Файл: Добыча.pdf

48
ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ
ОКТЯБРЬ 6 (66) 2018
откачиваемой жидкости учитывается коэф- фициентом наполнения цилиндра насоса. Он равен отношению объема жидкости, посту- пившей в насос, ко всему объему цилиндра.
В ряде случаев затрубный газ вытесняет динамический уровень к приему насоса и прорывается на прием насоса, срывая по- дачу. Такой процесс приводит не только к уменьшению добычи нефти, но и к снижению межремонтного периода из-за возможного заклинивания плунжера в цилиндре и другим причинам.
Для снижения вредного влияния свобод- ного газа на работу скважинного штангового насоса применяются следующие способы:
1) увеличение погружения насоса под дина- мический уровень, что снижает количество свободного газа на приеме насоса;
2) уменьшение «мертвого» пространства под плунжером до приемного клапана [1, 2]:
3) применение насосов специальной конструкции;
4) увеличение длины хода плунжера; при этом снижается доля объема мертвого пространства в объеме, описываемом плунжером;
5) увеличение коэффициента сепарации сво- бодного газа у приема насоса с использо- ванием различных устройств;
6) откачка затрубного газа с помощью поршневого компрессора с приводом от станка-качалки.
ДОБЫЧА
УДК 622.276
Снижение влияния свободного газа
на работу насосного оборудования
С.Б. Колесова
к.э.н., доцент кафедры РЭНГМ, директор sbk@udsu.ru
А.М. Насыров
к.т.н., профессор кафедры РЭНГМ amdakh-nasyrov@rambler.ru
М.Б. Полозов
к.б.н., доцент кафедры РЭНГМ michael999@inbox.ru
Институт нефти и газа им. Гуцериева М.С. ФГБОУ
ВО «Удмуртский государственный университет»,
Ижевск, Россия
В современных условиях
среди вновь вводимых
месторождений увеличивается
доля низкопродуктивных залежей
нефти с малопроницаемыми
коллекторами. Такие залежи,
как правило, эксплуатируются с
низкими забойными давлениями
в скважинах и ухудшенными
показателями работы насосного
оборудования из-за влияния
свободного газа. Снижение
отрицательного влияния
свободного газа на работу
насоса достигается различными
способами в каждом конкретном
случае. Одним из оптимальных
способов является применение
хвостовиков с удлиненными
приемными фильтрами. В
работе излагается ряд других
технологических и технических
приемов снижения вредного
влияния свободного газа на работу
насосного оборудования.
Материалы и методы
На основе анализа практического материала, инженерных расчетов технологического процесса и свойств материалов оборудования.
Ключевые слова
свободный газ, насосное оборудование, низкое забойное давление, низкий коэффициент подачи насоса, хвостовик с удлиненным приемным фильтром
Для современного периода развития не- фтедобывающей промышленности характер- ны устойчивая тенденция снижения добычи нефти на старых месторождениях, ухудшение структуры извлекаемых запасов, рост запа- сов трудноизвлекаемой нефти, увеличение количества низкопродуктивных залежей с осложненными геолого-физическими усло- виями, повышение доли низкопроницаемых коллекторов. Последние, как правило, экс- плуатируются с низкими забойными давле- ниями и низкими коэффициентами пода- чи насосов из-за отрицательного влияния свободного газа (рис. 1а). Влияние газа в
а) б)
Рис. 1 — Динамограмма работы насоса (скв. 4133) с влиянием свободного газа
а) с прорывом газа из затрубного пространства на прием насоса;
б) после установки хвостовика на прием насоса
Fig. 1 — Dynamogram of the pump operation (well No. 4133) with the effect of free gas
a) with the breakthrough of gas from the annulus to the pump;
b) after installing the shank to receive the pump
Рис. 2 — Схема газового сепаратора на
приеме глубинного насоса
Fig. 2 — Scheme of the gas separator at the
intake of the deep pump
1 — спецмуфта
2 — внутренняя труба
3 — наружная труба
4 — заглушка
А — отверстия
Рис. 3 — Принципиальная схема откачки
затрубного газа поршневым компрессором
с приводом от станка-качалки
Fig. 3 — Schematic diagram of pumping
annulus gas with a piston compressor driven
by a rocking machine

49
— ШГН) важную роль играет также конструк- ция фильтра на приеме насоса. На рис. 4а показан стандартный заводской фильтр из стального патрубка, длина которого 21 см.
Приемный фильтр ШГН, как правило, нахо- дится в водной среде, поэтому он быстро подвергается коррозии, отложениям солей и АСПО [4]. Малая длина фильтра не способ- ствует качественной сепарации свободного газа. Поэтому авторы предлагают применять стеклопластиковые фильтры длиной не менее двух метров (рис. 4б), что способствует значи- тельному снижению количества свободного газа и мехпримесей, попадающих на прием насоса. Это происходит из-за увеличения от- носительной скорости движения газа по двум причинам.
Первая. За счет снижения скорости вос- ходящего потока жидкости в эксплуатацион- ной колонне. Подъем газожидкостных смесей можно представить, как движение жидкости со скоростью
Vж
и газа со скоростью
Vг
[2]. Относительную скорость движения газа
Vо получаем как разницу скоростей:
Vо =
Vг - Vж.
Поскольку длина стеклопластико- вого фильтра в десять и более раз длиннее
а) б)
Рис. 4 — Заводской стандартный и предлагаемый фильтры на приеме ШГН:
а) заводской стандартный фильтр (скан заводского документа), б) предлагаемый фильтр скважинный стеклопластиковый, щелевой
диаметр — 73 мм, длина — 2 м
Fig. 4 — Factory standard and proposed filters for receiving sucker-rod pump (SRP):
a) factory standard filter (factory document scan), b) proposed fiberglass borehole filter, slotted diameter — 73 mm, length — 2 m
Наиболее широкое распространение по- лучил газовый сепаратор [1], состоящий из наружной трубы с перфорированной в верх- ней части отверстиями, через которые нефть поступает во внутреннюю трубку, открытую в нижней части, и далее к приему насоса.
Иногда газовый сепаратор (рис. 2) одновре- менно используется против мехпримесей, по- этому устройство называется «газопесочный якорь».
Газовый сепаратор на приеме насоса зна- чительно снижает объем свободного газа, по- падающего в насос, однако не освобождает от свободного газа при вытеснении динами- ческого уровня до приема насоса. Очевидно также, что указанный сепаратор эффективен при небольших дебитах скважин. Кроме того, сепаратор подвержен вторичным ослож- нениям в виде солевых, солепарафиновых отложений.
Устьевой компрессор с приводом от станка-качалки (рис. 3) не оправдывает себя из-за малой производительности и непрактичности.
В практических условиях оправдал себя спуск хвостовиков для предупреждения срыва подачи из-за отжатия динамического уровня затрубным газом. Причем длина хво- стовика (Нхв) зависит от возможной высоты оттеснения затрубной жидкости и определя- ется по формуле:
где
Р
вык
— выкидное давление, Па,
ρ
— плотность затрубной нефти, кг/м
3
,
Н
пог
— глу- бина погружения насоса под динамичный уровень при отсутствии избыточного давле- ния затрубного газа,
м, g
— ускорения сво- бодного падения, м/с
2
К примеру, если выкидное давление
2МПа, плотность нефти в затрубном про- странстве 860 кг/м
3
, глубина погружения на- соса 100 м, то хвостовик должен иметь длину
132 м.
Однако, при длине стального хвостовика более 50 метров высока вероятность дефор- мации цилиндра и заклинивания плунжера насоса [3]. Поэтому хвостовик спускают из труб меньшего диаметра или из стеклопла- стиковых труб.
При этом надо обратить внимание на конструкцию приемного фильтра. Для сни- жения вредного влияния свободного газа на работу штангового глубинного насоса (далее
Рис. 5 — Схема расположения флюидов в скважине:
а) работа ШГН без хвостовика до оттеснения газом затрубной нефти.
б) работа ШГН с хвостовиком, спущенным до нижних отверстий интервала перфорации.
Затрубный газ не попадает на прием насоса. Интервал перфорации в нефтяной среде
Fig. 5 — Arrangement of fluids in the well:
a) the operation of the SRP without a shank before the gas is ejected by the annular oil.
b) the operation of the SRP with a shank run down to the lower holes of the perforation interval.
The annulus gas does not enter the pump. Perforation interval in oil environment
1— зумф
2 — интервал перфорации
3 — эксплуатационная колонна
4 — фильтр
5 —насос
6 — НКТ
7 — штанги
8 — обратный клапан
9 — выкидная линия
10 — отвод из затрубного пространства
Нд — динамический уровень
Рз — давление на забое
Рв — давление на выкиде

50
ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ
ОКТЯБРЬ 6 (66) 2018
заводского, то и скорость движения жидко- сти по затрубу в интервале фильтра ниже на такую же величину, а
Vо
соответственно больше.
Вторая причина заключается в том, что на пузырек газа действует архимедова сила, величина которой равна весу жидкости, вы- тесненной этим телом. Относительная ско- рость движения пузырька является функци- ей не только архимедовой силы, но и силы сопротивления жидкости, препятствующей движению пузырька газа. Сила сопротивле- ния зависит от размера газового пузырька, вязкости жидкости, физических свойств по- верхности раздела [5].
Скорость движения малого газового пузырька определяется согласно формуле
Стокса:
,
где
R
— радиус пузырька,
μ
— динамиче- ская вязкость жидкости,
ρ
ж и
ρ
г
— плотности жидкости и газа.
В данном случае, в интервале фильтра в скважине пластовая вода с плотностью
ρ
ж
, а вязкость жидкости приближается к вязкости воды, поэтому
Vо
тоже имеет максимальное значение.
Таким образом, длина фильтра в данном случае способствует лучшей сепарации газа в затрубное пространство и служит как альтер- натива газопесочным якорям.
При небольших глубинах скважин, если от насоса до интервала перфорации скважи- ны расстояние составляет не более 200–300 м, предлагается спустить хвостовик из стекло- пластиковых труб до нижних отверстий пер- форации (рис. 5б). Стеклопластиковые трубы в четыре раза легче стальных, поэтому насос не деформируют, кроме того затрубное про- странство ниже насоса, включая интервал перфорации, будет находиться в нефтяной среде, что дополнительно снижает забойное давление и гидрофобизирует призабойную зону пласта. При этом ШГН работает с хоро- шим заполнением (рис. 1б)
Проблемой является накопление сво- бодного газа в подпакерной зоне при одно- временно-раздельной добыче нефти из двух объектов. Если нижний насос интенсивно от- бирает жидкость и снижает забойное давле- ние значительно ниже давления насыщения, то под пакером накапливается свободный газ, который со временем прорывается на прием насоса, срывая подачу. Чтобы этого не происходило, в ряде случаев устанавливают газоотводную трубку, как показано на рис. 6.
Однако малый диаметр газоотводной трубки не обеспечивает полный отвод сво- бодного газа, и поставленная цель достига- ется не всегда. Поэтому одним из вариантов является установка обратного клапана на пакере, а сам пакер устанавливают как мож- но ближе к верхнему насосу. При понижении динамического уровня верхним насосом газ из-под пакера прорывается через обратный клапан в верхний интервал скважины и далее в выкидную линию [6].
Технологическим методом решения этого вопроса является подбор производительности нижнего насоса таким образом, чтобы забой- ное давление второго объекта было нена- много ниже давления насыщения, чтобы весь выделенный газ мог удаляться насосом. Чаще всего это достигается применением станций управления с частотным регулированием или комплектацией УЭЦН вентильным двигателем.
Рис. 6 — Схема отвода свободного газа из-под пакера
Fig. 6 — Scheme of free gas escape from under the packer
ENGLISH
OIL PRODUCTION
UDC 622.276
Reducing the effect of free gas on the operation
of pumping equipment
Authors:
Svetlana B. Kolesova — Ph.D., associate professor, director; sbk@udsu.ru
Amdakh M. Nasyrov — Ph.D., professor; amdakh-nasyrov@rambler.ru
Mikhail B. Polozov — Ph.D., associate professor; michael999@inbox.ru
M.S. Gutseriev Institute of Oil and Gas Udmurt State University, Izhevsk, Russian Federation
В целом все известные методы и способы борьбы с вредным влиянием газа могут быть разделены на две группы:
1. Методы, применяемые для предотвраще- ния попадания свободного газа в насос
(отделение газа от жидкости на приеме на- соса или ниже его).
2. Методы, применяемые для снижения вред- ного влияния попавшего в насос свободно- го газа.
В настоящее время для эффективной эксплуатации скважин, продукция которых содержит значительное количество свобод- ного газа, имеется достаточно много техни- ческих и технологических приемов, приме- няемых в практике эксплуатации нефтяных месторождений. Однако подбор и использо- вание того или другого метода производятся не только для конкретного месторождения, но и для конкретной скважины с учетом всех факторов, влияющих на работу насосного оборудования.
Выводы
1. Наиболее рациональным способом за- щиты насосов от прорыва накопленного затрубного газа является использование хвостовиков.
2. Применение удлиненных фильтров на приеме насоса способствует улучшению се- парации газа и удаление его в затрубное пространство.
3. Подбор и применение методов снижения вредного влияния газа на работу насосного оборудования производятся для каждой кон- кретной скважины индивидуально.
Литература
1. Гиматудинов Ш.К. Справочная книга по добыче нефти. М: Недра, 1974. 704 с.
2. Гумеров Р.Р. Повышение эффективности эксплуатации штанговых скважинных насосов при добыче газированных нефтей. Уфа, 1996. 118 с.
3. Насыров В.А., Насыров А.М.
Совершенствование эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, в осложненных условиях. Ижевск,
Парацельс, 2011. 203 с.
4. Документы промысловых испытаний
НСН, НСВ в освоении скважин и очистки призабойных зон. НГДУ «Уфанефть».
2001–2003.
5. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти и газа. Москва, РГТУ им. Губкина, 2003.
816 c.
6. Насыров А.М, Борхович С.Ю. Устранение осложнений при нетрадиционных способах добычи нефти // Нефть. Газ.
Новации. 2017. №7. С. 42–45.

51
References
1. Gimatudinov Sh.K. Spravochnaya
kniga po dobyche nefti [Reference book on oil production]. Moscow,
Nedra, 1974, 154 p.
2. Gumerov R.R. Povyshenie effektivnosti
ekspluatatsii shtangovykh skvazhinnykh
nasosov pri dobyche gazirovannykh
neftey [Increase of efficiency of exploitation of sucker-hole pumps in the extraction of carbonated oils]. Ufa,
1996, 118 p.
3. Nasyrov V.A., Nasyrov A.M.
Sovershenstvovanie ekspluatatsii
skvazhin, oborudovannykh UETsN,
v oslozhnennykh usloviyakh
[Improvement of operation of wells equipped with ESP in complicated conditions]. Izhevsk, Paracelsus,
2010, 203 p.
4. Documents of field trials of NSF, NSW in development of wells and cleaning of bottomhole zones. NGDU Ufaneft.
2001–2003.
5. Mishchenko I.T. Skvazhinnaya
dobycha nefti i gaza [Downhole oil and gas production]. Moscow,
Gubkin Russian State University,
2003, 816 p.
6. Nasyrov A.M, Borkhovich S.Yu.
Ustranenie oslozhneniy pri
netraditsionnykh sposobakh dobychi
nefti [Elimination of complications in non-traditional ways of oil production]. Neft. Gas. Novacii, 2017, issue 7, pp. 42–45.
Abstract
In modern conditions, the share of low- yield oil deposits with low-permeability reservoirs increases among the newly introduced fields. Such deposits, as a rule, are exploited with low bottomhole pressures in wells and worsened performance of pumping equipment due to the influence of free gas. Reduction of the negative effect of free gas on the pump is achieved in various ways in each case. One of the optimal methods is the use of shanks with elongated intake filters. The paper describes a number of other technological and technical methods for reducing the harmful effect of free gas on the operation of pumping equipment.
Materials and methods
Experimental material analysis, engineering calculation of the process and equipment material properties
Keywords
free gas, pumping equipment, low bottomhole pressure, low pump feed rate, shank with an extended intake filter
Results
1. The most rational way to protect pumps from the breakthrough of accumulated annulus gas is the use of shanks.
2. The use of elongated filters at the pump intake contributes to the improvement of gas separation and removal into the annulus.
3. The selection and application of methods for reducing the harmful effect of gas on the operation of pumping equipment are produced for each specific well individually.