WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 |   ...   | 7 | 8 || 10 |

«И.Т. Мищенко СКВАЖИННАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ Допущено Министерством образования Российской Федерации в качестве учебного пособия для студентов высших учебных заведений, обучающихся по специальности «Разработка и ...»

-- [ Страница 9 ] --

при этом среднее давление силовой жидкости на силовом наземном насосе Рс : Р" +Р" Р с = " 2 "'• 9.5.4. СПУСК И ПОДЪЕМ ПОГРУЖНОГО АГРЕГАТА ГПНУ (9.341) Существует два типа погружных агрегатов: 1. Погружной агрегат, спускаемый в скважину на колонне НКТ. 2. Погружной агрегат сбрасываемого типа, спуск и подъем которого осуществляется силовой жидкостью. Использование погружных агрегатов сбрасываемого типа является предпочтительным, т.к. отпадает необходимость проведения спуска и подъема погружного агрегата бригадой подземного ремонта скважин с использованием штатной техники. Это обстоятельство является серьезным преимуществом (и, пожалуй, одним из наиболее весомых) ГПНУ. Наиболее распространенной схемой использования ГПНУ при эксплуатации скважин является двухканальная, при которой силовая жидкость доставляется к погружному гидродвигателю по одному каналу (по колонне НКТ), а отработанная силовая жидкость, смешиваясь с продукцией скважины, поднимается на поверхность по другому каналу. Для погружных агрегатов, спускаемых в скважину на колонне НКТ, двухканальная схема реализуется в двух вариантах (рис. 9.45): — В скважину спускают две колонны НКТ: наружную 3 (большего диаметра) и внутреннюю 5, к нижней части которой крепится погружной агрегат 4. В нижней части наружной колонны 3 закреплен посадочный конус 2, в который садится погружной агрегат 4 при спуске. Уплотнение погружного агрегата в посадочном конусе осуществляется ушготнительным элементом 1, размещенном на хвостовике погружного агрегата. Подача силовой жидкости осуществляется по внутренней колонне НКТ 5, а подъем продукции скважины и отработанной силовой жидкости осуществляется по кольцевому зазору между колоннами НКТ 5 и 3 (рис. 9.45 а). — Предварительно в скважину на расчетную глубину спускают и закрепляют в обсадной колонне 6 шлипсовый пакер 7 с посадочным конусом 2. Погружной агрегат 4 спускают на колонне НКТ 5, который садится в посадочный конус 2 и уплотняется уплотнительным элементом 1. Силовая жидкость подается к погружному гидродвигателю по колонне НКТ 5, а продукция скважины вместе с отработанной силовой жидкостью поднимается на поверхность по кольцу между обсадной колонной 6 и НКТ 5 (рис. 9.45 б). Очевидно, что каждой из этих схем присущи как преимущества, так и недостатки, но обе они требуют проведения подземного ремонта.

/\ Рис. 9.45. Принципиальная схема спуска погружного агрегата ГПНУ на колонне НКТ: а — использованы две колонны НКТ;

б — использована одна колонна НКТ;

1 — уплотнительный элемент погружного агрегата;

2 — посадочный конус;

3 — наружная колонна НКТ;

4 — погружной агрегат;

5 — внутренняя колонна НКТ;

6 — обсадная колонна;

7 — шлипсовый пакер Погружные агрегаты сбрасываемого типа работают также, в основном, по двухканальной схеме со спуском в скважину двух колонн НКТ (рис. 9.46): наружной большего диаметра 1 и внутренней 2. В нижней части погружной колонны 1 имеется посадочный конус 7. Нижний конец внутренней НКТ имеет уплотнительный элемент 8, который при спуске ее садится в посадочный конус 7. Над уплотнительным элементом внутренней НКТ размещен обратный клапан 6, выше которого установлен посадочный конус 3 с отверстиями 4, в который садится погружной агрегат и уплотняется уплотнительным элементом 5 агрегата, одновременно перекрывающим отверстия 4. Перед сбрасыванием погружного агрегата колонны НКТ заполняются, как правило, нефтью. Обратный клапан 6 удерживает столб нефти в НКТ. После этого внутрь колонны 2 сбрасывается погруж Рис. 9.46. Принципиальная схема компоновки нижней части колонн НКТ при использовании погружного агрегата сбрасываемого типа: 1 — наружная колонна НКТ;

2 — внутренняя колонна НКТ;

3 — посадочный конус на внутренней НКТ;

4 — отверстие;

5 — уплотнительный элемент агрегата;

6 — обратный клапан;

7 — посадочный конус на наружной НКТ;

8 — уплотнительный элемент внутренней колонны НКТ ной агрегат, включается наземный силовой насос, и силовая жидкость, поступающая внутрь колонны 2, продавливает погружной агрегат до посадки и фиксации в посадочном конусе 3. Давление на силовом насосе повышается, и погружной агрегат начинает работать. При необходимости подъема погружного агрегата силовая жидкость от наземного силового насоса подается в кольцевой зазор между колоннами НКТ 1 и 2. Через отверстия 4 в посадочном конусе 3 силовая жидкость воздействует снизу на погружной агрегат (обратный клапан 6 при этом закрывается), выдавливает его из посадочного конуса 3 и поднимает до устья скважины. Таким образом, необходимость в бригаде подземного ремонта отпадает. Очевидно, что при работе по описанной схеме, необходимо иметь дополнительное оборудование для фиксации и удержания погружного агрегата на устье скважины, а также специальное устройство для переключения подачи силовой жидкости из колонны НКТ в кольцевой зазор и наоборот. Многообразие и сложность как наземного, так и погружного оборудования, необходимость качественной подготовки силовой жидкости (сепарация от свободного газа, удаление из нее воды и очистка от механических примесей) не способствуют широкому промышленному использованию ГПНУ для эксплуатации скважин в России, большинство основных месторождений нефти которой находится в зоне суровых климатических условий. Расчет основных технологических параметров добывающей системы при эксплуатации ее ГПНУ принципиально ничем не отличается от такового при ее эксплуатации плунжерными насосами (установками скважинных штанговых насосов). Известны и другие способы насосной эксплуатации скважин, например, установками вибрационных, винтовых или диафрагменных насосов, которые кратко будут рассмотрены ниже и которые подробно изучаются в курсе оборудования для добычи нефти. С технологической точки зрения расчеты основных параметров добывающей системы при эксплуатации скважин перечисленными установками не отличаются от уже рассмотренных ранее. 9.6. ВИБРАЦИОННЫЙ НАСОС ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Исследование вибрационного или звукового насоса для эксплуатации скважин показало возможность его практического приме нения для подъема продукции скважин, в том числе и со значительным содержанием механических примесей (песка). В основе вибрационного насоса лежит использование энергии чередующихся во времени удлинений и сжатий колонны насосно-компрессорных труб при действии на нее переменной возмущающей силы. Схема вибронасосной установки приведена на рис. 9.47. Установка состоит из колонны обычных насосно-компрессорных труб 1, в муфтовых соединениях которой установлены шариковые клапаны 2. В отличие от шариковых клапанов глубинных плунжерных насосов шарики клапанов вибрационного насоса должны иметь меньшую массу;

поэтому они изготавливаются из легких материалов на основе алюминия, пластических материалов и т.п. Клапан — с принудительной посадкой шарика винтовой пружиной. Во избе Рис. 9.47. Принципиальная схема вибронасосной установки: 1 — колонна НКТ;

2 — шариковый клапан;

3 — стопор;

4 — центратор НКТ;

5 — опорная плита;

6 — пружины;

7 — вибрационная плита;

8 — вибратор;

9 — гибкий шланг;

1 0 — муфта НКТ;

11 — седло шарикового клапана;

12 — шарик;

13 — пружина клапана;

14 — упор пружины клапана жание самоотворачивания труб вследствие колебаний колонны муфты имеют специальные стопоры 3;

снижение трения колонны НКТ в обсадной колонне достигается установкой центраторов 4. На устье колонна НКТ подвешивается на вибрационной плите 7, которая через несколько винтовых пружин 6 опирается на опорную плиту 5. Жесткость пружин рассчитана таким образом, что под действием веса колонны НКТ не происходит их просадки;

в то же время при работе насоса колонна НКТ может совершать вертикальные колебания с амплитудой 10-15мм. Для сообщения колонне труб колебаний на верхнем конце ее установлен специальный вибратор 8, состоящий из двух маховиков с эксцентриками, вращающимися в противоположных направлениях. Встречное движение маховиков обеспечивается зубчатой передачей. Так как маховики вращаются навстречу друг другу, эксцентрики перемещаются вверх или вниз одновременно;

в горизонтальной же плоскости один движется влево, другой — вправо, устраняя горизонтальные колебания и усиливая — вертикальные. Привод вибратора осуществляется от электродвигателя или двигателя внутреннего сгорания. В результате работы вибратора от верхнего конца колонны НКТ распространяются упругие колебания со скоростью звука в материале труб (стали) примерно 5000 м/с, а в откачиваемой продукции — со скоростью 1000-1500 м/с. При равенстве частоты вынужденных колебаний и собственной частоты системы различные участки колонны труб то растягиваются, то сжимаются с достаточно высокой частотой. Во избежание разрушения колонны труб, необходимо соблюдение условия: напряжение от создаваемых колебаний не должно превышать предела упругости материала труб. Насос работает следующим образом. Так как нижняя часть колонны труб погружена в откачиваемую жидкость, а колонна во время колебания растягивается на 10-15 мм с ускорением, превышающим ускорение свободного падения g, жидкость, приподнимая шарик, движется вверх. В следующий момент, когда колонна сжимается, шарик садится в седло, перекрывая путь движению жидкости вниз. Вследствие повторения циклов «растяжение—сжатие» жидкость поднимается до устья, где отводится в сборную емкость через гибкий шланг 9. Так как клапаны установлены в каждом муфтовом соединении колонны НКТ (примерно через 8 м), каждый клапан подвергается давлению столба жидкости высотой 8 м, что не является большой величиной и не вызывает практического износа клапанов (шариков и седел), а также позволяет откачивать жидкость со значительным содержанием механических примесей. Теоретические основы расчета вибратора базируются на уравнении незатухающих линейных колебаний, имеющего вид: G d2x — -JT + KX = °, (9.342) где G — сила от веса колонны НКТ, Н;

х — линейное перемещение колонны НКТ, м;

к — коэффициент упругости системы, (Нс)/м. Обозначая Gig = m и разделив (9.342) на т, получим:

4 # +—* = 0.

dt (9.343) ' m К При w = — решение уравнения (9.343) имеет вид:

(9.344) где со — угловая скорость вращения эксцентриков, с 1, CVC2 — постоянные, зависящие от начальных условий. Таким образом, в системе возникают гармонические колебания с частотой/. Круговая частота колебаний определяется так:

где Т — период колебаний (Т = 1/f), B = G/l, (9.346) / — удлинение под действием силы G от веса колонны НКТ, м. Зная круговую частоту ш(), можно определить число оборотов эксцентриков па:

«n=g.

(9.347) Частота колебаний системы зависит от параметров системы, а расчет собственной частоты ее колебаний сводится к определению кит. Так как трение в системе приводит к затуханию колебаний, необходимо знать коэффициент затухания (3, который, как правило, определяется опытным путем.

С учетом коэффициента затухания 3 критическая круговая частота со в случае свободного затухания колебаний колонны НКТ будет равна: 0) = ^ - Р : • (9-348) Если учитывать возмущающую силу, необходимую для поддержания колебательного процесса и обеспечения резонанса, круговая частота выражается так: со, = ^ - 2 р.

9.349) Амплитуда вынужденного затухающего колебания А:

A= 2^pTW> ( 9 - 35 °) где F — максимальное значение возмущающей силы (Н) F = С • G 3 • е • п;

(9.351) G u — масса эксцентриков, кг;

е — эксцентриситет, м;

п — число оборотов эксцентрика в минуту;

С — размерный числовой коэффициент, с"1. На основании вышеизложенных теоретических положений рассчитываются необходимые данные для построения номограмм определения основных технологических характеристик вибрационного насоса, одна из которых представлена на рис. 9.48. Номограмма связывает следующие параметры: момент эксцентриков и число их оборотов, высоту подъема жидкости с амплитудой колебаний. Пользование номограммой показано на рис. 9.48 пунктирной линией для высоты подъема жидкости 400 м. Восстанавливая перпендикуляр из этой глубины, определяют точку пересечения с линией 1 (точка А) и находят искомое число оборотов эксцентрика в минуту п ~ 167. Затем находят точку пересечения перпендикуляра с линией соответствующей амплитуды (А = 9 мм) — точку Б и определяют момент эксцентриков (=75 Нм). Практика применения вибрационных насосов для эксплуатации скважин в США показала, что если колонна НКТ спущена в скважину без центраторов, то в колонне возникает боковая вибрация, вызывающая изгиб труб (особенно в муфтовых соединениях). Аварии с трубами вследствие боковой вибрации происходят в большем количестве случаев в нижней части колонны труб, где возникает максимальная изгибающая сила. С целью ликвидации этого недостатка разработаны специальные центраторы, что позволяет применять вибрационные насосы в наклонно-направленных и искривленных скважинах. Установлено, что практически не существует предельной глубины, с которой возможна откачка жидкости вибронасосом. При этом при глубинах спуска более 2000 м большая часть веса колонны НКТ может передаваться на обсадную колонну через специальные устройства, устанавливаемые в обсадной колонне. Основные преимущества вибронасоса следующие: 1. Невысокая стоимость изготовления и эксплуатации. 2. Простота наземного оборудования и малая металлоемкость. 3. Возможность откачки жидкости с песком. 4. Возможность использования в искривленных скважинах. 5. Высокая наработка на отказ. 6. Сравнительно высокий КПД установки. Но этому насосу присущи и существенные недостатки: 1. Невозможность механической очистки труб от отложений парафина.

150. s X.,, 14,,, I gioo \ 1 I I p '// i/ Ш 1000 9 200 300 400 500 Глубина спуска, м Рис. 9.48. Номограмма выбора параметров вибронасосной установки: 1 — зависимость числа оборотов эксцентрика от глубины;

2 — зависимость амплитуды от глубины в интервале 7-14 мм 2. Ухудшение показателей работы насоса при откачке парафинистых нефтей вследствие отложения парафина в клапанах. 3. Возможность усталостных разрушений колонны НКТ. Резюмируя, следует отметить, что вибрационные насосы можно отнести к перспективным техническим средствам эксплуатации скважин, в том числе и для шельфовых месторождений. 9.7. ПОГРУЖНЫЕ ВИНТОВЫЕ НАСОСЫ 9.7.1. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ Эти установки, известные как установки с насосом типа MOINEAU, представляют значительный интерес для эксплуатации скважин и получили определенное распространение в добыче нефти.

б в Рис. 9.49. Винтовой насос: а — ротор;

б — статор;

в — насос в сборе;

1 — корпус насоса;

2 — полость между статором и ротором а Винтовой насос представлен на рис. 9.49 и состоит из ротора (рис. 9.49 а) в виде простой спирали (винта) с шагом / и статора (рис. 9.49 б) в виде двойной спирали с шагом /., в два раза превышающим шаг ротора, т.е. 1с = Ур. (9.352) На рис. 9.49 в схематично показана часть винтового насоса в сборе. Основными параметрами винтового насоса являются диаметр ротора D, длина шага статора /с и эксцентриситет е. Полости, сформированные между ротором и статором, разделены. При вращении ротора эти полости перемещаются как по радиусу, так и по оси. Перемещение полостей приводит к проталкиванию жидкости снизу вверх, поэтому иногда этот насос называют насосом с перемещающейся полостью. Ротор представляет собой однозаходный винт с плавной нарезкой и изготавливается из высокопрочной стали с хромированным или иным покрытием против истирания. Статор представляет собой двухзаходную винтовую поверхность с шагом в два раза большим, чем шаг винта ротора, изготавливается из резины или пластического материала и устанавливается в корпусе насоса.

Ось статора Рис. 9.50. Поперечное сечение статора и ротора винтового насоса К материалу для статора предъявляются достаточно жесткие требования. В любом поперечном сечении статора лежит круг, а центры этих кругов лежат на винтовой линии, ось которой является осью вращения ротора. В любом поперечном сечении ротора круговое сечение смещено от оси вращения на расстояние «е», называемое эксцентриситетом. Поперечные сечения внутренней полости статора вдоль оси одинаковы, но повернуты относительно друг друга;

через расстояние, равное шагу статора /., эти сечения совпадают. Сечение внутренней полости статора представляет собой две полуокружности с радиусом, равным радиусу сечения ротора, центры которых (полуокружностей) раздвинуты на расстояние 4е. При вращении ротора он вращается вокруг собственной оси;

одновременно сама ось ротора совершает вращательное движение по окружности диаметром 2е (см. рис. 9.50). Спиральный гребень ротора по всей его длине находится в непрерывном контакте со статором;

при этом между ротором и статором образуется полость, площадь сечения которой равна произведению диаметра ротора D на расстояние 4е, а осевая длина этой полости равна шагу статора /,. Эта полость заполнена откачиваемой продукцией скважины, и при повороте ротора на один оборот продукция перемещается вдоль его оси на расстояние /с. Таким образом, фактическая суточная подача винтового насоса 3 Q (м /сут) такова: Q = 4eDlc, Q = 60-244eDlcni) (9.353) или Q = 11520 eDlnr\, (9.354) где е — эксцентриситет, м;

D — диаметр ротора, м;

/с, / — соответственно шаг статора и ротора, м;

п — число оборотов ротора, 1/мин;

Т — коэффициент подачи установки, д.ед. 1 Выше рассмотрены основные положения одновинтового погружного насоса, главным конструктивным недостатком которого является возникновение осевой силы за счет перепада давлений на выкиде и приеме, действующей на ротор.

9.7.2. ДВУХВИНТОВОЙ ПОГРУЖНОЙ НАСОС На нефтяных промыслах применяется винтовой насос, состоящий из двух роторов, нагнетающих жидкость навстречу друг другу и имеющих раздельные приемы и общий выкид. Роторы соединены между собой и с погружным электродвигателем валом с эксцентриковыми муфтами;

роторы вращаются в одном направлении, но один из них имеет правое направление спирали, а другой — левое. При этом верхний ротор подает жидкость сверху вниз, а нижний — снизу вверх. Такая схема уравновешивает осевую нагрузку, действующую на роторы. Эксцентриковые муфты позволяют роторам вращаться не только вокруг своей оси, но и по окружности диаметром Те. Эксцентриковые муфты работают в откачиваемой жидкости. Приводы винтового насоса могут быть погружными (например, погружной электрический двигатель — ПЭД) или поверхностными. При использовании ПЭД в комплект установки входит автотрансформатор, станция управления со всеми системами автоматики и защиты, устьевая арматура, электрический кабель и погружной агрегат с протектором. Как правило, ПЭД четырехполосный, маслозаполненный, с гидрозащитой. Частота вращения вала двигателя примерно 1400 об/мин, поэтому в шифре погружных винтовых установок имеется буква «Т», что означает тихоходный. Снижение частоты вращения вала электродвигателя диктуется принципом действия насоса, у которого с увеличением частоты вращения ухудшаются эксплуатационные характеристики из-за увеличения износа, нагрева и снижения КПД. Установка спускается в скважину на колонне НКТ. Погружной насос имеет двухсторонний прием продукции и общий выкид в пространство между нижним и верхним роторами. Далее продукция движется по кольцевому зазору между корпусом статора верхнего насоса и корпусом насоса, проходит через специальные наклонные каналы и попадает в головную часть погружного насоса. В головной части имеется многофункциональный предохранительный клапан поршеньково-золотникового типа. Продукция обходит этот клапан по специальным каналам, проходит через шламовую трубу и попадает в колонну НКТ. В погружных винтовых насосах поршеньково-золотниковый клапан является одним из ответственных элементов и выполняет следующие функции:

— при спуске погружного агрегата в скважину сообщает затрубное пространство с колонной НКТ (переток жидкости из затрубного пространства в колонну НКТ через насос невозможен);

— при подъеме погружного агрегата из скважины сообщает полость НКТ с затрубным пространством с возможностью слива жидкости из НКТ;

— при откачке жидкости с большим содержанием свободного газа или при недостаточном притоке из пласта сбрасывает часть продукции с выкида в затрубное пространство;

при нормальной подаче сброс жидкости прекращается;

— при непредвиденном повышении давления на выкиде насоса, например, за счет закрытия задвижки на устье, клапан срабатывает и сбрасывает жидкость в затрубное пространство (винтовой насос является объемным насосом, поэтому не может работать в режиме закрытой задвижки на нагнетательной линии);

— исключает работу насоса в режиме сухого трения ротора в статоре, предотвращая поломку насоса;

— предотвращает снижение динамического уровня до приемной сетки верхнего насоса, сбрасывая часть жидкости с выкида в затрубное пространство;

при этом подача установки снижается, срабатывает защита в станции управления, и установка отключается. После восстановления нормального динамического уровня, клапан закрывает спускной канал, и установка переходит в нормальный режим работы с расчетной подачей. При неправильном подборе установки винтового насоса к условиям скважины, когда приток из пласта меньше расчетной подачи установки, погружной насос будет работать в режиме периодического сброса части жидкости из НКТ в затрубное пространство через открытый поршеньково-золотниковым клапаном спускной канал, что в конечном счете приведет к отключению установки защитой станции управления. Таким образом, поршеньково-золотниковый клапан многофункционального назначения ответственен за надежную, длительную и безаварийную работу погружного насоса и всей установки в целом. Шламовая труба предназначена для улавливания твердых частиц, которые могут появляться в колонне НКТ (окалина, стеклянная крошка или кусочки эмали при использовании остеклованных или эмалированных труб), и предотвращения их попадания в насос. В противном случае эти частицы попадают в зазор между ротором и статором, приводя к повреждению статора.

Вал погружного электродвигателя соединяется с валом протектора, который, в свою очередь, соединяется с валом насоса через пусковую муфту. Муфта производит соединение валов только после того, как электродвигатель разовьет число оборотов, соответствующее максимальному крутящему моменту. Для этого в муфте имеются выдвижные эксцентриковые кулачки, входящие в зацепление только при определенной частоте вращения вала ПЭД. Кроме того, пусковая муфта предотвращает вращение вала насоса в направлении, противоположном рабочему. Эксцентриковые муфты, которых в погружном агрегате четыре (одна соединяет вал протектора с нижним ротором;

две — роторы между собой и еще одна установлена на верхнем конце верхнего ротора), позволяют верхнему и нижнему роторам вращаться не только вокруг своей оси, но и по окружности диаметром 2е. Погружные винтовые насосы предназначены для откачки из скважин жидкостей высокой вязкости. Кроме того, эти насосы, являясь объемными, менее чувствительны к наличию в откачиваемой жидкости свободного газа, чем центробежные насосы, допуская более высокое газосодержание на входе в насос. Наиболее слабым элементом погружного винтового насоса является статор, т.к. при откачке продукции с механическими примесями происходит повреждение поверхности статора;

кроме того, статор повреждается при недостаточной его смазке. Машиностроительная промышленность выпускает винтовые насосы на подачу от 40 до 240 м7сут, которые показали в определенных эксплуатационных условиях очень хорошие результаты. Эти насосные установки рекомендуются для эксплуатации скважин со следующими условиями: — вязкость нефти до 20 Пас;

— повышенное содержание свободного газа;

— большие отклонения скважины от вертикали (до 70°). КПД винтовых насосов достигает 80%. Отечественные винтовые насосы имеют следующий шифр, например, ЭВНТ5 А-100-1000: электрический (Э) винтовой (В) насос (Н), тихоходный (Т), под обсадную колонну 5А, с подачей 100 м3/сут и напором 1000 м. На рис. 9.51 для примера приведены характеристики насоса ЭВНТ5А-100-1000 при его работе на воде и на жидкости с вязкостью ~ 140мПас. Откачка вязкой жидкости сопровождается снижением утечек жидкости через линии контакта гребня ротора с по верхностыо статора, и при одинаковом напоре//подача жидкости Q возрастает. Характеристики винтового насоса позволяют применять его в определенном диапазоне высот подъема (напора) и подач (аналогично погружному центробежному насосу) при допустимом КПД. Расчет технологических параметров работы установки винтового насоса не отличается от изложенного ранее. 9.8. УСТАНОВКИ С ДИАФРАГМЕННЫМИ НАСОСАМИ Диафрагменные насосы являются насосами объемного типа. Основным рабочим элементом насоса является диафрагма, которая отделяет откачиваемую жидкость от контакта с другими элементами насоса. Скважинный диафрагменный насос приводится в действие погружным электродвигателем, аналогичным используемому в установках с винтовыми насосами. Установка состоит из наземного и погружного оборудования. Наземное оборудование аналогично таковому для эксплуатации скважин винтовыми насосами. Погружной агрегат спускается в скважину на колонне НКТ, а питание электродвигателя осуществляется по кабелю, закрепляемому на колонне НКТ.

— О) 80 60 | | [_- ~_^~ \ — -—*.

•—^, — \ tr 80 ^-— | | эц 60 ии s.

К/~ I I I I I 20 2° [_ ^^ 20 /У ^^-" '^^* '**'^ -1 Н, м Рис. 9.51. Характеристики погружного винтового насоса ЭВНТ5А-100-1000: 1 — подача Q;

2 — потребляемая мощность N;

3 — КПД;

_ _ _ — вода;

746 — жидкость вязкостью 140 мПа-с Схема погружного агрегата представлена на рис. 9.52. Глубинный насос состоит из двух частей: верхней, в которой размещена круглая диафрагма 5, делящая эту часть на наддиафрагменную полость и являющаяся, по существу, насосом с нагнетательным клапаном 3 и всасывающим клапаном 4, и нижней поддиафрагменной полости А, которая заполнена маслом. Полость А образована диафрагмой 5, а также парой «цилиндр 8 — поршень 9», которые размещены в корпусе 10, в верхней части которого имеется осевой канал 6, сообщающийся с камерой А. Сверху поршень подпружинен винтовой пружиной 7. Между погружным электродвигателем 15 и поршнем 9 имеется камера Б, также заполненная маслом. В нижней части поршень 9 контактирует с эксцентриком 11, закрепленным на оси в опоре 12. На этой же оси закреплено зубчатое колесо 13. Второе зубчатое колесо 14 закреплено на выходном валу погружного электродвигателя 15. Зубчатые колеса 13 и 14 образуют угловую зубчатую передачу. В нижней части погружного двигателя имеется компенсационная диафрагма 16. Электродвигатель, камеры А и Б заполнены одним и тем же маслом. Камеры А и Б могут сообщаться через специальный клапанный узел 18, расположенный в корпусе 10. Камера А имеет строго определенный объем, а следовательно, и объем масла в ней. Утечки масла из камеры А через зазор «цилиндр—поршень» в камеру Б приводят к открытию клапанного узла 18 и восполнению масла в камере А. Излишки масла в камере А также сбрасываются в камеру Б клапанным узлом 18. Электрическое питание погружному электродвигателю подается по кабелю 17. Насос работает следующим образом. Вращение вала двигателя приводит в действие угловую зубчатую передачу. Вместе с вращением зубчатого колеса 13 вращается эксцентрик 11, приводя в возвратно-поступательное движение поршень 9, прижатый к эксцентрику пружиной 7. На схеме рис. 9.52 показано нижнее положение поршня. Так как объем камеры А постоянен, пространство, освобожденное поршнем в цилиндре, заполняется маслом и диафрагма занимает нижнее положение, показанное на рис. 9.52. За время движения поршня вниз давление в наддиафрагменной полости снижается, нагнетательный клапан закрывается, открывается всасывающий клапан, и продукция скважины поступает в наддиафрагменную полость. При ходе поршня вверх давление в камере А повышается, приводя к перемещению вверх и диафрагмы. Давление в наддиафрагменной полости повышается, всасывающий клапан 4 закрывается, а нагне тательный клапан 3 открывается;

жидкость из наддиафрагменной полости вытесняется в колонну НКТ. Изменение объема камеры Б при движении поршня изменяет и объем масла в ней. Эти изменения компенсируются компенсационной диафрагмой 16. Погружной двигатель имеет частоту вращения вала 135СЫ400 оборотов в минуту. Угловая зубчатая передача снижает частоту вращения эксцентрика примерно в два раза;

таким образом число двой л •6 Рис. 9.52. Принципиальная схема погружного агрегата диафрагменной насосной установки: 1 — колонна НКТ;

2 — сливной клапан;

3 — нагнетательный клапан;

4 — всасывающий клапан;

5 — диафрагма;

6 — осевой канал;

7 — винтовая пружина;

8 — цилиндр;

9 — поршень;

10 — корпус;

11 — эксцентрик;

12 — опора;

13,14 — зубчатые колеса;

15 — погружной электродвигатель;

16 — компенсационная диафрагма;

17 — электрический кабель;

18 — специальный клапанный узел ных ходов поршня составляет примерно 700 в минуту при длине хода от 2,5 до 15 мм. Длина хода поршня определяется удвоенным эксцентриситетом е эксцентрика 11. Суточная подача диафрагменного насоса такова: Q = 2261-d2ner\-nji, (9.355) где dn — диаметр поршня, м;

е — эксцентриситет, м;

л д — число оборотов электродвигателя, 1/мин;

i — понижающее передаточное отношение угловой зубчатой передачи;

Г| — коэффициент подачи установки, д.ед. Диафрагменные насосные установки предназначены для эксплуатации скважин с агрессивной продукцией, а также содержащей механические примеси. Это связано с тем, что откачиваемая продукция не контактирует с подвижными деталями погружного агрегата, будучи отделенной от них диафрагмой. Выше были рассмотрены основные способы глубиннонасосной добычи нефти, которые достаточно известны специалистам. Однако развитие науки порождает и новые технические средства, которые представляют несомненный практический интерес.

ГЛАВА 10 НОВЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА И ТЕХНОЛОГИИ СКВАЖИННОЙ ДОБЫЧИ НЕФТИ Современные методы разработки нефтяных месторождений и интенсификации добычи нефти, осложнение условий эксплуатации скважин по целому ряду объективных причин потребовало разработки новых технических средств подъема продукции скважин и технологий их применения. Одним из новых и перспективных для нефтепромысловой практики видов добывающего оборудования являются установки струйных насосов (УСН). Струйные аппараты нашли широкое применение в самых различных отраслях, что связано с простотой их конструкции, отсутствием движущихся частей, хорошей надежностью и способностью работать в очень сложных условиях: при высоком содержании в откачиваемой жидкости механических примесей и свободного газа, в условиях повышенных температур и агрессивности инжектируемой продукции. 10.1. СТРУЙНЫЕ НАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ Работы по созданию струйных насосных установок для эксплуатации скважин относятся к 70-м годам XX столетия. В настоящее время струйная техника широко применяется для добычи нефти на месторождениях Западной Сибири в России, в Белоруссии, Украине, США. Фирмы США применяют струйные насосы для опробования пластов и освоения скважин (Trico Industries), при добыче нефти с высоким газовым фактором и механическими примесями (Trico Industries, Dresser Industries, National Supplay и др.), при эксплуатации горизонтальных скважин с применением непрерывной колонны труб (Jet Production Systems), для подъема тяжелых нефтей на морских месторождениях, для эксплуатации отдаленных скважин и с большим содержанием в продукции сероводорода, для очистки скважин от песчаных пробок (Nowsco) и т.д. В Российской Федерации разработкой струйных насосов для эксплуатации скважин занимаются РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Гипротюменнефтегаз, фирма «Инжектор» (Западная Сибирь) и другие научные и производственные организации. В настоящее время разработаны струйные насосные установки с наземным и погружным силовым приводом;

при этом струйный насос может быть стационарным или вставным (сбрасываемым). Струйные насосные установки с наземным приводом могут быть двухтрубными и однотрубными, но с использованием пакера. Струйные насосные установки с погружным силовым приводом, как правило, однотрубные без пакера. Каждая система имеет преимущества, недостатки и свою область рационального применения. Особое место занимают струйные насосные установки с погружным приводом, в качестве которого используется УЭЦН. Такие установки получили название тандемных установок: они обладают рядом существенных преимуществ перед любыми другими способами механизированной эксплуатации скважин, выводя технологию эксплуатации скважин на более высокий уровень. Наземное оборудование струйных насосных установок выпускается как для одной скважины (индивидуальный привод), так и для группы (куста) скважин (групповой привод) и содержит, как правило, блок силовых насосов, емкость для рабочей жидкости и гидроциклонный аппарат для ее очистки от механических примесей. Сепарация газа от добьгоаемой жидкости происходит либо в специальной емкости, либо в емкости, совмещающей функции газосепаратора и хранилища рабочей жидкости. В последнем случае в компоновку наземного оборудования входит подпорный насос, который производит рециркуляцию очищенной рабочей жидкости через гидроциклон. Устье скважины оборудуется 4-ходовым клапаном, позволяющим менять схему циркуляции рабочей жидкости в скважине при спуске и подъеме струйного насоса. Во многих случаях источником рабочей жидкости служит вода из системы ППД.

10.1.1. СХЕМА И ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ СТРУЙНОГО НАСОСА Строго говоря, струйный насос не является насосом в обычном понимании этого слова, т.к. он не создает избыточного напора на выходе. В нем происходит двойное преобразование гидравлической энергии: сначала потенциальная энергия рабочей жидкости преобразуется в сопле в кинетическую энергию, за счет чего в поток рабочей жидкости подмешивается инжектируемый поток. Смешанный поток рабочей и инжектируемой жидкостей, проходя через камеру смешения, поступает в диффузор, где происходит преобразование кинетической энергии смешанного потока в потенциальную энергию.

Принципиальная схема струйного насоса представлена на рис. 10.1. Насос состоит из следующих элементов: канала подвода рабочего агента 1, активного сопла 2, канала подвода инжектируемой жидкости 3 (в области сопла этот канал часто называют приемной камерой), камеры смешения 4 и диффузора 5. Принцип работы струйного насоса заключается в следующем: рабочий агент, обладающий значительной потенциальной энергией, подводится к активному соплу 2, в котором происходит преобразование части потенциальной энергии в кинетическую. Струя рабочего агента, вытекающая из сопла 2, понижает давление в приемной камере (объем между началом камеры смешения и срезом сопла), вследствие чего часть инжектируемой жидкости (продукция скважины) подмешивается к рабочему агенту и поступает в камеру смешения 4. В камере смешения рабочий агент и инжектируемая жидкость перемешиваются, выравниваются их скорости и давления, и смешанный поток поступает в диффузор 5. В диффузоре происходит плавное снижение кинетической энергии смешанного потока и рост его потенциальной энергии. На выходе из диффузора смешанный поток должен обладать потенциальной энергией, достаточной для подъема его на поверхность. Несмотря на достаточно известный и понятный принцип работы этого насоса, расчет его основных элементов является чрезвычайно сложным, что связано со сложностью продукции скважины (инжектируемого потока). К настоящему времени преодолены практически все трудности проектирования таких насосов, и они используются в возрастающем объеме для эксплуатации скважин с осложненными условиями. Серийное производство струйных насосов, используемых при эксплуатации скважин, освоено Лебедянским машиностроительным заводом (ЛеМаЗ). Рассмотрим некоторые вопросы теоретического и экспериментального исследования работы струйного насоса.

2 4 5 Рис. 10.1. Принципиальная схема струйного насоса: 1 — канал подвода рабочего агента;

2 — активное сопло;

3 — канал подвода инжектируемой жидкости;

4 — камера смешения;

5 — диффузор 10.1.2. ИССЛЕДОВАНИЕ РАБОТЫ СТРУЙНОГО НАСОСА ПРИ ИНЖЕКТИРОВАНИИ СМЕСЕЙ: «ЖИДКОСТЬ—ГАЗ» И «ЖИДКОСТЬ—ГАЗ—ТВЕРДОЕ ТЕЛО» Исходя из принципа работы струйного насоса можно предполагать устойчивую его работу при любом объемном расходном содержании фаз в приемной камере или перед входом в нее. Вопросы работы струйных насосов при инжекции воздуха или водяного пара освещены в технической литературе достаточно подробно. Инжекция двухфазного потока «жидкость—газ», «жидкость—твердое тело» рассмотрена в отдельных работах лишь качественно. Инжектирование же трехфазного потока «жидкость—газ—твердое тело» вообще не рассмотрено. Так как продукция добывающих скважин часто представлена трехфазным потоком, то актуальность исследования данного вопроса очевидна не только для определения области экономически целесообразного использования установок струйных насосов при эксплуатации скважин с осложненными условиями, но и для разработки методических основ расчета струйных насосов, инжектирующих как газожидкостные смеси, так и смеси «жидкость—газ—твердое тело». 10.1.2.1. Основные теоретические положения Одним из основных вопросов при расчете струйных насосов является вопрос расчета коэффициента инжекции, представляющего собой отношение объемного (массового) расхода инжектируемого потока к объемному (массовому) расходу рабочего потока. Рассмотрим данный вопрос для наиболее общего случая, когда инжектируемый поток (продукция скважин в осложненных условиях эксплуатации) состоит из трех фаз: жидкой, газовой и твердой (механические примеси, парафин). Инжектируемый поток рассматривается в приемной камере насоса. Введем следующие обозначения: — объемный расход рабочей жидкости (Эжр;

— объемный расход чистой инжектируемой жидкости (2 жи ;

— объемный расход инжектируемой жидкости при наличии в ней газа и твердого тела Q'x и '•> — объемный расход газовой фазы Vr;

— объемный расход твердой фазы QT;

— плотность инжектируемой жидкости р ж и;

— плотность рабочей жидкости р ж ;

— плотность газовой фазы рг;

— плотность твердой фазы рт;

—суммарный объемный (массовый) коэффициент инжекции ио (мм);

— соответственно объемные коэффициенты инжекции по жидкости м^ т (в присутствии газа и твердого тела), по газу игож и по твердому телу игож ;

— объемное расходное газосодержание (3;

— объемное расходное содержание твердого тела Ст. Дальнейшее рассмотрение справедливо для нормальных режимов работы струйного насоса (не рассматривается кавитационный режим). 1. Объемное расходное содержание определяется по отношению к жидкой и рассматриваемой фазам. Объемное расходное газосодержание:

Объемное расходное содержание твердого тела:

Объемный коэффициент инжекции определяется так:

и °=—п ^ж.р • (Ю.З) Суммарная масса инжектируемого потока М равна: а массовый коэффициент инжекции:

U м=е;

. и рж. и +1 / г рг+аРт, " Q p Q p • »ж.ргж.р 5&ж.рг'ж.р Находя из (ЮЛ) и (10.2) Vr и QT и подставляя их соответственно в (10.3) и (10.5), получим:

и.. = Р(1-С т )р г +С т (1-Р)р т +(1-Р)(1-С т )р„' G«, Объемный коэффициент инжекции по жидкой фазе в присутствии других фаз определяется так:

м г+т =• (10.8) С учетом (10.8) перепишем выражения (10.6) и (10.7) следующим образом:

(1-Р)(1-С т )р ж, " м В частном случае, когда в инжектируемом потоке отсутствует твердая фаза (Ст = 0, рт = 0), имеем Lp(i - с т ) Р г + с т (1 - р) Р т + (1 - p)(i - с т ) Р ж и J • Выражения (10.11) и (10.12) удовлетворяют граничным условиям: при р = 0 «;

ж = ио, игож = м м р ж р / р ж и = ио;

прир = 1 1&.=0. 2. Объемное расходное содержание определяется по отношению ко всем фазам. Объемное расходное газосодержание в потоке смеси:

Объемное расходное содержание твердого тела в потоке смеси:

C = • ( Л > Находя из (10.13) и (10.14) F. и QT и подставляя их соответственно в (10.3) и (10.5) и учитывая (10.8), получим: (10.15). г+т о. ж (1-Р'-с;

)р ж. и + р'р г + с;

Р т (10.16) В случае, когда Ст' = 0 (р т = 0), выражение (10.16) превращается в (10.12), а выражение (10.15) — в (10.11). С учетом следующих обозначений «.- (10.17) О суммарный объемный коэффициент инжекции в соответствии с (10.3) запишется так:

ж "о="о « +"о.ж+"1ж + Т (Ю-18) Таким образом, полученные зависимости для массового и объемного коэффициентов инжекции по жидкой фазе при инжектировании газожидкостного потока с твердой фазой могут быть использованы при расчете струйных насосов, откачивающих такие потоки. Показано, что объемный коэффициент инжекции по жидкости при инжектировании газожидкостной смеси или жидкости с твердым телом линейно зависит от объемного расходного содержания газа (Р) или твердого тела (Ст). Совершенно очевидно, что полученные выше зависимости для массового коэффициента инжекции могут быть использованы для теоретического расчета характеристик струйного насоса, откачивающего газожидкостные потоки, а также газожидкостные потоки с твердым телом. Е.Я. Соколов и Н.М. Зингер записывают уравнение характеристики струйного насоса так: 2ф2 + 2ф2 - \ р - p - u l где ДРс — перепад давлений, создаваемый струйным насосом:

АРс = Рс-Рир;

(10.20) АР — располагаемый перепад давлений рабочего потока: Р ДР=Р-Рпр;

(10.21) Ре — давление общего потока на выходе из диффузора;

Р — давление рабочей жидкости перед соплом;

Р — давление у приемных окон струйного насоса;

Ф,, ф2, ф3, ф4 — соответственно коэффициенты скорости сопла, камеры смешения, диффузора и входного участка в камеру смешения, численные значения которых для различных случаев выбираются в соответствии с рекомендациями, которые даются в специальной литературе;

fpvfyf»2 — соответственно площади поперечного сечения на выходе из сопла, камеры смешения и потока во входном сечении камеры смешения: / н,=Л-/ Р л,.

/РЛ.

(Ю-22) /э I/РЛ.;

(10-23) /н, /з «м — массовый коэффициент инжекции;

\) и, и р, и с — соответственно удельные объемы инжектируемого, рабочего и смешанного потоков. Как видно из уравнения (10.19), максимальное значение перепада давлений, создаваемого струйным насосом ДР. при заданных значениях АР и мм, может быть получено при оптимальном соотношении (fjf,) o i r r. Оптимальное значение определяющего геометрического параметра струйных насосов (fjf,) о п т записывается так (по Е.Я. Соколову и Н.М. Зингеру):

-= •Vl L r где E ф IE, (10.24) или в следующем виде (без коэффициента и):

-b + Jb -4ac Та ' (10-26) (10.27) (10.28) (10.29) Из совместного рассмотрения (10.19) и (10.24) получается:

(10.30) Рассматривая выражения (10.9) и (10.10), найдем суммарный массовый коэффициент инжекции ии, выраженный через объемный мо:

"м=< Ржи I. (10.31) Если выразить ио через ы^*т, то получим:

и м и „г+тРж^] о.ж Рж.и 1.(10.32) Рж.р Выражение (10.32) прямо вытекает их уравнения (10.10). Обозначим через К:

Рж.и РЖ.И Ржи л. (10.33) х.р Подставляя (10.32) с учетом (10.33) в (10.28) и (10.29), получим:

-^( + и^К) - 2Ф2 -' К (u^ К, (10.34) (10.35) где 4.= с (i-cT)(i-p)+Qi-PCT) ржр(1-р)(1-ст)+Ст[р-(1-Р)(1-ст)+р,.р(1-ст)+Ртст(1-Р)]' (10.36) (1-PQ) С учетом изложенного выражение (10.26) перепишем так:

_\ J(b'f-4ac'-b' (10.38) а выражение для характеристики струйного насоса с диффузором примет вид:

(10.39) Полученное выражение является обобщенным уравнением характеристики струйного насоса с диффузором, инжектирующего газожидкостную смесь с твердым телом, и позволяет теоретически рассчитывать характеристику струйного насоса в функции объемного коэффициента инжекции по жидкой фазе в присутствии газа и твердого тела ДРСI ДРр = /(и„_*т). Это же уравнение может быть использовано для случаев, когда Р = 0 или Ст = 0. При Р = 0 и Ст = 0 выражение (10.39) переходит в уравнение (10.19). Из уравнений (10.24) и (10.26) следует, что увеличение основного геометрического параметра/Д, приводит к соответствующему увеличению массового коэффициента инжекции. Анализ выражения (10.38) с учетом (10.32)^(10.37) показывает, что увеличение параметра/,//, (например, за счет расточки по диаметру камеры смешения) приводит к увеличению коэффициента инжекции ио, а следовательно, и к увеличению коэффициента инжекции по жидкости в присутствии других фаз и ^. Естественно, что в этих случаях одновременно снижается относительный перепад давлений, создаваемый струйным насосом ДР/ДРр. По результатам промышленного использования струйных насосов для эксплуатации добывающих скважин (инжектирование газожидкостных смесей) к аналогичному выводу пришел и П.М. Вильсон (США). Из выражения (10.11) следует, что объемный коэффициент по жидкой фазе для случаев инжектирования газожидкостного потока при APJAP = const зависит от суммарного объемного коэффициента инжекции и объемного расходного газосодержания. С целью проверки основных теоретических положений и изучения работоспособности струйных насосов при инжектировании газожидкостных смесей сотрудниками кафедры Р и ЭНМ МИНХ и ГП им. И.М. Губкина был выполнен цикл экспериментальных исследований на полупромышленной установке. Остановимся вкратце на полученных экспериментально результатах инжектирования газожидкостных смесей. 10.1.2.2. Основные результаты экспериментального исследования работы струйных насосов при инжектировании газожидкостных смесей Излагаемые ниже результаты экспериментальных исследований выполнены на полупромышленной установке. Струйный насос, рассчитанный по методике Е.Я. Соколова и Н.М. Зингера, имел следующие геометрические размеры и коэффициент инжекции: — расстояние от среза сопла до начала камеры смешения 13 мм;

— диаметр выходного сечения сопла 8 мм;

— диметр камеры смешения 11мм;

— длина камеры смешения 82,5 мм;

— угол раскрытия диффузора постоянный и равный 8°. Параметры рабочей жидкости (вода): 3 — расход 200 м /сут;

— давление перед соплом 1 МПа. Расчетные параметры насоса, вычисленные по уравнению (10.19), следующие: — коэффициент инжекции (что соответствует максимальному 3 расходу инжектируемой жидкости 61,4 м /сут) 0,307;

— давление на выходе струйного насоса при максимальном расходе инжектируемой жидкости (максимальное) 0,45 МПа;

т — максимальное давление на режиме нулевой подачи 0,63 МПа. В результате экспериментальных исследований при инжектировании воды получены следующие фактические параметры: — коэффициент инжекции (ошибка составляет 3,9%) 0,295;

— давление на выходе струйного насоса при максимальном расходе инжектируемой жидкости (максимальное) (ошибка составляет 3,3%) 0,435 МПа;

— максимальное давление на режиме нулевой подачи (ошибка составляет 8,7%) 0,575 МПа. Некоторое расхождение расчетных и экспериментальных параметров объясняется, в первую очередь, качеством обработки рабочих поверхностей экспериментального насоса, тогда как расчетные параметры вычислялись по максимальным значениям коэффициентов скорости ф р ф2, ф3 ф4. На рис. 10.2 представлены расчетная и экспериментальная зависимости изменения давления на выходе струйного насоса от расхода жидкости в диапазоне объемного расходного газосодержания от 0 до ~ 1. На этот же рисунок нанесены линии равного объемного газосодержания р. Анализируя полученные зависимости, можно отметить важные с точки зрения использования струйных насосов для эксплуатации скважин с высоким газовым фактором особенности: 1. В области рабочей характеристики устойчивая работа насоса сохраняется во всем интервале объемного расходного газосодержания (0 < Р < 1), а коэффициент инжекции по жидкой фазе при инжектировании газожидкостных смесей снижается пропорционально росту Р при постоянном значении APJAP, что соответствует аналитической зависимости (10.11). 2. Кавитационная область работы струйного насоса (на рис. 10.2 эта область заштрихована) существует лишь при определенных значениях объемного расходного газосодержания. 3. По мере роста объемного расходного газосодержания примерно до 0,45 область кавитационной работы струйного насоса уменьшается, а при р > 0,45 кавитационная область исчезает совсем. Зависимости Рс =/(<2„) при Р > 0,45 по форме подобны характеристикам нормальной работы центробежного насоса. С целью проверки теоретического вывода о влиянии диаметра камеры смешения на коэффициент инжекции по жидкости в при сутствии других фаз в экспериментальном насосе диаметр камеры смешения был расточен до 13 мм, а экспериментальные исследования работы насоса с расточенной камерой смешения при различных объемных расходных газосодержаниях были повторены. Параметры рабочей жидкости не изменялись. Коэффициент инжекции по воде для насоса с расточенной камерой смешения составил величину 0,415 (отметим, что основной геометрический параметр струйных насосов (fjf 1 ) о м т и вычисляемый по уравнениям (10.24), (10.26) и (10.38) в данном случае не является оптимальным и поэтому не может вычисляться по указанным уравнениям).

МПа 0, 0, 50 2„,м/сут Рис. 10.2. Характеристики струйного насоса: 1 — расчетная характеристика при откачке воды;

2 — экспериментальная характеристика при откачке воды;

3—10 — соответственно характеристики насоса при откачке газоводяных смесей с расходом газа Qr — 8,6;

14,4;

21,6;

31,4;

36,0;

43,2;

49,6 и 57,6 М3/сут;

_. _. — линия, ограничивающая кавитационную область работы насоса;

^ _ ^ _ _ — линии равного объемного газосодержания р от 0 до 0, Ниже приведены расчетные и экспериментальные параметры работы струйного насоса с расточенной камерой смешения: —давление на выходе струйного насоса при максимальном расходе (83 м3/сут) инжектируемой жидкости: расчетное 0,386 МПа, экспериментальное 0,35 МПа (ошибка 9,3%), — максимальное давление на режиме нулевой подачи: расчетное 0,512 МПа, экспериментальное 0,47 МПа (ошибка 8,2%). Полученные ошибки могли бы быть снижены при одновременном изменении диаметра как камеры смешения, так и сопла, что приводит к необходимости расчета нового струйного насоса с новыми параметрами рабочей жидкости. В процессе повторных исследований не было обнаружено принципиальных или даже существенных отличий в характере экспери 0, N А, 0, ОД 0 0,2 0,4 0, 0, ч р Рис. 103. Зависимости U'^ = /(р") при Д/уДР, = 0,35: — расчет по уравнению (10.39);

ф — эксперимент при диаметре камеры смешения 13 мм;

Q — эксперимент при диаметре камеры смешения 11 мм ментальных зависимостей изменения давления на выходе струйного насоса от расхода инжектируемой жидкости, представленных на рис. 10.2. Свидетельством сказанному является рис. 10.3, на котором, в качестве примера, приведены зависимости объемного коэффициента инжекции по жидкости в присутствии газа м^ж в функции объемного расходного газосодержания при APJ6LPP = 0,35. Видно, что экспериментальные точки достаточно хорошо согласуются с теоретически рассчитанными зависимостями (сплошные линии). Таким образом, общие закономерности инжектирования газожидкостных смесей не изменяются и соответствуют полученным выше уравнениям (10.12), (10.32) и (10.39), которые и могут быть использованы для построения характеристик струйного насоса, инжектирующего смеси жидкости, газа и твердого тела (жидкости и газа;

жидкости и твердого тела), когда рабочим агентом является жидкость. 10.1.2.3. Метод расчета характеристики струйного насоса, инжектирующего газожидкостные смеси Основные закономерности работы струйного насоса, инжектирующего газожидкостные смеси, полученные теоретически и проверенные экспериментально, могут быть положены в основу расчета характеристик струйного насоса, инжектирующего газожидкостные смеси, когда в качестве рабочего агента используется жидкость. Воспользуемся уравнением (10.32). Для рассматриваемого случая (инжектирование газожидкостной смеси) положим Ст = 0 и рт = 0. Тогда получим:

„ „. Р»,(1-Р)+РР, Подставляя в (10.40) вместо и„ж выражение (10.11), получаем:

м = "о о ( Р ) Рр, Ржр.

(10.41) С учетом зависимости А.А. Арманда выражение для удельного объема смешанного потока на выходе из насоса ьс можно записать в следующем виде:

(10-42) Удельный объем инжектируемой смеси ьи равен:

(10.43) р ж и (1-р)+рр г Подставляя выражения (10.41), (10.42) и (10.43) в (10.19) и (10.24), получаем соответственно:

и "о-ж.р х ^ {Рж.Р + "о [Рж.„ (1 - 0,833Р) + 0,833Ррг Ржр (Рж.р+Рж.„"о) (10.44) A _ (2-Фр(1 + ио)/{Ржр + и0[ржи (1 -0,833Р) + 0,833Рр г ]} Ц х 1 + и.

р ж и (1-р)+рр г Ржр хп РЖ.И(1-Р)+РРГ Рж.р (10.45) Уравнение (10.44) является основным уравнением характеристики струйного насоса, инжектирующего газожидкостные смеси, и может быть использовано для расчета характеристики при любом заданном объемном расходном газосодержании. Последний сомножитель этого уравнения учитывает снижение относительного перепада давлений за счет снижения плотности газожидкостной смеси на выходе из насоса в функции объемного расходного газосодержания с учетом скольжения газовой фазы. Положив в уравнении (10.44) Р = 0 при р ж и = р ж р, приходим к зависимости (10.19). Проверка полученного уравнения (10.44) вы полнена по результатам экспериментального исследования. На рис. 10.4 представлены теоретически рассчитанные по уравнению (10.44) характеристики данного струйного насоса, инжектирующего газожидкостные смеси с различным объемным расходным газосодержанием. На соответствующие расчетные характеристики нанесены экспериментальные точки. Как видно из представленного рисунка, совпадение достаточно хорошее, что еще раз подтверждает правильность полученных теоретических выражений.

10.1.3. ОСНОВНЫЕ ЗАКОНОМЕРНОСТИ РАБОТЫ СТРУЙНЫХ НАСОСОВ НА ВЯЗКИХ ЖИДКОСТЯХ Принципиальная возможность применения струйных насосов для эксплуатации добывающих скважин с осложненными условиями эксплуатации ставит вопрос об эффективности работы таких насосов на жидкостях различных вязкостей. Если закономерности работы струйных насосов на жидкостях малой вязкости исследованы достаточно подробно, то их работа при инжектировании жидкостей средней, высокой и сверхвысокой вязкости изучена недостаточно, причем при ис 0, \ 0, 0, ч \ ч.

0,05 0, ~— ~ ^ч 0,2 0 0,15 0,20 0,25 ^ ж Рис. 10.4. Характеристики струйного насоса при откачке газожидкостных смесей: 1, 2,3,4,5 — расчетные по уравнению (10.44) зависимости соответственно при Р = 0;

0,2;

0,4;

0,6 и 0,8;

#> ф, Д » О — экспериментальные точки соответственно при Р = 0,2;

0,4;

0,6 и 0,8 следовании использованы однородные жидкости. С практической точки зрения в качестве рабочей жидкости наиболее доступной в промысловых условиях является вода. Поэтому исследование работы струйного насоса на рабочей и инжектируемой жидкостях различных плотностей и вязкостей представляет практический интерес. Экспериментальные исследования проведены в два этапа. На первом этапе проводилось изучение работы струйного насоса при инжектировании жидкостей средней и высокой вязкости (до 300 мПа-с). Исследования проведены на полупромышленной установке НГДУ «Речицанефть». На втором этапе проводилось изучение работы струйного насоса на полупромышленной установке НГДУ «Тэбукнефть» — при инжектировании жидкости сверхвысокой вязкости. 10.1.3.1. Результаты экспериментального исследования инжектирования жидкостей средней и высокой вязкости Исследования выполнены с насосом, геометрические размеры которого и параметры рабочей жидкости те же самые, что и при исследовании влияния газа (см. 10.1.2.2). В качестве вязких жидкостей использованы водные растворы карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ), а также амбарные нефти. Первоначально была снята характеристика струйного насоса при инжектировании воды, которая представлена на рис. 10.5. Затем в качестве инжектируемой жидкости использовались растворы КМЦ в воде с вязкостью 100, 50,15 и 5 мПа-с. Основной целью этих исследований являлось изучение влияния вязкости на всасывающую способность струйного насоса и на захват струей рабочей жидкости вязкого инжектируемого потока. На рис. 10.5 представлены результаты проведенных исследований, анализ которых показывает, что инжектирование жидкостей с вязкостью до 100 мПа-с не оказывает практического влияния на зависимость Рс =/(>„) струйного насоса. Проверка данного положения была выполнена и для дегазированных (амбарных) нефтей вязкостью 150 и 300 мПа-с. Полученные результаты также представлены на рис. 10.5. Как видно из рис. 10.5, увеличение вязкости инжектируемой жидкости до 300 мПа-с не приводит к изменению параметров работы струйного насоса по сравнению с таковыми при инжектировании воды. Кроме того, анализ проб с выкида струйного насоса показал, что в насосе не образуется стойкой водонефтяной эмульсии. Полученные результаты поставили задачу исследования работы струйного насоса на жидкостях более высокой вязкости.

10.1.3.2. Особенности работы струйного насоса на жидкостях сверхвысокой вязкости Для проведения исследований работы струйного насоса на реальных нефтях сверхвысокой вязкости была построена полупромышленная установка в НГДУ «Тэбукнефть» объединения «Коминефть». Установка полностью моделировала реальную нефтяную скважину, подача сверхвязкой жидкости в которую производилась шестеренчатым насосом. В качестве сверхвязких жидкостей использованы смеси дегазированных нефтей Ярегского нефтяного месторождения (вязкость 15 П а с при t = 20 °С) и Западно-Тэбукского (нефть эйфельского яруса вязкостью 12 мПа-с при t = 20 °С). Исследования проведены ^ MTIal 0, ~--~^ ' 0?

il 1 10 20 30 40 50 е н,м7сут Рис. 10.5. Характеристика струйного насоса: А — рабочая по воде расчетная точка;

1 — расчетная водяная характеристика;

2 — экспериментальная характеристика при откачке жидкостей с вязкостью: О — 1 мПас;

ф — 5 ;

Д —15;

• —50;

ф —100;

© —150 и © —ЗООмПас для нефтей с вязкостью 1,2,3,5,7и 9 Пас. Струйный насос, рассчитанный по методике Е.Я. Соколова и Н.М. Зингера, имел следующие геометрические размеры: — расстояние от среза сопла до начала камеры смешения 8 мм;

— диаметр выходного сечения сопла 5 мм;

— диаметр камеры смешения 6,5 мм;

— длина камеры смешения 46 мм;

— угол раскрытия диффузора постоянный и равный 8°. Параметры рабочей жидкости (вода): — расход 110м3/сут;

— давление перед соплом 2,8 МПа. Расчетные параметры работы насоса: — коэффициент инжекции (что соответствует максимальному расходу инжектируемой жидкости 22,77 м3/сут) 0,207;

МПа 1, ^^^^ К ~1, r 0, ж >, 0, f к > Рис. 10.6. Характеристики струйного насоса при откачке сверхвязких жидкостей: А — рабочая по воде расчетная точка;

1, 2, 3, 4, 5, 6, 7 — соответственно характеристики при откачке жидкости с вязкостью 1 мПа-с, 1 Пас, 2,3,5,7 и 9 Пас о —* 'I * i i i (2„, м /сут — давление на выходе струйного насоса при максимальном расходе инжектируемой жидкости (максимальное) 1,45 МПа;

— максимальное давление на режиме нулевой подачи 1,86 МПа. В результате экспериментальных исследований при инжектировании воды получены следующие фактические параметры: — коэффициент инжекции (ошибка составляет 0,5%) 0,206;

— давление на выходе струйного насоса при максимальном расходе инжектируемой жидкости (максимальное) (ошибка составляет 6,8%) 1,35 МПа;

— максимальное давление на режиме нулевой подачи (ошибка составляет 7%) 1,73 МПа. Видно, что согласование расчетных и фактических параметров удовлетворительное. Результаты экспериментального исследования представлены на рис. 10.6. Анализ данных результатов показывает: рост вязкости инжектируемой нефти приводит к сокращению рабочей области бескавитационной работы насоса, хотя кавитационные режимы (вертикальные участки характеристики) и наступают при более высоких давлениях, создаваемых насосом. Особенности такого поведения характеристик насоса при инжектировании высоковязких нефтей освещены в специальной литературе. 10.1.3.3. Расчет параметров струйного насоса, инжектирующего вязкие жидкости С целью обобщения полученных результатов и возможности их использования для расчета параметров струйных насосов, инжектирующих вязкие жидкости, введем следующие безразмерные параметры: относительная подача насоса Q и относительная вязкость инжектируемой жидкости Д. Относительная подача Q-%^, (10.46) где <2ж, QB — соответственно объемные подачи насоса при инжектировании вязкой жидкости и воды на кавитационных режимах;

р ж, рв — соответственно плотности вязкой жидкости и воды. Относительная вязкость - М^ж И =- ^, (10.47) где цж, цв — соответственно вязкость инжектируемой (вязкой) жидкости и воды. Легко показать, что Qt = -f-' (10.48) где икж, мкв — соответственно кавитационный коэффициент инжекции при инжектировании вязкой жидкости и воды. На рис. 10.7 представлены результаты обработки вышеизложенных экспериментальных исследований. Экспериментальные точки достаточно хорошо описываются следующей зависимостью: (2 = 1 - Н 1 0 3 ( Ц - 1 ). (10.49) Следует помнить, что рабочей жидкостью в данном случае является вода. При заданном расходе рабочей жидкости Qp количество инжектируемой воды <2И на кавитационном режиме составляет: Q»=u**QP, (10.50) где мкв — кавитационный коэффициент инжекции воды. Совместное рассмотрение (10.46), (10.49) и (10.50) позволяет записать следующее выражение (при Qa = QJ: (10.51) Кавитационный коэффициент инжекции по Е.Я. Соколову и Н.М. Зингеру записывается так:

и 0,8 0,6 0,4 0,2 0 ) # < ч.

2 3 4 5 6 к 8 9(ц-1)хЮ Рис. 10.7. Экспериментальная зависимость относительной подачи от относительной вязкости Фд Ф J p.i i+ (10.52) где Р — давление у приемных окон насоса;

P. (tc) —давление «кипения» смешанного потока (давление упругости насыщенных паров). Подставляя (10.52) в (10.51), окончательно получаем:

/з Рж Ф (10.53) Таким образом, для известных геометрических размеров струйного насоса, известных свойств инжектируемой жидкости и технологических параметров работы насоса по уравнению (10.53) можно рассчитать для любого значения вязкости инжектируемой жидкости (от 1 до 3 1110 мПа-с) соответствующий максимальный расход этой жидкости. Заканчивая рассмотрение данного вопроса, можно заключить, что струйные насосы могут откачивать жидкости с вязкостью до 11 Пас, если в качестве рабочей жидкости используется вода.

10.1.4. СТРУЙНЫЕ НАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ С ПОВЕРХНОСТНЫМ СИЛОВЫМ ПРИВОДОМ В этом случае силовое оборудование и оборудование для подготовки рабочей жидкости устанавливается на поверхности. Как уже отмечалось, может использоваться однотрубная или двухтрубная система. При однотрубной системе используется пакер, который отделяет всасывающую линию от нагнетательной. При такой компоновке погружного оборудования возможны два варианта работы струйного насоса:

1. Рабочая жидкость под давлением силового поверхностного насоса подается к соплу струйного насоса через затрубное пространство, а смешанный поток поднимается на поверхность по колонне НКТ. Такая схема (прямая) наименее благоприятна, т.к. высокое давление рабочей жидкости действует на внутреннюю стенку обсадной колонны, нередко приводя к нарушению ее герметичности в резьбовых соединениях. 2. Рабочая жидкость под давлением силового насоса подается к соплу струйного насоса через колонну НКТ, а смешанный поток поднимается на поверхность по затрубному пространству (обратная схема). На рис. 10.8 представлена схема стационарной части погружного оборудования СНУ, спускаемой на колонне НКТ вместе с пакером. Эта часть включает колонну НКТ 1, корпус 2 струйного насоса, па Рис. 10.8. Схема стационарной части погружного оборудования струйной насосной установки: 1 — колонна НКТ;

2 — корпус насоса;

3 — радиальные каналы;

4 — посадочный конус;

5 — каналы подвода инжектируемой жидкости;

6 — диффузор насоса;

7 — радиальные отверстия;

8 — пакер;

9 — приемный патрубок кер 8 и приемный патрубок 9. В корпусе 2 струйного насоса выполнены радиальные каналы 3, сообщающие полость посадочного конуса 4 с каналами 5 подвода инжектируемой жидкости, а также размещен диффузор 6, сообщающийся радиальными отверстиями 7 с затрубным пространством скважины. Подпакерное пространство соединено с насосом патрубком 9. Эффективная эксплуатация скважин СНУ зависит от герметичности основных элементов погружного оборудования. При любой компоновке погружного оборудования образуется три смежных полости с различными давлениями движущихся в них жидкостей: подпакерная полость, полость НКТ и полость затрубного пространства При этом каждая из полостей связана с погружным струйным насосом. Так, например, для однотрубной обратной схемы СНУ с пакером по колонне НКТ к струйному насосу движется рабочая жидкость под высоким давлением;

в подпакерном пространстве—инжектируемая жидкость низкого давления;

в затрубном пространстве — смешанный поток рабочей и инжектируемой жидкости, давление в котором определяется гидравлическими сопротивлениями и весом гидростатического столба смешанного потока. Исходя из изложенного, герметичность элементов погружного оборудования является одним из важных условий нормальной работы СНУ. Поэтому контроль герметичности системы является основной операцией при запуске СНУ в работу. Сложность данной операции для упомянутой однотрубной схемы СНУ состоит в том, что погружной струйный насос имеет нормально открытые отверстия для выхода смешанного потока. Таким образом, при неработающей СНУ затрубное пространство всегда гидравлически связано с полостью НКТ и подпакерным пространством. Это означает, что создание опрессовочного давления только в одной из этих полостей невозможно без применения специального погружного опрессовочного устройства;

при этом раздельная опрессовка этих полостей является необходимым условием поиска и определения возможных источников негерметичности. Кроме того, особенностью опрессовки пакера является то, что в зависимости от поглощающей способности продуктивного пласта опрессовочное давление на пакер необходимо подавать снизу (в подпакерное пространство) или сверху (в надпакерное затрубное пространство). Именно поэтому опрессовочное устройство должно обеспечивать раздельный и последовательный контроль герметичности погружного оборудования СНУ. Такое опрессовочное устройство разработано фирмой «Инжектор».

На рис. 10.9 представлены компоновки погружного оборудования при опрессовке пакера сверху (рис. 10.9 а) и снизу (рис. 10.9 б). В посадочном конусе 4 корпуса насоса 2 размещено спускаемое опрессовочное устройство, включающее в себя сердечник 15 и подъемный узел 14. На поверхности сердечника имеются два уплотнительных элемента 20 и кольцевая проточка 18, которая с помощью радиальных отверстий 19 сообщается с центральным каналом 17 сердечника. Подъемный узел 14 имеет осевой канал 12, фильтр 11, ловильную головку 10, съемный центратор 13 и крепится к сердечни_—— Ю-' 11-12"" 13-14- Г "1 1 Js —— ' 2 20 3 4 э б 15-" 16-17" 18-^ 20^ "Л J 1' 10 11 12 13 14 15 17 18 19 Е Рис. 10.9. Схема погружной струйной насосной установки: а — при опрессовке пакера сверху;

б — при опрессовке пакера снизу;

1 — колонна НКТ;

2 — корпус погружного насоса;

3 — радиальные каналы;

4 — посадочный конус;

5 — каналы подвода инжектируемой жидкости;

6 — диффузор;

7 — радиальные отверстия;

8 — пакер;

9 — приемный патрубок;

10 — ловильная головка;

11 — фильтр;

12 — осевой канал;

13 — центратор;

14 — подъемный узел;

15 — сердечник;

16 — съемная заглушка;

17 — центральный канал сердечника;

18 — кольцевая проточка;

19 — радиальные отверстия сердечника;

20 — уплотиительные элементы ку 15 разъемным соединением, в котором размещена съемная заглушка 16, разобщающая каналы 12 и 17. На рис. 10.9 б представлена компоновка погружного оборудования при опрессовке пакера снизу. Все элементы аналогичны схеме на рис. 10.9 а, за исключением съемной заглушки 16, которая в этом случае не используется. При опрессовке пакера сверху опрессовочное давление подается в затрубное пространство, а опрессовка НКТ производится закачкой опрессовочной жидкости в НКТ. При опрессовке пакера снизу опрессовочное давление подается в колонну НКТ (рис.10. 9 б). Технология запуска скважинной насосной установки следующая. В скважину на колонне НКТ спускается погружное оборудование, представленное на рис. 10.8, и определяется приемистость скважины закачкой жидкости в затрубное пространство. Опускают в корпус струйного насоса опрессовочное устройство с заглушённым центральным каналом (см. рис. 10.9 а), создают давление опрессовки в полости НКТ и выдерживают его в течение 30 минут. Снижают давление и производят посадку пакера в колонне. Начиная с этого момента, порядок операций по опрессовке пакера зависит от определенной ранее продуктивности (приемистости) скважины. Для скважин с хорошей продуктивностью порядок опрессовки следующий: в НКТ создают давление фиксации опрессовочного устройства, величина которого определяется из условия: (Ю-54) Л> ж' Л> нт ^ Ф — соответственно давление опрессовки эксплуак> тационной колонны, НКТ и давление фиксации опрессовочного устройства, создаваемое в НКТ. Затем в затрубном пространстве создают давление опрессовки пакера, величина которого определяется из условия: ^АРр<Роп<Рож, (10.55) где АР — расчетный перепад давлений на пакер в процессе нормальной работы СНУ;

Роп — давление опрессовки пакера. После опрессовки плавно снижают давление в затрубном пространстве и полости НКТ и поднимают опрессовочное устройство на поверхность. Для скважин, у которых очень низкая приемистость, порядок опрессовки следующий. Поднимают на поверхность опрессовочное уст^<^Ф<^,„.> где ройство, извлекают съемную заглушку 16 из центрального канала 17 сердечника 15 и опускают опрессовочное устройство в корпус насоса (рис. 10.9 б). При открытом затрубном пространстве в полости НКТ создают давление опрессовки, которое через каналы 12 и 17, радиальные отверстия 19 сердечника опрессовочного устройства, радиальные каналы 3 и каналы 5 корпуса 2 струйного насоса передается в подпакерное пространство скважины. После опрессовки пакера давление в НКТ плавно снижают, а опрессовочное устройство поднимают на поверхность. Дальнейшие операции по запуску насосной установки и скважины заключаются в следующем. Производят замену жидкости глу Рис. 10.10. Схема погружной струйной насосной установки в рабочем положении: обозначения с 1 по 15 и 18, 20 см. подпись к рис. 10.9;

16 — активное сопло струйного насоса;

17 — приемная камера;

19 — камера смешения;

Р% — давление инжектируемой жидкости (продукции скважины) или давление на приеме насоса;

Рр — давление рабочего агента;

/•„ — давление смешанного потока (давление на выходе насоса) шения на рабочий агент. В корпус струйного насоса устанавливают вставную часть насоса (см. рис. 10.10) и подают по НКТ рабочий агент к струйному насосу, который, истекая из сопла 16, создает пониженное давление в приемной камере 17, и продукция скважины (инжектируемый поток) из подпакерного пространства через каналы 5 и отверстия 3 поступает к струе рабочего агента. Далее рабочий агент и инжектируемая продукция скважины смешиваются в камере смешения 19, через диффузор 6 смешанный поток поступает в затрубное пространство и затем — на поверхность. На рис. 10.10 представлена компоновка погружного оборудования при рабочем положении струйного насоса. В посадочном конусе 4 располагается вставная часть струйного насоса, включающая в себя активное сопло 16, приемную камеру 17 и камеру смешения 19. Разработанные установки со струйными насосами нашли достаточно широкое применение при эксплуатации скважин с осложненными условиями. Применение струйных насосов для добычи нефти связано также с так называемыми тандемными установками (системами). 10.2. ТАНДЕМНЫЕ УСТАНОВКИ (УСТАНОВКИ СТРУЙНЫХ НАСОСОВ С ПОГРУЖНЫМ СИЛОВЫМ ПРИВОДОМ) Широко применяемые для добычи нефти установки погружных электрических центробежных насосов (УЭЦН) можно использовать в качестве силовых приводов струйных насосов, формируя так называемые тандемные установки «ЭЦН-СН». Под тандемными установками будем понимать такие установки для эксплуатации скважин, глубинный насосный агрегат которых представлен, по крайней мере, двумя насосами с различным или одинаковым принципом действия.

10.2.1. ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ СХЕМА ТАНДЕМНОЙ УСТАНОВКИ «ЭЦН-СН» В 1968 г. в МИНХ и ГП им. И.М. Губкина предложена схема тандемной установки «ЭЦН—Струйный Насос», предназначенная для повышения эффективности и оптимизации подъема продукции скважины за счет максимального использования энергии выделяющегося из нефти газа, а также для повышения ее дебита. На рис. 10.11 приведена принципиальная схема тандемной установки «ЭЦН-СН». Установка включает погружной агрегат УЭЦН 1, спускаемый на колонне НКТ 3, на выкиде которого установлен струйный насос, включающий корпус 2, сопло 4, приемную камеру 5, обратный клапан 6, камеру смешения 7 и диффузор 8. Тандемная установка работает следующим образом. Продукция скважины, откачиваемая погружным центробежным насосом, подается к соплу 4 струйного насоса, в котором скорость потока возрастает. Истекающая из сопла струя попадает в приемную камеру 5, понижая в ней давление. При этом обратный клапан 6 открьшается, и часть продукции скважины (жидкость и отсепарированный на входе в насос свободный газ) поступает в приемную камеру. В камере 7 происходит смешение силовой жидкости (продукции скважины!) с инжектируемой из затрубного пространства смесью;

здесь формируется мелкодисперсная газожидкостная смесь, которая пройдя диффузор 8, попадает в колонну НКТ 3 и далее поднимается на поверхность.

Рис. 10.11. Принципиальная схема таидемной установки «ЭЦН-СН»: 1 — погружной агрегат УЭЦН;

2 — корпус струйного насоса;

3 — колонна НКТ;

4 — сопло;

5 — приемная камера;

6 — обратный клапан;

7 — камера смешения;

8 — диффузор При разработке тандемных установок исходили из следующих основных требований: 1. Возможность увеличения отбора продукции из добывающих скважин. 2. Максимальное использование сепарирующегося у приема ЭЦН свободного газа для подъема продукции скважины, а также дополнительное выделение газа из раствора за счет снижения давления в сопле и приемной камере с формированием в камере смешения мелкодисперсной смеси (т.е. создания наиболее благоприятной эмульсионной структуры смеси). 3. Повышение КПД установки за счет исключения канала подачи силовой (рабочей) жидкости (снижение гидравлических потерь) и за счет наиболее полного и эффективного использования энергии свободного газа (увеличение газлифтного эффекта). 4. Упрощение конструкции установки со струйным насосом, повышение надежности ее работы и снижение металлоемкости (исключается вариант двухрядного подъемника или отпадает необходимость использования пакера, отпадает также необходимость специальной подготовки рабочей жидкости и обслуживания всего поверхностного оборудования СНУ). 5. Упрощение и сокращение сроков подземного ремонта скважины. Кроме этого, учитывая характеристики Q — Н ЭЦН и струйного насоса, можно говорить о гибкости тандемной установки и автоматической перестройке режима ее работы при изменении условий эксплуатации, связанных с изменением пластового давления, свойств продукции и продуктивности скважины;

при этом ЭЦН работает в области оптимального режима. Практика широкомасштабного промышленного применения тандемных установок «ЭЦН-СН» вскрыла еще одно чрезвычайно важное их преимущество перед всеми известными установками для добычи нефти: возможность вызова притока, освоения и вывода на проектный режим работы скважин любых категорий сложности, которые не могут быть освоены известными способами за разумное время, т.е. при допустимой стоимости процесса освоения. Теория расчета тандемных установок достаточно сложна и приводится в специальной литературе.* ' И.Т. Мищенко, Х.Х. Гумерский, В.П. Марьенко. Струйные насосы для добычи нефти.— М.: Нефть и газ, 1996. 10.2.2. ПРИНЦИПЫ ТЕОРЕТИЧЕСКОГО РАСЧЕТА ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН ТАНДЕМНЫМИ УСТАНОВКАМИ «УЭЦН-СН» Эффективная эксплуатация скважин тандемными установками «УЭЦН-СН» может быть достигнута только в случае согласования работы погружного центробежного насоса (силового привода для СН) и струйного насоса при их работе на оптимальном режиме. Эффективность работы ЭЦН зависит от содержания свободного газа в откачиваемой жидкости на входе в насос и обеспечивается поддерживанием на приеме насоса оптимального давления или использованием газосепараторов. Подача струйного насоса с оптимальными геометрическими параметрами является функцией пяти основных характеристик: давления и расхода силовой (рабочей) жидкости, поступающей из ЭЦН, давления и газосодержания инжектируемой продукции из затрубного пространства (газожидкостной смеси) на глубине установки струйного насоса, а также давления на выкиде струйного насоса. Наличие свободного газа в инжектируемой струйным насосом жидкости снижает подачу струйного насоса с неизменными геометрическими параметрами и для поддержания подачи требует увеличения глубины спуска струйного насоса. Однако при этом возрастает противодавление на выкиде струйного насоса, что приводит также к снижению подачи последнего. Из пяти перечисленных параметров, влияющих на работу СН, три—давление на входе в струйный насос, газосодержание инжектируемой жидкости и давление на выкиде струйного насоса — напрямую связаны с глубиной его спуска, т.е. глубина спуска струйного насоса является оптимизируемым параметром. Расчет геометрических параметров струйных насосов, используемых для эксплуатации скважин, дается в специальной литературе и частично изложен ранее. Расчет технологических характеристик струйной насосной установки базируется на зависимостях, изложенных в главах 6 и 9. В частности, определение давления на входе и выкиде струйного насоса проводится путем расчета гидродинамических характеристик соответствующих элементов системы: «забой— прием ЭЦН», «прием ЭЦН—прием СН» (затрубное пространство), «выкид ЭЦН—рабочее сопло СН», «выкид струйного насоса—устье скважины», «прием струйного насоса—динамический уровень» (затрубное пространство), т.е. является достаточно трудоемким.

Основной целью расчета тандемной установки является нахождение оптимальной глубины спуска ЭЦН и места установки струйного насоса, которые обеспечивают максимальную подачу для заданных типоразмеров ЭЦН и СН при работе ЭЦН в оптимальном режиме. 10.2.2.1. Методика и алгоритм расчета глубины спуска тандемной установки и места установки струйного насоса 1. Исходя из соответствующих ограничений задаются проектным значением отбора жидкости из скважины Qx и из уравнения притока рассчитывают соответствующее забойное давление Р ю 6 : (10.56) 2. Рассчитывают гидродинамическую характеристику эксплуатационной колонны в интервале «забой—прием ЭЦН» по рекомендациям главы 6. Гидродинамический расчет ведется численным интегрированием (по шагам) изменения давления на заданную величину АР, равную, например, ДР = 0,1Р нас, (10.57) где Рняс — давление насыщения нефти газом при пластовой температуре, МПа. Соответственно величины последовательно задаваемых давлений Р. на интервале «забой—прием ЭЦН» будут: (10.58) Расчетная глубина Я., соответствующая давлению Р., определяется следующим образом: ^ (Ю.59) где Нс — глубина скважины, м. Интеграл в правой части (10.59) представляет собой длину участка эксплуатационной колонны, на которой происходит движение продукции скважины при изменении давления от Р^ до Рр и определяется по формуле трапеций:

dp l^ (10.60) где АЯ.= (10.61) 3. На каждом шаге изменения давления значение Р сравнивается со значением оптимального давления на приеме ЭЦН, рассчитанным по соответствующим формулам главы 9. 4. При достижении условия Pt = Piip тп рассчитывается глубина спуска ЭЦН (тандемной установки) Я. п : На1 = Нс-К. (10.62) Если Р. < Рир от, то глубина спуска ЭЦН, соответствующая давлению Р м р опг, определяется линейной интерполяцией:

Pw I х п 3 о.

] сн \ уцэн| ч ч р пр. опт Рис. 10.12. Схема расчета тандемной установки ;

''заб • (Р -Р ) v '"' 'пр OIir;

• (10.63) 5. Рассчитывают значение динамического уровня Ншт, задаваясь величиной погружения струйного насоса Лп под динамический уровень (см. рис. 10.12): Н.дин = Я,.„ ш, где р (10.64) — плотность смеси в затрубном пространстве на интервале р^ш — плотность смеси в затрубном пространстве выше струйного насоса (на длине Лп), кг/м3;

Рур — давление на динамическом уровне смеси в затрубном пространстве, Па. Расчет р смз, р^ш и Р у р ведется по соответствующим зависимостям раздела 6 с учетом давления, температуры и коэффициента сверхсжимаемости газа. После определения этих показателей рассчитывают динамический уровень Нти. 6. Рассчитывают глубину спуска струйного насоса На1:

" о, = Я лии + К• (Ю.65) 10.2.2.2. Методика и алгоритм расчета подачи тандемной установки Подача тандемной установки рассчитывается как сумма подач ЭЦН и СН и равняется проектному дебиту скважины. Расчет ведется для выбранного типоразмера ЭЦН, характеристика которого известна. 1. Рассчитывают давление на выкиде ЭЦН Рвык э по одному из известных методов или по эталонным кривым распределения давления;

давление перед соплом струйного насоса Рр и на срезе диффузора Рс, а также коэффициент инжекции струйного насоса и: Р =Р +Р, (10.66) вык. э пр. опт и' V ' где Р — давление, создаваемое ЭЦН на участке характеристики рациональной работы насоса, Па;

РГ = Рвы,3-Шт-На)рсм8;

(10.67) Hat — глубина спуска ЭЦН, м;

Я. — глубина спуска СН, м;

р смт — плотность газожидкостной смеси (жидкости) в колонне 3 НКТ на интервале (Я.п - На), кг/м ;

давление на срезе диффузора Pc=Py + HCHp'aag;

(10.68) Р — давление в НКТ на устье скважины, Па;

р ^ — плотность газожидкостной смеси в НКТ на интервале 3 Я н, кг/м. 2. Рассчитывают безразмерный параметр давления струйного насоса D: (10.69) "*р 'р * np.cii °и а, — давление на приеме струйного насоса, Па, 3. Рассчитывают коэффициент инжекции струйного насоса и и' = В' 7? В' DAB', (Ю.71) (10.72) (л/л.) - 'Ь) _yJ(F'-4N')-F' (10.73) /„Г F' = (и)2 (1 - „х) - (1 + и')2 (1 + „ +,,, ) - 1, ^,+&,Р), (10.75) (Ю.76) ), (10.77) (10.78) где ^ — коэффициент гидравлических сопротивлений входа в камеру смешения;

д — коэффициент гидравлических сопротивлений диффузора;

4.Р — коэффициент трения в камере смешения;

^.—коэффициент гидравлических сопротивлений рабочего сопла;

/3//, — геометрический параметр струйного насоса. Коэффициент инжекции рассчитывают следующим образом. Первоначально задают значение и и находят (/3 / / р 1 ) • Рассчитывают значения A, D, С и В', подставляют их в (10.71) и рассчитывают и'. Полученное по (10.71) значение и' используют для вычисления нового значения (/3 // р 1 ) по (10.74), которое подставляется в (10.73), и рассчитывается новое значение С" по (10.72), а затем по (10.71) рассчитывают значение и'. Расчет повторяется до тех пор, пока не будет выполнено условие: ц'-ц'_,0,01. (10.79) 4. Рассчитывают ориентировочную подачу тандемной установQry=Q3lu,(l + u'), (10.80) где Q — подача ЭЦН, соответствующая давлению Рп на характеристике насоса. Полученное значение Qr подставляют в (10.56) вместо Qx, рассчитывают Р з а 0 и повторяют весь расчет до определения нового значения QT, которое сравнивается с предыдущим значением. Расчет подачи тандемной установки прекращают при выполнении условия:

MISI Подача струйного насоса Qm определяется так: Qm=Qry-Q3m или Qa,=u'Qm. (10.83) 5. Рассчитывают уточненную подачу тандемной установки. В этой части расчета проводят определение гидродинамических характеристик следующих элементов: «прием ЭЦН—прием СН» (затрубное пространство в интервале Нт—Нт1—А(1);

«выкид ЭЦН— (10.82) рабочее сопло струйного насоса» (колонна НКТ в интервале Нт— Ншш—Лп);

«выкид струйного насоса—устье скважины» (колонна НКТ в интервале Я ш ), которые позволяют уточнить значение давлений и расходов жидкости на входе и выходе из струйного насоса. Рассчитываются коэффициенты сепарации свободного газа на приеме ЭЦН и на приеме струйного насоса, проверяется критерий достижимой скорости истечения струи из рабочего сопла струйного насоса, учитывается влияние газовой фазы на подачу струйного насоса. Все расчеты необходимо проводить с учетом фазовых превращений ГЖС и влиянием на свойства флюидов давления и температуры. Вредное влияние свободного газа на эффективность работы ЭЦН предопределяет поддерживание на приеме ЭЦН оптимального давления;

при этом глубина спуска установки может быть значительной, а КПД системы снижается за счет роста потерь электрической энергии в кабеле и гидравлических потерь в подъемнике. В настоящее время в тандемные установки дополнительно включается газовый сепаратор, позволяющий снижать давление на приеме ЭЦН и предотвращающий попадание в погружной центробежный насос большого количества свободного газа. Резюмируя, можно отметить, что технология применения тандемных установок позволяет: — стабилизировать режим работы системы «погружная установка—скважина—пласт», а также легко регулировать забойное давление и дебит скважины;

— установить и поддерживать оптимальный режим работы УЭЦН при неконтролируемом изменении условий эксплуатации (пластовое давление, обводненность и др.);

— облегчить и ускорить вызов притока и вывод скважины на установившийся режим работы после ее глушения или остановки;

— эффективно использовать отсепарированный на входе в ЭЦН свободный газ в процессе подъема продукции путем его перепуска из затрубного пространства через струйный насос в колонну НКТ с созданием благоприятной структуры газожидкостной смеси;

— предотвратить фонтанирование скважины по затрубному пространству с образованием в нем парафиновых и гидратных пробок;

— улучшить охлаждение погружного электродвигателя;

— снизить и стабилизировать токовые нагрузки погружного электродвигателя;

— повысить наработку на отказ элементов погружной установки;

— повысить КПД добывающей системы.

10.3. ЗАЩИТА ПОГРУЖНОГО ЦЕНТРОБЕЖНОГО НАСОСА ОТ ВРЕДНОГО ВЛИЯНИЯ СВОБОДНОГО ГАЗА. ГАЗОСЕПАРАТОРЫ Как уже было отмечено, одним из основных факторов, снижающих эффективную работу ЭЦН, является свободный газ в откачиваемой жидкости (на входе в насос). Устранение его влияния связано с увеличением глубины погружения приема ЭЦН, т.е. с увеличением давления на приеме ЭЦН. Этот метод является достаточно простым, но в ряде случаев не может быть применен, например, тогда, когда забойное давление ниже давления насыщения. Кроме того, увеличение глубины спуска УЭЦН приводит к снижению КПД установки за счет роста электрических потерь в кабеле и гидравлических потерь в НКТ. Нетрудно получить условие по глубине спуска ЭЦН, при котором повышение КПД установки за счет ликвидации вредного влияния свободного газа компенсируется его снижением за счет роста гидравлических и электрических потерь, т.е. нулевой технологический эффект;

но при этом возрастают капитальные затраты (НКТ, кабель), длительность и стоимость подземного ремонта, т.е. отрицательный экономический эффект. Поэтому наиболее предпочтительным является такое решение, при котором снижение вредного влияния свободного газа не приводило бы к снижению КПД установки за счет роста потерь энергии, связанных с глубиной спуска установки. К такому решению относится создание газосепаратора к погружным центробежным электронасосам. В течение последних 50 лет работы по созданию эффективного газосепаратора к УЭЦН велись в различных странах, но особенно крупные исследования выполнены в СССР (России), в результате которых создана гамма газосепараторов, отвечающих самым жестким требованиям нефтепромысловой практики. Не останавливаясь на длительной истории разработки газосепараторов, отметим, что наилучшим газосепаратором к УЭЦН является газосепаратор, разработанный Российским государственным университетом нефти и газа им. И.М. Губкина, который по своим характеристикам превосходит известные лучшие мировые образцы и имеет следующий шифр: МН-ГСЛ-модуль насосный газосепаратор Ляпкова П.Д. (П.Д. Ляпков—доцент кафедры разработки и эксплуатации нефтяных месторождений РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, создавший первый отечественный газосепаратор центробежного типа к УЭЦН и принимавший участие в разработке газосепаратора МН-ГСЛ). Схема газосепаратора МН-ГСЛ представлена на рис. 10.13. Сепаратор состоит из следующих основных элементов: корпуса 5 с головкой 1, каналов отвода газа 3 и жидкости 4, сепарирующего узла 6, рабочего колеса «суперкавитирующего» типа 7, решетки 8, отбойника 9, шнека 10, каналов подвода продукции 11, приемной сетки 12. Вал сепаратора 14 имеет узел верхнего подшипника 2 и узел нижнего подшипника 13. Сепаратор работает следующим образом. Продукция Рис. 10.13. Схема газосепаратора МНТСЛ: 1 — головка;

2 — узел верхнего подшипника;

3 — канал отвода газа;

4 — канал отвода жидкости;

5 — корпус;

6 — сепаратор;

7 — рабочее колесо;

8 — решетка;

9 — отбойник;

10 — шнек;

11 — каналы поступления продукции скважины;

12 — приемная сетка;

13 — узел нижнего подшипника;

14 — вал скважины через приемную сетку 12 и каналы подвода 11 поступает на шнек 10. В шнеке происходит предварительное разделение продукции на жидкую и газовую фазы: жидкая фаза отбрасывается на периферию шнека, а газовая занимает центральную часть. Часть жидкости, содержащаяся в газовой фазе, отбивается отбойником 9. Разделенная на фазы продукция, пройдя решетку 8, попадает в рабочее колесо 7, в котором происходит дополнительное деление фаз. На выходе из рабочего колеса смесь попадает в сепарирующий узел 6, где происходит окончательное отделение газа от жидкости. Жидкость с небольшим количеством свободного газа через канал 4 подводится к входу центробежного насоса, а основная часть свободного газа через канал 3 сбрасывается в затрубное пространство. Таким образом, жидкая фаза с небольшим количеством свободного газа, не влияющим на эффективность работы центробежного насоса, откачивается насосом на поверхность. Свободный газ, сброшенный в затрубное пространство, приводит к подъему определенного количества жидкости из затрубного пространства на поверхность (фонтанирование скважины по затрубному пространству): суммарная подача установки возрастает, что является положительным фактором. В то же самое время большое количество свободного газа в затрубном пространстве при определенных условиях может привести к образованию гидратных или парафино-гидратных пробок, перекрывающих затрубное пространство и создающих условия для резкого ухудшения работы сепаратора и установки в целом, вплоть до срыва подачи. Указанное явление полностью исключается, если использовать газосепаратор в тандемных установках, описанных ранее. В этом случае газ, сбрасываемый сепаратором в затрубное пространство, поступает в приемную камеру струйного насоса, смешивается с откачиваемой жидкостью и поступает в НКТ. При этом образуется газожидкостная смесь эмульсионной структуры, весь свободный газ используется в процессе подъема жидкости и существенно возрастает КПД системы в целом. Совершенно очевидно, что такие погружные установки являются чрезвычайно перспективными и обладают максимально возможным КПД процесса механизированной эксплуатации скважин.

ГЛАВА 11 ОСНОВЫ ВЫБОРА СПОСОБА ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН Под эксплуатацией скважин будем понимать процесс подъема продукции на поверхность за счет того или иного энергетического источника, по возможности, бесперебойный и с минимальными затратами трудовых и материальных ресурсов. Проблема повышения эффективности выработки запасов углеводородного сырья органически связана не только с решением ряда вопросов по выбору оптимального в данных условиях способа эксплуатации, но и с разработкой новых средств и технологий подъема продукции скважин, таких, например, как тандемные установки «ЭЦН-СН». 11.1. МЕТОДОЛОГИЯ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО ВЫБОРА МЕХАНИЗИРОВАННОГО СПОСОБА ЭКСПЛУАТАЦИИ Ниже рассматриваются методологические основы выбора только механизированных способов эксплуатации, т.к. первоначально любую скважину необходимо проверить на возможность естественного или искусственного фонтанирования с заданными технологическими параметрами. Кроме того, не рассматриваются такие способы эксплуатации, которые являются единственными для данных эксплуатационных условий, например, эксплуатация скважин плунжерным лифтом, при которой подъем продукции происходит за счет природной энергии сжатого газа с применением специальных плунжеров, препятствующих потерям на относительное проскальзывание газа. Практика эксплуатации добывающих скважин механизированным способом на различных месторождениях России, а также опыт эксплуатации скважин за рубежом позволяют выделить основные параметры, которые необходимо рассматривать при предварительном выборе механизированного способа эксплуатации, например, на стадии составления проектной документации на разработку месторождения. Из добывных возможностей существующих способов эксплуатации, несмотря на значительные различия в характеристиках скважин и добываемой продукции, следует, что отдельные скважины или группы скважин могут эксплуатироваться различными способами в пределах даже одного месторождения или залежи. Поэтому относительный выбор наилучшего для данных условий способа эксплуата ции является одной из основных задач, особенно в процессе составления проекта разработки нефтяного месторождения. Решение поставленной задачи возможно при наличии определенной совокупности исходных данных, основная часть которых необходима для технико-экономических расчетов любого способа эксплуатации, другая же часть—только для некоторых из них. Обязательным является знание свойств добываемых флюидов (нефти, газа и воды) в функции давления и температуры. При выборе способа эксплуатации скважин в качестве основных необходимо рассматривать технические, технологические, эксплуатационные, экономические и социальные показатели. Предварительный выбор можно сделать на основе обобщенных параметров, используя, например, ранговый подход. Для одной группы частных параметров (х), оценивающих возможность успешного применения того или иного способа эксплуатации, можно использовать пятибалльную систему оценок. Оценка Число баллов Отличная 4 Хорошая 3 Удовлетворительная 2 Плохая 1 Невозможно О Для другой группы частных параметров (у), характеризующих сложность системы, капитальные вложения, металлоемкость и т.д., достаточно использовать трехбалльную систему оценок. Оценка Число баллов Высокая 3 Средняя 2 Низкая 1 Обобщенные Z-параметры для различных способов эксплуатации скважин могут быть определены как средние геометрические частных оценок для рассматриваемых параметров: (11.1) (11.2) (11.3) где Л!"—обобщенный параметр, оценивающий возможность успешного применения данного способа эксплуатации;

У — обобщенный параметр, характеризующий общую эффективность способа эксплуатации;

хр у. — оценки частных параметров;

п,к — соответственно числа частных х- и у-параметров;

Y[ — произведение оценок частных параметров. Предложенная методика рекомендуется только для предварительного выбора способа эксплуатации;

окончательное решение должно приниматься после технико-экономических расчетов по конкретным способам эксплуатации. Данный метод удобен тем, что если хоть один из частных параметров равен нулю, то данный способ эксплуатации неприменим в рассматриваемых условиях. Для него характерна также высокая чувствительность к низким оценкам частных параметров. 11.2. ОЦЕНКИ ЧАСТНЫХ ПАРАМЕТРОВ Оценки частных х-параметров для основных способов эксплуатации представлены в табл. 11.1, а оценки частных_у-параметров — в Таблица 11. Оценки частных дг-параметров Оценка для способа эксплуатации Газлифт Частные ^-параметры СШНУ УЭЦН ГПНУ УСН Тандем комбеском- «УЭЦН преспрес-СН» сорсориый ный Эксплуатация высокодебитных скважин -tj Эксплуатация среднедебитных скважин х2 Эксплуатация низкодебитных скважин *, Эксплуатация глубоких скважин д: 2 3 4 3 4 4 1 4 2 3 4 4 4 4 6 4 4 0 4 4 0 8 4 4 4 Продолжение таблицы 11.1 Эксплуатация скважин средней глубины дг5 Эксплуатация неглубоких скважин х 6 Длительная безотказная работа и достижение высокого коэффициента эксплуатации скважин х-, Исследование скважин хн Автоматизация добычи, регулирование параметров и диспетчерский КОНТРОЛЬ Хд 3 4 4 4 4 4 4 4 6 4 4 4 4 4 4 3 2 2 3 4 3 3 Совершенствование технологических процессов добычи нефти хк Повышение эффективности способа добычи нефти хи Одновременная раздельная эксплуатация хп Эксплуатация искривленных и наклонно-направленных скважин * 1 3 Эксплуатация погружного оборудования с температурой окружающей жидкости в скважине до 1СГСхи Эксплуатация погружного оборудования с температурой окружающей жидкости в скважине свыше 70°Сдг15 Эксплуатация скважин, продукция которых содержит до 1% механических примесей дс 1* 2 2 2 3 2 3 Окончание таблицы 11. Эксплуатация скважин, продукция которых содержит свыше 1% механических примесей xv Эксплуатация скважин при отложении солей и коррозии погружного оборудования дг18 Эксплуатация обводненных скважин xv) Форсированные отборы ЖИДКОСТИ Хя 3 2 1 3 3* 2 1 4 4 2 2 2 2 3 4 Эксплуатация скважин при повышенном объемном газосодержании у приема оборудования х 21 Эксплуатация скважин с повышенным содержанием парафина в ее продукции *22 Подъем жидкости повышенной вязкости (до1Пас)х2з Эксплуатация скважин с высоким противодавлением на устье хи Эксплуатация скважин в сложных природно-климатических У Л В Я.Ту СОИХ Эксплуатация скважин уменьшенного диаметра х табл. 11.2. Представленные таблицы могут быть дополнены для новых специфических условий эксплуатации скважин, например, морских скважин. При расчете обобщенных параметров X и У допускается уточнение оценок тех частных параметров, которые могут су*При использовании дополнительного оборудования щественно влиять на возможность и эффективность применения того или иного способа эксплуатации скважин в конкретных условиях. Описанный подход к выбору способа эксплуатации скважин не является единственно возможным, а частные х- и_у-параметры могут дополняться или заменяться на другие с соответствующей корректировкой их оценок. Выбранный способ эксплуатации (или способы эксплуатации) может быть рекомендован к практической реализации только после проведения технико-экономических расчетов.

Таблица 11. Оценки частных ^-параметров Оценка для способа эксплуатации Газлифт Частные ^-параметры СШНУ УЭЦН ГПНУ компрессорный бескомпрессорный Тандем «УЭЦН -СН» УСН Эксплуатационная надежность ух Удобство и простота обслуживания >>2 Энергетическая эффективность (КПД) уъ Гибкость с и с т е м ы ^ Деэмульсационная способность продукции обводненных скважин >'5 Простота обустройства скважины _у6 Эффективность капитальных иложений y-i Эффективность использования металла (величина, обратная металлоемкости) у 2 2 2 2 1 3 3 3 2 3 4 2 2 2 2 5 3 2 2 2 6 2 2 1 2 7 3 3 1 2 8 3 3 3 3 1 2 3 3 1 2 1 2 1 2 3 3 3 3 11.3. ОБ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВОЗМОЖНЫХ СПОСОБОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН Рассмотрим промысловую калькуляцию себестоимости добычи нефти, которая представлена в табл. 11.3. При этом принимается, что себестоимость составляет 100% основных затрат на добычу одной тонны нефти (включенные в табл. 11.3 статьи расходов могут дополняться, а их доли — изменяться). Ввиду отсутствия дифференцированных данных о себестоимости добычи отдельными способами, определим себестоимость исходя из общих затрат по статьям расходов и дифференцированных технико-экономических показателей, учитываемых службами нефтедобывающего предприятия. Это дает возможность определить, какую часть в общих промысловых затратах занимают действительные затраты на добычу нефти по способам эксплуатации. Не расшифровывая каждую статью расходов в отдельности, покажем методологию расчета по каждой статье для двух способов эксплуатации: УЭЦН и СШНУ. Далее в расчете используются условные денежные единицы (у.е), которые не привязаны к какой-либо валюте. Таблица 11. Промысловая калькуляция себестоимости добычи нефти Статьи расходов Энергетические затраты Заработная плата с отчислениями Амортизация: скважин прочих основных средств Текущий ремонт оборудования: наземного подземного Внутрипромысловая перекачка и хранение нефти Деэмульсация (подготовка нефти) Расходы на увеличение нефтеотдачи пластов Цеховые расходы Общепромысловые расходы Итого Себестоимость добычи 1 т нефти, у.е./т 0,040 0,138 0,677 0,173 0,025 0,056 0,023 0,090 0,288 0,133 0,163 1,806 1. Энергетические затраты а) Затраты на установленную мощность Стоимость 1 кВА мощности, например, 0,056 у.е/сут. Для УЭЦН: трансформатор 30 кВА, затраты —1,68 у.е./сут, для СШНУ: трансформатор 20 кВА, затраты —1,12 у.е./сут. б) Затраты на извлечение жидкости С ж могут быть рассчитаны по следующей формуле: C^ = NK3atKK, (11.4) где N — мощность используемого электродвигателя, кВт;

кэ — коэффициент эксплуатации, д. ед.;

а — стоимость 1 кВт-ч электроэнергии (0,0032 у.е./(кВтч);

t — календарное время работы, ч;

/си — коэффициент использования мощности, д. ед. Для УЭЦН: мощность ПЭД N = 17 кВт, кк = 0,52, к3 = 0,957, Сж = 0,647 у.е./сут;

* для СШНУ: N = 13 кВт, ки = 0,52, кэ = 0,942, С ж = 0,49 у.е./сут. в) При использовании специальных установок по депарафинизации на скважинах с УЭЦН необходимо учитывать энергозатраты на их работу. Перемножив суточные затраты и отработанные скважино-дни, получим общие энергетические затраты на эксплуатацию по каждому способу. Разделив эти затраты на соответствующую добычу, получим затраты на 1т по каждому способу: например, УЭЦН — 0,0534 у.е./т, СШНУ —0,1345 у.е./т. 2. Зарплата с отчислениями При равных условиях (рельеф, расстояние, связь) можно принять, что для обслуживания одной скважины, оборудованной УЭЦН, требуется больше обслуживающего персонала, чем для скважины с СШНУ. Принимая коэффициент трудоемкости обслуживания скважины с СШНУ за 1, для УЭЦН примем —1,4. Затраты на заработную плату распределяют пропорционально коэффициенту трудоемкости обслуживания и отработанным скважино-дням: для УЭЦН — 0,128 у.е./т, для СШНУ — 0,336 у.е./т. 3. Амортизация а) Скважин — средняя стоимость одной скважины составляет, например, 95000 у.е., а годовая норма амортизации — 8,3%. Зная число скважин, эксплуатирующихся тем или иным способом, стоимость одной скважины и годовой процент ее амортизации, можно получить амортизационные отчисления: для УЭЦН — 0,5 у.е./т;

для СШНУ —1,949 у.е./т.

б) Амортизация прочих основных средств — норма амортизации на оборудование скважин, например, 9,2%. Но эту величину нельзя брать для расчета, т.к. в течение года происходит движение: оборудование на некоторых скважинах частично или полностью заменяют. Чтобы учесть это, необходимо оперировать средней нормой амортизации, которая должна вычисляться в каждом нефтедобывающем предприятии отдельно. С учетом сказанного затраты на 1 т нефти составляют: для УЭЦН — 0,148 у.е./т, для СШНУ — 0,503 у.е./т. 4. Текущий ремонт а) Ремонт наземного оборудования Затраты на ремонт наземного оборудования распределяют пропорционально числившимся скважино-дням: УЭЦН — 0,0188 у.е./т, СШНУ —0,0695 у.е./т. б) Ремонт подземного оборудования Затраты на ремонт подземного оборудования складываются из затрат на материалы, заработную плату, отчислений, резерва отпусков, проката передвижных агрегатов, амортизации и др. Эти затраты распределяют пропорционально продолжительности подземного ремонта по каждому способу: УЭЦН — 0,0448 у.е./т, СШНУ — 0,251 у.е./т. 5. Внутрипромысловая перекачка и хранение нефти Затраты на перекачку и хранение нефти принято распределять пропорционально количеству добытой жидкости, которое зависит от обводненности. При этом себестоимость нефти будет тем выше, чем выше обводненность продукции. Но содержание воды в нефти не зависит от способа эксплуатации. Поэтому затраты на эту статью распределяют пропорционально удельным весам добычи нефти по способам эксплуатации в общей добыче нефти: УЭЦН — 0,023 у.е./т, СШНУ — 0,023 у.е./т. 6. Деэмульсация Затраты на деэмульсацию также пропорциональны удельным весам добычи нефти по способам в общей добыче нефти: УЭЦН—0,09 у.е./т, СШНУ — 0,09 у.е./т. 7. Расходы по увеличению нефтеотдачи пластов Эти затраты распределяют пропорционально удельным весам добычи нефти по способам: УЭЦН—0,288 у.е./т, СШНУ—0,288 у.е./т. 8,9. Цеховые и общепромысловые расходы Затраты по этим статьям распределяют пропорционально числившимся скважино-дням. Предварительно из общей суммы затрат выделяют затраты на ремонт и прокат УЭЦН: УЭЦН—0,234 у.еУг, СШНУ—0,784 у.еУг.

Сложив затраты по отдельным статьям для рассматриваемых способов эксплуатации, получают себестоимость добычи 1 т нефти: УЭЦН — 1,528 у.е./т, СШНУ — 4,428 у.е./т. Таким образом, на данном предприятии фактическая себестоимость добычи нефти УЭЦН в 2,9 раза ниже, чем СШНУ. Исходя из этого среди промысловиков утвердилось мнение, что применение УЭЦН более эффективно, нежели СИЕНУ. Представление это ошибочно и связано с фактически сложившейся на промыслах обстановкой (УЭЦН работают в высокодебитных скважинах, а СШНУ — в низкодебитных), а также с принятой методикой расчета себестоимости. Характерные ошибки принятой методики следующие: 1. Средняя норма амортизации насосных установок не отражает реального положения. Опыт показывает, что, например, станкикачалки с успехом работают в течение 15-20 лет, т.е. при норме амортизации 5-7,7%, а не 9,2%. 2. Одной из крупных статей расходов является статья на увеличение нефтеотдачи пластов, например, поддержанием пластового давления. Повышение пластового давления (или поддержание его на определенном уровне) приводит к снижению потребных напоров скважинных насосов. Поэтому эти затраты необходимо учитывать только в размерах, пропорциональных достигнутому эффекту. 3. Недостаточно точно учитываются расходы на перекачку и хранение нефти, о чем было сказано выше. 4. Недостаточно точно учитываются расходы на деэмульсацию, ибо нефть, добытая различными насосными установками (УЭЦН и СШНУ), требует различных затрат на деэмульсацию. 5. Одним из важнейших показателей при определении себестоимости добычи нефти является дебит скважины по нефти (при этом понимают, что дебит скважины равен подаче установки), а также высота подъема продукции скважины. Для условий рассмотренного примера расчета себестоимости добычи нефти подача установки ЭЦН в 3,75 раза выше, чем установки СШН (80 м7сут против 21,3 м3/сут) и составляет 43 т/сут нефти. Поэтому для определения пределов экономической эффективности обоих способов необходимо рассматривать затраты, во-первых, при равных подачах и высоте подъема продукции, и, во-вторых, с учетом высказанных замечаний. При этих условиях получают зависимости себестоимости добычи нефти в функции дебита скважины (подачи установки) при одинаковой высоте подъема продукции, представленные на рис. 11.1. Полученные зависимости показывают, что при дебетах скважин Q Ql себестоимость добычи УЭЦН ниже таковой СШНУ. Численная величина Qx не является постоянной для всех нефтяных месторождений, зависит от текущего состояния их разработки и должна рассчитываться в каждом конкретном случае. Таким образом, выбор способа эксплуатации скважин является сложной технико-экономической задачей, грамотное решение которой зависит от квалификации инженерного персонала и общего состояния нефтепромысловой науки.

Дебит, Q Рис. 11.1. Зависимости себестоимости добычи нефти от дебита: 1 — УЭЦН;

2 — СШНУ ГЛАВА 12 РЕМОНТ СКВАЖИН Добывающая система состоит из различных элементов, которые могут быть разделены на три группы: — элементы, связанные с работой пласта и скважины;

— элементы, связанные с работой подземного и наземного оборудования;

— элементы, связанные с работой системы сбора и подготовки скважинной продукции. Естественно, что в период разработки месторождения нормальная работа системы может нарушаться по различным причинам, связанным, например, с выходом из строя наземного или подземного оборудования каждой конкретной скважины;

с нарушением работы системы сбора и подготовки скважинной продукции;

с изменением условий притока продукции в скважину;

с нарушением работы самой скважины (образование песчаных пробок, отложение солей или парафина в перфорационных отверстиях, смятие обсадной колонны и др.). Кроме того, скважины могут простаивать из-за отсутствия электроэнергии, например, вследствие форс-мажорных обстоятельств и т.п. Таким образом, все календарное время жизни скважины можно разделить на две части: — время, в течение которого система выполняет свои функции;

—время, в течение которого система не функционирует (простаивает). Очевидно, что соотношение времени работы системы и времени ее простоя определяет технико-экономическую эффективность выработки запасов месторождения. 12.1. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ Одним из количественных показателей технико-экономической деятельности нефтегазодобывающего предприятия является коэффициент эксплуатации Кэ, характеризующий долю времени, в течение которой добывающая система выполняет свои функции Т, от всего календарного времени за анализируемый период Тк, например, год:

*,=.

(12.1) Ниже мы будем рассматривать не все элементы добывающей системы, а только скважину, пласт, наземное и подземное оборудова ние. Так как эксплуатация скважин осуществляется различными способами (с различным наземным и погружным оборудованием), разумно рассчитывать коэффициент эксплуатации для каждого из способов, характеризующихся использованием оборудования различной сложности, надежности и долговечности, а также различным влиянием реальных свойств продукции скважин на эффективность и длительность его безаварийной работы. Безаварийная работа пласта (призабойной зоны) и самой скважины напрямую не связана с нарушением работы добывающего оборудования, т.е. анализируемые причины нарушения работы системы будем делить на две категории: —причины, связанные с нарушением работы пласта или скважины, —причины, связанные с отказом погружного или наземного оборудования. Таким образом, коэффициент эксплуатации Кэ характеризует время всех простоев добывающей системы и, являясь интегральным показателем, не позволяет дифференцировать категорию (причины) простоя. Для получения большей информативности и более глубокого анализа эффективности работы каждого из элементов добывающей системы следует рассчитывать коэффициенты эксплуатации по способам: фонтанная эксплуатация —К^, газлифтная эксплуатация—К^, эксплуатация СШНУ—К^, эксплуатация УЭЦН—ATDII и т.д. Если на предприятии каждым способом эксплуатируется определенное количество скважин, причем это количество за анализируемый период календарного времени изменяется (ввод в эксплуатацию в этом периоде новых скважин, выбытие (ликвидация) скважин), то коэффициент эксплуатации должен рассчитываться с учетом движения скважин и соответствующим календарным и отработанным временем по каждой из них. Несмотря на то, что коэффициент эксплуатации характеризует эффективность использования фонда скважин во времени, он не дает полного представления о причинах ремонтов и не позволяет выявить наиболее слабые элементы добывающей системы, чтобы проводить целенаправленную работу с фондом скважин. Существенно более информативными показателями являются: —для наземного и подземного оборудования—наработка на отказ То;

—для пласта и скважины — межремонтный период работы скважины МРПс. В настоящее время эти показатели не разделяются, а используется единый показатель МРП скважин, определяемый как отноше ние времени работы добывающей системы (скважины) к количеству ее ремонтов за анализируемый период, например, за год: ^, (12.2) где Т — время работы скважины в анализируемый период, т.е. то время, в течение которого скважина дает продукцию;

п — количество ремонтов за анализируемый период времени. Хотя этот показатель является интересным и содержательным, он не вскрывает основных причин ремонтов и не позволяет предприятию обоснованно планировать организационную деятельность ремонтных подразделений. Организация ремонтной деятельности нефтегазодобывающего предприятия базируется на видах выполняемого ремонта: — ремонт наземного или подземного оборудования, связанный с ликвидацией неполадок в технической системе;

— ремонт самой скважины, связанный с нарушением работы призабойной зоны (пласта) и независящий от состояния технической системы, с помощью которой эксплуатируется скважина. Таким образом, необходимо различать ремонты, связанные с состоянием скважины или призабойной зоны (пласта), и ремонты, связанные с состоянием технической системы, эксплуатирующей скважину. В первом случае, действительно, причиной ремонта является сама скважина или призабойная зона (пласт) и можно говорить о межремонтном периоде работы скважины МРПс, определяемом временем ее работы между двумя ремонтами. Во втором случае скважина может полностью выполнять свою функцию, но ее остановка связана с необходимостью ремонта технической системы. Время работы технической системы между двумя ремонтами любого из ее элементов называется наработкой на отказ — То. При этом определенные элементы технической системы при ремонте (замене) не требуют остановки скважины. С целью выявления наиболее слабых элементов технической системы учет наработки на отказ следует вести поэлементно (например, колонна штанг, клапаны глубинного насоса, канатная подвеска и т.п. при эксплуатации скважин установками СШН). 12.2. ВИДЫ РЕМОНТОВ Все ремонты, связанные с восстановлением нормальной работы скважины или призабойной зоны (пласта) и оборудования для ее эксплуа тации, разделяют на текущие и капитальные. Все ремонтные работы, связанные с созданием нормальных условий функционирования технической системы, с восстановлением или заменой ее отдельных элементов или всей системы в целом, будем относить к текущему ремонту. Перечень работ, относящихся к текущему ремонту, следующий: — ликвидация неисправностей в подземном оборудовании при любом способе эксплуатации;

— замена подземного оборудования (штанг, глубинного насоса, труб при эксплуатации скважины СШНУ;

погружного агрегата, кабеля, труб при эксплуатации скважины УЭЦН и т.д.);

— замена всей технической системы при переходе с одного способа эксплуатации скважины на другой;

— подъем подземного оборудования из добывающей скважины при переводе ее под нагнетание, например, воды или перед ее консервацией (ликвидацией);

— спуско-подъемные операции и ловильные работы, выполняемые при аварии подземного оборудования (обрыв или отворот штанг;

обрыв скребковой проволоки или глубинных приборов в период исследования скважины;

расхаживание заклинившего плунжера глубинного насоса и т.п.);

— ревизия отдельных элементов или всей технической системы и проведение планово-предупредительного ремонта;

— очистка подземного оборудования (труб, штанг, насосов) от отложений парафина и солей;

— изменение глубины спуска глубинного насоса или погружного агрегата, а также другие аналогичные работы. Для выполнения указанных работ используют бригады подземного ремонта, оснащенные штатной техникой и необходимым инструментом. Работы, связанные с восстановлением нормального функционирования скважины и призабойной зоны, с ликвидацией сложных аварий подземного оборудования будем относить к капитальному ремонту. Перечень этих работ, в основном, следующий: — исправление нарушений в обсадной колонне;

— ликвидация смятий обсадной колонны;

— ликвидация прихватов трубы, пакеров и другого подземного оборудования;

— ловильные работы, связанные с полетом погружного оборудования на забой скважины;

— установка цементных мостов, а также временных колонн-летучек;

— резка окон в обсадных колоннах и забуривание второго ствола;

— разбуривание плотных пробок на забое скважины, а также цементных мостов;

—ограничение и изоляция водопритоков в добывающих скважинах;

— выравнивание профиля приемистости в нагнетательных скважинах;

—ликвидация заколонных перетоков (восстановление герметичности заколонного пространства);

— формирование в призабойной зоне непроницаемых экранов;

— интенсификация притока жидкости и приемистости скважин (гидромеханические, физико-химические, термические и комбинированные методы);

— переход с одного эксплуатационного объекта на другой;

— операции по ликвидации скважины. Все вышеперечисленные работы выполняются специальными подразделениями по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин. Указанные подразделения имеют в своем составе специалистов высокой квалификации по различным видам деятельности, а также мощный арсенал разнообразной техники и специального инструмента. При проведении работ по капитальному ремонту скважин широко применяются геофизические методы контроля, а качество выполняемых работ оценивается информационно-измерительным комплексом, разработанным в последние годы в России. 123. КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА И МОНИТОРИНГ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ВОЗДЕЙСТВИЙ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ* 12.3.1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ Капитальный ремонт скважин, а также технологические воздействия на призабойную зону (ПЗС) являются сложными и дорогостоящими операциями;

при этом успех этих работ не всегда является стопроцентным. В последние годы в различных странах проводятся интенсивные исследования, направленные на повышение * Раздел написан магистрантом кафедры разработки и эксплуатации нефтяных месторождений РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина А.Е.Чикиным. успешности, в частности, обработок призабойных зон добывающих и нагнетательных скважин применяемыми методами. Эффективность любого технологического воздействия на ПЗС связана с точным знанием причин ухудшения (изменения) состояния призабойной зоны и подбором соответствующих методов воздействия. Любой метод технологического воздействия должен базироваться на тщательном планировании работ на скважине и на надежном и достоверном мониторинге (контроле) процесса в реальном времени его проведения. Так, по данным фирмы AGIP, 12% кислотных обработок ПЗС оказались неудачными, в основном, из-за отсутствия контроля за их проведением. Определить причины неудач и получить при повторных обработках положительные результаты удалось использованием метода мониторинга состояния ПЗС, разработанного Дж. Паккалони. В основу метода положена упрощенная стационарная гидродинамическая модель фильтрации кислотного раствора. Суть мониторинга заключается в замерах и регистрации с заданной периодичностью устьевого давления Р, объемного расхода Q и плотности кислотного раствора р. Для каждого замера Р, Q и р в реальном времени процесса рассчитываются динамическое забойное давление и репрессия на пласт, а также показатель скин-эффекта S. По изменению величины скин-эффекта судят об эффективности воздействия. Расчет характеристик в реальном времени процесса осуществляется благодаря цифровой регистрации параметров и системе компьютерного анализа. Метод Дж. Паккалони обладает рядом существенных недостатков и позволяет сделать оценку состояния ПЗС, верную только в качественном отношении и только для скважин с существенным загрязнением ПЗС. В других случаях он дает ошибки в десятки и сотни процентов. Более того, в случае, когда проводимость призабойной зоны выше, чем проводимость пласта (удаленной зоны), метод дает неверную оценку даже в качественном отношении, показывая наличие загрязнения ПЗС, причем значительного. Дальнейшим развитием мониторинга кислотных обработок явился метод Л. Прувоста и М. Экономайдиса, используемый компанией «Doowell Schlumberger» для определения показателя скин-эффекта в реальном времени процесса. В основе метода Л. Прувоста и М. Экономайдиса лежит теория нестационарной фильтрации однородной жидкости в однородном пласте, на основе которой рассчи тывается забойное давление для модели с определенными параметрами. В процессе мониторинга по измеряемому на устье давлению Ру рассчитывается забойное давление, которое и сравнивается с забойным давлением по гидродинамической модели, для которой показатель скин-эффекта 5 = 0. При цифровой регистрации устьевых параметров и системе компьютерного анализа данным методом рассчитывается показатель скин-эффекта в реальном времени процесса. Метод Л. Прувоста и М. Экономайдиса получил достаточно широкое распространение в нефтепромысловой практике. Однако этому методу присущи и определенные недостатки, что ограничивает его применение. В частности, метод предполагает, что свойства нагнетаемой и пластовой жидкостей одинаковы;

известна гидропроводность пласта (в случае, когда гидропроводность пласта неизвестна, метод не может быть применен). В ряде технологических воздействий на ПЗС происходят направленные изменения гидропроводности пласта вследствие очистки или закупорки определенных интервалов;

при этом данный метод не может быть использован. Показатель скин-эффекта, определяемый по методу Л. Прувоста и М. Экономайдиса, существенно зависит от колебаний расхода закачиваемого раствора;

в то же время ряд процессов неизбежно приводит к колебаниям расхода, поэтому ошибки при расчете скинэффекта достигают десятков и сотен процентов. К настоящему времени накоплена достаточная информация по быстропротекающим пластовым процессам при технологических воздействиях на ПЗС, а существующие технические и технологические средства позволяют получать достоверные данные о динамическом забойном давлении и расходе уже во время исследования скважины на приемистость перед проведением технологического воздействия, т.е. знать состояние ПЗС перед началом обработки. 12.3.2. МЕТОД КОМПАНИИ «СТРОЙКОМ-ОЙЛ» Российская компания «Стройком-ойл» в 1998-2002 годах провела исследования, связанные с проблемой мониторинга технологических воздействий на призабойные зоны эксплуатационных скважин. Теоретическая часть базируется на нестационарной фильтрации неоднородной жидкости в неоднородном пласте, а метод позволяет вести мониторинг всех видов физико-химических обработок призабойных зон (ОПЗ) и ремонтно-изоляционных работ (РИР). Мониторинг возможен при следующих условиях:

1. Перед обработкой отсутствует информация об основных характеристиках ПЗС (неизвестны приемистость или продуктивность, гидропроводность и проницаемость, состояние и степень загрязнения и т.д.). 2. Закачка жидкости носит нестационарный характер со значительными колебаниями расхода и давления. 3. Свойства нагнетаемой и пластовой жидкостей различны по вязкости, плотности и реологическим характеристикам. 4. В процессе технологического воздействия фильтрационно-емкостные свойства ПЗС и эффективная толщина пласта (под воздействием закачиваемой технологической жидкости) изменяются. Ни один из известных методов при этих условиях неприменим. Анализ эффективности ОПЗ и РИР показал, что контроль состояния ПЗС является необходимым условием повышения эффективности этих работ, а надежный достоверный мониторинг позволяет управлять ходом процесса для получения максимальной эффективности при снижении расхода дорогостоящих реагентов;

технология процесса может быть изменена, а в крайнем случае — процесс может быть прекращен вовсе. Анализ ОПЗ с целью увеличения продуктивности или приемистости скважин позволил установить следующие общие особенности, независимо от метода обработки: 1. При правильно выбранной и технологически грамотно выполненной ОПЗ гидропроводность обработанной зоны пласта повышается не только за счет увеличения проницаемости, но и за счет увеличения эффективной толщины пласта. 2. Снижается показатель скин-эффекта. 3. Увеличивается коэффициент продуктивности или приемистости скважины. Исходя из изложенного при мониторинге процесса ОПЗ необходимо контролировать следующие параметры: — гидропроводность ПЗС;

— показатель скин-эффекта;

— коэффициент продуктивности или приемистости, который определяется перед началом и после завершения ОПЗ. Другим направлением капитального ремонта скважин являются ремонтно-изоляционные работы, связанные с прекращением или снижением поступления воды в скважину. Источниками воды являются: 1. Система ППД, когда вода закачивается в нефтенасышенный пласт.

2. Вышележащие или нижележащие неперфорированные водоносные горизонты при недостаточной толщине непроницаемых (глинистых) разделов между нефтенасыщенными и водонасыщенными горизонтами (как показала практика, толщина таких разделов не превышает 1,5-2 м) и их нарушении при реализуемых депрессиях в процессе эксплуатации скважины. Если непроницаемые разделы имеют большую толщину и не нарушаются в процессе эксплуатации скважины, вода может поступать через нарушенный цементный стакан (заколонные перетоки). 3. Обводненные пропластки перфорированного слоистого пласта. 4. Обводненные неперфорированные пропластки слоистого пласта, отделенные от нефтенасыщенного перфорированного пласта непроницаемыми разделами небольшой мощности, и их нарушения в процессе эксплуатации скважины. 5. Водяные конусы подошвенной воды. Существуют и другие источники поступления воды в добывающие скважины. Известно много способов водоизоляционных работ в скважине, но для выбора одного из них необходимо точное знание причины поступления воды и места, откуда она поступает. При выборе того или иного способа каждая технология обработки должна исходить из следующих ожидаемых результатов: — закачиваемые тампонирующие материалы должны полностью заполнить каналы поступления воды;

— они должны создать водоизолирующий барьер, который при последующей эксплуатации скважины обеспечит достаточное сопротивление без разрушения действующей депрессии;

— применяемые материалы, техника и технология должны обеспечить не только высокую эффективность водоизоляционных работ, но и безопасность персонала и существующие экологические требования к подобным операциям. При мониторинге РИР в скважинах необходимо контролировать: — гидропроводность пласта;

— показатель скин-эффекта;

— приемистость скважины;

в случае снижения приемистости необходимы дополнительные работы по улучшению гидродинамической связи продуктивного горизонта со скважиной. К ремонтно-изоляционным работам относятся ликвидация межпластовых перетоков и выравнивание профилей притока или при емистости. Мониторинг ОПЗ и РИР проводится компанией «Стройком-ойл» с использованием разработанного ею информационноизмерительного комплекса (ИИК) «АЧ-1».

12.3.3. ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЙ КОМПЛЕКС «АЧ-1» ДЛЯ МОНИТОРИНГА ОПЕРАЦИЙ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН ИИК «АЧ-1», смонтированный на шасси автомобиля повышенной проходимости, является дополнительным элементом штатной техники, применяемой при ОПЗ или РИР, и предназначен для измерения и регистрации параметров процесса в режиме реального времени, а также для сохранения в энергонезависимой памяти всей информации о процессе. Одновременно первичная информация в режиме реального времени может непрерывно отображаться в цифровой, табличной и графической формах на экране персонального компьютера. ИИК позволяет: — проводить гидродинамическое экспресс-исследование скважины как на нестационарном режиме, так и на стационарных режимах, обрабатывать и представлять результаты исследования в режиме реального времени;

— осуществлять оперативный контроль и управление процессом воздействия на ПЗС с целью получения максимально положительного эффекта;

— осуществлять оперативный контроль и управление процессом РИР (при необходимости изменяя технологию работ и используемые тампонирующие материалы), добиваясь максимально возможного в данной скважине технологического эффекта;

— проводить обоснованный выбор скважин для ОПЗ и сам метод воздействия на основе определения состояния призабойной зоны;

— установить факт промывки или опрессовки колонны, технологического воздействия на ПЗС и дать объективную характеристику состояния скважины после выполненных работ. ИИК позволяет решать и другие задачи, связанные с анализом эффективности проводимых на скважине работ, адаптировать стандартные технологии к конкретным условиям скважин и т.п. При испытании скважины непосредственно во время закачки жидкости в режиме реального времени определяются коэффициент приемистости (продуктивности), гидропроводность, проницаемость и степень загрязнения (показатель скин-эффекта) призабойной зоны, потенциально возможная приемистость (дебит), необходимость работ по интенсификации приемистости (притока). Для значительно загрязненной зоны пласта рассчитываются ее размеры и гидропроводность, а также объемы используемых технологических жидкостей. В ходе обработки призабойной зоны любым способом в режиме реального времени определяются текущая продуктивность, состояние ПЗС;

при необходимости в технологию обработки вносятся коррективы;

отмечается факт устранения загрязнения ПЗС и достижения потенциальной продуктивности (приемистости) скважины. В ходе работ по ограничению водопритока или регулированию интервала поглощения при закачке изолирующих материалов в ПЗС определяются изменение приемистости поглощающего интервала и степень его закупорки;

при необходимости в программу обработки оперативно вносятся изменения исходя из фактически полученных результатов. Информационно-измерительный комплекс «АЧ-1» включаете себя: — блок сбора информации с переносным компьютером типа, «ноутбук»;

— программное обеспечение «ПАК-3»;

— программный комплекс «СКИН-ТЕСТ»;

— времяимпульсный ультразвуковой переносный расходомер «ВЗЛЕТ ПР»;

— зондирующий ультразвуковой расходомер «ДНЕПР-7»;

— толщиномер ультразвуковой «ВЗЛЕТ УТ»;

— датчик избыточного давления «МИДА»;

Pages:     | 1 |   ...   | 7 | 8 || 10 |



© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.