Бойко B.C. Розробка та експлуатація нафтових родовищ

Подождите немного. Документ загружается.

відбивається від рівня рідини, повертається до гирла свердловини і

вловлюється кварцовим чутливим мікрофоном. Мікрофон з'єднано

через підсилювач із реєструвальним пристроєм, який записує всі

сигнали (вихідні та відбиті) на паперовій стрічці у вигляді діаграми.

Стрічка переміщується за допомогою стрічкопротяжного механізму зі

сталою швидкістю v^p. Вимірюючи довжину запису 1

рт

між

імпульсами сигналів на ехограмі, знаходимо тривалість проходження

звукового сигналу від гирла

до

рівня

_ 'рів

'рів

стр

Тоді відстань від гирла

до

динамічного рівня

=v ^

"д

зв п. '

де г'

зв

- швидкість звуку в газовому середовищі затрубного простору.

Але метод ехометрії має ряд

недоліків.

Швидкість V

залежить від

тиску, температури та іустини газу. Похибка визначення V

знижує

точність результатів дослідження. Похибка результатів зменшується,

якщо їх знаходять за змінами динамічного рівня. Для зменшення

похибки на колоні НКТ поблизу рівня на заданій глибині Ь^

попередньо під час чергового ремонту встановлюють репер-відбивач.

Як репер використовують потовщену муфту чи відрізок труби, який на

50-60%

перекриває затрубний простір. На ехограмі дістаємо сигнал,

відбитий від репера. Тоді аналогічно визначаємо тривалість

проходження хвилі до репера

_ 'pen

'pen

CTp

501

і швидкість звуку

-pen

'pen

де

/pen

- довжина запису на ехограмі.

Можна також записати

, / _ ^реп'рів

"•я ~ 1 '

'pen

тобто виключається необхідність знаходження швидкості звуку V

На промислах часто будують залежність швидкості звуку V

від

тиску і використовують її на інших свердловинах цього самого

родовища. Використання у високочутливих ехолотах електронних

підсилювачів із фільтром для заглушення перешкод та виділення

вимірюваного сигналу дає змогу зафіксувати на стрічці сигнали, які

відбито від кожної муфти колони НКТ. Помноживши кількість піків

сигналів на довжину

труби,

знаходять глибину динамічного рівня

И'

Використовують також хвилеміри, які являють собою такі самі

ехолоти, але замість звукового імпульсу в затрубний простір

посилається імпульс тиску газу. Імпульс тиску газу створюється або

короткотривалим впусканням газу з балона високого тиску, або

випусканням газу із затрубного простору за допомогою спеціального

швидкодіючого відсікача. За допомогою цього методу на відміну від

ехометрії можна знайти положення динамічного рівня у свердловинах

глибиною вже до 4000 м за надлишкового тиску в затрубному просторі

(до 7,5 МПа).

Наявність спіненої рідини в затрубному просторі утруднює

одержання чіткого відбитого сигналу. Для запобігання спінювання

502

неприпустимо виконувати розрядку газу

із

затрубного простору; гасять

піну перепусканням рідини з гирла в затрубний простір.

Відомо також системи контролю рівня рідини у свердловині

типів СКР-ГМ

"Ехо" із глибиною вимірювання до 3000 м за тиску газу

в затрубному просторі до

МПа.

§ 9.5 Експлуатація свердловин, обладнаних штанговими

устаткованнями, в ускладнених умовах

Ускладнення в експлуатації свердловин, обладнаних ШСЬіУ,

зумовлюються великим газовмістом на вході насоса, підвищеним

вмістом піску в продукції

(піскопрояви),

наявністю високов'язких нафт

і водонафтових емульсій, великим викривленням стовбура свердло-

вини, відкладами парафіну та мінеральних солей, високою

температурою

т.ін.

Методи боротьби

зі

шкідливим впливом вільного

газу на роботу

насоса

Нафтовий газ виконує роботу, пов'язану з підніманням рідини з

вибою на поверхню. Проте велика кількість вільного газу на вході в

насос призводить до зменшення коефіцієнта наповнення насоса аж до

зриву подавання. Зрив подавання продовжується від кількох до

десятків хвилин, за винятком випадків, коли здійснюється

перепускання газу із затрубного простору в нафтозбірний трубопровід.

Потім подавання відновлюється до нового зриву. Це пояснюється тим,

що приплив до свердловини продовжується, рівень піднімається вище

входу в насос, тиск на вході зростає, а разом з тим циліндр

наповнюється рідиною внаслідок витікання через зазор плунжерної

пари і в нагнітальному клапані.

503

Відомо кілька методів

боротьби

зі

шкідливим впливом вільного газу

на роботу насоса. Із формули (9.8) випливає, що зі зменшенням частки

шкідливого простору

Агщк

можна досягти підвищення коефіцієнта на-

повнення а„. За відсутності впливу шкідливого простору (£щк=0)

робота насоса стійка за будь-якого, навіть дуже низького, коефіцієнта

наповнення. Це досягається або застосуванням насоса з нагнітальним

клапаном у нижній частині плунжера (НСН-2, НСВД), або збіль-

шенням довжини ходу плунжера (довгоходовий насос, правильна

посадка плунжера над всмоктувальним клапаном), або збільшенням

довжини ходу плунжера за одночасного зменшення діаметра насоса.

Але тип насоса завжди має бути правильно підібраним до умов

свердловини.

Основний метод боротьби зі шкідливим впливом вільного газу на

роботу насоса - зменшення газовмісту в рідині, яка надходить у насос.

У разі збільшення глибини занурення насоса під динамічний рівень

збільшується тиск на вході в насос, у результаті зменшується об'єм

вільного газу за рахунок стискання і розчинення більшої кількості газу

в нафті. Якщо тиск на вході в насос

р^^Рн,

то вільного газу взагалі

немає на цій глибині, тобто шкідливий його вплив припиняється, де

- тиск насичення нафти газом. За нормальної роботи глибина

занурення насоса дорівнює 20...50м (р^=0,15...0,4 МПа), а за

наявності газу її доводять за можливості до 250...350 м, що відповідає

близько 30%р

(/?

вх

2...3МПа).

Проте це потребує використання

більшої кількості обладнання (штанг, труб, ВГ більшої

вантажопідіймальності) та збільшення його ремонтності. Тому перед

входом у насос виконують сепарацію (відокремлення) газу від рідини і

відведення його в затрубний простір, а звідти - перепускання у

504

викидну лінію,

де

тиск менший

за

тиск газу

(в

НКТ,

на

поверхні).

Скидати газ

атмосферу недопустимо. Внаслідок сепарації частина

природної енергії газу втрачається

і не

використовується

для

піднімання рідини.

Розрахунок

газовмісту

та сепарації

газу

на

вході

в насос

Кількість вільного газу на вході в насос, яка зведена до нормальних

(стандартних) умов, можна визначити як різницю між кількістю газу,

що виділяється за нормальних умов, і кількістю газу V

, розчиненого в

нафті (розчиненням

воді нехтуємо)

умовах входу

насос (можна

встановити лабораторним аналізом розгазування проб нафти

або

оцінити за законом Генрі). Тоді кількість вільного газу за стандартних

умов

o=G

-V

=vjG

-a

-p

(9.60)

і зведена до умов входу в насос (за законом Клапейрона-Менделеєва)

'°

=Ьо -а

(

Рвх

-Pof "

ZrB

BxP

(

)

r0-'0

PBX

oPax

де Go- експлуатаційний газовий фактор;

кількість нафти

за

стандартних умов,

;

об'ємний коефіцієнт нафти;

кількість нафти

за

умов входу

насос;

—

кількість газу,

розчиненого в нафті; Ор- коефіцієнт розчинення газу в

нафті;

, z

rBX

коефіцієнти стисливості газу

як

функція тиску

температури відпо-

відно за стандартних умов

(ро,

TQ)

за умов на вході в насос (р

вх

, Т

вх

Згідно

формулою (9.61) дістаємо газове число, яке віднесене до

об'єму нафти

характеризує газовміст на вході в насос,

*г

=~-h

-«pU

-/>о)];

ГВХ?

хЯ)

(9-62)

505

а також віднесене до об'єму рідини

(дорівнює сумі об'ємів нафти

і води

*JL

2r.

(i-„\

(9.63)

Р v v V +V

де п

- частка води в рідині (обводненість рідини).

Отже, чим більший тиск на вході в насос

вх

тим менші газові числа

також чим більша частка води

тим менше газове число R

Сепарація газу на вході в насос характеризується коефіцієнтом

сепарації

- відношенням об'єму вільного газу V

, який надходить у

затрубний простір, до всього об'єму вільного газу V

за

термодинамічних умов на вході в насос:

(9.64)

або

звідки

<*с

ст

V -V V V

гз

гтр

'rTp

p_j

V V V V

'г

' г

я'

Ч'

(9.65)

/г'

= Л

(і-а

) = Л

(і-/і

)(і-а

), (9.66)

де R

= V

- затрубне газове число;

-хр

—

витрата вільного газу,

який надходить у насос і далі в насосно-компресорні труби;

/=z

rTp

-трубне газове число.

Сепарація газу на вході в насос залежить від багатьох чинників. За

найпростіших умов її можна подати у вигляді, зображеному на

рис.

9.6.

Вважаємо, що бульбашки газу рівномірно розподілені в рідині. На

кожну бульбашку діє архімедова сила; ці бульбашки спливають у

506

рідині зі швидкістю v

apx

. Траєкторії їх руху на рис. 9.6. зображено

пунктиром. Очевидно, що коефіцієнт сепарації в нерухомій рідині о

дорівнює відношенню площі

FT,

поперечного перерізу затрубного

простору між експлуатаційною колоною і насосно-компресорними

трубами до площі F

прохідного перерізу експлуатаційної колони

(свердловини), оскільки витрати газу пропорційні цим площам

(рис.

9.6,

а),

тобто

F2./F

(9.67)

' TIV

-ittpt

О'О'О

І І І І

-Riiiu

І І І І і

III

І ||

! L-1

ооо £—-"

Рисунок 9.6 — Сепарація газу в міжгрубному просторі в рідинах: а - нерухомій;

б- рухомій; 1 - бульбашка газу; 2 - експлуатаційна колона;

З - внутрішня труба

У рухомій рідині кожна бульбашка переміщується по

криволінійній траєкторії (рис. 9.6, б), яка відрізняється від

траєкторії руху частинок рідини, зі швидкістю, що дорівнює

векторній (геометричній) сумі швидкостей руху рідини v

швидкості спливання v

apx

(відносного руху). Швидкість рідини

можна подати у вигляді вертикальної v

і горизонтальної v

складових. Нижче деякого перерізу А-А швидкість руху

507

бульбашки дорівнює алгебраїчній сумі швидкостей v

і v

apx

Вище перерізу А-А вертикальна складова швидкості руху

бульбашки дорівнює вже алгебраїчній сумі v

і v

apK

, a

горизонтальна складова дорівнює v

і сприяє перенесенню

бульбашки в насос. Залежно від співвідношення вертикальної і

горизонтальної складових швидкостей руху бульбашок

(

apK

)/v

(параметр І.Г. Бєлова) вони будуть або захоплю-

ватися в насос, або проходити повз нього, тобто відділятись (се-

паруватися) від рідини. Це призводить до зменшення а

порівняно з о~

со

Швидкість v

тим більша, чим більша витрата рідини. Швидкість

Vgpx залежить від в'язкості рідини, густин газу та рідини, діаметра

бульбашок, їх взаємодії та ін. Під час роботи насоса його вхід

перемішується вверх і вниз на величину деформації НКТ.

Всмоктування відбувається лише під час руху плунжера вверх (вхід

насоса також переміщується вверх), а під час руху вниз газ

сепарується. Тому коефіцієнт сепарації встановлюють з урахуванням

дослідних даних звичайно у вигляді:

'CO

+ 1,05

(9.68)

apx ^c

де Q

- об'ємна витрата рідини в умовах входу в насос.

Швидкість Vap

Для безводної нафти можна розрахувати за

формулою І.Т. Міщенка, а для обводненої продукції - взяти

Vap

ОД

м/с за п

< 0,5 і Vap

=0,17 м/с за и

> 0,5.

508

Газові якори

Сепарацію газу можна покращити за допомогою захисних

пристроїв, які називають газовими якорши (газосепараторами) і

встановлюють на вході в насос. Принципові схеми деяких газових

якорів показано на рис. 9.7. Робота їх грунтується на використанні сил

іравітації

(спливання),

інерції,

також їх поєднання.

В однокорпусному якорі (рис. 9.7, а) зі зміною напряму

газорідинного потоку на 180 бульбашки газу під дією архімедової

сили спливають і частково сепаруються в затрубний простір, а рідина

через отвір 2 надходить у центральну вхідну трубу 4 на вході в насос.

Ефективність сепарації визначається співвідношенням швидкостей

рідини та газових бульбашок

конструктивним виконанням сепаратора

(незахищений відкритий вхід

або

дірчастий фільтр).

Рисунок 9.7

—

Принципові схеми газових якорів: а - однокорпусного; б - двокорпус-

ного;

в - однотарілчастого; г - парасолькового; д - гвинтового;

експлуатаційна колона;

отвір;

- корпус; 4 - приймальна труба;

5 - всмоктувальний клапан насоса;

- піногасник; 7 - газовідвідна

труба; 8 - камера для накопичення газу; 9-тарілка; 10 - манжети;

11 - крігсіення манжет; 12 - гвинт; 13-стрижень гвинта;

14 - зворотний клапан

509

На рис. 9.7, б показано схему

двокорпусного

якоря з фільтром

(отвори) на вході. У дво-, три- або чотирикорпусних (секційних)

якорях, які являють собою систему з кількох паралельно працюючих

якорів, загальна витрата рідини розподіляється на частини, унаслідок

чого зменшується швидкість рідини в зоні поділу фаз і підвищується

ефективність сепарації. І.Г. Бєлов пропонує в чотирикорпусному якорі

вибирати таку кількість отворів, щоб у перший зверху корпус

надходило 10% витрати, у другий - 20%, третій - 30% і четвертий -

40%.

У процесі роботи насоса потік рідини в якорі між корпусом 3 і

центральною трубою переривчастий. Під час нагнітання швидкість

рідини в якорі дорівнює нулю. А саме на цьому півциклі бульбашки

газу вільно спливають у нерухомій рідині

якір виконує свою функцію.

Під час всмоктування рідина з газом надходить в якір. Бульбашки газу

не можуть проникати в насос, якщо довжина їх спливання під час

нагнітання буде не меншою за довжину входу рідини з бульбашками в

якір під час всмоктування. За цієї умови розраховують довжину і

площу прохідного перерізу якоря. Ефективність сепарації можна

підвищити створенням умов для коалесценції (об'єднання) бульбашок

газу у великі бульбашки, швидкість спливання яких більша. Це

надзвичайно важливо в разі відпомповування нафти з піноутворенням.

На рис. 9.7, б показано схему

двокорпусного

якоря, до нижньої

секції якого приєднується піногасник 6. У піногаснику утворюються

бульбашки великих

розмірів.

Через газовідвідну трубу 7 вони виходять

у затрубний простір, спливаючи там з великою швидкістю, і частково

руйнують піну. У камері 8 цього ж якоря вище верхніх отворів фільтра

утворюється газова шапка, газ з якої періодично виривається у вигляді

великих бульбашок

вільно спливає по обсадній колоні.

однотарілчастому

якорі (рис. 9.7, в) під тарілкою 9, краї якої

повернуті вниз, бульбашки газу коалесценціюють, а сепарація газу

510