книги / Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений

ство (10—15% расхода добываемой нефти) или воды (для по­ лучения двухфазного потока нефти в воде), подогревом откачи­ ваемой жидкости у приема насоса или закачкой горячего тепло­ носителя в затрубное пространство. Известны также различные технологические схемы насосной добычи, согласно которым штанги помещают в среду маловязкой нефти или воды в НКТ, а продукция скважины поднимается по затрубному простран­ ству выше пакера.

При обводненности продукции пв = 0,4—0,8 водонефтяные эмульсии обладают высокой вязкостью, а гидродинамические силы трения достигают наибольшего значения. Если эмульсия неустойчивая, то на забое накапливается вода, что вызывает рост забойного давления. С целью снижения забойного давле­ ния можно применить хвостовик или увеличить глубину спуска насоса, если этому не препятствует степень загруженности станка-качалки. При откачке эмульсии типа «нефть в воде» возрастают износ, утечки, снижается усталостная прочность штанг, повышается их обрывность.

Особенности эксплуатации искривленных и наклонно направленных скважин

При большой кривизне ствола скважины (на месторождениях Западной Сибири целесообразно размещение наклонных сква­ жин кустами) наблюдается интенсивное истирание насосно­ компрессорных труб и штанг вплоть до образования длинных щелей в трубах или обрыва штанг. Для медленного проворачи­ вания колонны штанг и плунжера «на заворот» при каждом ходе головки балансира с целью предотвращения односторон­ него истирания штанг, муфт и плунжера, предотвращения от­ винчивания штанг и удаления парафина при использовании пластинчатых скребков применяют штанговращатель. Он со­ стоит из круглого зубчатого диска, закрепленного на устьевом штоке горизонтально, и храпового механизма с шарнирным зу­ бом и рычагом, который тросом соединяется с неподвижной точкой. При каждом качании балансира трос натягивается и по­ средством храпового механизма поворачивает диск и соответ­ ственно штанги на один шаг зубчатого диска. Штанги делают один оборот за число качаний, равное количеству зубьев в ди­ ске по его периметру.

Для уменьшения износа трение скольжения заменяют тре­ нием качения путем использования муфт-вставок, снабженных роликами. Принимают режим откачки, характеризующийся большим S и малым п. С целью предотвращения образования осадка песка на штанговой колонне устанавливают скребки-за- вихрители.

§ 9.6. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН ШТАНГОВЫМИ НАСОСНЫМИ УСТАНОВКАМИ

Из уравнения (9.2) подачи ШСНУ следует, что подачу Q можно повысить увеличением площади сечения плунжера F (диаметра насоса dB), числа качаний п, длины хода устьевого штока S и коэффициента подачи а п. Однако с ростом F увели­ чиваются нагрузки на штанги и, следовательно, уменьшается длина хода плунжера вследствие упругих деформаций щ-ганг и труб, что может привести не к повышению, а к снижению Q за счет уменьшения а п. Увеличение п приводит к росту динамиче­ ских нагрузок на штанги и СК. Увеличение S ограничивается конструкцией СККроме этого, для СК ограничен максималь­ ный крутящий момент Л4кр на валу кривошипа (или редуктора):

где /бал — длина переднего плеча балансира СК; *1м — механи­ ческий коэффициент полезного действия СК от канатной под­ вески до вала редуктора (riM—0,85). Значит, увеличение F (тоже dB) и п приводит к росту нагрузок на штанги, что сопровожда­ ется повышением частоты аварий со штангами (обрывы, отво­ роты). В настоящее время считается, что от параметров от­ качки (Q, пв, dB, L, п) зависит только частота аварий со штан­ гами, на которые приходится 25—40 % от общего числа аварий подземной части ШСНУ, а частота прочих аварий от них не за­ висит (износ и выход из строя насоса, его элементов и др.). А. С. Вирновский на основании теоретических и эксперимен­ тальных данных предложил формулу для расчета вероятной ча­ стоты аварий со штанговой колонной (число обрывов на сква­ жине в год)

где С', К' — коэффициенты, которые зависят соответственно от предела усталостной прочности (свойств материала штанг) и свойств откачиваемой жидкости и материала штанг; L — длина колонны штанг, м. Величины С' и К' определяют путем стати­ стической обработки практических данных. Для условий ряда нефтяных месторождений Бакинского нефтепромыслового рай­ она для штанг из углеродной стали при средних значениях L, п и отсутствии осложнений С'п=0,533; /('=0,75—1, а при боль­

Эта зависимость представлена на рис. 9.10 линией 1. При заданном дебите Q скважины по Q w Lp на диаграмме находят тип СК и диаметр насоса (в качестве примера на рис. 9.10 по* казан выбор 8 СК-12-3,5-8000 и d„=55 мм). Дальше принимают «S=Smax (указано в шифре СК), а для получения заданного Q уточняют число качаний балансира п из пропорции

максимальная подача, соответствующая верхней границе поля насоса данного диаметра.

Затем выбирают тип насоса и группу посадки в зависимости от подачи, высоты подъема и вязкости жидкости, обводненно­ сти, содержания газа и песка. Диаметр НКТ выбирают по таб­ лице в зависимости от типа и диаметра насоса, а конструкцию колонны штанг — от диаметра и глубины спуска насоса.

Пример. Выбрать насосное оборудование и режим откачки с помощью диаграмм А. Н. Адонина. Исходные данные: Q = 25 т/сут; /Со=Ю~5 т/(ПаХ

В последующем на основе измерений дебита и динамометрирования корректируют найденные L и параметры режима от­ качки, чтобы получить заданный дебит при высоком коэффици­ енте наполнения насоса. На практике могут возникнуть ослож­ нения в работе запроектированной установки. Они обусловлены отсутствием полной исходной информации и невозможностью ее учета при таком детерминированном подходе. Поэтому на­ ходят все более широкое применение методики оптимизации ра­ боты насосных скважин, основанные на вероятностно-статисти­ ческом учете влияющих факторов и использовании ЭВМ.

Выбор штанговой насосной установки и режима откачки с использованием кривых распределения давления

Данная методика позволяет более полно учесть условия от­ качки, в частности наличие свободного газа. Ее применение це­ лесообразно для оптимизации работы установки. Возможность обеспечения заданного дебита Q регулированием многих техно­ логических и конструктивных параметров придает задаче мно­ говариантный характер и требует творческого ее решения, ос­ новные принципы которого сводятся к следующему.

Рекомендуется принимать fJmax=0,75, при превышении кото­ рого в процессе откачки плунжер при ходе вниз ударяется

ожидкость, что приводит к резкому росту числа обрывов штанг.

2.Выбираем глубину спуска насоса L. С увеличением L при наличии свободного газа на приеме повышается коэффициент

наполнения насоса ан, увеличиваются нагрузки на штанги и станок-качалку, коэффициент подачи ап переходит через макси­ мум и дальше уменьшается, возрастают затраты на оборудова­ ние, эксплуатацию и подземный ремонт, т. е. по одним крите­ риям глубина должна быть малой, а по другим — большой. При такой конфликтной ситуации выбор может быть только компро­ миссным: выигрыш по одному критерию означает проигрыш по другому. Поэтому рекомендуется выбирать несколько вариантов глубин спуска насоса, а оптимальную глубину принимать окон­ чательно по минимуму приведенных экономических затрат. При выборе вариантов глубин следует использовать формулу (9.79), учесть ртах и, по возможности, опыт эксплуатации на конкрет­ ном месторождении. На выбор L может повлиять глубина отло­ жения парафина, солей, различная кривизна ствола скважины

и др. Для выбранной глубины спуска пересечение горизонтали L на рис. 9.11 с кривыми 1, 2 и 3 дает соответственно значения давления рпл, газового числа Rnp и газосодержания (Зпр на приеме насоса.

3. Для ориентировочной оценки выбираем по диаграмме А. Н. Адонина и таблицам параметры установки и режим от­ качки (СК, dn, S, п, диаметр НКТ и конструкцию штанговой ко­ лонны).

4. Выбираем тип и группу посадки насоса аналогично преды­ дущей методике, решаем вопрос необходимости применения га­ зовых и песочных якорей. Из диаграммы А. Н. Адонина сле­ дует, что каждому диаметру насоса соответствует определенное поле взаимосвязи Q—L. Поэтому бывает целесообразным рас­ смотреть несколько вариантов, отличающихся диаметром на­ соса, и аналогично глубине L выбрать оптимальный диаметр.

5.В зависимости от типа и диаметра насоса уточняем по таблице диаметр НКТ с учетом возможности спуска НКТ и на­ соса в скважину с заданной эксплуатационной колонной.

6.Рассчитываем сепарацию газа у приема насоса, трубное

газовое число R' (см. § 9.5) и новое давление насыщения р'„ с использованием экспериментальной зависимости или из урав­

давления р2 по принципу «сверху вниз» для заданного дебита Q, определенных диаметров НКТ и штанг (кольцевой поток), труб­ ного газового числа R' (кривая 4). Отметим, что в интервале между р2 и р'„ движется газожидкостная смесь, а ниже — нега­ зированная жидкость. При z= L находим давление на выкиде насоса рт. Средняя плотность смеси в НКТ рСм=(Рт—Pi)l{Lg)-

8. Определяем максимальный перепад давления при движе­

Рнагн. ц=Рт + АрКл. н, а также перепад давления, создаваемый на­ сосом

(9.83)

9. Вычисляем утечки в зазоре плунжерной пары рут, коэф­ фициенты ан, аус и подачу насоса Q„ac, обеспечивающую задан­ ный дебит

Затем подбираем длину хода плунжера S„„ и число ходов п (большее S™ и меньшее п) из формулы

При выборе учитываем результаты определения по пункту 3 с использованием диаграммы А. Н. Адонина и увязываем с па­

раметрами стандартных СК и насосов.

10. Подбирается конструкция штанговой колонны по одной из методик и определяются: длина хода полированного штока S с учетом упругих деформаций; экстремальные нагрузки Ртах и Pinin', силы трения; приведенное напряжение в точке подвеса штанг аП', максимальный крутящий момент Мкр. max-

11. Сопоставляя расчетные данные Pmax, AfKpmax, S и п с пас­ портными характеристиками, окончательно выбираем станоккачалку.

12.Рассчитываем энергетические показатели работы уста­ новки и выбираем электродвигатель.

13.Для выбора оптимального варианта по глубине спуска и

диаметру насоса рассчитываем экономические показатели.

§ 9.7. ПЕРИОДИЧЕСКАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ МАЛОДЕБИТНЫХ СКВАЖИН ШТАНГОВЫМИ НАСОСНЫМИ УСТАНОВКАМИ

Скважины с дебитом до 5 м3/сут независимо от высоты подъема жидкости относят к малодебитным. Они составляют примерно половину действующего фонда СССР. Непрерывная откачка жидкости из таких скважин при полном заполнении цилиндра насоса практически не применяется, так как существующие СК, как правило, не могут обеспечить малую производительность (технологическая причина) и средний отбор по мере износа на­ соса меньше установленного дебита (экономическая причина). В случае непрерывной откачки при неполном заполнении цилин­ дра, когда возможная подача установки больше дебита (опти­ мальный запас подачи равен двум), отбор из скважины больше, однако возрастает износ оборудования, уменьшается коэффи­ циент полезного действия установки, повышается себестоимость добычи. Себестоимость подъема 1 т нефти на поверхность опре­ деляется отношением эксплуатационных расходов, равных сумме энергетических затрат, затрат на ремонт оборудования и амортизационных отчислений, к накопленной добыче, а затраты зависят от продолжительности работы установки. Поэтому более целесообразна периодическая эксплуатация таких малоде­ битных скважин, ибо за счет уменьшения продолжительности работы уменьшаются эксплуатационные затраты и, как след­

ствие, при одной и той же накопленной добыче ее себестои­ мость.

Рис. 9.12. Изменение режимных па­ раметров при периодической эксплуа­ тации скважины штанговой насос­ ной установкой (штриховкой пока­ заны накопленный приток за период /ц и накопленная откачка за период

*о)

Характер изменения забойного давления р3 и притока жид­ кости в скважину Q во времени при периодической эксплуата­ ции показан на рис. 9.12. Цикл периодической откачки (tuJ со­ стоит из двух процессов: накопления жидкости (рост р3 при уменьшении Q); откачки жидкости (уменьшение р3 при увели­ чении Q). Недостаток периодической эксплуатации по сравне­ нию с непрерывной — потеря некоторого количества нефти. Тем не менее при определенных условиях она может быть экономи­ чески оправдана. Скважины для периодической откачки выби­ рают по результатам анализа геолого-технологических и тех­ нико-экономических факторов. Основными из них являются сле­ дующие:

относительное снижение дебита — отношение среднего де­ бита Qn, получаемого при периодической откачке, к дебиту при непрерывной откачке QHn:

коэффициент запаса подачи — отношение возможной подачи Qн данной установки при полном заполнении цилиндра жид­ костью к фактическому дебиту при непрерывной откачке QHn:

где а„ — фактический коэффициент подачи нового насоса; QT— теоретическая подача насоса. Относительное снижение дебита фп оценивают по формуле АзНИПИнефть (или номограмме) из условия, что себестоимость нефти С„ при периодической откачке не -должна быть выше, чем себестоимость С,ш при непрерывной откачке, т. е. С п< С Пп. Желательно, чтобы значение ф„ состав­ ляло 0,8—0,95. А. Н. Адонин рекомендует принимать еп = = 1,5—3,5.

Решая совместно формулы для срп и еп, можно увязать про­ должительности периода накопления /в и откачки t0 (см. рис. 9.12):

Qn —фпСнп

где F3— площадь проходного сечения затрубного пространства; dp3— повышение забойного давления, соответствующее повыше­ нию уровня жидкости в скважине dh.

В процессе откачки жидкости снижение р3 во времени вы­ звано подачей насоса Qn, уменьшенной на величину притока Q, поскольку р3<р„л. Тогда аналогично продолжительности от­ качки определим:

Приток Q — функция забойного давления p3, т. e. Q(p3). Для расчета /„ и to имеются формулы А. С. Вирновского и О. С. Татейшвили, А. Н. Адонина, М. Н. Писарика, В. И. Шурова, В. С. Бойко, выведенные для различных условий притока (на­ порный, безнапорный, напорно-безнапорный потоки, режим ра­ створенного газа) и законов фильтрации (линейный, квадратич­ ный, степенной).

В общем случае методика расчета сводится к следующему. Задаются значением е„, определяют ср„, из трансцендентного