Эксплуатация и ремонт оборудования

Контрольная работа

Эксплуатация и ремонт оборудования

1. Эксплуатация скважин штанговыми насосами

нефтяной скважина штанга плунжер

1.1 Общая схема штанговой насосной установки, ее элементы и назначение

Штанговая насосная установки ШНУ (рис. 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 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.

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.

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.

1.2 Подача штангового скважинного насоса и коэффициент подачи

При перемещении плунжера вверх на величину его хода Sn вытесняется объем жидкости

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 За полный (двойной) ход плунжера подача насоса равна сумме подач за ход вверх и ход вниз:

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 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 (1) вместо Sп подставляют S, при этом получается так называемая теоретическая подача ШСН 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 Для каждой конкретной скважины величина з служит в известной мере показателем правильности выбора оборудования и режима откачки установки. Нормальным считается, если з >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;

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 з 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:

где з₁ — коэффициент наполнения цилиндра насоса жидкостью, учитывающий влияние свободного газа; з₂-коэффициент, учитывающий влияние уменьшения хода плунжера; з_3 — коэффициент утечек, учитывающий наличие неизбежных утечек жидкости при работе насоса; з_4 — коэффициент усадки, учитывающий уменьшение объема жидкости при достижении ею поверхностных емкостей.

Рассмотрим эти коэффициенты более подробно, а также методы их расчета.

1.3 Факторы, снижающие подачу ШСН

Влияние газа

Влияние газа в откачиваемой жидкости учитывается коэффициентом наполнения цилиндра насоса. Он равен отношению объема жидкости Vж, поступившей в насос, ко всему объему смеси Vcм, состоящему из объема жидкости Vж и объема свободного газа Vг:

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

Формула (5) не учитывает наличия в ШСН вредного пространства и его влияние на коэффициент наполнения при откачке газированной жидкости. Поэтому формула (5) дает завышенный з₁'.

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 Выведем формулу (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, откуда Объем жидкости, поступившей в насос за очередной ход плунжера вверх, будет меньше первоначального объема Vж на величину объема жидкости во вредном пространстве Vвр.

Следовательно,

Тогда коэффициент наполнения, очевидно, будет равен Вводя обозначения k = Vвр/Vs и делая алгебраические преобразования, получим Формула (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 з₁, лежащие в пределах з₁' и з₁" Поэтому наиболее достоверно определение коэффициента наполнения как среднего между его максимальным и минимальным значениями, определяемыми формулами (5) и (8), соответственно:

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 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 установках РVT. Если таких данных нет, то приближенно Vрг может быть определен через коэффициент растворимости газа б и давление на приеме насоса Рпр, взятое в избыточных единицах, Обычно Го относят либо к 1 т нефти, либо к 1 м³ нефти. В данном случае используется последнее.

Для расчетов по формулам (5) и (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:

(12)

Подставляя в (12) значения V в и Vн и обозначая R = Vг/Vн, получим

(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:

На работающих насосных скважинах Vз может быть определен измерением расхода газа, выходящего из межтрубного пространства, так что полный расход газа равен где Vн-расход газа, поступающего нз насосных труб. Таким образом,

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

(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:

(15)

Подставляя в (15) значение R из (10), получим

(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.

Имеется ряд формул для определения m. В частности, Н. Н. Репиным с соавторами для определения коэффициента сепарации предложена следующая формула:

(17)

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); ссм/с — 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 (17) более обоснована, так как учитывает дебит, скорость всплытия газовых пузырьков и геометрию приема. По нашим оценкам и сопоставлениям с опытными данными формула (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 ¼ величины кольцевого зазора и равен 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 где F — площадь сечения обсадной колонны.

Выражая площади через диаметры, найдем

(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

(19)

Формула (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.

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,

(20)

где Sп-действительный ход плунжера относительно цилиндра насоса; л — 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, противоположную 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:

(21)

Методы определения К и л будут изложены ниже.

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 зз. Подставляя в формулу (3) значение коэффициента подачи з согласно (4) и решая равенство относительно зз, получим

(22)

Если утечки q = 0, то зз = 1 и фактическая подача равнялась бы Q=Qт з₁ з₂ з₄. Поскольку q>0, зз < 1, то Qф=Q — q. Следовательно,

(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 s = рD, где D — диаметр плунжера; шириной д, 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

(24)

где м-вязкость жидкости, ДР перепад давления.

В случае ШСН 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 (24) на 86 400 (число секунд в сутках) и подставляя значение s = рD, получим

(25)

Учитывая, что утечки в плунжерной паре происходят в течение половины времени работы насоса, необходимо результат, полученный при расчете по формуле (25), уменьшить вдвое.

Таким образом, получим

(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 (26) не учитывает движение плунжера, которое вносит некоторые изменения в характер течения жидкости через зазор. Однако она определяет утечки с достаточной для практики точностью.

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.

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, характеризующий потерю подачи ШСН в результате изменения объема продукции при переходе от условий приема к стандартным условиям, можно определить так:

(27)

где Qн и Qв — дебиты нефти и воды при стандартных условиях в объемных единицах.

По определению объемная обводненность продукции

(28)

Подставляя (28) в (27) и производя нужные сокращения, получим

(29)

Как видно из (28), при n=0 (воды нет) з₄=1/bн, а при n=1 (чистая вода) з₄=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 (29) =0,9.

Таким образом, только за счет усадки нефти и воды подача ШСН уменьшится на 10%.

Для безводной продукции для принятых условий з₄ =0,87, т. е. снижение подачи составит 13%.

1.4 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. 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

(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

(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 лш, которая может быть определена по закону Гука

(32)

Одновременно с этим, в результате снятия с труб силы Рж, последние укорачиваются на величину

(33)

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 лш и сжатие труб лт. Поэтому полезный ход плунжера составит

(34)

Обычно обозначают

(35)

Подставляя в (35) значения лш и лт согласно (32) и (33). получим

(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 двухи 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 или с учетом деформации труб 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.

2. Фонтанная эксплуатация нефтяных скважин

Эксплуатация нефтяных скважин ведется фонтанным, газлифтным или насосным способом.

Подъем жидкости и газа от забоя скважины на поверхность составляет основное содержание процесса эксплуатации скважин. Этот процесс может происходить как за счет природной энергии W_n поступающих к забою скважины жидкости и газа, так и за счет вводимой в скважину энергии с поверхности W_u.

Газожидкостная смесь, выходя из ствола скважин через специальное устьевое оборудование, направляется в сепараторы (отделители жидкости от газа) и замерные приспособления, затем поступает в промысловые трубопроводы. Для обеспечения движения смеси в промысловых трубопроводах на устье скважин поддерживается то или иное давление.

На основании изложенного можно составить следующий энергетический баланс:

W₁ + W₂ + W₃ = W_n + W_u,

где W₁ — энергия на подъем жидкости и газа с забоя до устья скважины;

W₂ — энергия, расходуемая газожидкостной смесью при движении через устьевое оборудование;

W₃ — энергия, уносимая струей жидкости и газа за предел устья скважины;

если W_u = 0, то эксплуатация называется фонтанной;

при W_u 0 эксплуатация называется механизированной добычей нефти.

Передача энергии W_u осуществляется сжатым газом или воздухом, либо насосами, способ эксплуатации называется газлифтный или насосный.

Фонтанирование только от гидростатического давления пласта (Р_пл) редко в практике эксплуатации нефтяных месторождений; условие фонтанирования

Р_пл > · g·h.

В большинстве случаев вместе с нефтью в пласте находится газ, и он играет главную роль в фонтанировании скважин. Это справедливо даже для месторождений с явно выраженным водонапорным режимом. Для водонапорного режима характерно содержание в нефти газа, находящегося в растворенном состоянии и не выделяющегося из нефти в пределах пласта.

Пластовый газ делает двойную работу: в пласте выталкивает нефть, а в трубах поднимает.

2.1 Роль фонтанных труб

При одном и том же количестве газа не в каждой скважине можно получить фонтанирование. Если количество газа достаточно для фонтанирования в 150 миллиметровой скважине, то его может не хватить для 200 миллиметровой скважины.

Смесь нефти и газа, движущаяся в скважине, представляет собой чередование прослоев нефти с прослоями газа: чем больше диаметр подъемных труб, тем больше надо газа для подъема нефти.

В практике известны случаи, когда скважины больших диаметров (150 300 мм), пробуренные на высокопродуктивные пласты с большим давлением, отличались высокой производительностью, но фонтанирование их в большинстве случаев было весьма непродолжительным. Иногда встречаются скважины, которые при обычных условиях не фонтанируют, хотя давление в пласте высокое.

После спуска в такие скважины лифтовых труб малого диаметра удается достигнуть фонтанирования. Поэтому с целью рационального использования энергии расширяющего газа все скважины, где ожидается фонтанирование, перед освоением оборудуют лифтовыми трубами условным диаметром от 60 до 114 мм, по которым происходит движение жидкости и газа в скважине.

Диаметр подъемных труб подбирают опытным путем в зависимости от ожидаемого дебита, пластового давления, глубины скважины и условий эксплуатации. Трубы опускают до фильтра эксплуатационной колонны.

При фонтанировании скважины через колонну труб малого диаметра газовый фактор уменьшается, в результате чего увеличивается продолжительность фонтанирования. Нередко скважины, которые фонтанировали по трубам диаметром 114, 89, 73 мм переходили на периодические выбросы нефти и останавливались. В этих случаях период фонтанирования скважины удавалось продлить путем замены фонтанных труб меньшего диаметра: 60, 48, 42, 33 мм. Это один из способов продления фонтанирования малодебитных скважин.

2.2 Оборудование фонтанных скважин

В пробуренных эксплуатационных скважинах оборудуют как забойную (в зоне продуктивного пласта), так и устьевую часть, выходящую на поверхность. Если продуктивный пласт сложен достаточно прочными породами, то применяют «открытый» забой. В этом случае эксплуатационная обсадная колонна доводится до верхней границы продуктивного пласта, а сам пласт вскрывается на всю мощность. Если породы продуктивного пласта неустойчивые, рыхлые, то забой укрепляют обсадными трубами с креплением (цементированием) затрубного пространства. Приток нефти в скважину обеспечивают пробивкой отверстий (перфорацией) обсадной трубы и цементного кольца в зоне продуктивного пласта (обычно десять отверстий на один метр).

Условия эксплуатации фонтанных скважин требуют герметизации их устья, разобщения межтрубного пространства, направления продукции скважин в пункты сбора нефти и газа, а также при необходимости полного закрытия скважины под давлением. Эти требования выполняются при установке на устье фонтанирующей скважины колонной головки и фонтанной арматуры с манифольдом.

Оборудование любой скважины, в том числе фонтанной, должно обеспечивать отбор продукции в заданном режиме и возможность проведения необходимых технологических операций с учетом охраны недр, окружающей среды и предотвращения аварийных ситуаций. Оно подразделяется на земное (устьевое) и скважинное (подземное).

К наземному оборудованию относят фонтанную арматуру и манифольд. Фонтанной арматурой оборудуют фонтанные нефтяные и газовые скважины. Ее устанавливают на колонную головку. Фонтанная арматура изготавливается по ГОСТ 13 846–89.

Фонтанные арматуры различают по конструктивным и прочностным признакам. Эти признаки включают в шифр фонтанной арматуры.

Фонтанная арматура включает трубную обвязку (головку) и фонтанную елку с запорными и регулирующими устройствами.

Трубная обвязка — часть фонтанной арматуры, устанавливаемая на колонную обвязку, предназначена для обвязывания одного или двух скважинных трубопроводов, контроля и управления потоком скважинной среды в затрубном (межтрубном) пространстве.

Скважинный трубопровод своим верхним концом закрепляется в катушке-трубодержателе, устанавливаемой на трубную головку, либо в муфте-трубодержателе, устанавливаемой в корпусе трубной головки. Схемы трубных обвязок приведены на рис. 2.

Фонтанная арматура выпускается на рабочее давление — 14, 21, 35, 70, 105 и 140 МПа, сечением ствола от 50 до 150 мм, по конструкции фонтанной елки — крестовая и тройниковая, по числу спускаемых в скважину рядов труб — однорядная и двухрядная и оборудована задвижками или кранами.

Рис. 2. Схемы трубных обвязок фонтанной арматуры:

1 — ответный фланец; 2 — запорное устройство; 3 — трубная головка; 4 — манометр с запорно-разрядным устройством Конструкция фонтанной арматуры обеспечивает возможность измерения давления на верхнем буфере елки, а также давления и температуры среды на буфере бокового отвода елки и трубной головки. Стандартами предусмотрено изготовление блочных фонтанных арматур, а также укомплектование по необходимости фонтанных арматур автоматическими предохранительными и дистанционно управляемыми устройствами.

Фонтанная елка — часть фонтанной арматуры, устанавливаемая на трубную обвязку, предназначена для контроля и регулирования потока скважинной среды в скважинном трубопроводе и направления его в промысловый трубопровод. Типовые схемы фонтанных елок приведены на рис. 3.

Рис. 3. Типовые схемы фонтанных елок: тройниковые — схемы 1, 2, 3 и 4; крестовые — схемы 5 и 6 (1 — переводник к трубной головке; 2 — тройник; 3 — запорное устройство; 4 — манометр с запорно-разрядным устройством; 5 — дроссель; 6 — ответный фланец; 7 — крестовина) При оборудовании скважины двумя концентрическими колоннами НКТ (двухрядная конструкция подъемника) трубы большего диаметра подвешиваются на резьбовом соединении нижнего тройника (крестовина), который устанавливается на крестовину, герметизирующую затрубное пространство.

Трубы меньшего диаметра подвешиваются на резьбе переводника (стволовой катушки), размещаемом над тройником (крестовиком) (рис. 2б).

Типовые схемы фонтанных елок (рис. 3.) включают либо один (схемы 3 и 1), либо два (схемы 2 и 4) тройника (одно и двухъярусная арматура), либо крестовину (крестовая арматура — схемы 5 и 6).

Двухструнная (двухъярусная тройниковая и крестовая) конструкция елки целесообразна в том случае, если нежелательны остановки скважины, причем рабочей является верхняя или любая боковая струна, а первое от ствола запорное устройство — запасным. Сверху елка заканчивается колпаком (буфером) с трехходовым краном и манометром. Для спуска в работающую скважину приборов и устройств вместо буфера ставится лубрикатор.

Типовые схемы фонтанной арматуры приведены на рис. 4. Монтаж-демонтаж фонтанной арматуры на устье скважины производится автомобильными кранами или другими подъемными механизмами.

Рис. 4. Типовые схемы фонтанной арматуры: 1 — фонтанная елка; 2 — трубная обвязка Запорные устройства фонтанной арматуры изготовляются трех типов: пробковые краны со смазкой; прямоточные задвижки со смазкой типа ЗМ и ЗМС с однопластинчатым и ЗМАД — с двухпластинчатым шибером. Задвижки типов ЗМС и ЗМАД имеют модификации с ручным и пневмоприводом.

При всех способах эксплуатации скважин подъем жидкости и газа на поверхность происходит по специальным трубам НКТ, спускаемым в скважины перед началом эксплуатации (в фонтанирующих скважинах опускаются до фильтра). Согласно ГОСТ 633–80 предусмотрены следующие условные размеры (по внешнему диаметру): 27, 33, 42, 48, 60, 73, 89, 102 и 114 мм с толщиной стенок от 3 до 7 мм. Длина труб 5ч10 м. Трубы бесшовные, из сталей с высокими механическими свойствами, на обоих концах резьба, соединяются между собой муфтами. Отечественные НКТ изготавливают 4 типов. НКТ могут быть изготовлены из алюминиевого сплава марки Д16. Применяют фиберговые трубы, а также безрезьбовые (гибкие) НКТ на барабанах длиной до 6000 м.

Предельная глубина спуска одноразмерной равнопрочной колонны труб (L_доп), исходя из расчета только на растяжение от собственной силы тяжести, определяют по формуле:

и для гладких труб (по страгивающей нагрузке резьбового соединения)

где L_доп — допустимая длина подвески труб, м;

d_m — предел текучести материала труб при растяжении, Па (373ч930МПа) К — коэффициент прочности, К=1,5;

r———-плотность материала труб, кг/м³ (для стали ??= 7800ч7860);

Q_стр — страгивающая нагрузка для труб в Н (для НКГ диаметром 73 мм, стали Д Q_стр = 278 кН);

q_тр — масса 1 м труб, кг.

2.3 Оборудование для предусмотрения открытых фонтанов

Для предупреждения открытых фонтанов при эксплуатации фонтанных скважин применяются комплексы типа КУСА и КУСА-Э. Они могут обслуживать от одной до восьми скважин в случае разгерметизации устья, при отклонении от заданных параметров (давления, дебита) работы скважин и при возникновении пожара.

Основные элементы комплексов — пакер, скважинный клапан-отсекатель, устанавливаемый внутрь НКТ на глубине до 200 м, и наземная станция управления. Управление клапаном-отсекателем может быть пневмо — (тип КУСА) или электрогидравлическим (типа КУСА-Э).

Запорным органом служит хлопушка или шар.

Клапан-отсекатель (также и задвижка арматуры) может быть закрыт со станции управления принудительным путем или дистанционно с пульта диспетчера, связанного со станцией управления посредством промысловой телемеханики.

Имеются еще автоматические клапаны-отсекатели, срабатывающие при увеличении дебита скважины выше заданного. Они устанавливаются на НКТ. Автоматизация фонтанной скважины предусматривает и автоматическое перекрытие выкидной линии разгруженным отсекателем манифольдным типа РОМ-1. Отсекатель срабатывает автоматически при повышении давления в трубопроводе на 0,45 МПа (образование парафиновой пробки) и при понижении давления до 0,15 МПа (порыв трубопровода).

Для обеспечения длительной и бесперебойной работы скважин в фонтанном режиме эксплуатации большое значение имеет регулирование пластовой энергии за счет изменения объема нефти, поступающего из скважины и называемого дебитом скважин. Для ограничения дебита скважин в боковом отводе фонтанной елки устанавливается сменный штуцер-вставка из износостойкого материала с калиброванным отверстием строго определенного диаметра. Диаметр штуцера определяет количество поступающей из скважины нефти в зависимости от принятого режима работы скважины. Обычно диаметр штуцера равен 3 15 мм и больше. Могут применяться быстро-сменяемые и быстрорегулируемые забойные штуцеры, которые устанавливаются в фонтанных трубах на любой глубине и удерживаются пакерами. Спуск и подъем забойных штуцеров осуществляется на стальном канате при помощи лебедки. Комплекс устьевого фонтанного оборудования показан на рис. 5.

Рис. 5. Комплекс устьевого фонтанного оборудования:

1 — оборудование обвязки обсадных колонн;

2 — фонтанная арматура; 3 — манифольд; 4 — станция управления арматурой.

2.4 Освоение и пуск в работу фонтанных скважин

Осуществляется снижением давления на пласт путем:

1) последовательной замены глинистого раствора в скважине жидкостью и газожидкостной смесью меньшей плотности (глинистый раствор вода нефть);

2) использования азота инертного или газа (вытеснением части жидкости из скважины, ее аэрацией);

3) свабирования.

2.5 Борьба с отложением парафина в подъемных трубах

Одним из факторов, осложняющих процесс эксплуатации скважин, является отложение парафина на стенках подъемных труб, устьевой арматуры и выкидных линий.

Для борьбы с отложениями парафина применяют следующие основные способы:

1. Механический, при котором парафин со стенок труб периодически удаляется специальными скребками и выносится струей на поверхность.

2. Тепловой, при котором скважина промывается теплоносителем (паром, горячей водой или нефтепродуктами).

3. Использование подъемных труб с гладкой внутренней поверхностью (остеклованных или покрытых специальным лаком или эмалями).

4. Химический, при котором парафин удаляется с помощью растворителей.

Неполадки в работе фонтанных скважин — нарушение режимов:

1. Парафинои гидратообразование в трубах.

2. Образование песчаных пробок на забоях.

3. Разъедание штуцера.

4. Забивание песком, парафином штуцера или выкидной линии.

5. Появление воды в скважине.

Исследование фонтанных скважин необходимо для установления правильного режима эксплуатации. Исследования проводятся как методом пробных откачек, так и по кривой восстановления забойного давления после остановки скважины. Метод пробных откачек применяют при исследовании для определения продуктивной характеристики скважин и установления технологического режима ее работы, а исследование по кривой восстановления забойного давления — для определения параметров пласта.

Кроме этого, периодически ведут отбор проб для определения свойств нефти.

Идея метода пробных откачек — в замене (45 раз) штуцеров и измерении параметров.

Глубинные измерения производятся глубинными приборами (манометрами), которые лебедками (ручными, механизированными) спускают в скважину на стальной проволоке диаметром от 0,6 до 2,0 мм.

По данным исследования строят графики зависимости дебита скважины Q от забойного давления Р_заб или от величины депрессии ?Р, т. е. перепада между пластовым и забойным давлениями (?Р=Р_пл — Р_заб). Такие графики называются индикаторными диаграммами скважин. По форме линии индикаторных диаграмм (рис. 6) могут быть прямыми (линия 1), выпуклыми (линия 2) и вогнутыми (линия 3) относительно дебитов.

Для добывающих скважин могут быть построены прямолинейные диаграммы (когда эксплуатируется пласт с водонапорным режимом и приток однородной жидкости в скважину происходит по линейному закону фильтрации); криволинейные — с выпуклостью, обращенной к оси дебитов; и диаграммы, одна часть которых прямолинейна, а другая при увеличении депрессии и дебитов — криволинейна (рис. 6, линия 4). Искривление индикаторной линии обычно происходит вследствие нарушения линейного закона фильтрации.

Во всех случаях, когда залежь эксплуатируется на режиме, отличающемся от водонапорного, индикаторная линия будет выпуклой по отношению к оси дебитов.

Форма индикаторной линии может быть вогнутой по отношению к оси дебитов (рис. 6, линия 3). Поэтому в тех случаях, когда получают вогнутые индикаторные линии, исследование на приток считают неудовлетворительным и его необходимо повторить.

Рис. 6. Индикаторные диаграммы

Приток жидкости к забою скважины определяется зависимостью:

Q = K(Р_пл — Р_заб)ⁿ,

где К — коэффициент продуктивности; n — коэффициент, показывающий характер фильтрации жидкости через пористую среду.

При линейном законе фильтрации n=1 (индикаторная линия — прямая). Линию, выпуклую к оси дебитов, получают при n>1, а вогнутую — при n<1.

Коэффициентом продуктивности добывающей скважины К называется отношение ее дебита к перепаду (депрессии) между пластовым и забойным давлениями, соответствующими этому дебиту:

.

Если дебит измерять в т/сут (м³/сут), а перепад давления в паскалях, то размерность коэффициента продуктивности будет т/(сут· Па), или м³/(сут· Па).

Коэффициент продуктивности обычно определяют по данным индикаторной линии. Если индикаторная линия имеет прямолинейный участок, который затем переходит в криволинейный, то коэффициент продуктивности определяют только по прямолинейному участку. Для установления коэффициента продуктивности по криволинейному участку необходимо знать перепад давления, соответствующий этому коэффициенту.

По полученному в результате исследования скважины коэффициенту продуктивности устанавливают режим ее работы, подбирают необходимое эксплуатационное оборудование. По изменениям этого коэффициента судят об эффективности обработок призабойной зоны скважин, а также о качестве подземных ремонтов. Сравнивая газовые факторы и коэффициенты продуктивности до и после обработки или ремонта скважины, судят о состоянии скважины.

3. Эксплуатация скважин погружными центробежными электронасосами

Недостатками штанговых насосов является ограниченность глубины их подвески и малая подача нефти из скважин.

На заключительной стадии эксплуатации вместе с нефтью из скважин поступает большое количество пластовой воды, применение штанговых насосов становится малоэффективным. Этих недостатков лишены установки погружных электронасосов УЭЦН (рис. 7, табл. 1).

Погружные насосы — это малогабаритные (по диаметру) центробежные, секционные, многоступенчатые насосы с приводом от электродвигателя. Обеспечивают подачу 10ч1300 м³/сут и более напором 450ч2000 м вод. ст. (до 3000 м).

В зависимости от поперечного размера погружного агрегата, УЭЦН делят на три условные группы: 5, 5А и 6 с диаметрами соответственно 93, 103, 114 мм, предназначенные для эксплуатационных колонн соответственно не менее 121,7; 130; 114,3 мм.

Пример условного обозначения — УЭЦНМК5−50−1200, где У — установка; Э — привод от погружного электродвигателя; Ц — центробежный; Н — насос; М — модульный; К — коррозионно-стойкого исполнения; 5 — группа насоса; 50 — подача, м³/сут; 1200 — напор, м.

Электродвигатели в установках применяются асинхронные, 3 фазные с короткозамкнутым ротором вертикального исполнения ПЭД40−103 — обозначает: погружной электродвигатель, мощностью 40 кВт, диаметром 103 мм. Двигатель заполняется специальным маловязким, высокой диэлектрической прочности маслом, служащим для охлаждения и смазки.

Для погружных электродвигателей напряжение составляет 380−2300 В, сила номинального тока 24,5ч86 А при частоте 50 Гц, частота вращения ротора 3000 мин —¹, температура окружающей среды +50ч90⁰С.

Модуль-секция насос — центробежный многоступенчатый, секционный. Число ступеней в насосном агрегате может составлять от 220 до 400.

При откачивании пластовой жидкости, содержащей у сетки входного модуля насоса свыше 25% (до 55%) по объему свободного газа, к насосу подсоединяется газосепаратор, который отводит в затрубное пространство часть газа из пластовой жидкости и улучшает работу насоса.

Гидравлическая характеристика погружного электроцентробежного насоса (ПЭЦН) «мягкая», дается заводом — изготовителем при работе насоса на воде плотностью с =1000 кг/м³ (количество ступеней — 100) и представляет собой зависимости (рис. 8): напора Н от подачи Q (Н=f(Q)); коэффициента полезного действия КПД — ? от Q (? = f(Q)); мощности N от Q (на рис. не показано). При закрытой задвижке и подаче Q = 0, насос развивает максимальный напор H_max (кривая 1). В этом случае КПД равен нулю. Если насос работает без подъема жидкости (Н = 0, ??= 0), подача его максимальна (Q_max).

Рис. 7. Установка погружного центробежного насоса: 1 — оборудование устья скважин; 2 — пункт подключательный выносной; 3 — трансформаторная комплексная подстанция; 4 — клапан спускной; 5 — клапан обратный; 6 — модуль-головка; 7 — кабель; 8 — модуль-секция; 9 — модуль насосный газосепаратор; 10 — модуль исходный; 11 — протектор; 12 — электродвигатель; 13 система термоманометрическая Рис. 8. Гидравлическая характеристика ПЭЦН Таблица 1

Наиболее целесообразная область работы насоса — зона максимального КПД (кривая 2). Значение h_max достигает 0,5 0,6. Режим эксплуатации насоса, когда напор Н_опт и подачи Q_опт соответствуют точке с максимальным КПД, называют оптимальным (точка М).

Под режимом эксплуатации насоса понимается пересечение гидравлической характеристики насоса (кривая 1) с его «внешней сетью», в данном случае гидродинамической характеристикой скважины (кривая 3).

Под гидродинамической характеристикой скважины понимается совокупная характеристика работы пласта и подъемника, которая выражается графической зависимостью напора (давления) в функции дебита (подачи) (H = f (Q)).

Задача рационального выбора компоновки УЭЦН сводится к подбору такого режима насоса, когда пересечение кривых 1 и 3 будет находиться в «рабочей зоне», которая лежит на кривой 1, где. Регулирование режима возможно как изменением характеристики насоса (изменением числа оборотов, изменением числа ступеней и др.), так и изменением характеристики «внешней сети» (изменением диаметра НКТ, применением штуцеров и др.).

Погружной насос, электродвигатель, гидрозащита соединяются между собой фланцами и шпильками. Валы насоса двигателя и гидрозащита имеют на концах шлицы и соединяются между собой шлицевыми муфтами.

Гидрозащита предназначена для защиты ПЭД от проникновения в его полость пластовой жидкости и смазки сальника насоса и состоит из протектора и компенсатора.

Кабель с поверхности до погружного агрегата подводят питающий, полиэтиленовый бронированный (эластичная стальная оцинкованная лента) круглый кабель (типа КГБК), а в пределах погружного агрегата — плоский типа (КПБП).

Станция управления обеспечивает включение и отключение установки, самозапуск после появления исчезнувшего напряжения и аварийное отключение (перегрузки, короткое замыкание, колебания давления, отсутствие притока и др.).

Станции управления (ШГС-5804 для двигателей с мощностью IV до 100 кВт, КУПНА-79 для двигателей с N больше 100 кВт). Они имеют ручное и автоматическое управление, дистанционное управление с диспетчерского пункта, работают по программе.

Имеется отсекатель манифольдного типа РОМ-1, который перекрывает выкидную линию при повышении или резком снижении давления (вследствие прорыва трубопровода).

Трансформаторы регулируют напряжение питания с учетом потерь в кабеле (25 125 В на 1000 м).

Погружные винтовые и гидропоршневые насосы. Это новые виды погружных насосов.

Винтовой насос — это тоже погружной насос с приводом от электродвигателя, но жидкость в насосе перемещается за счет вращения ротора-винта. Особенно эффективны насосы этого типа при извлечении из скважин нефтей с повышенной вязкостью.

Применяются насосы с приводом на устье скважин, производительность которых до 185 м³/сут; напор до 1830 м.

Гидропоршневой насос — это погружной насос, приводимый в действие потоком жидкости, подаваемой в скважину с поверхности насосной установкой. При этом в скважину опускают два ряда концентрических труб диаметром 63 и 102 мм. Насос опускают в скважину внутрь трубы диаметром 63 мм и давлением жидкости прижимают к посадочному седлу, находящемуся в конце этой трубы. Поступающая с поверхности жидкость приводит в движение поршень двигателя, а вместе с ним и поршень насоса. Поршень насоса откачивает жидкость из скважины и вместе с рабочей жидкостью подает ее по межтрубному пространству на поверхность.