книги / Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти и газа

5.8. Эксплуатация скважин с гидропоршневыми насосами

Гидравлические поршневые насосные установки (ГПНУ) (рис. 5.58) предназначены для эксплуатации высокодебитных

Рис. 5.58. Схема установки гидропоршневого насоса: 1 – емкость для хранения и отстоя рабочей жидкости; 2 – всасывающий трубопровод; 3 – силовой насос с электродвигателем; 4 – предохранительный клапан; 5 – манометрическая защита системы гидропровода; 6 – напорный трубопровод; 7 – дроссель; 8 – ловитель для захвата погружного агрегата; 9 – четырехходовой кран; 10 – центральная 73-мм колонна; 11 – колонна насосных труб для подъема жидкости; 12 – обсадная колонна; 13 – седло погружного агрегата; 14 – погружной гидропоршневой насосный агрегат; 15 – посадочный конус с хвостовиком; 16 – обратный клапан; 17 – манжетное уплотнение; 18 – выкидной трубопровод погружного агрегата; 19 – трап;

20 – отвод газа; 21 – трубопровод для сдачи добытой нефти

161

глубоких скважин, продукция которых не содержит механических примесей. Погружной агрегат ГПНУ состоит из трех основных элементов: поршневого гидравлического двигателя, плунжерного (поршневого) насоса, соединенных между собой жестким штоком, и золотникового управляющего устройства, привод которого осуществляется от соединительного жесткого штока (золотниковое устройство гидравлического типа).

Эксплуатация скважин ГПНУ осуществляется по двухили трехканальной схеме.

При двухканальной схеме в скважину спускаются концентрично две колонны НКТ: по внутренней колонне малого диаметра подается силовая жидкость к погружному гидродвигателю; кольцевой зазор между колоннами НКТ служит для подъема продукции скважины (ПС) и отработанной силовой жидкости. Двухканальная схема может быть реализована и при одной колонне НКТ, но при этом колонна НКТ пакеруется в скважине: по НКТ подается силовая жидкость, а по затрубному пространству поднимается смесь продукции скважины и силовой отработанной жидкости. В качестве силовой жидкости в этом случае используется сама продукция скважины, что, естественно, требует ее определенной подготовки на устье, усложняя наземную часть оборудования. Более предпочтительной явля-

в скважину трех колонн НКТ: по внутренней колонне к гидродвигателю подается силовая жидкость; отработанная силовая жидкость поднимается на устье по кольцевому зазору между первой (внутренней) колонной НКТ и второй. Продукция скважины поднимается по кольцевому зазору между второй и третьей (наружной) колоннами НКТ. Такая схема может быть реализована и при спуске двух колонн НКТ, но наружная колонна должна быть запакерована в скважине; подъем продукции скважины в этом случае осуществляется по затрубному пространству.

162

ГПНУ в сравнении с другими типами бесштанговых установок обладают следующими преимуществами:

–возможность регулирования в достаточно широком диапазоне основных характеристик;

–простота управления;

–упрощение подземного ремонта, так как спуск и подъем погружного агрегата осуществляются собственным силовым насосом;

–возможность эффективной эксплуатации наклонно-нап- равленных скважин.

В то же время этим установкам присущи и существенные недостатки:

–сложность и громоздкость наземного оборудования;

–высокая металлоемкость;

–для двухканальных схем необходима специальная подготовка силовой жидкости, в качестве которой используется часть продукции скважин;

–невозможность откачки продукции с механическими примесями.

5.9. Оборудование газовых скважин

Эксплуатация газовых скважин отличается от эксплуатации нефтяных скважин тем, что плотность и вязкость газа многократно меньше плотности и вязкости нефти. По этой причине отношение кгазовойскважинедолжно бытьболееответственным.

Конструкция газовой скважины должна обеспечивать высокую герметичность, цемент обязательно должен быть поднят до устья, цементное кольцо должно быть выдержано по всей колонне, особенно в пределах газового пласта. На газовой скважине обязательно должен быть установлен пакер, отделяющий межтрубное пространство от пространства насоснокомпрессорных труб, забойный клапан-отсекатель, циркуляционный клапан, клапан аварийный срезной. Устьевое оборудование также отличается от устьевого оборудования нефтяных

163

показано на рис. 5.59.

Оборудование устья газовой скважины (рис. 5.60 и 5.61)

предназначено для соединения верхних концов обсадных колонн и фонтанных труб, герметизации межтрубного пространства и соединений между деталями оборудования, осуществления мероприятий по контролю и регулированию технологического режима эксплуатации скважин. Оно состоит из трех частей: 1) колонной головки, 2) трубной головки и 3) фонтанной елки. Колонная головка соединяет верхние концы кондуктора и эксплуатационной колонны, герметизирует межтрубное пространство, служит опорой трубной головки с фонтанной елкой.

На рис. 5.61 показано устье скважины, которое применяется в особо сложных условиях эксплуатации скважины – при наличии твердых взвесей в потоке газа, вызывающих абразивный износ оборудования, газообразных или жидких коррозионных агентов (углекислый газ, сероводород, пропионовая, масляная

164

или другие кислоты жирного ряда), при резких колебаниях давления и температуры. В верхней части фонтанной елки устанавливается буферный патрубок с манометром, показывающим давление на головке скважины (буферное давление).

Фонтанная арматура выпускается на рабочие давления 4; 7,5; 12,5; 20; 30; 35; 70 и 100 МПа. Внутренний диаметр фон-

танной арматуры (63 или 100 мм) выбирают в зависимости от дебита скважины и давления газа. Научно-технический прогресс в добыче газа приводит к необходимости увеличения дебита скважины и диаметра эксплуатационной колонны, а следовательно, диаметра фонтанной арматуры.

Эксплуатация газовых скважин связана с необходимостью обеспечения заданного дебита газа и газового конденсата. Это зависит во многом от состояния призабойной зоны скважины, степени ее обводненности, наличия в составе газа и конденсата агрессивных компонентов (сероводорода, углекислого газа) и других факторов, среди которых важное значение имеет число одновременно эксплуатируемых продуктивных пластов в одной скважине.

Эксплуатацию скважин, как правило, ведут через насоснокомпрессорные трубы, но при значительных дебитах и отсутствии в газе твердых примесей или агрессивных компонентов скважины эксплуатируются через НКТ и затрубное пространство. Из-за малой плотности и вязкости газа газовые скважины эксплуатируются фонтанным способом. Но могут возникать случаи, когда на забое скважины накапливается газовый конденсат или вода, требуется механизированный способ. Удалить воду и газовый конденсат можно с помощью газлифтного способа эксплуатации скважин или использовать струйный насос. Последний можно оставлять на забое до следующего прекращения фонтанирования.

Добычу газа ведут из одного пласта (однопластовые месторождения), а также из двух и более пластов (многопластовые месторождения). Оптимальный диаметр фонтанных труб определяют исходя из двух критериев: максимального выноса с за-

166

боя скважин на поверхность твердых и жидких примесей газа и минимума потерь давления в трубах при заданном дебите газовой скважины. Вынос твердых частиц с забоя скважины с потоками газа обеспечивается в том случае, если скорость восходящего потока в скважине превысит критическую скорость, при которой твердые частицы еще будут находиться во взвешенном состоянии в потоке газа.

Осложнения при эксплуатации газовых скважин

Основными проблемами при эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений являются образование гидратных

ипесчаных пробок и обводнение скважин.

В«сухом» газе и конденсате находятся пары воды. При понижении давления и температуры происходит конденсация паров воды и накопление ее в скважинах. При определенных условиях метан, пропан, этан взаимодействуют с водой и образуют твердые кристаллические вещества, называемые гидратами. На-

пример, метан может связать шесть молекул воды (СН4·6Н2О), а этан – семь молекул (С2Н6·7Н2О). По внешнему виду гидраты напоминают снег или лед. При нагревании или понижении давления гидраты легко разлагаются на газ и воду. Гидраты, как в газовых скважинах, так и в газоконденсатных, могут полностью закупорить проходное сечение насосно-компрессорных труб или затрубное пространство.

Существует два основных способа борьбы с гидратами: 1) предупреждение образования гидратов; 2) ликвидация образовавшихся гидратов.

Для предупреждения образования гидратов в скважинах на забой подают различные антигидратные ингибиторы (метанол, хлористый кальций, диэтиленгликоль), применяют футерованные (гладкие) трубы. Гладкие трубы готовят различными способами: эмалирование, стеклование, покрытие эпоксидными смолами и т.д. Наиболее эффективным способом борьбы с гидратообразованием на производстве считается способ дозирования в газовый поток метанола (метилового спирта).

167

При значительных пескопроявлениях продуктивного пласта на забое скважины образуются малопроницаемые для газа песчаные пробки, существенно снижающие дебит скважин. Например, при равенстве проницаемостей пласта и песчаной пробки дебит скважин составляет всего 5 % дебита скважины газа незасоренной скважины. Основные задачи, требующие решения при эксплуатации газовых скважин с пескопроявлениями на забое:

1)предотвращение образования песчаных пробок за счет ограничения дебита скважин;

2)выбор такого дебита скважины, при котором обеспечивался бы вынос частиц песка, проникающих на забой, на поверхность, к устью скважины;

3)выбор различных фильтров: с круглыми отверстиями, щелевые и проволочные.

Первые два вида фильтров представляют собой отрезки труб с круглыми отверстиями диаметром 1,5–2 мм или с продолговатыми отверстиями типа щелей. Проволочные фильтры – это обрезки труб с круглыми крупными отверстиями, обмотанные проволокой с малым шагом навивки.

Применяют также закрепление слабых пород призабойной зоны пласта для предотвращения их разрушения и засорения забоя скважины. Для этого в скважину закачивают водные суспензии различных смол (фенольно-формальдегидных, карбамидных и др.). При этом в пласте смола отделяется от воды

ицементирует частицы песка, а вода заполняет капиллярные каналы и удаляется из них при освоении скважин. Для удаления песчаных пробок применяют также промывку скважин.

При эксплуатации газовых скважин в условиях обводнения призабойной зоны следует учитывать такие отрицательные последствия, как снижение дебита скважины, сильное обводнение газа, а значит, и большой объем его сепарации на промыслах для отделения воды, опасность образования большого объема кристаллогидратов и др. В связи с этим необходимо постоянное удаление воды из призабойной зоны скважины.

168

Применяют периодическое и непрерывное удаление влаги из скважины. Кпериодическимметодамудалениявлагиотносят:

остановку скважины (периодическую) для обратного поглощения жидкости пластом;

продувку скважины в атмосферу или через сифонные трубки;

вспенивание жидкости в скважине за счет введения

вскважину пенообразующих веществ (пенообразователей).

Кнепрерывным методам удаления влаги из скважины от-

носят:

эксплуатацию скважин при скоростях выходящего газа, обеспечивающих вынос воды с забоя;

непрерывную продувку скважин через сифонные или фонтанные трубы;

применение плунжерного лифта;

откачку жидкости скважинными насосами;

непрерывное вспенивание жидкости в скважине.

Выбор метода удаления влаги зависит от многих факторов. При малых дебитах газа из скважины достаточно применения одного из периодических методов удаления влаги, а при больших дебитах – одного из непрерывных методов. Широко применяется относительно недорогой и достаточно эффективный метод введения в скважину веществ-пенообразователей. В качестве пенообразователей используют поверхностно-активные вещества (ПАВ) – сильные пенообразователи: сульфанол, синтетические моющие порошки («Кристалл», «Луч» и др.). Вспененная жидкость имеет значительно меньшую плотность и легко выносится на поверхность с потоком газа.

При добыче кислых газов главное – защита обсадных и фонтанных труб и оборудования от агрессивного действия сероводорода и углекислого газа. Для защиты труб и оборудования от коррозии разработаны различные методы:

ингибирование с помощью веществ – ингибиторов коррозии;

169

применение для оборудования легированных коррозион- но-стойких сталей и сплавов;

применение коррозионно-стойких неметаллических и металлических покрытий;

использование электрохимических методов защиты от коррозии;

использование специальных технологических режимов эксплуатации оборудования.

5.10. Оборудование нагнетательных скважин

Для закачки воды в один или несколько пластов через одну скважину применяют, как правило, одноканальные системы нагнетания, а для распределения жидкости по пластам используют скважинные регуляторы расхода или дроссели. Выпускаемые установкипозволяют закачивать в пласт речную, морскую, пластовую или сточную воды. Оборудование скважины состоит из наземной и подземной части. К наземной относится арматура устья, включающая регулятор расхода и предназначенная для герметизации устья скважины и удержания колонныподъемных труб. Регулятор служит для автоматического поддержания необходимого расхода жидкости при колебаниях давления в нагнетательном трубопроводе. На арматуре также предусмотрены обратные клапаны для предотвращения обратного тока жидкости при временном прекращении подачи или аварии водовода. В подземное внутрискважинное оборудование входят колонна, пакер и циркуляционный клапан. Пакер предназначен для зашиты эксплуатационной колонны от действия закачиваемой жидкости, а клапан обеспечивает создание в трубах избыточного давления, необходимого для посадки пакера. Для закачки воды в два или более пласта на колонне НКТ устанавливают несколько пакеров таким образом, чтобы изолировать один пласт от другого, а также эксплуатационную колонну от воздействия закачиваемой жидкости. Напротив перфорационных отверстий каждого пласта устанавливают скважинные камеры (аналогич-

170