Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений
..pdfНефтяной газ выполняет работу по подъему жидкости с забоя на поверхность. Однако значительное количество свободного газа на приеме насоса приводит к уменьшению коэффициента наполнения насоса ан вплоть до срыва подачи. Срыв подачи продолжается от нескольких до десятков минут, за исключе нием случаев, когда перепуск газа из затрубного пространства в нефтесборный трубопровод не осуществляется на устье. За тем подача возобновляется до нового срыва. Это объясняется гем, что приток в скважину продолжается, уровень подымается выше приема насоса, давление у приема возрастает, а наряду с этим цилиндр наполняется жидкостью вследствие утечек че рез зазор плунжерной пары и в нагнетательном клапане.
Известно несколько методов борьбы с вредным влиянием свободного газа на работу насосов. Из формулы (9.8) следует, что уменьшением доли вредного пространства квр можно до биться повышения коэффициента наполнения ан. При отсутствии влияния вредного пространства (kBp=0) работа насоса устой чива при любом даже самом низком коэффициенте наполнения. Это достигается либо применением насоса с нагнетательным клапаном в нижней части плунжера (НСН-2, НСВД), либо уве личением длины хода плунжера (длинноходовой насос, правиль ная посадка плунжера над всасывающим клапаном), либо од новременным увеличением длины хода плунжера при одновре менном уменьшении диаметра насоса. Однако тип насоса всегда должен быть правильно подобран к условиям скважины.
Основной метод борьбы — уменьшение газосодержания в жидкости, поступающей в насос. При увеличении погружения насоса под динамический уровень увеличивается давление на приеме, как следствие, уменьшается объем свободного газа за счет сжатия и больше газа растворено в нефти. Если становится Рар^Ри, то свободного газа вообще нет на этой глубине, т. е. вредное влияние газа прекращается. При нормальной работе погружение составляет 20—50 м (рпР=0,15—0,4 МПа), а при наличии газа его доводят, если это возможно, до 230—350 м, что соответствует около 30% Рн (Рпр—2—3 МПа). Однако это обусловливает дополнительное задалживание оборудования (штанг, труб, СК большей грузоподъемности) и увеличение его ремонтности. Поэтому перед входом в прием насоса осущест вляют сепарацию (отделение) газа от жидкости и отвод его в затрубное пространство, а оттуда — перепуск в выкидную ли нию, где давление меньше давления газа (в НКТ, на поверхно сти). Сброс газа в атмосферу недопустим. В результате сепа рации часть естественной энергии газа теряется и не использу ется для подъема жидкости.
Количество свободного газа на приеме насоса, приведенное к нормальным (стандартным) условиям, можно определить как разность между количеством газа, выделяющимся при нормаль
ных условиях, |
и количеством газа |
Vr?t |
которое растворено |
||||
в нефти |
(растворением в воде пренебрегаем) в условиях приема |
||||||
насоса |
(можно |
установить |
при лабораторном |
анализе |
разгази- |
||
рования проб нефти или оценить по закону Генри) |
|
||||||
|
Гго —GQVно— Vгр = Vно [Go |
0&Р(Рпр |
Ро)] |
(9.60) |
|||
и приведено к |
условиям |
приема насоса |
(по |
закону |
Менде |
||
леева—Клапейрона)
Vr = - ^
= [Go-ctp (Pnp-Po)l A ziLP.p'pftL , (9.61)
2 o ' 0 |
P np |
L |
J |
o P n p |
|
где Гно=1/н/йн — количество |
нефти |
при нормальных условиях; |
|||
Ьп— объемный |
коэффициент |
нефти; |
Гн — количество нефти при |
||
условиях приема насоса; го, znр — коэффициент сверхсжимаемо сти газа как функция давления и температуры соответственно при стандартных условиях (р0, Т0) и при условиях на приеме
(РпР> ^пр) .
Из формулы (9.61) имеем газовое число, отнесенное к объ ему нефти Vn и характеризующее газосодержание на приеме насоса,
Яг = |
V м |
|
(Рпр-Ро)] |
, |
(9.62) |
|
|
|
0нг(м оРпр |
|
|||
а также отнесенное |
к |
объему жидкости Уж (равному сумме |
||||
объемов нефти Vu и воды У„) |
|
|
||||
Rm |
Vr_ |
R r(\— nB), |
(9.63) |
|||
Уж |
||||||
|
Ун + Ув |
|
|
|||
где пв— доля воды |
в |
продукции скважины |
по жидкости. От |
|||
сюда следует, что чем больше рП, тем меньше Rr и Rw, а также чем больше пв, тем меньше Rm-
Сепарацию газа у приема насоса характеризуют коэффици
ентом сепарации ас. Коэффициент сепарации |
ос — это отноше |
||||
ние объема свободного газа |
Угз, уходящего в затрубное прост |
||||
ранство, ко всему объему свободного газа |
W при термодинами |
||||
ческих условиях у приема насоса: |
|
|
|
||
УгЗ |
Угз |
Уж |
R3 |
(9.64) |
|
УГ |
УГ |
Уж |
Рж |
||
|
|||||
или |
|
|
|
|
|
УГ— Угтр |
- 1 |
УГ тр* Уж |
(9.65) |
||
Уг-у *
Japx
X
О О
Рис. 9.6. Сепарация газа в межтрубном пространстве |
в |
неподвижной |
(а) |
|||
и движущейся |
(б) жидкостях: |
|
|
|
|
|
/ — пузырек газа; |
2 — эксплуатационная |
колонна; |
3 — внутренняя |
труба |
|
|
откуда находим |
|
|
|
|
|
|
|
R' = Яж (1—ас) = /?г(1—пв) (1—ас), |
(9.66) |
||||
где /?з —^гз/Vr — затрубное |
газовое |
число; КГТр — расход |
сво |
|||
бодного газа, поступающего в насос и дальше в насосно-комп рессорные трубы; R'-=Vгтр/Vr — трубное газовое число.
Сепарация газа на приеме насоса зависит от многих фак торов. В простейших условиях ее можно представить рис. 9.6. Принимаем, что пузырьки газа равномерно распределены в жидкости. На каждый пузырек действует архимедова сила, они всплывают в жидкости со скоростью 0арх. Траектории их движения показаны пунктиром. Очевидно, что коэффициент се парации в неподвижной жидкости асо равен отношению пло щади F3 поперечного сечения затрубного пространства между колонной 1 и трубами 2 к площади Fс проходного сечения ко лонны 1Утак как расходы газа пропорциональны этим площа дям (см. рис. 9.6,а), т. е.
ас0 = FJFC. |
(9.67) |
В движущейся жидкости каждый пузырек перемещается по |
|
криволинейной траектории (см. рис. 9.6,6), |
отличной от траек |
торий движения частиц жидкости, со скоростью, равной вектор
ной (геометрической) сумме |
скорости движения жидкости vm |
и скорости всплывания vavx |
(относительного движения). Ско |
рость |
можно представить вертикальной |
vz и горизонтальной |
|
•vx составляющими. Ниже |
некоторого сечения А—А скорость |
||
движения:пузырька равна |
алгебраической |
сумме скоростей vm |
|
11* |
323 |
и i>apxВыше сечения А—А вертикальная составляющая скоро сти движения пузырька равна уже алгебраической сумме vz и Vapx, а горизонтальная составляющая равна vx и способствует переносу пузырька в насос. В зависимости от соотношения вер тикальной и горизонтальной составляющих скоростей движения пузырьков (vz + Vapx)/vx (параметр И. Г. Белову) они будут либо увлекаться в насос, либо проходить мимо него, т. е. отде ляться (сепарироваться) от жидкости. Это приводит к умень шению ас по сравнению с <тсо.
Скорость и* тем больше, чем больше расход щидкости. Ско рость 0арх зависит от вязкости жидкости, плотности газа и жид кости, диаметра пузырьков, их взаимодействия п др. При ра боте насоса прием его перемещается вверх и вниз на величину деформации, НКТ. Всасывание происходит только при ходе плунжера вверх (прием насоса также перемещается вверх), а при ходе вниз газ сепарируется. Поэтому коэффициент сепа рации устанавливают с учетом опытных данных обычно в виде:
<хс = ---------- ------------- , |
(9.68) |
|
, . , |
Ож |
|
где <2ж — объемный расход жидкости в условиях |
приема. |
|
Скорость 0арх для безводной нефти можно рассчитать по формуле И. Т. Мищенко, а для обводненной продукции — при нять 0арх= О,О2 м/с при Лв^0 ,5 И 0а р х = о,17 м/с при лв>0,5.
Газовые якоря
Сепарацию газа можно улучшить с помощью защитных уст ройств и приспособлений, называемых газовыми якорями (газосепараторами), которые устанавливают на приеме насоса. Во просам защиты насосов от газа посвящены работы А. Н. Адонина, И. Т. Мищенко, А. М. Пирвердяна и др. Принципиальные схемы некоторых газовых якорей показаны на рис. 9.7. Работа их основана на использовании сил гравитации (всплывания), инерции, а также их сочетания.
В однокорпусном якоре (рис. 9.7, а) при изменении направ ления газожидкостного потока на 180° пузырьки газа под дей ствием архимедовой силы всплывают и частично сепарируются в затрубное пространство, а жидкость через отверстия 2 посту пает в центральную трубу 4 на прием насоса. Эффективность сепарации определяется соотношением скоростей жидкости и газовых пузырьков и конструктивным исполнением сепаратора (незащищенный открытый вход или дырчатый фильтр).
На рис. 9.7,6 показан двухкорпусный якорь с фильтром (от верстия) у входа. В двух-, трехили четырехкорпусных (сек-
324
CL |
d |
в |
г |
д |
Рис. 9.7. Принципиальные схемы газовых якорей однокорпусного (а), двух
корпусного |
(б), |
однотарельчатого (в), |
зонтичного |
(г) и винтового |
(д): |
|||
1 —эксплуатационная колонна; |
2 — отверстия; |
3 — корпус; 4 — приемная |
труба; 5 — вса |
|||||
сывающий |
клапан |
насоса; 6 — пеногаситсль; |
7 — газоотводная труба; |
5 — камера |
для |
|||
накопления |
газа; |
9 —тарелка; |
10 —манжеты; |
// — крепление |
манжет; |
12 — винт; |
13 — |
|
стержень |
винта; 14 —обратный |
клапан |
|
|
|
|
||
ционных) якорях, представляющих собой систему нескольких параллельно работающих якорей, общий расход жидкости раз деляется на части, в результате чего уменьшается скорость жидкости в зоне разделения фаз и повышается эффективность сепарации. И. Г. Белов предлагает в четырехкорпусном якоре
выбирать |
число |
отверстий |
таким образом, чтобы в первый |
||
сверху корпус |
поступало |
10% |
расхода, второй — 20%, |
тре |
|
тий— 30% |
и четвертый — 40%. |
В процессе работы насоса |
по |
||
ток жидкости в якоре между корпусом 3 и центральной трубой 4 прерывистый. При ходе нагнетания скорость жидкости в якоре равна нулю. Именно при этом полуцикле пузырьки газа сво бодно всплывают в неподвижной жидкости и якорь выполняет свою функцию. При ходе всасывания жидкость с газом посту пает в якорь. Пузырьки газа не смогут проникать в насос, если длина всплывания пузырьков при ходе нагнетания будет не меньше длины входа жидкости с пузырьками в якорь при ходе всасывания. Из этого условия вычисляют длину и площадь проходного сечения якоря. Эффективность сепарации можно по высить созданием условий для коалесценции (объединения) пу зырьков газа в большие пузырьки, скорость всплывания кото рых больше. Это особенно важно при откачке нефти с пенообразованием.
На рис. 9.7,6 показан двухкорпусный якорь, к нижней сек ции которого присоединен пеногаситель 6. В пеногасителе
образуются пузырьки больших размеров. Через газоотводную трубу 7 они выходят в затрубное пространство, всплывают там с большой скоростью и частично разрушают пену. В камере 8 этого же якоря выше верхних отверстий фильтра образуется газовая шапка, газ из которой периодически вырывается в виде больших пузырьков и свободно всплывает по обсадной колонне.
В однотарельчатом якоре (рис. 9.7, в) под тарелкой 9, обра щенной краями вниз, пузырьки газа коалесцируют, а сепарация газа происходит при обтекании тарелки и движении смеси го ризонтально над тарелкой к отверстиям 2 во всасывающей трубе 4.
Высокую сепарационную эффективность обеспечивает мно госекционный (восьмитарельчатый) якорь. Эффективность его работы можно повысить использованием глубоких тарелок (глу биной до 80 мм) с трубками для выпуска газа из них, а также чередованием тарелок с газовыводными трубками и тарелок без них.
В якоре-зонте (рис. 9.7, г) используются поворот потока на 180° и коалесценция пузырей газа. По сравнению с однокорпус ным якорем он является обращенным. В нем роль затрубного пространства выполняет корпус 3 якоря, а роль корпуса якоря — затрубное пространство, которое значительно расширено, по этому эффективность якоря-зонта выше. Применяют также двухсекционные якори-зонты.
При высокой скорости жидкости и малой скорости всасыва ния пузырьков эффективен винтовой якорь (рис. 9.7, (9), осно ванный на инерционном принципе. Смесь жидкости и газа, по ступая в якорь через отверстия 2 фильтра, совершает винтовое движение, направляемое поверхностью винта 12. Под действием центробежной силы частицы жидкости перемещаются к стенке корпуса 3 якоря, а пузырьки газа — к боковой поверхности стержня 13 винта 12. Двигаясь далее вверх, газ попадает в га зовыпускную трубку 7 и в затрубное пространство. Клапан 14 предотвращает, поступление жидкости и газа из затрубного про странства в трубку 14. Этот якорь можно использовать в каче стве вставного якоря вместе со вставным насосом.
Коэффициент сепарации якорей существенно зависит от рас хода жидкости (рис. 9.8). При увеличении расхода в якорь во влекается большое количество мелких пузырьков (диаметром менее 0,3 мм), которые практически не объединяются и не се парируются от жидкости. А. М. Пирвердян показал, что наи более эффективен двухкорпусный якорь-зонт. Ему несколько уступает однокорпусный якорь-зонт. При дебитах более 25 м3/сут тарельчатый якорь с газовыпускными трубками более эффективен, чем обычный тарельчатый якорь. Четырехкорпус ный якорь уступает двум предыдущим конструкциям при деби тах более 20 м3/сут, но при дебите жидкости менее 20 м3/сут
326
Рис. 9.8. Сравнение эксперименталь ных зависимостей коэффициентов се парации газовых якорей при различ ных расходах жидкости (по данным А. Н. Адонина и А. М. Пирвердяна):
/ —двухсекционный 60-мм якорь-зонт; 2 — однокорпусный якорь-зонт; 3 —винтовой 46-мм сепаратор для вставного насоса; 4 —винтовой 76-мм сепаратор; 5 — тарель чатый 89-мм якорь; 6 — четырехкорпусный 89-мм сепаратор; 7 — открытый прием
его |
эффективность выше. |
Область |
применения винтового |
||
якоря невелика, |
однако |
его |
преимущество — наименьший диа |
||
метр. |
|
|
|
|
газовых якорей, напри |
Известны также другие конструкции |
|||||
мер |
погружной |
якорь. |
Его |
входные |
отверстия расположены |
в интервале динамического уровня и существенно выше (более 100 м) приема насоса, который монтируется внутри якоря. Вдоль пути движения жидкости давление уменьшается, а затем повышается. Поэтому жидкость существенно разгазируется, часть газа отсепарируется, а неотделившийся газ в результате повышения давления растворяется в жидкости и сжимается при движении потока вниз к насосу. Благоприятные условия для сепарации газа могут создаваться при спуске насоса в зумпф скважины и расположении динамического уровня жидкости ниже нижних отверстий зоны перфорации. Зумпф скважины можно рассматривать как якорь большого диаметра с длинным фильтром (зона перфорации), по которому распределен поток входящей в скважину газожидкостной смеси. Подобным обра зом можно эксплуатировать обводняющиеся газовые скважины, а также газоконденсатные скважины при накоплении конден сата на забое.
Развитием якоря-зонта является пакерный якорь (якорьтрап), в котором к приему насоса подвешивается пакер. Газо жидкостная смесь из-под пакера отводится по трубке в затрубное пространство выше динамического уровня, где газ сепари руется, а дегазированная жидкость поступает на прием насоса.
При наличии фонтанных проявлений целесообразно не се парировать газ у приема насоса, а использовать его энергию на подъем жидкости наряду с энергией, которую сообщает на сос. Для этого под насосом устанавливают хвостовик до глу бины, по возможности, выделения газа. Теоретическую подачу насоса принимают на расходы жидкости и газа для условий приема.
Борьба с вредным влиянием песка на работу насосй
Отрицательное влияние песка в продукции сводится к абразив ному износу плунжерной пары, клапанных узлов и образованию песчаной пробки на забое. Песок также при малейшей негерметичности НК.Т быстро размывает каналы протекания жид кости в резьбовых соединениях, усиленно изнашивает штанго вые муфты и внутреннюю поверхность НКТ, особенно в искрив ленных скважинах. Даже при кратковременных остановках (до 10—20 мин) возможно заклинивание плунжера в насосе, а при большом осадке — и заклинивание штанг в трубах. Увеличение утечек жидкости, обусловленных абразивным износом и размы вом, приводит к уменьшению подачи ШСНУ и скорости восхо дящего потока ниже приема, что способствует ускорению об разования забойной пробки. А забойная пробка существенно ограничивает приток в скважину. Снижение дебита вследствие износа оборудования и образования песчаной пробки вынуж дает проведение преждевременного ремонта для замены насоса и промывки пробки. К «песочным» скважинам относят сква жины с содержанием песка более 1 г/л.
Можно выделить следующие четыре группы методов борьбы
спеском.
1.Наиболее эффективный метод — предупреждение и регу лирование поступления песка из пласта в скважину. Первое мо жет быть обеспечено либо установкой специальных фильтров на
забое (см. гл. 5), либо креплением призабойной зоны (см. гл. 10), а второе — уменьшением отбора жидкости. При этом це лесообразно обеспечить плавный запуск песочной скважины по следовательным увеличением S, п или подливом чистой жидко сти в скважину через затрубное пространство (20—25 % от де бита).
2. Обеспечение выноса на поверхность значительной части песка, поступающего в скважину. А. Н. Адонин показал, что
такой вынос обеспечивается при условии |
|
вуж/шСв> 2 -н 2,5, |
(9-69) |
где wm— скорость восходящего потока жидкости (газожидкост ной смеси), шсв — скорость свободного осаждения песчинки (с расчетным диаметром, равным среднему диаметру наиболее крупной фракции, составляющей около 20 % всего объема песка).
Если при заданных диаметрах труб и штанг условие (9.69) не выполняется, то можно уменьшить диаметр подъемных труб (или подобрать соответствующее сочетание подъемных труб и штанг), применить насосные установки с трубчатыми штангами, установить под насосом хвостовые трубы, спускаемые в зону перфорации, либо осуществить подкачку (подлив) чистой жид-
328
Рис. 9.9. Принципиальные схе мы песочных прямого (а) и обратного (б) действия и га зопесочного (в) якорей:
1 — эксплуатационная колонна; 2 — слой накопившегося песка; 3 — кор пус; 4 — приемная труба; 5 — отвер стия для ввода смеси в якорь; 6 — труба для ввода смеси; 7 — трубки для ввода жидкости и песка
АIs !
фrh
Л
'3
\ Ч
*1
В |
|
мк |
|
ф |
’Ч |
|
|
I P |
7 |
IfР У |
• J |
|
г |
|
~1 |
кости (нефти, воды) в затрубное пространство. Применение хво стовика уменьшает высоту пробки, образующейся на забое при остановке. На подлив затрачивается дополнительная энергия для подъема подливаемой жидкости, однако исключается воз можность прихвата насоса и хвостовика песком, заклинивания плунжера за счет уменьшения объемной концентрации песка
впотоке.
3.Применением песочных якорей (сепараторов) и фильт ров, устанавливаемых у приема насоса, осуществляется сепара ция песка от жидкости. Работа песочных якорей основана на гравитационном принципе. В якорях прямого и обратного дей
ствия (рис. 9.9, а и |
б) жидкость изменяет направление движе |
ния на 180°, песок |
отделяется под действием силы тяжести и |
осаждается в песочном «кармане», при заполнении которого якорь извлекают на поверхность и очищают. Условие эффектив ной работы — существование в якоре скорости восходящего по тока жидкости, меньшей скорости осаждения песчинок. По опытным данным А. М. Пирвердяна, якорь обратного действия значительно эффективнее якоря прямого действия, так как бла годаря трубе 6 (насадке) увеличивается скорость нисходящего потока жидкости с песком. Песочный якорь прямого действия одновременно может быть газовым якорем. Компоновка якоря обратного действия и однокорпусного газового якоря показана на рис. 9.9,в. Применение песочных якорей — не основной, а вспомогательный метод борьбы с песком, который целесообра зен в скважинах с непродолжительным поступлением песка или же с небольшим общим его количеством.
Противопссочныс фильтры, устанавливаемые у приема на соса, предупреждают поступление в насос песчинок средних и крупных размеров (более 6,01 мм в зависимости от соотношения размеров песчинок и каналов материала фильтра). Известны сетчатые, проволочные, капроновые, щелевые, гравийные, ме таллокерамические, цементно-песчано-солевые, песчано-пласт массовые, пружинные и другие фильтры. По данным А. М. Пир вердяна, лучшие — это сетчатые фильтры с размерами ячеек
0,25x1,56 мм. Однако вследствие быстрого засорения (забива ния, заиливания) противопесочные фильтры не нашли широкого распространения. Их целесообразно помещать в корпусе с «кар маном» для осаждения песка (не образуется забойная пробка, уменьшается скорость заиливания) или сочетать с песочным якорем.
4. Однако полностью избежать вредного влияния песка не удается. Некоторое количество песка поступает в насос и при водит к износу пары плунжер—цилиндр и клапанов. Поэтому используются специальные насосы для песочных скважин (см.
§ 9.1), а также ведутся работы по усовершенствованию стан дартных насосов и созданию новых конструкций для защиты трущейся пары плунжер—цилиндр. Например, можно отметить повышение износостойкости насоса (хромированный плунжер с азотированными втулками), применение насосов с малыми за зорами между плунжером и цилиндром, с сепаратором внутри плунжера, с гидрозащитой пары плунжер—цилиндр (с вязко пластическим уплотнением, с использованием феррожидкостей), плунжеров с круговыми канавками типа «пескобрей», магнит ных плунжеров, создание гидрозащиты при использовании по лых штанг и др.
Особенности откачки высоковязких нефтей и водонефтяных эмульсий
В последнее время в разработку вовлекаются месторождения с высоковязкими нефтями. Основной способ подъема таких неф тей на поверхность — насосный. Это объясняется малодебитностью скважин и экономической неэффективностью других спо собов. В процессе эксплуатации возникают осложнения, вызван ные силами гидродинамического трения при движении штанг в жидкости, а также движении жидкости в трубах и через на гнетательный и всасывающий клапаны. Вредное влияние гид родинамических сил трения сводится к увеличению Ртах, умень шению Рmin и коэффициента полезного действия ШСНУ. При откачке нефтей с вязкостью более 500 мПа • с может происхо дить «зависание» штанг в жидкости при ходе вниз (см. § 9.3).
Для уменьшения влияния вязкости применяют различные технические приемы и технологические схемы добычи. При от качке высоковязких нефтей используют специальные двухплун жерные насосы (см. § 9.1), увеличивают диаметры НКТ, насоса и проходные сечения в клапанах насоса, устанавливают тихо ходный режим откачки (уменьшают чисЛо качаний до 3— 4 мин-1 и длину хода до 0,6—0,9 м). Силы гидродинамического трения прямо пропорциональны скорости откачки Sn (см. § 9.3). Снижения вязкости откачиваемой жидкости можно достичь под ливом растворителя (маловязкой нефти) в затрубное простран-
ззо