Рисунок 7. Структуры газожидкостного потока:

а - эмульсионная; б - четочная, в - стержневая

Осн.: 1. [220-227], 3. [270-314]

Контрольные вопросы:

1. Как изменяется подача газожидкостного подъемника от расхода газа??

2. Какова зависимость положения кривых q(V) от погружения?

3. Какова зависимость положения кривых q(V) от диаметра трубы?

4. К.п.д. процесса движения ГЖС?

Модуль 2

Лекция №8. Фонтанная эксплуатация скважин

8.1 Артезианское фонтанирование. Фонтанирование за счет энергии газа

Фонтанирование скважин обычно происходит на вновь открытых месторождениях нефти, когда запас пластовой энергии велик и давление на забоях скважин достаточен для преодоления гидростатического давления столба жидкости в скважине, противодавления на устье и давления, расходуемое на преодоление трения движения жидкости. Условием фонтанирования скважины является равенство:

, (1)

где - давление на забое скважины; - гидростатическое давление столба жидкости в скважине; - потери давления на трение в НКТ, - противодавление на устье.

Различают два вида фонтанирования скважин:

1. фонтанирование жидкости, не содержащей пузырьков газа, - артезианское фонтанирование:

2. фонтанирование жидкости, содержащей пузырьки газа, облегчающего фонтанирование, - наиболее распространенный способ фонтанирования.

Осн.: 1. [256-264], 3. [484-486]

Контрольные вопросы:

1. Баланса давлений фонтанирующей скважины?

2. Виды фонтанирования нефтяной скважины?

3. Чем характеризуется совместная работа пласта и фонтанного подъемника?

8.2 Фонтанирование за счет энергии газа

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 Дp = pнас-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.

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

, (1)

где рб -- давление у башмака НКТ при фонтанировании скважины с постоянным дебитом, р=(Н--L)сg-- гидростатическое давление столба жидкости между башмаком и забоем высотой Н--L, где Н--глубина скважины, L -- длина НКТ; с -- средняя плотность жидкости в этом интервале.



Рисунок 1. Схема скважин при фонтанировании

а - при давлении на забое меньше давления насыщения (рс<рнас);

б - при давлении на забое больше давления насыщения (рс>рнас)

С другой стороны, то же давление на забое рс может быть определено через уровень жидкости в межтрубном пространстве

, (2)

где р1=сgh -- гидростатическое давление столба жидкости в межтрубном пространстве: р2 = р3 + Др -- давление газа, находящегося в межтрубном пространстве, на уровень жидкости, р3 -- давление газа в межтрубном пространстве на устье скважины; Др -- гидростатическое давление столба газа от уровня до устья.

Очевидно,

Др = (H - h)сгg,

где сг - средняя плотность газа в межтрубном пространстве.

Запишем (8.19) в развернутом виде:

рс =сgh+р3+(H-h)сгg. (3)

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 р3 так, чтобы сумма слагаемых согласно (3) была бы постоянной. Поэтому необходимо, чтобы уменьшение h сопровождалось увеличением давления газа р3 и наоборот.

Осн.: 1. [261-264], 3. [486-497]

Контрольные вопросы:

1. При каких давлениях на забое может происходить фонтанирование скважины?

2. От каких факторов зависит интенсивность накопления газа в межтрубном пространстве?

Лекция №9. Оборудование фонтанных скважин

9.1 Оборудование фонтанных скважин

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.

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 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 с двумя боковыми отводами, каждый из которых может быть рабочим, а второй запасным.

Для тройниковой фонтанной ёлки характерным узлом являются тройники, 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. 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.

Масса фонтанной арматуры достигает 3 т, высота 4 м, ширина до 3,3 м.

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. 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. 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.

Осн.: 1. [279-286], 3. [526-529]

Контрольные вопросы:

1. Предназначение колонной коловки?

2. Предназначение фонтанной арматуры?

3. Предназначение штуцеров?

9.3 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.

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.

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 про-пластков, 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.

Осн.: 1. [289-295], 3. [519-526]

Контрольные вопросы:

1. Что используют для предупреждения открытых выбросов?

2. Какие существуют основные методы ликвидации отложений парафина?

3. Как ведется борьба с песчаными пробками?

4. Методы борьбы с солевыми отложениями?

Лекция №10. Газлифтная эксплуатация скважин

10.1 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. 1).



Рисунок 1. Принципиальная схема газлифта

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. 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 . 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 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.

10.2 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, втором ряду труб (рис. 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.

Рисунок 2. Схема конструкций газлифтных подъемников:

а -- двухрядный подъемник; б -- полуторарядный подъемник; в -- однорядный подъемник; г -- однорядный подъемник с рабочим отверстием

Положение динамического уровня (называемого иногда условным) как обычно определяется рабочим давлением газа , пересчитанным в соответствующую высоту столба жидкости (см. рис. 2, в). На рис. 2, e 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 г- подъемник с рабочим отверстием (см. рис. 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 двумя-четырьмя 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 жидкости ниже отверстия на 10--15 м и обеспечивает более равномерное поступление газа в трубы.

Рисунок 3. Принципиальная схема концевого клапана:

1 -- конический клапан; 2 -- рабочее отверстие, 3 -- регулировочная головка для изменения натяжения пружин; 4 -- шариковый клапан для промывки скважин



Рисунок 4. Положение уровней жидкости при пуске газлифтной скважины

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-мм или 73-мм трубы, создает широкое межтрубное пространство, размеры которого играют решающую роль в случае использования различных клапанов. 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, равныМПа, 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 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 колонне труб. Эта схема обычная (см. рис.2, а, б, в, г) и называется кольцевой, так как газ направляется в кольцевое пространство.

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 или первого ряда труб практически невозможно.

Осн.: 1. [296-302], 3. [530-536]

Контрольные вопросы:

1. Какие существуют системы газлифтной эксплуатации?

2. Какие существуют конструкции газлифтных подъемников?

3. По каким схемам работают газлифтные подъемники?

Лекция № 11. Методы снижения пусковых давлений. Газлифтные клапаны

11.1 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.

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.

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, приравниванием ее к величине имеющегося давления рк

откуда

(1)

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 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 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.

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. 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.

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

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 отверстие, 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 равенств

Рисунок 1. Схема скважины с пусковыми отверстиями

Рисунок 2. Изменение давления внутри трубы на уровне отверстия 1в функции времени

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 ПКТ, 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 г 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. 1 показана схема скважины с пусковыми отверстиями.

Газ нагнетается в межтрубное пространство, в котором компрессором поддерживается постоянное давление . Приравнивая правую часть формулы для пускового давления к давлению компрессора учитывая при этом противодавление на устье и решая равенство относительно погружения под статический уровень соответствующего давлению получим [см. формулу (1)].

откуда

(2)

Таким образом, первое отверстие делается на глубине от устья

(3)

где -- статический уровень жидкости в скважине.

После обнажения первого отверстия и поступления через него газа происходит сначала вспенивание, потом подъем и выброс жидкости через устье. В результате давление в НКТ на уровне первого отверстия уменьшится. Перепад давления у отверстия увеличится. Увеличится расход газа через отверстие и выброс жидкости. В конце концов, процесс стабилизируется и давление достигнет минимума (рис. 2). Здесь -- начальный перепад давления в отверстии, -- изменение перепада давления в отверстии в результате разгазирования жидкости в НКТ и ее выброса. Но на уровень по-прежнему действует давление Поэтому для восстановления нарушенного равновесия давления в НКТ и в межтрубном пространстве уровень должен понизиться на величину х2 (см. рис. 1), при которой выполняется равенство давлений

(4)

Откуда



На этой глубине должно быть сделано второе отверстие

(5)

После оттеснения уровня жидкости ниже второго отверстия оно вступит в работу; через него пойдет газ, усилится выброс. В результате давления в НКТ в точке понизится до. Снова нарушится равновесие, для восстановления которого уровень в межтрубном пространстве понижается на до положения . Из условия равенства давлений аналогична предыдущему найдем положение отверстия

(6)

Соответственно глубина третьего отверстия будет

и т. д. (7)

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. С увеличением глубины расстояния между отверстиями уменьшаются, так как 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 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 давления 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 тартания желонкой.

В настоящее время для пуска газлифтных скважин используются более надежные и рациональные методы снижения пусковых давлений с помощью пусковых и рабочих клапанов.

Осн.: 1. [308-313], 3. [545-551]

Контрольные вопросы:

1. Как определяется глубина спуска башмака под уровень?

2. Для какой конструкции лифта переключение работы подъемника с кольцевой системы на центральную является эффективным средством?

3. Как определяются глубины пусковых отверстий?

Лекция №12. Эксплуатация скважин штанговыми насосами. Наземное и подземное оборудование

12.1 Эксплуатация скважин штанговыми насосами. Наземное оборудование

Эксплуатация скважин штанговыми скважинными насосами (ШСН) широко распространена на большой части нефтедобывающих месторождений мира.

Оборудование для эксплуатации скважин штанговыми насосами, включает:

- глубинный плунжерный насос;

- систему насосных труб и штанг, на которых насос подвешивается в скважине;

- приводную часть индивидуальной штанговой установки балансирного типа, состоящую из станка - качалки и двигателя;

- устьевое оборудование скважин, предназначенное для подвески насосных труб и герметизации устья;

- приспособления для подвески насосных штанг к головке балансира станка-качалки.

В скважину на колонке насосно-компрессорных труб (НКТ) под уровень жидкости спускают цилиндр насоса, в нижней части которого установлен приемный клапан, открывающейся только вверх. Затем на насосных штангах внутрь НКТ спускают поршень, называемый плунжером, который устанавливают в цилиндр насоса. Плунжер имеет один или два клапана, открывающихся только вверх, называемых выкидными или нагнетательными.

Верхний конец штанг прикрепляют к головке переднего плеча балансира станка-качалки.

Для направления жидкости из насосно-компрессорных труб в нефтепровод и предотвращения ее разлива на устье скважины, устанавливают тройник и выше него сальник через которых пропускают сальниковых (полированных) шток.

Скважинный насос приводится в действие от станка-качалки, в котором вращательное движение, получаемое от двигателя , при помощи редуктора кривошипно-шатунного механизма и балансира преобразуется в возвратно-поступательное движение. Это движение передается плунжеру скважинного насоса.

При ходе плунжера вверх под ним падает давление и всасывающий клапан под давлением столба жидкости в затрубном пространстве открывается, после этого жидкость из скважины поступает в цилиндр насоса. В это время нагнетательный клапан плунжера закрыт под давлением столба находящейся над ним жидкости.

При ходе плунжера вниз приемный клапан под давлением столба жидкости в насосных трубах закрывается, а клапан , расположенный на плунжере, открывается, и жидкость наступает в насосно-компрессорные трубы.

При непрерывной работе плунжера всасывание и нагнетание чередуются, в результате чего при каждом ходе некоторое количество жидкости поступает в насосные трубы. Уровень жидкости в НКТ повышается и достигает устья скважины, жидкость начинает переливаться в выкидную линию через тройник с сальниковым устройством.

Наземное оборудование

Индивидуальный механический привод штанговых скважинных насосов осуществляется станком-качалкой.

Основные узлы станка-качалки: рама, стойка в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир с поворотной головкой, траверса с шатунами, шарнирно подвешенная к балансиру, редуктор с кривошипами и противовесами.

В комплект входит набор сменных шкивов для изменения числа качаний. Для быстрой смены и натяжения ремней электродвигатель устанавливается на поворотной салазке.

Станки-качалки выпускаются различных типа размеров, что обеспечивает возможность работы штанговых скважинных насосов различных диаметров, спускаемых на разную глубину, получения необходимой длины хода устьевого штока и крутящего момента на ведомом валу редуктора.

Редуктор предназначен для уменьшения тела оборотов, передаваемых от электродвигателя кривошипам станка-качалки.

На нефтяных промыслах в эксплуатации имеются СК различных типоразмеров и конструкций. В механическом и кинематическом отношении они достаточно совершенны (рис. 2). 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.

Предусмотрено механизированное плавное перемещение кри-вошипных противовесов, при котором достигается лучшее уравновешивание СК.

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 тиксотропных 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. 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.

Рисунок 2. 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

При вращении вала редуктора и укрепленных на валу кривошипов канаты подвески и колонна штанг совершают возвратно-поступательное движение. Отсутствие тяжелого высокоподнятого 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 зa 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 труб 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 уплотнительные сальниковые элементы и длинные силовые цилиндры, изготовление которых требует совершенной технологии.

12.2 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, является конструкция, показанная на рис. 3.

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 станка-качалки, балансира или их нарушении в процессе длительной работы.



Рисунок 3. 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.

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)].

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. 4) 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.

Рисунок 4. Канатная подвеска сальникового штока

Изменение места захвата сальникового штока клиновым захватом достигается перестановкой верхней траверсы вдоль штока на требуемое место и повторной затяжкой клинового захвата муфтой 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 отложений 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 неподвижной 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.

Осн.: 1. [350-352], 3. [582-590]

Контрольные вопросы:

1. Что относится к наземному оборудованию?

2. Что такое штанговращатель?

Лекция № 13. Условия, влияющие на работу штанговой установки. Статические и динамические нагрузки при работе глубинного насоса

13.1 Условия, влияющие на работу штанговой установки

При ходе плунжера вверх объем жидкости, поступающей в цилиндр насоса, равен геометрическому объему, описанному плунжером, т.е.

 (1)

где - площадь сечения плунжера ()

- длина хода плунжера (м)

D - диаметр плунжера (м)

Одновременно из труб в выкидную линию вытиснится количество жидкости, равное объему кольцевого пространства между трубами и штангами по длине хода плунжера, т.е.

(2)

где - площадь поперечного сечения штанг в ;

d - диаметр штанг в м

При движении плунжера вниз объем жидкости, поступающей из скважин под плунжер, перемещается в насосные трубы, а так как в последних освободился маленький объем, то избыток поступит из насосных труб в выкидную линию, который равен:

(3)

Таким образом, теоретическая производительность глубинного насоса за один двойной ход плунжера в объемных единицах будет

(4)

Если обозначить число ходов плунжера насоса в минуту через n, то минутная производительность глубинного насоса составит

(5)

В действительности объем жидкости, поступающий в цилиндр насоса, практически всегда меньше геометрического объема, описываемого плунжером, вследствие следующих причин:

- при всасывании вместе с жидкостью, в цилиндр насоса поступает растворенный ранее в нефти газ;

- вследствие большого давления гидростатического столба жидкости, поднимаемой по насосным трубам, происходят утечки некоторого количества жидкости из труб в зазоры между плунжером и цилиндром и при неплотном закрытии выкидного клапана под плунжер; эти утечки заполняют часть освобождаемого плунжером пространства;

- при несоответствии, скорости пробега плунжера и скорости притекания жидкости через приемный клапан последняя (жидкость) может не успеть заполнить все пространство, освобождаемое плунжером.

Все эти факторы, уменьшая частичный объем поступающего в цилиндр насоса жидкости, определяют величину так называемого коэффициента наполнения насоса, т.е. отношение фактически поступающего под плунжер объема жидкости к геометрическому объему, описываемому плунжером при его ходе вверх.

В практике для удобства обычно пользуются выражением условной теоретической производительности, исчисляемой по длине хода сальникового штока, замеряемой на поверхности. Тогда формула для определения условной теоретической производительности (в / сутки) примет вид

(6)

где 1440=24 · 60 мин в сутки

- площадь сечения плунжера в ;

S - длина хода, сальникового штока в м;

n- число качаний в минуту, сообщаемое штангам на поверхности.

Действительная производительность глубинного насоса, т.е. фактическое количество добытой жидкости (нефти), в промысловой практике всегда меньше теоретической.

Отношение действительной производительности глубинного насоса к его условной теоретической называется коэффициентом подачи глубинного насоса , т.е.

(7)

Коэффициент подачи глубинного насоса может изменяться в пределах 0,1 до 1,0.

Влияние газа в откачиваемой жидкости учитывается коэффициентом наполнения цилиндр насоса. Он равен отношению объема жидкости Vж, поступивший в насос, ко всему объему смеси Vсмсостоящему из объема жидкости Vж и объема свободного газа Vг:

(10)

где R- газовый фактор при температуре Тпр и давление Рпр на приеме насоса.

Формула (10) не учитывает наличие в ШСН вредного пространства и его влияние на коэффициент наполнения при откачке газированной жидкости. Формула (10) дает завышенной - коэффициент наполнения.

Вредным пространством ШСН называют объем, заключенной между всасывающим и нагнетательным клапанами насоса при крайнем нижнем положении плунжера. При ходе плунжера вниз газожидкостная смесь (ГЖС) 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 задерживается открытие всасывающего клапана, пока давление не упадет до давления приема. В результате под плунжер поступает меньшее количество смеси.

Коэффициент наполнения цилиндра насоса, учитывающий вредное пространство насоса, предложенный А.С. Вирновским, имеет вид:

(11)

где - доля вредного пространства от VS,

-объем, описанной плунжером за ход вверх;

- объем вредного пространства;

- общий объем под плунжером при его крайнем верхнем положении.

но следовательно

отсюда (12)

Объем жидкости, поступившей в насос за очередной ход плунжера вверх, будет меньше первоначального объема на величину объема жидкости во вреднем пространстве

Следовательно

Тогда коэффициент наполнения равен

отсюда с учетом, что получим

(11')

Это формула (11') дает заниженные значения коэффициента наполнения, так как исходит из предложения мгновенного выделения и растворения газа во вредном пространстве.

Известные несколько формул для определения коэффициента наполнения насоса, которые дают указания в пределах .

Поэтому наиболее достоверное определение коэффициента как среднего между его максимальным и минимальным значениями т.е.

(13)

Величина R может быть определена через газовый фактор на поверхности измеренный при стандартных условиях, т.е. при температуре и атмосферном давлении после полной дегазации нефти.

Влияние потери хода плунжера на коэффициент подачи насоса учитывается коэффициентом , который равен:

(14)

где S - длина хода точки подвеса штанг;

действующий ход плунжера относительно цилиндра насоса;

- потеря хода плунжера за счет упругих деформаций штанг и труб.

Эта потеря обусловлена тем, что при ходе вверх штанги дополнительно растягиваются от действия силы, равной произведению площади сечения плунжера на разность давления над и под плунжером, так как нагнетательный клапан при ходе вверх закрыт. Одновременно касание трубы отличаются, 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.