Материал: Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов. Оборудование для эксплуатации и ремонта нефтяных и газовых скважин

В качестве деэмульгаторов можно использовать поверхностно-активные вещества различных марок.

В установках гидропоршневых насосов имеется возможность подачи деэмульгатора не только в поверхностную систему, но и в подготовленную рабочую жидкость, направляемую в скважину. В этом случае действие деэмульгатора проявляется уже по выходе жидкости из погружного двигателя в НКТ. Предупреждается образование стойких высоковязких эмульсий, снижается гидравлическое сопротивление движению смеси в трубах, облегчается отделение воды в системе подготовки рабочей жидкости и при подготовке товарной нефти.

Деэмульсация при подготовке рабочей жидкости и отделение воды облегчаются при подогреве жидкости. Подогреватели могут быть с теплоносителем в виде пара или горячей воды или электрическими в виде специальных лент, в изоляции которых уложены электропроводящие жилы с большим сопротивлением (из константана, нихрома и т.д.). Подогрев осуществляется в отстойниках, или сепараторах, или в линиях, подводящих смесь от скважины к этим устройствам.

Система подготовки рабочей жидкости может включать все перечисленные части, а может быть и значительно упрощена в зависимости от конкретной характеристики добываемой жидкости и климатических условий.

Опыт эксплуатации гидропоршневых насосов показал, что для нормальной работы погружного агрегата достаточно снизить содержание воды в рабочей жидкости до 5 % и механических примесей до 0,5–0,3 г/л.

Контроль за режимом работы установки гидропоршневого насоса, поддержание этого режима или изменение его осуществляются аппаратурой, включающей расходомер, манометр, стабилизатор режима, регулирующие вентили [15].

6.3. Основы расчета параметров установки гидропоршневого насоса (ГПНУ)

При выборе установки гидропоршневого насоса основная задача – определение ее схемы и параметров комплектующего оборудования (скважинного и наземного). Схему ГПНУ выбирают в зависимости от объема добычи и размера обсадной колонны скважины. В принципе для малых отборов можно применять схему ГПНУ с замкнутой циркуляцией рабочей жидкости и со сбрасываемым погружным агрегатом, при средних отборах – со смешиванием рабочей и добываемой жидкостей и со сбрасываемым агрегатом, а для больших отборов – схемы ГПНУ с погружным агрегатом, спускаемым на НКТ. Так, например, установки со сбрасываемым погружным агрегатом можно применять в зависимости от схемы подъема рабочей жидкости и схемы спуска труб при следующих параметрах:

–при замкнутой схеме циркуляции рабочей жидкости, двух параллельных колоннах НКТ и установке пакера в скважине – для добычи до 100 м3/сут, если обсадные трубы диаметром 168 мм, и около 20 м3/сут, если диаметр 146 мм;

–при смешивании рабочей жидкости с добываемой, одной колонне НКТ и пакере

–для добычи примерно до 500 м3/сут, если обсадные трубы диаметром 168 мм, и 300 м3/сут, если диаметр 146 мм.

При больших подачах необходимо применять погружные агрегаты, спускаемые в скважину на колонне НКТ.

Расчет параметров узлов установки ГПНУ содержит в основном следующие этапы:

1.Определение глубины необходимого погружения насоса под динамический

уровень при заданном коэффициенте наполнения насоса, газовом факторе (с учетом гидравлического сопротивления во всасывающем клапане насоса).

2.Определение глубины спуска насоса в скважину с учетом расположения динамического уровня жидкости и погружения насоса под этот уровень.

3.Выбор типоразмера погружного агрегата.

106

4. Выбор параметров и состава наземного оборудования. При определении глубины спуска насоса в скважину рассчитывают глубину расположения динамического уровня по известному расположению статического уровня, коэффициенту продуктивности и заданному объему отбираемой жидкости. Глубина спуска насоса будет равна сумме глубины расположения динамического уровня жидкости в скважине и глубины погружения насоса под этот уровень.

Типоразмер погружного агрегата выбирается по подаче и напору насоса и габариту погружного агрегата.

Габариты погружного агрегата выбираются в зависимости от принятой схемы обустройства скважины (параллельные или концентричные колонны, использование пакера), принятой схемы циркуляции рабочей жидкости и диаметра обсадной колонны скважины. Параметры поверхностного оборудования, а это прежде всего подача и давление рабочей жидкости, определяются в зависимости от размеров выбранного погружного агрегата. Объем подачи рабочей жидкости зависит от диаметра, длины хода и частоты ходов плунжера двигателя погружного агрегата. При расчете этого объема необходимо учесть утечки жидкости в системе, затрату жидкости на переключение золотника. При расчете давления рабочей жидкости у поверхностного насоса учитываются размеры поршней двигателя и насоса, штока, соединяющего поршни, потери напора в трубах и в самом погружном агрегате, силы трения движущихся деталей в агрегате.

Для определения давления рабочей жидкости сначала составляют уравнения равновесия сил, действующих на плунжеры двигателя и насоса при ходе их вверх и вниз. Так, для агрегата, показанного на рис. 6.7, схема давлений, действующих на поршневую группу при ходе вверх (рис. 6.8, а) и ходе вниз (рис. 6.8, б), рассчитывается по формулам:

где Fд, f, F – площади сечения плунжера двигателя, штока и плунжера насоса соответственно; рн – давление поднимаемой жидкости у глубинного насоса с учетом потерь напора в подъемной колонне и давления у устья скважины; р0 – давление подпора у плунжера, возникающее из-за погружения насоса под динамический уровень жидкости в скважине с учетом гидравлических сопротивлений всасывающей системы; Pf – сумма сил трения плунжеров и штока и инерционных сил; Рс.в, Рс.н – суммы сил, обусловленных сопротивлениями потока жидкости в агрегате при ходе вверх и вниз соответственно; Рд.в, Рд.н – давления рабочей жидкости у погружного насоса при ходе вверх и вниз соответственно. Из этих уравнений находят неизвестное давление рабочей жидкости.

Поскольку длинные колонны труб – очень хороший компенсатор, сглаживающий колебания давления рабочей жидкости, то возможное неравенство расчетных давлений рабочей жидкости при ходе плунжеров вверх и вниз практически означает, что скорость движения их вверх и вниз различна.

Давление рабочей жидкости у поверхностного насоса находят из следующего соотношения:

где рд – давление рабочей жидкости у погружного насоса; ∆рс – гидравлическое сопротивление в трубопроводе, идущем от поверхностного к погружному насосу; р – естественное давление столба рабочей жидкости в трубах.

107

Рис. 6.8. Схема сил, действующих на поршневую группу гидропоршневого насоса

Найденное количество рабочей жидкости и ее давление у поверхностного насоса дают возможность подобрать его по каталогам. При выборе насоса надо учитывать, что он должен работать непрерывно и длительно и что при индивидуальных установках насосы располагаются в легких укрытиях [15].

6.4. Прочие насосы с гидроприводом

Для подъема добываемой нефти из скважин использовались опытные образцы турбонасосов и гидроштанговых насосов.

Турбонасос представляет собой лопастную турбину, вал которой соединен с валом центробежного насоса. Турбина приводится в действие при закачке в нее с поверхности рабочей жидкости. Центробежный насос отбирает из скважины жидкость и нагнетает ее на поверхность. Рабочая жидкость, отработавшая в турбине, выходит в тот же канал, что и добытая жидкость, и в смеси с ней поднимается на поверхность. На поверхности смесь разделяется, и добытая жидкость с нефтью идет в промысловую сеть, а рабочая жидкость (в большинстве случаев вода) поступает в поверхностный насос и далее в скважину для привода погружной турбины.

Такие насосы предназначены для отбора больших количеств жидкости из скважин (400–500 м3/сут и более) с относительно малых глубин (в опытных образцах 200–1000

м).

Преимущество такой насосной установки – возможность отбора больших количеств жидкости из скважины при достаточно высокой эффективности (КПД около 0,25–0,3). При этом возможна эксплуатация наклонно направленных скважин. Установка может быть выполнена сбрасываемой в скважину при увеличенной частоте вращения вала. Это существенно снижает объем ремонтных работ на скважине.

Однако недостатки этой установки пока не преодолены. Большие объемы рабочей жидкости, закачиваемой в скважину, требуют обустройства ее каналами со значительными проходными сечениями. В скважинах с обсадными колоннами диаметром 146 и 168 мм это трудновыполнимо. На поверхности необходимо

108

организовать очистку и подготовку больших количеств рабочей жидкости, что приводит к установке металлоемкого оборудования, требует затрат на его обслуживание. Пока эти установки выполнялись лишь в опытных образцах.

Гидроштанговые установки имеют в скважине поршневой двигатель без золотникового распределителя и соединенный с ним поршневой насос (штанговый). Эта установка похожа на гидропоршневой насос, но рабочая жидкость в ней совершает в трубопроводах скважины возвратно-поступательное движение. Управление движением рабочей жидкости осуществляется на поверхности, где имеется соответствующее золотниковое или клапанное распределение. Рабочая жидкость в этой установке не смешивается с добытой. При клапанном распределении рабочей жидкости в качестве нее можно использовать воду. Таким образом, никакой подготовки рабочей жидкости не требуется. Поверхностное и погружное оборудование в этой установке простое, собранное из стандартных, освоенных производством узлов, а погружной агрегат собирается из двух штанговых насосов.

Отсутствие металлических штанг, кабеля позволяет эксплуатировать наклонно направленные скважины. Изменяя подачу и давление рабочей жидкости у поверхностного насоса, можно в широких пределах (кратно) изменять отбор жидкости из скважины и напор скважинного насоса. Простое оборудование, легко монтируемое на скважине, и широкие пределы регулировки параметров отбора пластовой жидкости делают рациональным использование такого насоса для исследования пластов, вскрытых геолого-разведочными скважинами в труднодоступных районах. В этих условиях важно облегчить монтаж и последующий демонтаж насосного оборудования и, поскольку характеристика пласта неизвестна, иметь возможность широко регулировать отбор жидкости из скважины. При этом процессе не столь важен и низкий КПД – недостаток гидроштанговых насосов [5, 15].

7. УСТАНОВКИ ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕСКОЛЬКИХ ГОРИЗОНТОВ ОДНОЙ СКВАЖИНОЙ

Многообразие геологических условий залегания и способов разработки нефтяных месторождений, а также специфика обустройства месторождений, заключающаяся, прежде всего, в стремлении увеличить шаг сетки скважин и уменьшить их абсолютное число, привели к эксплуатации двух, а в ряде случаев трех и более пластов одной скважиной. Подобный способ эксплуатации называют одновременным раздельным

(ОРЭ).

Одновременная раздельная эксплуатация нескольких пластов через одну скважину включает в себя комплекс технических и технологических мероприятий для эксплуатации каждого из пластов нефтяного месторождения. При этом основным требованием, предъявляемым к этому оборудованию, является обеспечение эксплуатации каждого пласта в соответствии с требуемым режимом, не зависящим от других пластов, эксплуатируемых этой же скважиной. В крайнем случае это требование может сводиться к возможно большему уменьшению их взаимного влияния.

Помимо извлечения пластовой жидкости, оборудование этой группы позволяет также решать задачу поддержания давления в каждом пласте при закачке в них воды.

Накопленный опыт одновременной раздельной эксплуатации позволяет сформулировать требования к оборудованию для реализации этой технологии:

–надежное разобщение пластов в течение всего периода эксплуатации;

–возможность проведения всех необходимых технологических операций с каждым пластом в отдельности (освоение, исследование пласта, удаление парафина, промывка);

–возможность регулирования отбора жидкости из каждого пласта в отдельности или ее закачки;

–простота конструкций;

109

–минимальная металлоемкость;

–надежность в эксплуатации [4, 7, 15].

7.1.Классификация способов одновременной раздельной эксплуатации

Внастоящее время известно большое число различных сочетаний оборудования и способов эксплуатации скважин. Их названия обозначают способы эксплуатации в направлении от забоя скважины к устью, т.е. способ «фонтан – насос» подразумевает, что нижний пласт эксплуатируется фонтанным способом, а верхний – насосным.

Классификация применяемых способов проводится по следующим признакам:

–назначение скважины;

–сочетание используемых способов эксплуатации;

–каналы подъема пластовой жидкости от пластов на поверхность.

Рассмотрим эти признаки более подробно.

I. По назначению скважины подразделяются на эксплуатационные и нагнетательные. Первые служат для раздельного отбора жидкости из нескольких пластов, вторые – для раздельной закачки в пласты жидкости. Известно также использование скважин в качестве и нагнетательных, и эксплуатационных.

II.По применяемым способам можно выделить различные сочетания

оборудования для эксплуатации разных пластов. В основном используются следующие: «фонтан – фонтан», «фонтан – насос». При эксплуатации более чем двух пластов, как правило, применяются однотипные способы, например «фонтан – фонтан – фонтан» или же «ШСН – ШСН – ШСН».

III.По способу подъема пластовой жидкости на поверхность различаются способы

сиспользованием одной колонны насосно-компрессорных труб, т.е. со смешиванием продукции пластов, и с использованием параллельных независимых каналов, если смешивание продукции недопустимо.

Цели, решаемые при одновременной раздельной эксплуатации, можно разделить на группы.

I.Регулирование процесса разработки многопластового месторождения, вскрытого единой сеткой скважин. В этом случае ОРЭ обеспечивает оптимальный

режим работы каждого из пластов, т.е. их равномерную выработку, требуемые дебиты каждого пласта в отдельности для продления периода фонтанирования всех или одного из пластов, раздельный подъем жидкости из каждого пласта – имеющей различные товарные свойства (качество, степень обводненности, содержание вредных компонентов).

II. Эксплуатация новых продуктивных пластов работающими эксплуатационными или нагнетательными скважинами для получения дополнительной нефти. В этом случае ОРЭ позволяет ввести в эксплуатацию законсервированные пласты (дополнительная перфорация); уплотнить сетку скважин по одному или нескольким пластам многопластового месторождения.

Эти методы ОРЭ используются, как правило, в скважинах, пробуренных давно и первоначально не предназначенных для раздельной эксплуатации.

III. Совмещение процессов разработки газовых, нефтяных и водяных пластов в специальных скважинах. При этом ОРЭ решает следующие задачи:

–использование энергии газа одного пласта для подъема жидкости из другого;

–совмещение в одной скважине функций отбора и нагнетания.

Одноколонные системы позволяют проводить в основном все технологические операции, связанные с удалением парафина, подземный ремонт, как и на обычных скважинах. Помимо этого они проще и имеют меньшую металлоемкость.

Многоколонные системы сложнее, они предусматривают подъем продукции по концентрично или параллельно расположенным колоннам, требуют большого диаметра

110