Файл: национальный исследовательский томский политехнический университет оператор по исследованию скважин.pdf

44
Рис. 3.4. Принципиальная схема однорядного подъемника с пакером и перепускным клапаном
Перепад давлений на сильфон снижается, и перепускной клапан 5 закрывается. Под действием давления у башмака подъемника обратный клапан открывается.
Двухрядный подъемник с камерой накопления (рис. 3.5) предна- значен для периодической эксплуатации малодебитных скважин, рабо- тающих с осложнениями (повышенное содержание механических при- месей и др.).
Рабочий цикл подъемника.
Когда в межтрубном пространстве (между колоннами 2 и 3) нет давления и в подъемнике нет давления закачиваемого газа, обратный клапан 7 открывается, и жидкость из скважины поступает в камеру на- копления и поднимается в подъемник в межтрубное пространство. По- сле подъема уровня жидкости на расчетную величину расположенный на устье автомат подачи газа, в соответствии с заданной программой, включается и сжатый газ подается в межтрубное пространство.
Обратный клапан 7 закрывается, отсекая от скважины накопив- шийся объем жидкости и оттесняя ее уровень через клапан 9 до башма- ка подъемника 2. Происходит газирование жидкости и выброс ГЖС на поверхность.
Газ
ГС

45
Рис. 3.5. Принципиальная схема двухрядного подъемника с камерой накопления
Давление газа в межтрубном пространстве падает, и автомат пере- крывает подачу. Обратный клапан 9 закрывается. Открывается обрат- ный клапан 7.
Комплекс газлифтного оборудования включает [14]:
• наземное (источник рабочего агента; систему трубопроводов; га- зораспределительные батареи с устройствами регулирования расхода);
• скважинное (насосно-компрессорные трубы, пакеры, пусковые и рабочие клапаны для подачи газа в поток жидкости).
На устье каждой компрессорной скважины устанавливается усть- евая арматура, которая поддерживает спущенные в скважину НКТ, гер- метизирует межтрубные пространства, направляет продукцию в выкид- ную линию, а сжатый газ – в скважину в зависимости от заданного на- правления движения.
Газлифтная скважина
Это скважина, в которой нефть поднимается на поверхность за счет за счет энергии газа, находящегося под избыточным давлением и под- водимого к башмаку фонтанных труб.
В момент пуска газлифтной скважины, т. е. когда уровень жидко- сти в межтрубном пространстве будет оттеснен до башмака, давление газа, действующее на этот уровень, будет уравновешиваться гидроста- тическим давлением столба жидкости высотой в подъемных трубах. Это

46 и будет то максимальное давление газа, которое называется пусковым, необходимое для пуска газлифтной скважины [16].
Пусковое давление всегда больше рабочего. Это осложняет промы- словое обустройство и технику эксплуатации газлифтных скважин, так как для их пуска необходимо иметь источник газа высокого давления в виде специального компрессора и газовой линии, рассчитанной на пус- ковое давление.
После прорыва газа через башмак подъемных труб и выноса части жидкости скважина переходит на установившийся режим работы с со- ответствующим отбору динамическим уровнем, а следовательно, и со- ответствующим этому уровню рабочим давлением.
Пусковые клапаны обеспечивают последовательное газирование жидкости в скважине при пуске, после чего закрываются. Рабочие кла- паны регулируют поступление рабочего агента в продукцию и предна- значены для уменьшения пульсаций и поддержания заданной добычи жидкости при изменении обводненности, устьевого давления, прорыве газа из пласта, соле- и парафиноотложениях в трубах и др.
Системы газоснабжения
Источником газа высокого давления могут быть как компрессор- ные станции, так и скважины чисто газовых месторождений.
Природный газ газовых месторождений нуждается в предваритель- ной подготовке, которая может производиться различными способами, начиная от сооружения специальных газоперерабатывающих заводов с установками для низкотемпературной сепарации, абсорбционных уста- новок для отделения тяжелых бензиновых фракций, осушки газа от вла- ги, очистки от сероводорода, механических примесей. Технически пра- вильно построенная система газлифтной эксплуатации обязательно должна предусматривать замкнутый технологический цикл. Сущность его состоит в сборе отработанного газа и подаче его вновь на прием компрессоров, снабжающих газлифтные скважины газом высокого дав- ления. Отработанный газ после интенсивного перемешивания с нефтью в подъемных трубах насыщается тяжелыми газообразными углеводоро- дами и для повторного использования также требует предварительной подготовки.
Преимущества газлифта
1. Использование всех преимуществ энергии газа в коллекторе
(эксплуатация скважин с большим газовым фактором).
2. Возможность добычи больших объемов нефти.

47 3. Эксплуатация в осложненных условиях (высокое газосодержание или температура жидкости, наличие механических примесей, отложе- ния парафина и солей).
4. Эксплуатация в скважинах с высокой кривизной (кустовые и на- клонно направленные скважины).
5. Гибкость и сравнительная простота регулирования режима рабо- ты скважин по дебиту.
6. Простота обслуживания и ремонта газлифтных скважин и боль- шой межремонтный период работы.
Недостатки газлифта
1. Необходимость наличия источника газа высокого давления для пуска скважины (большие начальные капитальные вложения в строи- тельство компрессорных станций).
2. Проблемы с застыванием и гидратами.
3. Возможность образования стойких эмульсий в процессе подъема продукции скважин.
4. Сложность полного извлечения флюида из малопродуктивных скважин и скважин с низким забойным давлением.
3.3. Области применения глубинно-насосных установок
В мировой практике нефтедобычи получили распространение сле- дующие глубинно-насосные установки:
• скважинные штанговые насосные установки (СШНУ);
• установки погружных центробежных насосов с электроприводом
(УЭЦН);
• установки с винтовыми насосами и электроприводом (УЭВН);
• установки со струйными насосами (УСН);
• установки гидравлических поршневых насосов (УГПН);
• установки с диафрагменными насосами и электроприводом
(УЭДН).
В нашей стране наибольшее распространение по фонду добываю- щих скважин получили СШНУ, а по объему добычи – УЭЦН. Это свя- зано с тем, что СШНУ предназначены для эксплуатации низко- и сред- недебитных скважин, а УЭЦН – для эксплуатации средне- и высокоде- битных скважин. Области и границы различных категорий скважин по дебиту и высоте подъема представлены на рис. 3.6 [13].

48
Рис. 3.6. Категории скважин
Линия 1 между определяет границу между низкодебитными (дебит не превышает 5 м
3
/сут при высоте подъема менее 3000 м) и среднеде- битными скважинами.
Линия 2 соответствует границе между средне- и высокодебитными скважинами (дебит более 100 м
3
/сут независимо от высоты подъема и высота подъема более 3000 м независимо от дебита).
Линия 3 – это граница между глубокими (высота подъема жидко- сти более 1350 м) и средней глубины скважинами.
Линия 4 разделяет категории неглубоких (высота подъема жидко- сти до 450 м) и средней глубины скважин.
Остальные установки ни по фонду добывающих скважин, ни по добыче нефти не могут пока конкурировать с ШСНУ и УЭЦН и предна- значены для определенных категорий скважин.
3.4. Эксплуатация скважин установками электроцентробежных насосов
Электроцентробежная насосная установка
Установка (УЭЦН) представляет собой комплекс наземного и по- гружного оборудования для механизированной эксплуатации скважин с помощью погружного центробежного насоса, приводимого в действие погружным электродвигателем [14].

49
УЭЦН для нефтяных скважин включает:
• кабельную линию, соединяющую электродвигатель с трансфор- матором и станцией управления;
• центробежный насос (до 120 ступеней);
• газосепаратор (с противотоком или центробежный);
• блок гидрозащиты, предохраняющий электродвигатель от попа- дания пластовой среды и компенсирующий тепловое расширение масла в системе смазки электродвигателя;
• асинхронный погружной электродвигатель (ПЭД);
• погружной блок системы телеметрии.
Система телеметрии позволяет контролировать важнейшие пара- метры работы УЭЦН (температура, давление, вибрация). Электронное устройство, сопрягаемое с ПЭД, передает на поверхность всю информа- цию. Вторичный прибор на поверхности обрабатывает полученную ин- формацию и дает команду на оптимизацию режима, а при необходимо- сти – отключает УЭЦН во избежание аварии.
В зависимости от диаметра насоса изготавливаются три габаритные группы: 5; 5А; 6.
В структуре условного обозначения ЭЦН представлены основные параметры:
• исполнение (коррозионно-износостойкое или обычное);
• габаритная группа;
• номинальная производительность (подача, м
3
/сут);
• номинальный напор, м.
Рабочая ступень центробежного насоса содержит направляющий аппарат с рабочим колесом. Колесо подхватывает жидкость и сообщает ей кинетическую энергию. Направляющий аппарат преобразует кинети- ческую энергию потока жидкости в его потенциальную (создавая на- пор). Направляющие аппараты стянуты в цилиндрическом корпусе на- соса и объединены в отдельные секции (для удобства транспортировки и монтажа).
ЭЦН монтируется в вертикальном положении непосредственно в процессе спуска в скважину. Корпуса секций соединяют фланцами, ва- лы – шлицевыми муфтами. Установка опускается на заданную глубину на насосно-компрессорных трубах, подвешенных к устьевой арматуре с герметичным вводом кабельной линии в скважину. Кабельная линия крепится к насосно-компрессорным трубам снаружи поясами.
При работе ЭЦН продукция подается на поверхность по насосно- компрессорным трубам. Реже применяют ЭЦН без насосно-компрес- сорных труб с пакером, подвеской на кабель-канате и подачей продук- ции по обсадной колонне.

50
Паспортная характеристика погружного насоса
Напорно-расходная характеристика погружного ЭЦН (рис. 3.7) да- ется заводом-изготовителем при работе насоса на воде плотностью
ρ
= 1000 кг/м
3
(количество ступеней – 100) и представляет собой зави- симость [13, 14]:
• напора Н от подачи Q;
• коэффициента полезного действия (КПД) η от подачи Q;
• мощности N от подачи Q.
Рис. 3.7. Типичная характеристика погружного ЭЦН
При закрытой задвижке и подаче Q = 0 насос развивает максималь- ный напор H
0
. В этом случае КПД равен нулю. Если насос работает без подъема жидкости (Н = 0, η = 0), подача его максимальна.
Наиболее целесообразная область работы насоса – зона максималь- ного КПД (
η
1
≤
η
≤
η
2
). Задача создания единой системы пласт–сква- жина–насос заключается в подборе такого режима насоса, когда кривая
H
(Q) пересекается с характеристикой продуктивности скважины, пред- ставляющей зависимость дебита от депрессии, в зоне максимального
КПД (±6 %).
Оптимальная глубина подвески насоса определяется [14, 17]: у
д п
тр г
p
L H
Н
h
Н
g
ρ
=
+
+
+
−
(3.4)
Глубина динамического уровня жидкости в скважине
Н
д при отбо- ре заданного количества жидкости: д
с
,
Н
Н
h
=
−
(3.5)

51 где пл q
p
K
h g
ρ
⎛ ⎞
⎜ ⎟
⎝ ⎠
−
=
– высота столба жидкости от забоя до динамического уровня по вертикали (давление, выраженное в метрах столба жидкости плотностью
ρ
); K
– коэффициент продуктивности скважины;
H
с
– глубина скважины.
Глубина погружения ЭЦН под динамический уровень
Н
п необхо- дима для обеспечения нормальной работы насоса (поправка). При газо- содержании до 7 % напорная характеристика насоса не ухудшается. При содержании газа 7–20 % необходимо в расчет напора вносить поправку
Н
п
, а при газосодержании более 30 % наблюдается срыв подачи насоса.
Противодавление на устье скважины p
у необходимо преодолеть для подачи продукции скважины на замерные установки.
Потери напора на преодоление сил гидравлического трения в НКТ
(h тр
) при движении потока рассчитываются по формулам трубной гид- равлики.
Работа выделяющегося из жидкости газа в колонне НКТ уменьшает необходимый суммарный напор на величину
Н
г
Осложнения при эксплуатации ЭЦН
Осложнения, вызванные наличием газа на приеме насоса. Газ может создавать в насосе газовую пробку, что приводит:
• к скачкам давления;
• срыву подачи и выходу насоса из строя;
• ухудшению смазки подшипников;
• снижению КПД насоса и подъемника в целом.
При добыче из скважин нефти с большим содержанием растворен- ного газа в составе УЭЦН применяются газосепараторы (с противото- ком или центробежного типа) [18]. Газосепаратор устанавливается на приеме насоса между гидрозащитой и насосной модуль-секцией. Пла- стовая жидкость через приемную сетку попадает к шнеку и рабочим ор- ганам газосепаратора, создающим напор. Далее газожидкостная смесь
(ГЖС) попадает в камеру вращающихся лопаток сепаратора. Под дейст- вием центробежных сил, жидкость отделяется от газа. Жидкость про- должает движение на прием насоса, а газ удаляется в затрубное пространство. При этом исключается образование газовых пробок и ка- витация. В результате обеспечивается постоянная нагрузка на двигатель и повышается срок непрерывной работы установки. Однако применение газосепараторов имеет ряд негативных последствий. Так, существенно уменьшается работа газа по подъему жидкости в насосно-компрессорных

52 трубах вследствие значительного снижения газового фактора и давле- ния насыщения из-за сепарации газа на приеме ЭЦН. При этом наблю- дается подъем продукции по затрубному пространству вследствие газ- лифтного эффекта, что чревато выпадением отложений твердой фазы в затрубном пространстве и коррозией эксплуатационной колонны, а также может привести к образованию глухих парафиновых пробок.
Осложнения, вызванные наличием механических примесей в перекачиваемой среде
Все насосы делятся на две основные группы: обычного и коррози- онно-износостойкого исполнения.
Насосы износостойкого исполнения предназначены для работы:
• в скважинах, продукция которых содержит песок и другие меха- нические примеси (до 1 % по массе);
• в наклонных и горизонтальных скважинах (односторонний износ рабочих органов).
Большая надежность достигается применением двухопорной кон- струкции рабочей ступени (снижается нагрузка на единицу поверхности трения) и увеличением длины посадки колеса на вал (уменьшаются вибрации, повышается устойчивость вращения рабочего колеса) [18].
Подавляющая часть действующего фонда (около 95 %) − насосы обычного исполнения. Комплексная защита погружного оборудования включает гидрофобную обработку поверхностей рабочих органов фтор- полимерными кислотами, защитное антикоррозионное напыление на корпусах сборочных единиц и предназначена:
• для защиты особо нагруженных и подверженных износу (меха- ническому и коррозионному) элементов конструкции;
• защиты поверхностей, подверженных образованию твердых от- ложений в органах насоса;
• снижения коэффициента трения подшипников и защиты корпу- сов ПЭД, модуль-секций, газосепаратора.
УЭЦН специального назначения
Они находят применение [14]:
• в водозаборных и артезианских скважинах для снабжения техни- ческой водой систем поддержания пластового давления (ППД) и для бытовых целей;
• для внутрипластовых систем ППД при закачке воды из нижнего водоносного пласта в верхний нефтяной или из верхнего водоносного в нижний нефтяной через одну скважину;

53
• в специальных компоновках насоса в корпусах и с каналами пе- ретока для одновременной, но раздельной эксплуатации двух и более пластов одной скважиной (модификация известных элементов погруж- ного насоса для работы в скважине в сочетании с другим оборудовани- ем – газлифт, ШГН, фонтан);
• в специальных установках погружных центробежных насосов на кабель-канате (беструбные ЭЦН).
Преимущества способа эксплуатации скважин с помощью УЭЦН:
• широкий ряд рабочих характеристик, универсальность, высокий
КПД;
• возможность добычи больших объемов нефти;
• наиболее эффективный и экономичный способ по себестоимости единицы объема добываемой нефти;
• возможность эксплуатации в скважинах с высокой кривизной
(кустовые наклонно направленные скважины);
• возможность эксплуатации в горизонтальных скважинах;
• возможность применения в различных системах ППД.
Недостатки способа:
• УЭЦН – довольно сложная техническая система;
• высокая чувствительность к наличию в откачиваемой жидкости свободного газа (срыв подачи и блокировка насоса при высоком газосо- держании);
• высокая чувствительность к наличию в откачиваемой жидкости механических примесей;
• ограничения работы ПЭД по температурному режиму;
• вероятность повреждения кабеля при спускоподъемных опера- циях.
3.5. Эксплуатация скважин с помощью скважинных штанговых насосных установок
Скважинная штанговая насосная установка (СШНУ) – это ком- плекс оборудования для механизированной эксплуатации скважин с по- мощью погружного штангового насоса, приводимого в действие назем- ным станком-качалкой.
Штанговый глубинный насос (ШГН) представляют собой верти- кальную одноступенчатую и одноплунжерную конструкцию одинарно- го действия с цельным неподвижным цилиндром, подвижным металли- ческим плунжером, нагнетательным и всасывающим клапанами [14]. Он опускается в скважину ниже уровня жидкости.