЛАСТОВ
ОДНОЙ СКВАЖИНОЙ
14.1. Общие принципы
При добыче нефти часто приходится встречаться с проблемой одновременной эксплуатации нескольких нефтеносных горизонтов, имеющих различные характеристики (пластовое давление, проницаемость,
пористость, давление насыщения, вязкость нефти, наличие неньютоновских свойств и др.) одной скважиной. К тому же, каждый горизонт иногда содержит несколько пластов с различными характеристиками, требующими индивидуального подхода к их разработке. Даже в пределах
одного пласта, отличающегося достаточной геологической однородностью, всегда присутствуют пропластки с различной проницаемостью,
разделенные тонкими непроницаемыми прослоями. Фильтрация по таким пропласткам может происходить независимо. Более того, в отдельных пластах могут существовать различные давления и нефти с различными свойствами, что обусловливает необходимость раздельной
эксплуатации пластов. Наличие нескольких горизонтов или пластов с
различными характеристиками вызывает необходимость разрабатывать
их самостоятельными сетками скважин.
Опыт разработки нефтяных месторождений показывает, что более
половины всех капитальных вложений приходится на бурение скважин. В
связи с этим всегда возникает проблема объединения тех или иных пропластков, пластов или горизонтов в один или несколько объектов разработки, которые могли бы эксплуатироваться одной сеткой скважин. Решать эту задачу обычно приходится на первых стадиях разработки, а
иногда и на стадии разведки или опытной эксплуатации месторождения,
когда информация о геологическом его строении ограничена, вследствие
малого числа скважин. В связи с этим в скважинах приходится перфорировать несколько пластов и эксплуатировать их, как говорят, «общим
фильтром». Это позволяет экономить значительные средства и материальные ресурсы на бурении скважин. Однако в дальнейшем, на более поздних
стадиях разработки по мере поступления дополнительной геологической
информации, а также сведений о взаимодействии скважин, участии отдельных прослоев в процессе разработки, выявляется более детальная пластовая обстановка на забое скважин. Иногда некоторые нефтенасыщенные
прослои или пласты, вместо того чтобы отдавать жидкость, поглощают ее
в результате вскрытия общим фильтром. Такие явления легко обнаруживаются при снятии профилей притоки скважинными дебитомерами. По221
глощение происходит вследствие того, что в разных пластах существует
разное давление в результате наличия или отсутствия связи их с нагнетательными скважинами. Лишь сильным понижением забойных давлений
удается отбирать жидкость из пласта с пониженным пластовым давлением
или из пласта, в котором нефть обладает большим начальным напряжением сдвига. В этом случае депрессии на такие пласты будут различны, а
следовательно, и доля их участия в процессе разработки будет неодинаковая. Обычно это приводит к отставанию выработки запасов нефти из таких
пластов, преждевременному обводнению одних, с хорошей проницаемостью, и консервации запасов нефти в других, с плохой проницаемостью
или слабым участием в процессе разработки по тем или иным причинам.
Наилучшим выходом из такого положения было бы создание независимых систем разработки со своими сетками скважин на каждый
пласт, и это делается, когда пласты со схожими характеристиками группируются в один объект разработки и эксплуатируются общим фильтром. Но это не снимает вопроса о целесообразности раздельных эксплуатации или закачки воды в разные пласты через одну скважину.
С этой целью на первых этапах развития технологии раздельной
эксплуатации предлагались и осуществлялись проекты многорядных
скважин. При этом в один пробуренный ствол увеличенного диаметра
спускались две или три малогабаритные обсадные колонны, которые
цементировались и перфорировались каждая против своего пласта с помощью направленной перфорации для предотвращения прострела соседней колонны. Это оказалось возможным при малых глубинах залегания пластов и вызывало существенные осложнения при последующей
их эксплуатации, ремонтных работах и т. д. Дальнейшее развитие технологии раздельной эксплуатации нескольких пластов пошло по пути
создания специального оборудования, спускаемого в скважину, вскрывающую два или три пласта. Основным элементом такого оборудования
является пакер, изолирующий пласты друг от друга, с отдельными каналами для выхода жидкости на поверхность.
Оборудование для раздельной эксплуатации пластов через одну
скважину должно допускать:
создание и поддержание заданного давления против каждого
вскрытого пласта;
измерение дебита жидкости, получаемой из каждого пласта;
получение на поверхности продукции разных пластов без их смешивания в скважине, так как свойства нефтей (сернистые и несернистые) могут быть различными;
исследование каждого пласта, например, методом пробных откачек
или методом снятия КВД;
222
ремонтные работы в скважине и замену оборудования, вышедшего
из строя;
регулировку отбора жидкости из каждого пласта;
работы по вызову притока и освоению скважины.
Другими словами, технология и соответствующее оборудование
для раздельной эксплуатации должны допускать осуществление всех
тех технологических мероприятий, которые применяют при вскрытии
этих пластов отдельными скважинами. Полностью выполнить эти требования практически не удается даже в простейшем случае, т. е. при
раздельной эксплуатации двух пластов через одну скважину. Возможности раздельной эксплуатации через одну скважину существенно зависят от размера эксплуатационной колонны. При больших диаметрах
(168 мм и больше) легче удовлетворить большую часть изложенных
требований и создать достаточно надежное оборудование.
Раздельно эксплуатировать два пласта в зависимости от условий
притока жидкости в скважину можно следующими способами.
1. Оба пласта фонтанным способом.
2. Один пласт фонтанным, другой – механизированным способом.
3. Оба пласта механизированным способом.
Согласно установившейся терминологии принято для краткости
именовать ту или иную технологическую схему совместной эксплуатации названием способа эксплуатации сначала нижнего, а затем верхнего
пласта. Например, схема насос – фонтан означает, что нижний пласт
эксплуатируется насосным способом, а верхний – фонтанным. В соответствии с этим теоретически возможны следующие комбинации способов эксплуатации: фонтан – фонтан; фонтан – газлифт; газлифт –
фонтан; насос – фонтан; фонтан – насос; насос – газлифт; газлифт –
насос; насос – насос; газлифт – газлифт.
Раздельная эксплуатация трех пластов через одну скважину возможна только в особых наиболее простых случаях и поэтому применяется крайне редко.
14.2. Некоторые схемы оборудования скважин
для раздельной эксплуатации пластов
Наиболее простой схемой оборудования скважины для одновременной эксплуатации двух пластов одной скважиной является система с
двумя параллельными рядами НКТ 2 (рис. 14.1), работающая по схеме
фонтан – фонтан. Один ряд труб имеет на конце пакер 1, устанавливаемый в промежутке между двумя пластами. На колонне НКТ, эксплуатирующей нижний пласт, устанавливаются малогабаритные пусковые
клапаны 3 с принудительным открытием. В НКТ, по которым
223
Рис. 14.1. Схема установки для раздельной эксплуатации двух пластов
с двумя параллельными рядами труб по схеме «фонтан – фонтан»
поступает продукция верхнего пласта, также устанавливаются клапаны 4 специальной конструкции, которые открывают принудительно с
поверхности спуском в НКТ оправки на проволоке, отжимающей пружинные клапаны для впуска газа из обсадной колонны. Оборудование
устья состоит из тройника 5 для сообщения с пространством обсадной
колонны и планшайбы, на которой подвешиваются оба ряда НК.Т и
уплотняются двухрядным сальником 6. Продукция из каждого пласта
поступает на поверхность без смешивания и через тройники 7 отводится
в нефтесбор-ную сеть. Оба пласта осваиваются закачкой газа в обсадную колонну через тройник 5, причем освоение можно проводить раздельно. После перехода на нормальный режим фонтанирования подача
газа в колонну прекращается. Борьба с отложениями парафина может
осуществляться закачкой пара в пространство обсадной колонны от передвижной паровой установки (ППУ) или с малогабаритными скребками, спускаемыми на проволоке через лубрикатор с помощью автоматической лебедки. Работа обоих пластов регулируется, как обычно,
сменой штуцеров на арматуре устья.
224
При спуске двух параллельных рядов труб с использованием оборудования, показанного на рис. 14.1, можно осуществить раздельную
эксплуатацию двух пластов по схемам фонтан-насос или насосфонтан. В этом случае одна из колонн НКТ, предназначенная для
эксплуатации верхнего или нижнего пласта с помощью ШСН, берется
большего диаметра, допускающего спуск в них вставного насоса. Сначала спускается колонна НКТ, предназначенная для эксплуатации нижнего пласта с разделительным пакером для изоляции пластов друг от
друга. Затем спускается вторая колонна. На колонне НКТ, предназначенной для фонтанной эксплуатации, устанавливаются шариковые малогабаритные пусковые клапаны с принудительным открытием с поверхности с помощью оправки, спускаемой на проволоке через
лубрикатор. На второй колонне НКТ большего диаметра, предназначенной для насосной эксплуатации на заранее определенной глубине, устанавливается замковая опора для посадки на нее вставного насоса, спускаемого на штангах. Для того чтобы при спуске или подъеме колонны
НКТ не происходило зацепление муфт, над последними устанавливаются конические кольца (по одному кольцу над каждой муфтой обоих колонн). На устье скважины специальная арматура должна обеспечивать
выход продукции пласта, эксплуатируемого фонтанным способом, и
установку тройника и сальника для полированного штока штанговой
насосной установки, эксплуатирующей второй пласт. Борьба с отложениями парафина проводится при этой схеме, как обычно: в фонтанной
колонне – малогабаритными скребками, а в насосной колонне – с помощью установки на штангах пластинчатых скребков и штанговращателя. Пласты при работе по схеме фонтан-насос исследуют следующим
образом: нижний пласт, фонтанный – малогабаритным манометром,
спускаемым на проволоке в НК.Т, а изменение отбора достигается сменой штуцеров; верхний пласт, насосный – с помощью эхолота. При этом
отбор регулируется изменением режима откачки, т. е. длины хода или
числа качаний станка-качалки. При работе по схеме насос-фонтан измерение динамического уровня нижнего, насосного пласта становится невозможным, так как он перекрывается пакером. Таким образом, исследование нижнего пласта может ограничиваться только получением
зависимостей подачи насоса от длины хода или числа качаний. Построение индикаторной линии исключается из-за невозможности измерения
забойных давлений. Исследование верхнего, фонтанного пласта осуществимо в полном объеме обычными способами, так как доступ к верхнему пласту через фонтанные трубы открыт.
Применение описанных установок ограничено трудностями спуска
двух параллельных рядов труб, герметизации устья, отсутствием выхода
225
отсепарированного подпакерного газа при рабрте по схеме насос – фонтан и необходимостью его пропуска через насос, а также малыми габаритами обсадных колонн. Однако установки подобного типа обладают
важным достоинством – наличием раздельных каналов для продукции
обоих пластов. Это может иметь решающее значение при эксплуатации
двух пластов, когда один из них дает сернистую нефть, которую, как
правило, собирают, транспортируют и перерабатывают отдельно, без
смешивания с обычными парафинистыми или масляными нефтями.
Рис. 14.2. Схема установки для раздельной эксплуатации двух пластов
типа «насос – фонтан» с применением ПЦЭН
Сложнее установки для раздельной эксплуатации, в которых используют погружной центробежный электронасос (рис. 14.2). Подзем226
ное оборудование состоит из пакера 1, устанавливаемого в промежутке
между двумя пластами, центробежного насоса 2, заключеного в специальный кожух 3 для перевода жидкости нижнего пласта из-под пакера к
приемной сетке ПЦЭН, находящейся над электродвигателем и гидрозащитным устройством насоса; разобщителя 4, позволяющего с помощью
плунжера 5 сообщать межтрубное пространство скважины с внутренней
полостью НКТ. Жидкость нижнего пласта через пакер поднимается по
кольцевому зазору между кожухом 3 и насосом 2, охлаждает при этом
электродвигатель и попадает по каналу в переводнике на прием центробежного насоса, расположенного выше переводника кожуха.
Далее, минуя обратный клапан и разобщитель 4, жидкость нижнего
пласта попадает в НКТ. Жидкость верхнего, фонтанного пласта проходит
по кольцевому зазору между обсадной колонной и кожухом ПЦЭН, достигает разобщителя 4 и через боковое отверстие в разобщителе и плунжере 5 попадает в НКТ. Таким образом, жидкости обоих пластов выше
разобщителя смешиваются и поднимаются по НКТ. Разобщитель 4 имеет
сменный плунжер 5, в котором заблаговременно устанавливается штуцер
заданного размера, зависящий от установленной нормы отбора жидкости
из верхнего фонтанного пласта. Плунжер 5 спускается в НКТ на обычной
скребковой проводке через лубрикатор с помощью ловильного или посадочного приспособления. Наличие двух обратных клапанов (один под пакером, второй над ПЦЭН) и разобщителя 4 позволяет осуществлять промывку либо через межтрубное пространство в НКТ, либо через НКТ в
межтрубное пространство (прямую или обратную) и, таким образом,
осваивать верхний пласт. После освоения фонтанного пласта, установления его режима работы и спуска плунжера 5 с соответствующим штуцером осваивается нижний пласт запуском насоса.
Описанное подземное оборудование спускается в скважину на НКТ
и подвешивается в обсадной колонне на специальном плашечном трубном якоре 6, в котором предусмотрен проход для электрокабеля 8.
Трубный якорь 6 воспринимает нагрузку эт веса НКТ 7 и не передает ее
на подвешенное насосное оборудование благодаря подвижному сальниковому сочленению нижней и верхней частей НКТ в якоре 6. На устье
скважины устанавливается обычная фонтанная арматура 9 и станция
управления ПЦЭН-10 с автотрансформатором П. Установка не позволяет исследовать скважину традиционными способами. Однако допускает
обычное измерение манометром давления в НКТ над разобщителем 4.
Зная это давление и потери давления в штуцере плунжера 5 (по результатам его тарировки), можно косвенно определить давление против
верхнего, фонтанного пласта. Сменой штуцеров и повторными измерениями давления над разобщителем можно получить зависимость изме227
нения суммарного дебита обоих пластов от забойного давления верхнего, фонтанного пласта. Однако такая информация не позволяет построить индикаторные линии для обоих пластов. Благодаря наличию одного
канала для движения жидкости довольно просто решается проблема
борьбы с отложениями парафина. С этой целью могут быть применены
либо остеклован-ные трубы, либо другие методы очистки парафиновых
отложений. При работе по схеме фонтан – насос (рис. 14.3) пласты.
Рис. 14.3. Схема установки для раздельной эксплуатации
двух пластов типа «фонтан – насос» с применением ПЦЭН
разобщаются пакером 1, который повернут резиновой манжетой
вниз в сторону фонтанного пласта, имеющего большее давление. Это
способствует самоуплотнению пакера. Вся сборка, состоящая из ПЭД 2,
ПЦЭН 5, разобщителя 4 обводного канала 12, и трубного якоря 6, спус228
кается в скважину на НКТ вместе с кабелм 8. Хвостовая часть сборки
входит в канал пакера 1 и уплотняется там с помощью резиновых манжет. На поверхности, как обычно, устанавливается арматура 9, станция
управления 10 и автотранформатор 11.
В данной установке вместо кожуха используется обводная трубка
12 для прохода жидкости из нижнего, фонтанного пласта к штуцерному
сменному плунжеру 5 в разобщителе 4. Жидкость из верхнего, насосного пласта по кольцевому зазору между обсадной колонной и корпусом
ПЭД и ПЦЭН поднимается вверх и достигает приемной сетки насоса.
Через обратный шариковый клапан жидкость подается в НКТ, минуя
разобщитель 4. Выше разобщителя жидкости смешиваются. Над центробежным насосом снаружи НКТ устанавливается трубный якорь 6,
воспринимающий нагрузку от веса труб 7 и передающий ее посредством шлипсового сцепления на обсадную колонну. В пакере разобщителя 1, в его нижней части имеется подпружиненный шариковый клапан, который при подъеме сборки освобождается хвостовиком и
перекрывает доступ жидкости из нижнего, фонтанного пласта в скважину. Это позволяет ремонтировать без предварительного глушения
скважины тяжелой жидкостью. В случае работы подобного оборудования по схеме насос – фонтан (см. рис. 14.2) при подъеме оборудования
возникает необходимость глушения верхнего, фонтанного пласта прямой или обратной промывкой скважины и закачкой в нее тяжелой жидкости. Жидкость при промывке циркулирует через боковое отверстие в
разобщителе 4, которое всегда открыто для прохода жидкости верхнего
фонтанного пласта Поглощение промывочной жидкости нижним,
насосным пластом предотвращается разделительным пакером и обратным клапаном в нижней его части, так как пакер при подъеме оборудования остается в скважине. Спуск и посадка разделительного пакера 1
проводится заблаговременно с помощью специального посадочного инструмента, спускаемого на НКТ.
Не менее сложны установки для раздельной эксплуатации обоих пластов штанговыми насосами. Специальными конструкторскими бюро и
проектными институтами разработано много установок для раздельной
эксплуатации двух пластов через одну скажину. Как правило, все эти конструкции основаны на принципе наиболее полного использования стандартного оборудования, вставных и невставных насосов, ПЦЭН и пр., при
возможно малом добавлении специальных узлов и деталей Трудности с
установкой или извлечением оборудования при ре монтных работах, прихваты пакеров, трудности при промывках для удаления механических
осадков и солей, невозможность раздельного определения дебита каждого
пласта и их исследования, сложности с отводом подпакерного газа для
229
улучшения коэффициента наполнения и низкий коэффициент эксплуатации скважин с установленным оборудованием для раздельной эксплуатации привели к тому, что несмотря на большое число подобных конструкций на практике они не нашли широкого применения.
Рис. 14.4. Схемы установок для раздельной эксплуатации
двух пластов типа «насос – насос» с применением ШСН:
а – установка типа УГР1-В с отводом подпакерного газа;
б – установка типа У ГР2-В без отвода подпакерного газа
Откачка жидкости из каждого пласта по схеме ШСН-ШСН
(рис. 14.4) производится спаренными штанговыми насосами, подвижные части которых соединены специальной штангой. Оба насоса спускаются на одной колонне труб и приводятся в действие одной колонной
штанг от станка-качалки. Нижний ШСН 1 забирает жидкость из-под пакера 2 из нижнего пласта и подает ее в пространство НКТ над верхним
230
ШСН 3 через обводные каналы, имеющиеся в посадочном устройстве 4
верхнего ШСН Из верхнего пласта жидкость поступаем на прием верхнего насоса через боковое отверстие 5, имеющееся в посадочном
устройстве 4. Жидкость из верхнего ШСН также подается в НКТ. Таким
образом, жидкости обоих пластов смешиваются и подаются на поверхность по колонне НКТ. Пласты, как обычно, изолированы друг от друга
разделительным пакером. Посадочное устройство верхнего ШСН может
быть оборудовано каналами для отвода в затрубное пространство подпакерного газа из нижнего пласта. В этом случае в промежутке между
насосами подвешивается дополнительная колонна НКТ 6. По межтрубному пространству, образованному этой дополнительной колонной, отсепарированный газ от приема нижнего насоса отводится в затрубное
пространство через каналы посадочного устройства верхнего ШСН 4.
Необходимость установки дополнительной колонны НКТ для отвода газа уменьшает размеры насоса при сохранении внешних габаритов оборудования. Другими словами, отвод подпакерного газа для увеличения
коэффициента наполнения насоса достигается существенным усложнением конструкции и ущемлением его технологических возможностей
(подачи). В подземное оборудование включают еще дополнительные
устройства, такие как автосцеп для насосных штанг и плунжерные клапаны для слива жидкости из НКТ при их подъеме из скважины. Смещением штанг за пределы обычного их хода достигается перемещение
плунжерного клапана сливного устройства, при этом боковые отверстия
совмещаются, и жидкость из НКТ сливается через газоотводные каналы
в посадочном устройстве верхнего ШСН в межтрубное пространство
скважины. Во всех установках для раздельной эксплуатации скважин
типа насос – насос (рис. 14.4, а и 14.4, б) нижние насосы вставные
и подвешиваются на обычных замковых посадочных опорах, установленных в верхней части насосов. Верхние ШСН в установках также
вставные с замковыми посадочными опорами в нижней части насосов.
Некоторые разновидности установок УГР типа насос – насос имеют
верхние ШСН невставного типа, снабженные автосцепами штанг.
Невставные ШСН позволяют увеличить диаметр рабочего плунжера и
подачу насоса. Разработаны стандартные установки для раздельной эксплуатации скважин насосным способом типа УГР1-В и УГРТ1-В вставного исполнения с отводом газа (см. рис. 14.4, а), накопившегося под
разделительным пакером, и УГР2-В и УГРТ2-В вставного исполнения
без отвода подпакерного газа (см. рис. 14.4, б), а также УГР1-Н и
УГРТ1-Н невставного исполнения с отводом подпакерного газа и УГР2Н и УГРТ2-Н невставного исполнения без отвода подпакерного газа.
Наземное оборудование при использовании установок типа УГР обыч231
ное. Это стандартное устьевое оборудование и станок-качалка соответствующей грузоподъемности. Очистка НКТ от парафина осуществляется с помощью пластинчатых скребков и штанго-вращателя с обязательным применением штангового вертлюжка в нижней части колонны
штанг, так как вращение соединительной штанги между верхним и
нижним ШСН недопустимо из-за конструктивных особенностей установки. Отложения парафина, если они неинтенсивные, можно ликвидировать с помощью прогрева верхней части НКТ паром от передвижной
паровой установки (ППУ).
14.3. Раздельная закачка воды в два пласта через одну скважину
Оборудование для раздельной закачки воды (ОРЗ) в два пласта через
одну скважину предусматривает возможность закачки по двум независимым каналам при различных давлениях нагнетания. Дифференциация
давлений достигается либо прокладкой двух водоводов от ближайшей кустовой насосной станции с различным давлением нагнетаемой воды (разные насосы), либо дросселированием давления путем пропуска части воды
общего водовода через штуцер непосредственно на устье скважины. В последнем случае давление в общем водоводе должно быть равно или больше давления нагнетания в плохо проницаемый пласт. Однако дросселирование давления связано с потерей энергии и с энергетической точки
зрения невыгодно. Разработаны конструкции подземного оборудования
для раздельной закачки в два пласта при колонне 146 мм (ОРЗ-2П-5)
(рис. 14.5) и колонне 168 мм (ОРЗ-2П-6). На колонне насосных труб 1 в
скважину опускается шлипсовый пакер 3 специальной конструкции. В дополнение к обычным узлам пакер 3 имеет муфту перекрестного течения 2,
подпружиненный промывочный клапан 9 и центральный патрубок 6,
нижний конец которого пропущен через сальник 8.
Оборудование для раздельной закачки воды должно обеспечивать
периодическую промывку фильтров водопоглощаю-тцих пластов для восстановления или повышения их приемистости, которая всегда имеет тенденцию к затуханию вследствие заиливания. По схеме предусматривается
закачка воды через межтрубное пространство в верхний водопоглощающий пласт и по центральным трубам в нижний водопоглощающий пласт.
Давление воды, нагнетаемой в верхний пласт, по каналам перекрестной
муфты 2 и далее по центральному патрубку 6 пакера 3 передается вниз на
подпружиненный тарельчатый промывочный клапан 9, который при этом
закрывается, что предотвращает переток воды в нижний пласта внутри
скважины. Вода, закачиваемая по НКТ, через межтрубный канал 4 между
центральным патрубком и основной трубой в паксре и далее через отверстия 7 попадает в нижний пласт. Промывочный клапан позволяет нагне232
тать промывочную воду в НКТ. В этом случае вода через НКТ, пройдя
межтрубный канал 4 и отверстия 7, промоет фильтр нижнего пласта и далее через башмак 11 попадет под промывочный клапан 9. Если давление
под клапаном 9 будет больше, чем над ним, он откроется и даст доступ
промывочной воде в промывочный патрубок 6 и далее через каналы перекрестной муфты 2 в обсадную колонну. При этом одновременно будет
происходить промывка фильтровой части верхнего пласта. На поверхность промывочная вода поступает по межтрубному пространству. Для
того чтобы промывочный клапан открылся, кольцевое сечение обсадной
колонны 5 отключается от водовода и давление падает. Для того, чтобы
промывочный клапан был закрыт при нормальной работе, необходимо в
верхний пласт по межтрубному пространству закачивать воду с более высоким давлением. так как в этом случае давление над клапаном 9 будет
больше, чем под ним, и он будет закрыт. Если вода с более высоким давлением должна закачиваться не в верхний, а в нижний пласт, то перед
спуском оборудования в скважину необходимо перевернуть корпус промывочного клапана 9 и присоединить его к переводнику 10. При такой
компоновке оборудования ствол скважины и фильтры обоих пластов промываются закачкой воды в межтрубное пространство (обратная промывка). Расходы воды в оба пласта замеряются на поверхности. Если в большинстве случаев 146-мм обсадная колонна обеспечивает нужную
прочность при нагнетании воды в пласт, то в колонных диаметром 168 мм,
прочность на разрыв которой меньше, нагнетание возможно только при
низких давлениях. Для защиты 168-мм обсадной колонны от давления воды разработана конструкция ОРЗ-2П-6 с двумя разделительными пакерами, обращенными раструбом вниз. При спуске оборудования в скважину
для защиты манжеты на нее одевается предохранительный металлический
кожух который сбрасывается с нее давлением жидкости при опрессовке
оборудования в скважине. Выше самоуплотняющейся манжеты на сердечнике пакера устанавливаются ограничительные втулки с резиновыми
манжетами, которые сжимаются весом колонны труб и фиксируют пакер
по центру эксплуатационной колонны, обеспечивая нормальную работу
самоуплотняющейся манжеты. Конструкция оборудования ОРЗ-2П-6 под
колонну 168 мм похожа на ранее описанную. Технологической схемой использования оборудования ОРЗ-2П-6 предусматривается закачка воды с
более высоким давлением в верхний пласт по НКТ, а с низким давлением
– в нижний пласт по эксплуатационной колонне. Очистка скважины проводится обратной промывкой. Если давление воды, закачиваемой в верхний пласт, неопасно для обсадной колонны, то оборудование ОРЗ-2П-6
опускается в скважину только с одним нижним разделительным пакером.
Верхний пакер с самоуплотняющейся манжетой не ставится.
233
Рис. 14.5. Схема оборудования для раздельной закачки воды
в два пласта с одним разделительным пакером типа ОРЗ-2П-5
Для раздельной закачки воды в два пласта существует и ряд других
конструкций, описание которых можно найти в специальной литературе.
234
15. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
15.1. Особенности конструкций газовых скважин
Газовые и газоконденсатные месторождения залегают в земной коре на различных глубинах: от 250 до 10 000м и более. Для извлечения
углеводородных компонентов пластового флюида на поверхность земли
бурятся газовые и газоконденсатные скважины. Газовые скважины используются для: 1) движения газа из пласта в поверхностные установки
промысла; 2) защиты вскрытых горных пород разреза от обвалов;
3) разобщения газоносных, нефтеносных и водоносных пластов друг от
друга; 4) предотвращения подземных потерь газа.
Газовые скважины эксплуатируются в течение длительного времени в сложных, резко изменяющихся условиях. Действительно, давление
газа в скважинах доходит от 100 МПа, температура газа достигает
523 °К, горное давление за колоннами на глубине 10 000 м превышает
250 МПа. В процессе освоения, исследований, капитального ремонта и
во время эксплуатации скважин резко изменяются давление, температура, состав газа, движущегося в скважине.
Скважины – дорогостоящие капитальные сооружения. В общих капитальных вложениях в добычу газа удельный вес капитальных вложений в строительство скважин может составлять 60…80 % в зависимости
от глубины залегания месторождения, геологических условий бурения
скважин, географических условий расположения месторождений.
Долговечность работы и стоимость строительства скважин во многом определяются их конструкциями.
Конструкцией скважины называют сочетание нескольких колонн
обсадных труб различной длины и диаметра, спускаемых концентрично
одна внутри другой в скважину. Колонны обсадных труб скрепляются с
породами геологического разреза цементным камнем, поднимаемым за
трубами на определенную высоту.
Конструкция добывающих газовых скважин зависит от многих
факторов, в частности от пластового давления и отношения его к гидростатическому, геологических условий бурения, геолого-физических параметров пласта, физических свойств пластового флюида, разности давлений между пластами, технологических условий эксплуатации
скважин, режима эксплуатации пласта, экономических соображений.
На рис. 15.1. приведены конструкции газовых и газоконденсатных
скважин.
Физические свойства газа – плотность и вязкость, их изменение в
зависимости от давления и температуры существенно отличается от из235
менения плотности и вязкости нефти и воды. Во многих случаях плотность газа значительно меньше плотности нефти и воды, а коэффициент
динамической вязкости газа в 50–100 раз меньше, чем у воды и нефти
Рис. 15.1. Конструкции скважин на газовых,
газоконденсатных месторождениях и подземных хранилищах газа:
а – Майкопское газоконденсатное месторождение (скв. 37), 146 мм обсадная
колонна (сварная); б – Вуктыльское газоконденсатное месторождение;
в – Уренгойское газоконденсатное месторождение (высокодебитная скв. 22);
г – Медвежье газовое месторождение (высокодебитная скв. 18);
1 – хвостовик; д – ПХГ-1, е – ПХГ-2
Различие плотностей газа и жидкостей вызывает необходимость
спуска кондуктора в газовых скважинах на большую глубину, чем в
нефтяных, для предотвращения разрыва газом горных пород, загрязнения водоносных горизонтов питьевой воды, выхода газа на дневную поверхность.
Глубину спуска кондуктора в газовых скважинах Н (в м) можно
определить подбором из равенства
h L - R T Ln
Рн
,
ср g h
(15.1)
где L – глубина скважины; R – удельная газовая постоянная; Т – средняя температура на длине (L – h); ρср – средняя объемная плотность гор236
ных пород разреза на длине h; Pн – начальное пластовое давление газа;
g – ускорение свободного падения, или приближенно по формуле
L
h в
0,425 L ,
ср
(15.2)
где ρв – плотность пластовой воды
Малая вязкость газа вызывает необходимость принимать особые
меры по созданию герметичности как обсадных колонн, так и межтрубного пространства газовых скважин
Герметичность колонн обсадных труб достигается различными
способами применением резьбовых соединений на концах труб и муфтах со специальной трапецеидальной формой поперечного сечения с
тефлоновыми уплотнительными кольцами, использованием фторопластовой уплотнительной ленты, герметизирующих уплотнительных составов для муфтовых соединений типа УС-1, ГС-1 Герметичность заколонного пространства скважин обеспечивается применением цементов
определенных марок, дающих газонепроницаемый, трещиностойкий
цементный камень
15.2. Оборудование устья газовой скважины
Оборудование устья газовой скважины предназначено для соединения верхних концов обсадных колонн и фонтанных труб, герметизации межтрубного пространства и соединений между деталями оборудования, осуществления мероприятий по контролю и регулированию
технологического режима эксплуатации скважин. Оно состоит из трех
частей 1) колонной головки, 2) трубной головки и 3) фонтанной елки.
Колонная головка соединяет верхние концы кондуктора и эксплуатационной колонны, герметизирует межтрубное пространство, служит
опорой трубной головки с фонтанной елкой.
На рис. 15.2 изображена колонная головка на шлипсах В нижней части расположен широкоопорный пьедестал 1, навернутый до отказа на
наружную резьбу обсадной колонны и закрепленный на бетонном фундаменте анкерными болтами Сверху к пьедесталу прикреплен при помощи
фланцевого соединения опорный пьедестал 2, служащий для подвески
эксплуатационной колонны. На конусных внутренних ребрах опорного
пьедестала установлены шлипсы 3, на которых подвешена и закреплена
эксплуатационная колонна Для герметизации межтрубного пространства в
опорном пьедестале над шлипсами установлен сальник, состоящий из газонефтестойкого специального уплотнения 6, зажатого между двумя
кольцами 4 и 7 нажимной гайкой 8. Подвеска эксплуатационной колонны
на шлипсах заменяет сложный способ подвески на резьбе.
237
Рис. 15.2. Схема колонной головки газовой скважины
со шлипсовым креплением обсадных колонн
1 – широкоопорный пьедестал;
2 – опорный пьедестал для подвески эксплуатационной колонны; 3 – шлипсы;
4 и 7 – нижнее и верхнее кольца; 5 – отводной патрубок;
6 – уплотнение; 8 – нажимная гайка
Трубная головка служит для подвески фонтанных труб и герметизации межтрубного пространства между эксплуатационной колонной и
фонтанными трубами. На трубную головку непосредственно устанавливают фонтанную елку крестовикового или тройникового типа.
Фонтанная елка монтируется выше верхнего фланца трубной головки. Она предназначена для:
1) освоения скважины;
2) закрытия скважины;
3) контроля и регулирования технологического режима работы
скважины.
Основной элемент фонтанной елки крестовикового типа – крестовина, а тройниковой елки – тройник. На ней монтируются штуцеры,
термометры, установки для ввода ингибитора гидратообразования и
коррозии, устьевой клапан-отсекатель
Устьевой клапан-отсекатель (К-301) предназначен для автоматического перекрытия выходной линии от скважины (шлейфа) при аварийном повышении давления до него или понижении давления после него
(в шлейфе). Запорный элемент клапана-отсекателя К-301 выполнен в
виде заслонки. Она удерживается в горизонтальном положении с помощью штока чувствительного элемента. При уменьшении давления в
трубопроводе шток перемещается, освобождает заслонку, которая и пе238
рекрывает поток газа. Клапан-отсекатель открывается вручную после
выравнивания давлений до и после заслонки.
На рис. 15.3 изображены трубные головки и фонтанные елки с
тройниковой (а) и крестовиковой (б) елками. Межтрубные пространства
уплотняются кольцевыми прокладками Нижние боковые отводы от
трубной головки предназначены для обработки скважины и замера
межтрубного давления. Из двух отводов фонтанной елки один рабочий,
второй резервный. Фонтанная елка крестови-кового типа имеет небольшую высоту, удобна в обслуживании, уравновешена. Применяется в
случае, если в потоке газа отсутствуют твердые взвеси, газообразные
или жидкие коррозионные агенты, способные вызвать коррозию крестовины и тем самым вывести скважину из эксплуатации.
Рис. 15.3. Оборудование устья скважины.
а – тройниковая арматура: 1, 11 – фланцы,
2, 9 – буферы, 3 – вентиль, 4 – манометр; 5 – задвижка; 6 – крестовина;
7, 10 – катушки; 8 – тройник; 12 – штуцер;
б – крестовиковая арматура: 1 – фланец, 2 – уплотнитель,
3, 8, 11 – буферы, 4 – вентиль; 5 – манометр; 6 – задвижка;
7, 9 – крестовины; 10 – тройник; 12 – штуцер; 13 – катушка; 14 – фланец
Фонтанная арматура (елка) тройникового типа имеет два тройника.
Верхний – рабочий, нижний – резервный. Нижний используется только
во время ремонта или замены верхнего. Фонтанная арматура тройникового типа имеет большую высоту (до 5 м от поверхности земли), неудобна в обслуживании, неуравновешена.
239
Рис. 15.4. Комплекс устьевого оборудования для высокодебитных скважин:
1 – угловой регулирующий штуцер; 2 – автоматический отсекатель;
3 – стволовая пневматическая задвижка; 4 – трубная головка
Применяется в особо сложных условиях эксплуатации скважины –
при наличии твердых взвесей в потоке газа, вызывающих абразивный
износ оборудования, газообразных или жидких коррозионных агентов
(углекислый газ, сероводород, пропионовая, масляная или. другие кислоты жирного ряда), при резких колебаниях давления и температуры. В
верхней части фонтанной елки устанавливается буферный патрубок с
манометром, показывающим давление на головке скважины (буферное
давление).
Фонтанная арматура выпускается на рабочие давления 4; 7,5; 12,5;
20; 30; 35; 70 и 100 МПа. Внутренний диаметр фонтанной арматуры (63
или 100 мм) выбирают в зависимости от дебита скважины и давления
газа. Научно-технический прогресс в добыче газа приводит к необходимости увеличения дебита скважины и диаметра эксплуатационной колонны, а следовательно, диаметра фонтанной арматуры.
Предприятия ВПО «Союзнефтемаш» разработали комплекс устьевого оборудования для высокодебитных скважин газовых месторождений
Тюмени (рис. 15.4). Он состоит из блочной фонтанной арматуры АФБ6240
150/160 х 210ХЛ с дублирующей дистанционно управляемой стволовой
задвижкой, автоматическими отсекателями, угловыми регулирующими
дросселями на боковых отводах елки; трубной головки, предусматривающей возможность подвески одного ряда насосно-компрессорных труб
диаметром 168 мм; манифольда фонтанной арматуры, позволяющего отбирать продукцию по одному из двух или по обоим боковым отводам
одновременно и менять штуцерные насадки без остановки скважины; колонной головки ОКК1-210 для обвязки обсадных колонн диаметрами 219
и 324 мм между собой и герметизации межтрубного пространства при
помощи самоуплотняющегося уплотнителя. Диаметр условного прохода
ствола 150 мм, боковых отводов трубной головки 65 мм, боковых отводов елки 100 мм, температура окружающей и рабочей среды до 213
и 393 °К соответственно, давление 21 МПа.
15.3. Подземное оборудование ствола газовых скважин
при добыче природного газа различного состава
При эксплуатации скважин большое внимание должно уделяться
надежности, долговечности и безопасности работы, предотвращению
открытых газовых фонтанов, защите среды обитания. Условиям надежности, долговечности и безопасности работы должны удовлетворять как
конструкция газовой скважины, так и оборудование ее ствола и забоя.
Подземное оборудование ствола скважины позволяет осуществлять:
1) защиту скважины от открытого фонтанирования; 2) освоение, исследование и остановку скважины без задавки ее жидкостью; 3) воздействие на призабойную зону пласта с целью интенсификации притока газа к скважине; 4) эксплуатацию скважины на установленном
технологическом режиме; 5) замену колонны насосно-компрессорных
(фонтанных) труб без задавки скважины жидкостью.
Схема компоновки подземного оборудования скважины показана
на рис. 15.5.
Для надежной эксплуатации газовых скважин используется следующее основное подземное оборудование: разобщитедь (пакер); колонна
насосно-компрессорных труб (НКТ); ниппель; циркуляционный клапан;
ингибиторный клапан; устройство для автоматического закрытия центрального канала скважины, которое включает в себя забойный клапанотсекатель, уравнительный клапан, переводник и замок; клапан аварийный, срезной; разъединитель колонны НКТ; хвостовик. Дополнительное
рабочее оборудование для работы с клапанами-отсекателями включает в
себя: посадочный инструмент; ловители; шар с седлом для посадки пакера; приемный клапан; головку к скважинным приборам; грузы; гидравлический ясс; механический ясс; шлипсовый замок; груз для обрыва
241
скребковой проволоки; двурогий крюк; уравнительную штангу; инструмент для управления циркуляционным клапаном.
Рис. 15.5. Схема компоновки подземного оборудования газовой скважины:
1 – пакер эксплуатационный; 2 – циркуляционный клапан;
3 – ниппель; 4 – забойный клапан-отсекатель с уравнительным клапаном;
5 – разобщитель колонны НКТ; 6 – ингибиторный клапан;
7 – клапан аварийный, срезной; 8 – НКТ;
9 – жидкий ингибитор коррозии и гидратообразования; 10 – хвостовик
Разобщитель (пакер) предназначен для постоянного разъединения
пласта и затрубного пространства скважины с целью защиты эксплуатационной колонны и НКТ от воздействия высокого давления, высокой
температуры и агрессивных компонентов (Н2S, СО2, кислот жирного
ряда), входящих в состав пластового газа.
Колонна НКТ спускается в скважину для предохранения обсадной
колонны от абразивного износа и высокого давления, для создания
242
определенных скоростей газожидкостного потока и выработки газонасыщенного пласта снизу вверх.
Ниппель служит для установки, фиксирования и герметизации в
нем забойного клапана-отсекателя. Он спускается в скважину на колонне НКТ и устанавливается обычно выше пакера.
Циркуляционный клапан обеспечивает временное сообщение центрального канала с затрубным пространством с целью осуществления
различных технологических операций: освоения и задавки скважины,
промывки забоя, затрубного пространства в колонны НКТ, обработки
скважины различными химическими реагентами и т. д. Клапан устанавливается в колонне НКТ во время ее спуска в скважину и извлекается
вместе с ней.
Ингибиторный клапан предназначен для временного сообщения затрубного пространства скважины с внутренним пространством колонны
НКТ при подаче ингибитора коррозии или гидратообразования в колонну. Клапан устанавливается в колонне НКТ во время ее спуска и извлекается вместе с ней (КИМ-89В-350К).
Устройство для автоматического закрытия центрального канала
скважины, предназначено для временного перекрытия скважины у нижнего конца колонны фонтанных труб при аварийных ситуациях или ремонте оборудования устья. Оно может устанавливаться в различных местах в НКТ.
Клапан аварийный срезной КАС168-140 предназначен для глушения (задавки) оборудованной пакером скважины в аварийной ситуации
через затрубное пространство, когда нельзя открыть циркуляционный
клапан типа КЦ при помощи проволочного приспособления. Устанавливается с колонной НКТ, входит в состав комплекта скважинного оборудования с диаметром эксплуатационной колонны 219 мм на давление
14 МПа (КО219/168-140).
Скважинное предохранительное оборудование газовых скважин
состоит из двух отдельных узлов: 1) разобщителя (пакера); 2) собственно клапана-отсекателя. К пакерам, применяемым вместе с забойными
клапанами-отсекателями, предъявляются высокие требования: 1) безотказность в работе; 2) надежность разобщения пласта от затрубного пространства; 3) возможность установки на любой заданной глубине; 4)
малое время для соединения с колонной НКТ; 5) простота конструкции,
минимально возможные основные размеры и металлоемкость; 6) устойчивость к агрессивным средам при высоких давлениях и температурах.
На рис. 15.6 изображен пакер типа НКР-1 фирмы «Камко» (США).
Он имеет корпус, состоящий из верхней 8 и нижней 38 труб, соединенных между собой. Верхний и нижний концы корпуса заканчиваются пе243
реводниками 1 и 45. На наружной поверхности верхней трубы размещен
уплотнительный элемент в сборе. Он состоит из резиновых манжет 17 и
18, фигурных колец 16, гильзы 19, упора 14 и сдвигающегося кольца 21.
На наружной поверхности нижней трубы корпуса смонтирован шлипсовый узел, состоящий из упора 42 с втулкой 43, шлипсов 39 и толкателя
37. Между уплотнительным элементом и шлипсовым узлом имеется камера А, которую образует цилиндр 29 и соединенный с ним толкатель
37, поршень 27 со стаканом 34, связанным через втулку храпового механизма 26 кольцом 21 с корпусом пакера. В нее нагнетается жидкость
при установке пакера в скважине. Для удержания пакера в рабочем
(уплотненном и заякоренном) состоянии поршень 27 и цилиндр 29
снабжены храповыми механизмами 32 и 23, состоящими из четырех
секторов и двух пружинных колец 22 и 31 каждый.
Рис. 15.6. Разобщитель (пакер) НКР-1 фирмы «Камко» (США)
Рис. 15.7. Пусковая пробка РЕ-500:
1 – корпус клапана; 2 – шар; 3 – седло;
4 – резиновое кольцо; 5 – срезные тарированные штифты
244
Рис. 15.8. Забойный прямоточный клапан-отсекатель ОЗП-73
Для освобождения пакера от обсадной колонны перед извлечением
его из скважины предусмотрен механизм распакеровки, состоящий из
разгрузочной муфты 7 с наружной и внутренней левыми резьбами. Внутренней резьбой разгрузочная муфта соединяется с верхним концом корпуса пакера, а наружной – через разгрузочный упор 9 и втулку 2 с колонной НКТ. Кроме того, разгрузочная муфта через корпус подшипника 12
соединена с упорным кольцом 33 уплотнительного элемента. Для облегчения вращения колонны НКТ при распакеровке служат подшипники 11,
а для предотвращения проворачивания корпуса пакера при этом – пружины 40, прикрепленные к шлипсам винтами 41. В местах возможных
утечек и перетоков жидкости в пакере установлены уплотнительные резиновые кольца 4, 10, 13, 15, 30, а резиновые соединения закреплены
винтами 3, 25, 28, 36, 44. Для удержания подвижных деталей в статиче245
ском положении при спуске пакера в скважину, а также для предварительной опрессовки его (4 МПа) служат штифты 20 во втулке 24 и кольцо 35. После достижения пакером места посадки в скважине в колонну
НКТ бросается шар 2 (рис. 16.7), который садится на седло 3 пусковой
стационарной пробки РЕ-500, удерживаемое в корпусе клапана 1 (см.
рис. 15.7) на срезных тарированных штифтах 5 на нижнем конце пакера.
Седло уплотнено в корпусе резиновым кольцом 4.
В колонну НКТ под давлением нагнетают жидкость. Жидкость через отверстие в корпусе пакера поступает в камеру А (см. рис. 15.6).
Под действием усилия, возникающего под давлением жидкости в камере, штифты 20 срезаются, поршень 27 и толкатель 37 перемещаются в
противоположные стороны. При движении поршня 27 вверх усилие от
него через втулку храпового механизма 26 передается на сдвигающееся
кольцо 21. При этом резиновые манжеты 17, 18 деформируются и разобщают зоны затрубного пространства, расположенные выше и ниже
пакера. При движении толкателя 37 вниз шлипсы 39 выдвигаются
наружу, чем достигается заякоривание пакера в обсадной колонне. Когда давление в колонне НКТ достигает 23…27 МПа, срезные тарированные штифты а разрушаются и шар с седлом падают на забой, а храповые механизмы 23 и 32 фиксируют пакер в уплотненном и
заякоренном состоянии в обсадной колонне.
Для освобождения пакера от обсадной колонны колонну НКТ вращают по часовой стрелке на 15 оборотов, одновременно поднимая ее.
При этом прежде всего от приложенного момента вращения срезаются
штифты 5, затем при первых четырех оборотах разгрузочный упор 9
сворачивается с разгрузочной муфты 7 до упора с вращающейся муфтой
6. При этом отверстие во втулке 2 оказывается выше конца верхней
трубы 8, и центральный канал пакера сообщается с затрубным пространством. Через него закачкой жидкости в затрубное пространство
промывается надпакерная зона затрубного пространства от возможных
накоплений механических примесей перед срывом пакера с места установки. При дальнейшем повороте загрузочная муфта 7 сворачивается с
верхней трубы 8, которая последовательно перемещает за собой вверх
корпус подшипника 12, упор подшипника 14, гильзу 19, сдвигающееся
кольцо 21, втулку храпового механизма 26, поршень 27.
Поршень увлекает за собой цилиндр 29 и толкатель 37, при этом
как уплотнительные элементы 17 и 18, так и шлипсы 39 освобождаются
от торцевых упоров и принимают первоначальные диаметральные размеры. В этом состоянии пакер можно извлечь из скважины.
Забойные клапаны-отсекатели предотвращают открытое фонтанирование при повреждении или разрушении устьевого оборудования и
246
колонны НКТ выше места установки забойного клапана-отсекателя.
Они служат автоматическим запорным устройством скважины при демонтаже устьевого оборудования, подъеме колонны НКТ из скважины
без задавки жидкостью.
На рис. 15.8 изображен клапан-отсекатель типа ОЗП-73. Отсе-катель
забойный прямоточный (ОЗП) состоит из корпуса 6, к нижнему концу
которого присоединен клапанный узел, имеющий седло 10, заслонку 14,
пружину 12, ось 13 и кожух 15. К верхнему концу кожуха присоединен
переводник 1, имеющий упор а. В центральном канале устройства помещен подвижный патрубок 4 со сменным штуцером 11. Подвижный патрубок 4 имеет наружную проточку. Между подвижным патрубком 4 и
корпусом 6 установлено фиксирующее устройство, состоящее из пружины 5, цанги 7 и регулировочной гайки 3. Лепестки в цанге взаимодействуют с проточкой подвижного патрубка 4 и кольцевым выступом в
корпуса 6. Кольца 2, 8 и 9 уплотняют поверхности сопрягаемых деталей.
Устройство работает следующим образом. Перед спуском отсека-теля в
скважину, исходя из рассчитанного дебита, устанавливают сменный
штуцер 11 и гайкой 3 регулируют пружину 5 на определенное усилие. К
переводнику 1 присоединяют уравнительный клапан и замок; сборку
спускают в скважину и устанавливают в ниппеле.
Во время нормальной работы скважины газ или жидкость из пласта,
проходя через центральный клапан устройства, поднимается на поверхность по колонне НКТ. При прохождении газа через штуцер 11 создается
перепад давления, усилие от которого перемещает штуцер 11 с подвижным патрубком 4 в крайнее верхнее положение, но усилие пружины 5
фиксируемого устройства препятствует этому, в результате заслонка 14
остается открытой. Увеличение расхода газа через штуцер приводит к
возрастанию перепада давления на нем. Когда усилие, вызванное перепадом давления, превысит усилие пружины 5, подвижный патрубок 4, отжимая пружину, начинает перемещаться вверх. После перемещения подвижного патрубка на 3…5 мм цанга 7 отходит от выступа в корпуса 6 и,
выходя из взаимодействия с проточкой, освобождает подвижный патрубок 4 от действия пружины 5. Подвижный патрубок мгновенно перемещается до упора переводника. В этот момент под действием пружины 12
заслонка 14 перекрывает центральный канал устройства.
Клапан-отсекатель открывается следующим образом. В колонну
НКТ на скребковой проволоке спускают уравнительную штангу, которая открывает уравнительный клапан. При этом нижний конец ее упирается в подвижный патрубок 4. После выравнивания давлений над и
под заслонкой 14 подвижный патрубок 4 со сменным штуцером // под
действием веса уравнительной штанги перемещается в крайнее нижнее
247
положение. В результате заслонка устанавливается в положение «открыто». Лепестки цанги 7, взаимодействуя с кольцевым выступом корпуса 6 и проточкой б подвижного патрубка 4, фиксируют последний в
рабочем положении.
Клапан-отсекатель ОЗП-73 имеет следующие преимущества: 1)
седло и заслонка клапана находятся вне действия потока газа, не подвергаются абразивному износу; 2) отсутствует мертвая зона, влияющая
на надежность работы отсекателя в скважинах, имеющих в потоке газа
твердые взвеси; 3) небольшая длина отсекателя, благодаря тому что
пружина фиксирующего устройства при наличии цанги имеет жесткую
характеристику: 4) четкость срабатывания на закрытие, так как пружина
сжимается только на 3…5 мм и перестает действовать на подвижную
трубу, тогда как в других конструкциях усилие пружины постоянно
воздействует на подвижный элемент устройства.
Саратовский филиал СКВ ВНПО «Союзгазавтоматика» разработал
конструкцию клапана-отсекателя К-168-140, входящего в комплект
скважинного оборудования с диаметром эксплуатационной колонны
219 мм на давление 14 МЛа (КО-219/168-140).
Пластовые газы многих газоконденсатных месторождений России
имеют в своем составе коррозионные компоненты: сероводород, углекислый газ, кислоты жирного ряда (муравьиную, пропионовую, щавелевую, масляную). Так, например, пластовый газ Астраханского месторождения имеет следующий объемный состав, %: сероводород 26,5,
углекислый газ 11; месторождения Урта-Булак – 5,35 и 3,15; Оренбургского – 1,3…5 и 0,5…1,75 соответственно.
Коррозионные компоненты при наличии пластовой минерализованной или конденсационной воды, высоких давлений и темпера тур
вызывают интенсивную коррозию металлических обсадных колонн,
НКТ, оборудования устья скважин, шлейфов, поверхностного оборудования промыслов.
При большом содержании сероводорода в газе невозможно использовать обычные скважинные приборы для измерения давлений и температур, проводить геофизические работы в скважинах. Наибольшей коррозии подвергаются тройники, крестовины, катушки, уплотнительные
кольца фланцевых соединений, задвижки фонтанной арматуры. Интенсивность коррозии элементов оборудования устья скважин изменяется
от 0,1 до 4 мм в год.
Срок службы колонн НКТ до обрыва в верхней части и падения на
забой скважины на месторождениях Краснодарского края составляет 1–
18 мес, нарушение герметичности задвижек фонтанной арматуры происходит в течение 1–2 мес, фланцевых соединений – в течение 4–6 мес.
248
Рис. 15.9. Схема компоновки подземного оборудования скважин
на Оренбургском газоконденсатном месторождении:
1 – хвостовик диаметром 127 или 114 мм и длиной 100…380 м;
2 – пакерное устройство с минимальным диаметром проходного сечения 57 мм;
3 – клапан-отсекатель с проходным сечением 33,4 мм;
4 – циркулярный клапан типа «скользящая втулка» с внутренним диаметром 73 мм;
5 – НКТ диаметром 127 или 114 мм
На рис. 15.9 изображена схема компоновки скважинного оборудования на Оренбургском газоконденсатном месторождении. В добывающие скважины спускается скважинное оборудование фирмы «Камко»
(США), включающее: хвостовик диаметром 127 или 114 мм, длиной
100…380 м, предназначенный для улучшения условий освоения и эксплуатации вскрытой продуктивной толщины пласта; пакерное устройство с диаметром проходного сечения 57 мм для разобщения затрубного
пространства от внутренней полости НКТ с целью предохранения эксплуатационной колонны от воздействия коррозионно-активных компо249
нентов в добываемом газе; клапан-отсекатель с диаметром проходного
сечения 33,4 мм в пакерном устройстве для предотвращения чрезмерного увеличения дебита скважины; циркуляционный клапан с внутренним
диаметром 73 мм типа «скользящая втулка» для сообщения трубного
пространства с затрубным; НКТ диаметром 127 или 114 мм.
Защита внутренней поверхности металлической обсадной колонны
и внешней поверхности НКТ осуществляется разобщением пласта и затрубного пространства скважины при помощи разобщителя (пакера) и
заполнением затрубного пространства ингибированной жидкостью. Защита другого металлического оборудования скважины от коррозии
осуществляется при помощи периодической закачки ингибитора коррозии в призабойную зону пласта или непрерывной его закачки в затрубное пространство скважины с помощью насосов и подачи ингибитора в
НКТ из затрубного пространства скважины через специальные ингибиторные клапаны в колонне НКТ.
Для защиты от коррозии внешней поверхности хвостовика, направленного воздействия соляной кислотой на карбонатные породы открытого забоя скважины, получения более точных данных по геофизическим исследованиям скважин на Оренбургском газоконденсатном
месторождении усложнили конструкцию хвостовика, изменили узел
разобщения призабойной зоны пласта от затрубного пространства.
Хвостовики скв. 196, 743, 775 оборудовали подпакерным циркуляционным клапаном, струйными клапанами, ниппелем для установки
скважинкой пробки.
Для проведения дебитометрии, поинтервального замера пластовых
давлений, отбора проб в колонне обсадных труб в призабойной зоне
скважины в Тюменниигипрогазе разработали конструкцию подвижного
хвостовика. В процессе эксплуатации скважины хвостовик находится в
крайнем нижнем положении. Продукция скважины движется через хвостовик и НКТ на устье. При проведении исследований в процессе работы скважины в нее через лубрикатор на каротажном кабеле или канате
спускается специальное подъемное устройство, которое зацепляет хвостовик в нижней его части. Хвостовик поднимается вверх, при этом на
поверхности следят за нагрузкой по индикатору массы. Захватывающее
устройство поднимается на поверхность. В освобожденной от хвостовика зоне перфорации проводят указанные исследования. После проведения необходимого комплекса исследований хвостовик с помощью специального устройства вновь опускается вниз в свое рабочее положение.
В качестве ингибиторов коррозии используются кубовый остаток
разгонки масляного слоя, получаемого при синтезе 2-метил,
5-этилпиридинаг имеющий промышленное название И-1-А, смесь ами250
нокислоты и полиамина жирного ряда с длинной цепью, имеющая
название РА-23, и многие другие: катапин БПВ, КИ-1, КПИ-1, ПБ-5,
БА-6, «Виско», ИФХАНгаз, Донбасс-1, И-25-Д.
На некоторых месторождениях с высокими пластовыми давлениями и низкими температурами используются комплексные ингибиторы
коррозии и гидратообразования типа КИГИК.
В последние годы стали изготовляться высокогерметичные коррозионностойкие насосно-компрессорные трубы НКТ-114 из сталей марок
18X1ГМФА, 18Х1Г1МФ группы прочности К, размером 114 х 7 мм для
оборудования скважин на месторождениях, содержащих сероводород.
Они выдерживают давление до 50 МПа. Впервые колонна НКТ из труб
НКТ-114 была спущена в скв. 234 Оренбургского газоконденсатного
месторождения. 76
Для предотвращения растепления многолетнемерзлых пород на месторождениях Севера используются двухстенные трубы с высокоэффективной теплоизоляцией между ними. ВНИИГаз разработал насоснокомпрессорные теплоизолированные трубы модели ЛТТ-168 X 73, состоящей из внешней несущей трубы 168 X ПД и внутренней трубы 73 х
5,5Д. Между стенками труб диаметрами 168 и 73 мм может помещаться
теплоизоляция любого типа с коэффициентами теплопроводности до
0,01163 Вт/(м-К). Трубы ЛТТ-168 X 73 использованы в конструкции
скв. 110 Южно-Соленинского месторождения.
Особое конструкторское бюро по проектированию нефтегазодобывающих машин и оборудования (ОКБ НЕФТЕМАШ, г. Баку) разработало комплексы оборудования для эксплуатации газовых скважин типов
КПГ (комплекс подземный для газовых скважин) и КСГ (комплекс
скважинный для газовых скважин), которые с 1982 г. серийно выпускаются заводами ВПО «Союзнефтемаш».
15.4. Оборудование забоя газовых скважин
Оборудование забоя газовых скважин зависит от многих факторов:
1) литологического и фациального составов пород и цементирующего
материала, слагающих газовмещающий коллектор;
2) механической прочности пород;
3) неоднородности коллекторских свойств пласта по разрезу;
4) наличия газоносных, нефтеносных и водоносных пластов в продуктивном разрезе;
5) местоположения скважины на структуре и площади газоносности;
6) назначения скважины (добывающая, нагнетательная, наблюдательная).
В тех случаях, когда газовая залежь пластового или массивного типа,
газонасыщенный коллектор представлен крепкими породами (сцементиро251
ванными песками, известняками, доломитами, ангидритами), в продуктивном разрезе отсутствуют нефтенасыщенные и водонасыщенные горизонты,
добывающие скважины могут иметь открытый забой. Для улучшения выноса твердых частиц и жидкостей с забоя скважины в фильтровую часть
пласта на забой скважины спускается хвостовик (см. рис. 15.9). Во многих
случаях, когда газонасыщенный пласт представлен слабосцементированными породами, в продуктивном разрезе отсутствуют нефте- и водонасыщенные пропластки, открытый забой скважин оборудуется сетчатыми, керамическими, металлокерамическими, гравийными, стеклопластиковыми
фильтрами различных типов или рыхлые породы призабойной зоны пласта
укрепляются вяжущими веществами.
Рис. 15.10. Схема оборудования забоя газовых скважин
в рыхлых горных породах на подземных хранилищах газа:
1 – бурильные штанги диаметром 60,3 мм;
2 – переводник с левой резьбой; 3 – обсадная колонна диаметром 146 мм;
4 – интервал ствола скважины, расширенной до 256 мм;
5 – гравий; 6 – щелевой фильтр; 7 – труба диаметром 50 мм;
8, 9 – клапан обратной и прямой циркуляции соответственно;
10 – хвостовик диаметром 62,7 мм; 11 – забой
252
Наибольшее распространение в последнее время, особенно при
оборудовании забоя скважин, расположенных в рыхлых песчаных пластах на ПХГ, получают намывные гравийные фильтры. В этом случае с
помощью специальных гидравлических расширителей увеличивается
диаметр зоны пласта, в которой намечается намывка гравия, например
со 146 до 256 мм. Диаметр образованной зоны определяют с помощью
каверномера. После расширения зоны намывки гравия в скважину спускают на НКТ забойное оборудование фильтра (рис. 15.10). Фильтровая
часть узла забойного оборудования представляет собой трубу диаметром 100 мм, длиной 10,6 м, перфорированную круглыми отверстиями
диаметром 10…12 мм, общая площадь которых составляет 15…20 %
площади боковой поверхности трубы. Труба обматывается сеткой галунного плетения № 18, проволокой из нержавеющей стали или капронового волокна с зазорами 0,5…1 мм между витками. В нижней части
фильтра имеется клапанная коробка с клапанами для осуществления
прямой и обратной промывки скважины. Ниже клапанной коробки
фильтра находится хвостовик из НКТ диаметром 62,7 мм, длиной 19 м.
Выше фильтра устанавливается затвор из 100-мм НКТ длиной 13 м.
Рис. 15.11. Принципиальная схема намыва гравийного фильтра в скважине
подземного хранилища газа:
1 – обсадная колонна диаметром 146 мм; 2 – противовыбросовая головка;
3 – манометр; 4 – соединительные трубы; 5 – кран, регулирующий подачу гравия;
6 – бункер для гравия, 7 – цементировочный агрегат; 8 – емкости с водой
На рис. 15.11 изображена принципиальная схема намыва гравийного фильтра в скважине ПХГ. Перед намывом гравия со средним диаметром частиц, равным 1 мм, проводится прямая и обратная промывка
скважины. После полного вытеснения глинистого раствора водой начинается закачка гравия в расширенную часть пласта. Качество намыва
гравия определяется по уменьшению массы колонны труб в скважине.
После намыва гравия пласт испытывается на вынос песка. Для умень253
шения проявления арочного эффекта, возможного образования пустот в
гравийном массиве и выноса частиц пласта в скважину через эти пустоты рекомендуется увеличивать зазор между надфильтровой трубой и
обсадной колонной скважины.
Призабойная зона пласта в рыхлых коллекторах может укрепляться
закачкой в поровое пространство жидких вяжущих веществ – органических полимерных материалов, которые при взаимодействии с катализатором полимеризации затвердевают и цементируют рыхлую породу.
В качестве вяжущих химических веществ, в зависимости от температуры
и минералогического состава пласта-коллектора, используют: 1) органические смолы; 2) пластмассы; 3) специальные составы типа «перматрол».
Рис. 15.12. Схема оборудования скважины и обвязки агрегатов
при закачке смолообразующих реагентов в призабойную зону пласта:
1 – агрегат, подающий раствор сырых фенолов и щелочи;
2 – агрегат, подающий воду для продавки смолы в пласт;
3 – агрегат, подающий формалин; 4 – тройник-смеситель;
5 – заливочная головка; 6 – заливочные трубы диаметром 50…75 мм; 7 – пакер
В качестве органических смол применяются эпоксидная, фенолформальдегидная, карбамидная (крепитель М), смолы из сырых фенолов и формалина, РР-1. На рис. 15.12 изображена схема оборудования
скважины и обвязки агрегатов при закачке смолообразующих реагентов
в призабойную зону пласта. Исходными реагентами для получения смолы служат сырые фенолы и формалин. В качестве катализатора полиме254
ризации применяется едкий натр. Работа по обработке скважины проводится в следующем порядке.
1. В скважине определяют глубину забоя, температуру пласта, удаляют песчаную пробку, исследуют поглотительную способность.
2. Спускают в скважину заливочные трубы 6 диаметром 50 или 76
мм. Кольцевое пространство между обсадной колонной и заливочными
трубами герметизируется пакером 7.
3. Устье скважины оборудуется заливочной головкой 5.
4. Цементировочный агрегат 3 закачивает в скважину формалин,
цементировочный агрегат 1 закачивает раствор сырых фенолов и щелочи. Исходные реагенты смешиваются в тройнике-смесителе 4.
5. После закачки исходных реагентов в скважину при помощи агрегата 2 осуществляется продавка смолы в пласт водой.
Реагенты закачиваются в пласт в предельно короткий срок – от 15
до 30 мин.
6. После продавки скважину оставляют на время, необходимое для
затвердевания смолы в зависимости от температуры пласта: при температуре пласта 353 К время затвердевания смолы равно 2 сут; при температуре пласта 343, 333 и 323 К время затвердевания равно 4,8 и 14 сут
соответственно.
7. Проверка результатов крепления призабойной зоны пласта проводится ее исследованием при установившихся отборах. Способ крепления
призабойных зон скважин органическими смолами применяется нефтяниками Азербайджана с 1958 г. В последующие годы он был усовершенствован за счет одновременной закачки в скважину жидкой фенолформалиновой смеси с песком. Содержание фенолформалиновой смеси составляет
35…40 % от массы песка. В этом случае прочность закрепленного песка
призабойной зоны практически це уменьшается, и что особенно важно, не
уменьшается коэффициент проницаемости обработанной призабойной зоны. Смесь указанного состава отвечает всем требованиям перекачки.
Для крепления рыхлых песков на подземных хранилищах газа при
низких температурах пласта (293…303 °К) разработан метод крепления
смолой из фенолоспирта. В качестве катализатора полимеризации (поликонденсации) используется бензолсульфокислота (БСК).
Отличительные черты технологии крепления этим способом: 1)
смола продавливается в пласт при помощи углеводородной жидкости
(газовый конденсат или дизельное топливо); 2) после продавки смолы в
пласт в объеме, равном объему перового пространства пласта с радиусом в 1 м, закачивали теплый газ в пласт, что способствовало повышению прочности смолы, упростило проблему освоения скважины после
обработки; 3) обработка призабойной зоны смолой проводилась без за255
давки скважины жидкостью; это сокращает время обработки, сводит до
минимума проблему взаимодействия воды с породами цементирующего
вещества пласта-коллектора (особенно глинами монтмориллонитового
типа, набухающими при взаимодействии с пресной водой), повышает
качество сцепления смолы с породами пласта. Таким методом были обработаны призабойные зоны многих скважин на различных ПХГ.
В случае, если в продуктивном разрезе скважин имеются газоносные пласты с различным составом газа или имеет место чередование газоносных, нефтеносных и водоносных пластов, разделенных глинистыми пропластками, при резкой неоднородности пласта по разрезу иметь
открытый забой нельзя. В этих условиях скважина бурится до подошвы
продуктивного комплекса, обсаживается обсадной колонной и цементируется до устья. Скважина и пласт сообщаются между собой при помощи перфорации того или иного вида. Если через перфорационные каналы в скважину выносится песок, то в нее можно спускать фильтры,
собранные на поверхности.
15.5. Расчет внутреннего диаметра
и глубины спуска колонны НКТ в скважину
Колонну НКТ спускают в скважину для: 1) предохранения эксплуатационной обсадной колонны от абразивного воздействия твердых взвесей и коррозионных агентов (Н2S, СО2, кислот жирного ряда – муравьиной, уксусной, пропионовой, масляной и др.), содержащихся в потоке
газа; 2) контроля за условиями отбора газа на забое скважины; 3) создания необходимой скорости движения потока газа для выноса на поверхность твердых взвесей и жидкости с забоя скважины; 4) равномерной
выработки газонасыщенных пластов большой толщины по всему
вскрытому интервалу; 5) проведения ремонтных работ и интенсификации притока газа из пласта в скважину.
15.5.1. Определение внутреннего диаметра колонны НКТ
Определим внутренний диаметр колонны НКТ D из условия выноса с забоя на поверхность твердых частиц заданного размера d и и плотности ρч.
Силу сопротивления среды (в Н) при падении в ней твердой частицы определим по закону Ньютона
v2
R F г ,
2
(15.3)
где ξ – безразмерный коэффициент сопротивления среды, ξ = ξ(Rе); Rе –
критерий Рейнольдса; F – площадь поперечного сечения частицы (полагая
256
частицу сферической, имеем F = πd2/4, где d – диаметр частицы); ρг –
плотность газа, кг/м3; v – скорость движения осаждающейся частицы, м/с.
Вес твердой частицы в газовой среде (в Н) выразится так:
g
G d 3 ч г ,
6
В случае, если сила сопротивления среды R равна весу частицы в
газовой среде G, получим
v 0 4 d ч г
g
,
3 г
(15.4)
При малых Rе (Rе < 500) коэффициент сопротивления среды можно выразить из закона Стокса:
Re
24
24
,
Re v 0 d г
где μ – коэффициент динамической вязкости газа, Па-с. Подставив это
выражение для ξ в (15.4), получим (в м/с)
d 2 g ч г
,
v0
18
(15.5)
В случае, если Rе > 500, ξ не зависит от Rе; ξ = 0,44. Подставив это
значение ξ в (15.4), получим
v 0 5,44 d ч г
1
,
г
(15.6)
Полагая что ρч > ρг (например, ρч = 2500 кг/м3; ρг = 50 кг/м3), с
учетом
г 0
Р Z0 Т 0
,
Z P0 Т
формулу для определения v0 можно записать в следующем виде:
v0 С ч d Z T
1
,
Р
(15.7)
Из формулы (15.7) следует, что v0 = V0 (d, ρч, Z, Т, P). Диаметр колонны НКТ определяется в следующем порядке. Из уравнения притока
газа к скважине
257
Р к2 Р 2э А Q В Q 2 ,
(15.8)
определим Pз соответствующее принятому значению Q, далее найдем t3
по формуле t3 = tн – ε·(Pк – Р3) и Z3, затем по формуле (15.7) можем
определить vО для заданного диаметра частицы d и далее – необходимый
диаметр колонны НКТ D, принимая некоторый резерв скорости для
надежности выноса частицы (VОР = 1.2 vО)
D 4 Q Zз Р 0 Т 0
1
Р э Z 0 Т з v ор
,
(15.9)
Обычно ρч = 2500 кг/м3, d = 0,1 мм, vО = 1 – 3 м/с.
При заданных диаметрах колонны НКТ D и выносимых частиц породы d изменение во времени дебита скважины Q для выноса твердых
частиц с забоя скважины определяется методом итераций (последовательных приближений).
Вынос капель жидкости с забоя скважины на поверхность характеризуется тем, что размер и форма капли изменяются при изменении
температуры и давления. Повышение давления в области проявления
прямых процессов конденсации и испарения приводит к увеличению
(сохранению) размера капли, увеличение температуры – к уменьшению
размера капли в результате испарения жидкости с ее поверхности.
Сохранению размера капли способствует поверхностное натяжение
σ, уменьшению размера, дроблению капли – скоростной напор. Установлено, что при данной скорости газового потока существует критический, максимальный диаметр капли, зависящий от безразмерного числа
Вебера. Экспериментально определено, что максимальный диаметр
жидкой частицы сохраняется до Wе = 30:
We
г v2 d
,
g
(15.10)
Используя результаты опытов Хинза, Тернер с соавторами получил
выражение скорости, необходимой для выноса частицы жидкости движущимся потоком газа без ее дробления:
v 0 30
g
,
г d
(15.11)
Предположим, что σ и γг мало влияют на vО. Учитывая (15.11), запишем формулу Тернера
v 0 5,73 45 0,0455 Р э
0, 25
258
Р з 0,5 ,
(15.12)
где v0 – в м/с, Р3 – забойное давление, 0,1 МПа.
Промысловые экспериментальные исследования показали, что коэффициент в формуле (15.12) следует увеличить примерно в 2 раза. С
учетом этого расчетная формула имеет вид
v 0 min 10 45 0,0455 Р э
0, 25
Р з 0,5 ,
(15.13)
Определим дебит газа, при котором капли жидкости критического
диаметра будут выноситься с забоя скважины:
Т Z Р
D2
v 0 min 0 0 з ,
Q min
4
Т з Р 0 Zз
(15.14)
Подставив это выражение в уравнение притока газа к скважине
(15.8), с учетом зависимости Z = Z (P3, Т3) методом последовательных
приближений определим P3 для заданного диаметра колонны НКТ и затем v0min и Qmin.
Температуру, давление, скорость потока и фазовое состояние газожидкостного потока в скважине можно измерить прибором ТДСП-12,
разработанным в УкрНИИГазе.
Во время разработки месторождения при уменьшении пластового
давления диаметр колонны фонтанных труб увеличивается, колонны
малого диаметра извлекаются из скважины и заменяются колоннами
большего диаметра. В завершающий период разработки при отсутствии
поступления воды и твердых взвесей в скважину возможна эксплуатация скважин по металлической обсадной колонне.
15.5.2. Определение глубины спуска колонны НКТ в скважину
На рис. 15.13 изображена схема положения башмака (конца) колонны фонтанных труб в скважинах Ленинградского и Вуктыльского
газоконденсатных месторождений (выше кровли пласта – рис. 15.13, б в
интервале перфорации – рис. 15.13, а, в). Положение башмака колонны
фонтанных труб в скважине существенно влияет на: 1) отработку продуктивных горизонтов в многопластовом неоднородном по толщине
пласта месторождении; 2) высоту образующейся песчано-глинистой
пробки при освоении и эксплуатации скважин; 3) высоту столба жидкости (конденсата и воды) в НКТ и затрубье; 4) очередность обводнения
по высоте многопластовых месторождений; 5) сопротивление потоков
газа, движущихся сверху вниз и снизу вверх к башмаку колонны НКТ;
6) коэффициенты фильтрационного сопротивления А и В.
На рис. 15.14 изображен схематичный разрез многопластового месторождения, представленного пачками коллекторов различной толщины,
259
проницаемости и пористости. При добыче газа из пласта он будет отбираться из первой и частично из второй пачек, поскольку третья и четвертая
пачки перекрыты жидкой или песчано-глинистой пробкой. В первой и
второй пачках будут наблюдаться наиболее интенсивное падение давления и наиболее существенное продвижение краевой воды. В крайнем случае первая и вторая пачки могут обводниться, в то время как в нижних
пачках запасы газа останутся почти начальными. Для отбора газа из третьей и четвертой пачек придется пробурить новые скважины. Очередность
выработки и обводнения пачек снизу вверх в этих условиях нарушается,
технико-экономические показатели добычи газа ухудшаются.
Рис. 15.13. Схема башмака колонны НКТ в скважинах Ленинградского (а)
и Вуктыльского (б, в) месторождений:
а – скв. 128, М = 1,3 м; скв. 34, М = 7,6 м; скв. 31, Δl = 101 м;
б – скв. 3, Δl = 357 м; в – скв. 21, Δl = 332 м
Положение башмака колонны НКТ в скважине влияет на высоту
образующейся песчано-глинистой пробки при неизменном дебите газа.
В качестве примера приведем эмпирическую зависимость высоты песчано-глинистой пробки h (в м) на скважинах месторождения Газли от
погружения башмака колонны НКТ относительно интервала перфорации (H – b) в скважине при Q = 860 тыс. м3/сут:
h 19,5 0,212 l ,
(15.15)
где l = (H – b)·100 / H, %, H – толщина пласта, м; b – расстояние от нижних отверстий интервала перфорации до башмака колонны НКТ, м.
260
Из зависимости (15.15) следует, что максимальная высота песчаной
пробки hmax = 19,5 м при l = 0 (b = H), т. е. когда башмак колонны фонтанных труб находится в кровле пласта, и h = 0 при l = 92 % (т. е.
b = 8 % от Н), когда башмак колонны НКТ на 8 % от толщины пласта не
доходит до нижних отверстий перфорации.
Рис. 15.14. Схематичный разрез забоя скважины,
вскрывшей неоднородный по разрезу газонасыщенный пласт:
I – IV – пачки пласта различной толщины, проницаемости и пористости;
1 – жидкостная или песчано-глинистая пробка в скважине;
2 – башмак колонны НКТ; 3, 4 – кровля и подошва пласта соответственно
Высоту столба жидкости в затрубном пространстве при эксплуатации скважины по колонне НКТ можно определить из соотношения
Р зт
0, 03415 L h
Z Т
е
ж g h Рз ,
(15.16)
где Pзт и Pз – измеряемые давления в затрубном пространстве на устье и
на забое скважины соответственно; Δ – относительная плотность затрубного газа по воздуху; Z, Т – соответственно средние по глубине скважины коэффициент сверхсжимаемости затрубного газа и абсолютная температура газа; L – глубина скважины; ρж – плотность жидкости на забое
скважины; h – высота столба жидкости в затрубном пространстве.
Высоту столба жидкости в колонне НКТ h1 (в м) можно определить
по уравнению Ю. П. Коротаева
К1 D 2 L
h1
,
4Q
2
К1 D
261
(15.17)
где Q – расход газа в рабочих условиях (P3, T3), м3/с; K1 – экспериментальный коэффициент, К1 = 0,5 м/с; D – внутренний диаметр НКТ, м;
L – длина колонны НКТ, м.
Погружение башмака колонны НКТ в скважине можно определить
из условия равенства скоростей потоков газа, движущихся вниз по затрубному пространству и вверх по обсадной колонне (vв = vн).
Полагая известными дебит газа, приходящийся на единицу длины
интервала перфорации в верхней и нижней частях пласта qв и qн, длины
верхнего lв и нижнего (H – lв) интервалов, получим
q в l в H l в q н
,
Fэ
Fк
где
Fэ
D к2 D 2т
;
4
Fк
D к2
;
4
qв Кв
К.
qн Кн
Положение башмака колонны НКТ должно быть таким, чтобы скорости потоков газа, движущихся вниз по затрубному пространству и
вверх в колонне обсадных труб, были равны у башмака колонны НКТ
(VВ = VН), чтобы скорость газа на входе в колонну НКТ была больше минимально необходимой для выноса твердых частиц и жидких капель
критического диаметра (vнкт > vmin), чтобы высота столба жидкой или
песчано-глинистой пробки в колонне обсадных труб была минимальной
(hж -» 0).
15.6. Способы и оборудование для удаления жидкости с забоя газовых и
газоконденсатных скважин
В газовых скважинах может происходить конденсация парообразной воды из газа и поступление воды на забой скважины из пласта. В
газоконденсатных скважинах к этой жидкости добавляется углеводородный конденсат, поступающий из пласта и образующийся в стволе
скважин. В начальный период разработки залежи при высоких скоростях газового потока на забое скважин и небольшом количестве жидкости она практически полностью выносится на поверхность. По мере
снижения скорости потока газа на забое и увеличения расхода жидкости, поступающей на забой скважины за счет обводнения проницаемых
пропластков и увеличения объемной конденсатонасыщенности пористой среды, не обеспечивается полный вынос жидкости из скважины,
происходит накопление столба жидкости на забое. Он увеличивает противодавление на пласт, приводит к существенному снижению дебита, к
262
прекращению притока газа из низкопроницаемых пропластков и даже к
полной остановке скважины.
Для эффективной эксплуатации скважин в этих условиях разработаны различные методы.
Предотвратить поступление жидкости в скважину можно поддержанием условий отбора газа на забое скважины, при которых не происходит конденсации воды и жидких углеводородов в при-забойной зоне
пласта, недопущением прорыва конуса подошвенной воды или языка
краевой воды в скважину. Кроме того, можно предотвратить поступление воды в скважину изоляцией посторонних и пластовых вод.
Жидкость с забоя скважин удаляется непрерывно или периодически. Непрерывное удаление жидкости из скважины осуществляется эксплуатацией ее при скоростях, обеспечивающих вынос жидкости с забоя
в поверхностные сепараторы, отбором жидкости через спущенные в
скважину сифонные или фонтанные трубы с помощью газлифта, плунжерного лифта или откачки жидкости скважинными насосами.
Периодическое удаление жидкости можно осуществить остановкой
скважины для поглощения жидкости пластом, продувкой скважины в
атмосферу через сифонные или фонтанные трубы без закачки или с закачкой ПАВ (поверхностно-активных веществ – пенообразователей) на
забой скважины.
Выбор способа удаления жидкости с забоя скважин зависит от геолого-промысловой характеристики газонасыщенного пласта, конструкции скважины, качества цементирования заколонного пространства, периода разработки залежи, а также от количества и причин поступления
жидкости в скважину.
Минимальное выделение жидкости в призабойной зоне пласта и на
забое скважины можно обеспечивать регулированием забойного давления и температуры. Количество воды и конденсата, выделяющихся из
газа на забое скважины при забойном давлении и температуре, определяется по кривым влагоемкости газа и изотермам конденсации.
Для предупреждения прорыва конуса подошвенной воды в газовую
скважину ее эксплуатируют при предельных безводных дебитах, определяемых теоретически или специальными исследованиями.
Посторонние и пластовые воды изолируются закачкой цементного
раствора под давлением. Во время этих операций газонасыщенные пласты изолируют от обводненных пакерами. Успешный опыт таких операций накоплен на месторождениях запада Украины. На подземных
хранилищах газа отработан метод изоляции обводненных процластков
закачкой в них ПАВ, препятствующих поступлению воды в скважину.
Опытно-промышленные испытания показали, что для получения устой263
чивой пены «концентрацию пенообразователя» (в пересчете на активное
вещество) следует принять равной 1,5…2 % от объема закачиваемой
жидкости, а стабилизатора пены – 0,5…1 %. В качестве пенообразователя применяют сульфонол и ДС-РАС, в качестве стабилизатора –
КМЦ-500. Степень аэрации а = (?воздуха/Фжидкости (при нормальных
условиях) примерно равна пластовому давлению (при р = 10, 20 МПа и
более, а = 120, 160, 200 и более). Для перемешивания ПАВ и воздуха на
поверхности применяют специальное устройство – аэратор (типа «перфорированная труба в трубе»). Через перфорированный патрубок компрессором закачивают воздух в соответствии с заданным а, в наружную
трубу закачивают водный раствор ПАВ насосом с расходом 2…3 л/с.
Эффективность метода удаления жидкости обосновывается специальными исследованиями скважин и технико-экономическими расчетами.
Для поглощения жидкости пластом скважину останавливают
на 2–4 ч. Дебиты скважин после пуска возрастают, однако не всегда компенсируют потери в добыче газа вследствие простоя скважин. Поскольку
столб жидкости не всегда уходит в пласт, а при низких давлениях приток
газа может не возобновляться, этот метод применяют редко.
Подключение скважины к газосборной сети низкого давления позволяет эксплуатировать обводненные скважины, отделять воду от газа,
использовать газ низкого давления в течение длительного времени.
Продувка скважин в атмосферу осуществляется в течение 15–30 мин.
Скорость газа на забое должна при этом достигать 3…6 м/с. Метод прост и
применяется, если дебит восстанавливается на длительный срок (несколько
суток). Однако этому методу присущи многие недостатки: неполное удаление жидкости с забоя, возрастающая депрессия на пласт приводит к интенсивному поступлению новых порций воды, разрушению пласта, образованию песчаной пробки, загрязнению окружающей среды, потерям газа.
Периодическая продувка скважин через НКТ диаметром 63…76 мм
или через специально спущенные сифонные трубы диаметром
25…37 мм осуществляется тремя способами: 1) вручную и автоматами,
установленными 2) на поверхности земли или 3) на забое скважины. От
продувки в атмосферу этот метод отличается тем, что он применяется
только после накопления определенного столба жидкости на забое.
Газ из скважины вместе с жидкостью поступает в газосборный
коллектор низкого давления, отделяется от воды в сепараторах и поступает на компримирование или сжигается в факеле. Автомат, установленный на устье, периодически приоткрывает клапан на рабочей линии.
Команду на это автомат получает при возрастании до заданного перепада между давлениями в затрубном пространстве и в рабочей линии. Величина этого перепада зависит от высоты столба жидкости в НКТ.
264
Автоматы, установленные на забое, также срабатывают при определенной высоте столба жидкости. Устанавливают один клапан на входе в НКТ или несколько пусковых газлифтных клапанов на нижнем
участке НКТ.
Для накопления жидкости на забое может использоваться внутрискважинная сепарация газожидкостного потока. Такой способ сепарации
с последующей продавкой жидкости в нижележащий горизонт был испытан после предварительных лабораторных исследований на скв. 408 и
328 Коробковского месторождения. При этом методе существенно
уменьшаются гидравлические потери давления в стволе скважины и
расходы на сбор и утилизацию пластовых вод.
Периодическое удаление жидкости можно осуществлять и при подаче ПАВ на забой скважины.
При контакте воды с пенообразующим веществом и барботаже газа
через столб жидкости образуется пена. Поскольку плотность пены существенно меньше плотности воды, даже сравнительно небольшие скорости газа (0,2…0,5 м/с) обеспечивают вынос пенообразной массы на
поверхность.
При минерализации вод менее 3…4 г/л применяется 3…5%-й водный раствор сульфонола, при высокой минерализации (до 15…20 г/л)
используют натриевые соли сульфокислот. Жидкие ПАВ периодически
закачиваются в скважину, а из твердых ПАВ (порошки «Дон», «Ладога», Триалон и другие) изготовляют гранулы диаметром 1,5…2 см или
стержни длиной 60…80 см, которые затем подают на забой скважин.
Для скважин, имеющих приток воды до 200 л/сут, рекомендуется
вводить до 4 г активного вещества ПАВ на 1 л воды, на скважинах с
притоком до 10 т/сут эта величина уменьшается.
Ввод на отдельных скважинах Майкопского месторождения
до 300…400 л растворов сульфонола или порошка «Новость» приводил
к увеличению дебитов в 1,5–2,5 раза по сравнению с начальными, продолжительность эффекта достигала 10–15 сут. Присутствие конденсата
в жидкости снижает активность ПАВ на 10…30 %, а если конденсата
больше, чем воды, пена не образуется. В этих условиях применяют специальные ПАВ.
Непрерывное удаление жидкости с забоя происходит при определенных скоростях газа, обеспечивающих образование капельного двухфазного потока. Известно, что эти условия обеспечиваются при скоростях газа более 5 м/с в колоннах труб диаметром 63…76 мм при
глубинах скважин до 2500 м.
Непрерывное удаление жидкости применяется в тех случаях, когда
пластовая вода непрерывно поступает на забой скважины. Диаметр ко265
лонны НКТ подбирается таким, чтобы получить скорости потока, обеспечивающие вынос жидкости с забоя. При переходе на меньший диаметр труб увеличиваются гидравлические сопротивления. Поэтому переход на меньший диаметр эффективен в том случае, если потери
давления на трение меньше противодавления на пласт столба жидкости,
которая не удаляется с забоя.
Для удаления жидкости с забоя успешно применяются газлифтные
системы с забойным клапаном. Газ отбирается по затрубному пространству, а жидкость удаляется через НКТ, на которых установлены пусковые газлифтные и забойные клапаны. На клапан действуют сила сжатия
пружины и разность давлений, создаваемых столбами жидкости в НКТ
и в затрубье (вниз), а также сила, обусловленная давлением в затрубном
пространстве (вверх). При расчетном уровне жидкости в затрубном
пространстве соотношение действующих сил становится таким, что
клапан открывается и жидкость поступает в НКТ и далее в атмосферу
или в сепаратор. После снижения уровня жидкости в затрубье до заданного входной клапан закрывается. Жидкость внутри НКТ накапливается
до тех пор, пока не сработают пусковые газлифтные клапаны. При открытии последних газ из затрубного пространства поступает в НКТ и
выносит жидкость на поверхность. После снижения уровня жидкости в
НКТ пусковые клапаны закрываются и внутри труб снова накапливается жидкость за счет перепуска ее из затрубья.
В газовых и газоконденсатных скважинах применяют плунжерный
лифт типа «летающий клапан». В нижней части колонны НКТ устанавливают трубный ограничитель, а на фонтанной арматуре – верхний
амортизатор. Плунжер помещают в фонтанные трубы, которые служат
ему направляющим каналом – «цилиндром», а сам он выполняет роль
«поршня».
Практикой эксплуатации установлены оптимальные скорости
подъема (1…3 м/с) и падения (2…5 м/с) плунжера. При скоростях газа у
башмака более 2 м/с применяют плунжерный лифт непрерывного действия.
При низких пластовых давлениях в скважинах глубиной до 2500 м
применяют скважинные насосные установки. В этом случае удаление
жидкости не зависит от скорости газа и может осуществляться до самого конца разработки залежи при снижении устьевого давления
до 0,2…0,4 МПа. Таким образом, скважинные насосные установки применяют в условиях, когда другие способы удаления жидкости вообще
нельзя применить, либо их эффективность резко падает.
Скважинные насосы устанавливают на НКТ, а газ отбирают через
затрубное пространство. Чтобы исключить поступление газа на прием
266
насоса, его размещают ниже зоны перфорации под буферным уровнем
жидкости или над забойным клапаном, который пропускает в НКТ
только жидкость.
15.7. Одновременная раздельная эксплуатация
двух газовых пластов одной скважиной
Многие газовые и газоконденсатные месторождения многопластовые. Разработка и эксплуатация таких месторождений возможна двумя
методами. При первом методе каждый газовый пласт эксплуатируется
самостоятельными сетками скважин, при втором – одновременно, но
раздельно два или три пласта одной скважиной. Метод одновременной
раздельной эксплуатации (ОРЭ) двух и более пластов одной скважиной
имеет следующие технико-экокомические преимущества: уменьшается
общее число добывающих скважин для разработки двух пластов; сокращается общая протяженность промысловых газосборных трубопроводов; ускоряется ввод в эксплуатацию новых газоконденсатных залежей; уменьшаются капитальные вложения в строительство скважин и
поверхностное оборудование, сокращается численность обслуживающего персонала.
Выбор объектов для одновременной раздельной эксплуатации двух
пластов одной скважиной зависит от состава пластовых газов, разности
давлений и температур газа в пластах, расстояния по вертикали между
пластами, режима эксплуатации пластов.
Объединение возможно, если составы пластовых газов однотипны,
разность давлений и температур невелика, расстояние между пластами
не меньше 10 м, одинаковы режимы эксплуатации залежей.
Метод одновременной раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной затрудняет исследование пластов в этих скважинах, воздействие на призабойную зону с целью увеличения дебитов пластов,
ремонтные работы в скважине, требует увеличения числа наблюдательных скважин и скважин для регулирования систем разработки пластов.
Для разобщения пластов в скважине при их одновременной раздельной эксплуатации применяют пакеры, разобщающие межтрубное
кольцевое пространство между обсадной колонной и колонной НКТ.
Пакер устанавливают ниже верхнего газоносного пласта и закрепляют
внизу колонны НКТ. Газ из верхнего пласта отбирают по межтрубному
пространству, из нижнего – по колонне НКТ.
Для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов одной
скважиной на глубине 2000…3000 м и более в СевКавНИПИнефти разработана установка ГУЭ2ГП, обеспечивающая надежное разобщение
газовых пластов при больших перепадах давлений и температур, неза267
висимое регулирование работы каждого пласта. Установка допускает
эксплуатацию верхнего пласта по затрубному пространству, нижнего –
по НКТ, а при необходимости эксплуатацию обоих пластов по НКТ.
Скважинная установка для эксплуатации двух газовых пластов
(ГУЭ2ГП) одной скважиной показана на рис. 15.15. Она состоит из гидравлического переключающего устройства (ГПУВ) Г и шлипсового пакера П. Переключающее устройство предназначено для разобщения
трубного и затрубного надпакерного пространств. Управляется устройство гидравлически при помощи шаров, спускаемых в скважину на проволоке через НКТ.
Рис. 15.15. Скважинная установка для эксплуатации
двух газовых пластов одной скважиной ГУЭ2ГП:
а – схема размещения ГУЭ2ГП в скважине;
б – переключающее устройство установки;
1 – переводник; 2, 9 – нижнее и верхнее седло соответственно; 3 – цилиндр;
4 – поршень; 5 – корпус; 6 – отверстия; 7 – кожух; 8 – сальник; 9 – седло
268
Устройство состоит из корпуса 5, в верхний конец которого ввернут сальник 8, а в нижний – переводник 1. Внутри размещен цилиндр 3,
который прижат к упорному диску, опирающемуся на торец сальника.
В корпусе сальника размещен подвижный поршень 4, который на
нижнем конце имеет головку, образованную уплотняющими и упорными кольцами, сжатыми гайками. Длина хода поршня в цилиндре равна
45 мм. Надпоршневое пространство на наружной поверхности цилиндра
пазами соединено с трубным пространством ниже седла 2. В корпусе
сальника и в верхней части поршня просверлено по шесть отверстий 6
диаметром и = 10 мм. Отверстия по горизонтали совпадают с отверстиями в распорном кольце при крайнем верхнем положении поршня и перекрываются глухим кольцом при нижнем его положении.
На корпусе сальника помещен кожух 7, предохраняющий обсадную
колонну от прямого воздействия струи при прокачке через НКТ в затрубное пространство. Для сообщения трубного и затрубного надпакерного
пространства, т. е. для перевода поршня из нижнего положения в верхнее,
через лубрикатор фонтанной арматуры в трубы спускают груз с навинченным на нижнем конце специальным шаром диаметром 38 мм.
После того как шар садится на нижнее седло, над ним создается
гидравлическое давление, на 6…7 МПа выше существовавшего. Это
давление, действуя снизу на головку поршня, заставляет его перемещаться в верхнее положение – устройство открыто. Для его закрытия в
НКТ спускают груз с шаром диаметром 45 мм до посадки последнего на
верхнее седло 9. При создании над шаром давления поршень перемещается в нижнее крайнее положение – устройство закрыто. Благодаря
применению в качестве уплотняющих деталей пластмассовых элементов, пакер обладает высокой химической и температурной стойкостью.
Установка ГУЭ2ГП прошла промышленные испытания в скважинах
Полтавского ГПУ.
Метод ОРЭ двух пластов одной скважиной начал применяться в
СССР с 1949 г. на Елшано-Курдюмском газовом месторождении и получил распространение на месторождениях Украины, Туркмении, Узбекистана. По схеме ОРЭ было обустроено свыше 140 скважин на месторождениях Укргазпрома, Туркменгазпрома, Узбекгазпрома.
269
СПИСОК РЕКОМЕНДУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
11.
12.
13.
14.
15.
16.
17.
18.
Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: учебное пособие для вузов.– М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа
им. И.М. Губкина, 2003.– 816 с.
Щуров В.И. Техника и технология добычи нефти: учебник для вузов. – М.: Недра, 1983. – 510 с.
Техника и технология добычи нефти: учебник для вузов / А.Х.
Мирзаджанзаде, И.М. Ахметов, А.М. Хасаев, В.И. Гусев; под ред.
проф. А.Х. Мирзаджанзаде. – М.: Недра, 1986. – 382 с.
Бухаленко Е.И., Абдуллаев Ю.Г. Монтаж, обслуживание и ремонт
нефтепромыслового оборудования. – М.: Недра, 1974.
Валиханов А.В., Хисамутдинов Н.И., Ибрагимов Г.3. Подземный
ремонт насосных скважин. – М.: Недра, 1978.
Григорян А.Г. Прострелочные и взрывные работы в скважинах. –
М.: Недра, 1980.
Казак А.С., Рост Н.И., Чичеров Л.Г. Погружные бесштанговые
насосы для добычи нефти. – М.: Недра, 1973.
Казак А.С. Новое в развитии техники и технологии механизированных способов добычи нефти. – М.: ВНИИОЭНГ, 1974.
Муравьев В.М. Спутник нефтяника. – М.: Недра, 1977.
Петров А.И. Глубинные приборы для исследования скважин. – М.:
Недра, 1980.
Справочная книга по добыче нефти / под ред. проф. Ш.К. Гиматудинова. – М.: Недра, 1974.
Справочная книга по текущему и капитальному ремонту скважин /
А.Д. Амиров, А.К. Карапетов, Ф.Д. Лемберанский. – М.: Недра,
1979.
Техника и технология добычи нефти и газа / И.М. Муравьев,
М.Н. Базлов, А.И. Жуков и др. – М.: Недра, 1971.
Чекалюк Э.Б. Термодинамика нефтяного пласта. – М.: Недра, 1965.
Шашин В.Д. Нефтяники страны. – М.: Недра, 1976.
Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти / под ред.
Ш.К. Гиматудинова. – М.: Недра, 1983. – 455с.
Середа Н.Г., Сахаров В.А., Тимашев А.Н. Спутник нефтяника и газовика: справочник. – М.: Недра, 1986. – 325 с.
Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата /
Справочное руководство в 2-х томах; под ред. Ю.П. Коротаева,
Р.Д. Маргулова. – М.: Недра,1984. – 360 с.
270
19. Гуревич Г.Р., Брусиловский А.И. Справочное пособие по расчету
фазовых состояний и свойств газоконденсатных смесей. – М.:
Недра, 1984. – 264 с.
20. Ширковский А.И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. – М.: Недра,1987. – 347 с.
21. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела: учебник
для вузов: – Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2001. – 544 с.
271
Учебное издание
АРБУЗОВ Валерий Николаевич
ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ
И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
Часть 2
Учебное пособие
Издано в авторской редакции
Дизайн обложки А.И. Сидоренко
Отпечатано в Издательстве ТПУ в полном соответствии
с качеством предоставленного оригинал-макета
Подписано к печати 27.12.2012. Формат 60х84/16. Бумага «Снегурочка».
Печать XEROX. Усл. печ. л. 15,82. Уч.-изд. л. 14,31.
Заказ 75-13. Тираж 100 экз.
Национальный исследовательский Томский политехнический университет
Система менеджмента качества
Издательства Томского политехнического университета сертифицирована
NATIONAL QUALITY ASSURANCE по стандарту BS EN ISO 9001:2008
. 634050, г. Томск, пр. Ленина, 30
Тел./факс: 8(3822)56-35-35, www.tpu.ru
272
