Бойко B.C. Розробка та експлуатація нафтових родовищ

Подождите немного. Документ загружается.

відбувається під час обтікання тарілки

руху суміші горизонтально над

тарілкою до отворів 2 у всмоктувальній трубі 4.

Високу сепараційну ефективність забезпечує багатосекційний

(восьмитарілчастий)

якір.

Ефективність його роботи можна підвищити,

використовуючи глибокі тарілки (глибиною до 80 мм) із трубками для

випускання газу з них, а також чергуючи тарілки з газовивідними

трубами

тарілки без таких труб.

якорі-парасольці

(рис. 9.7, г) використовують поворот потоку на

кут 180° і коалесценцію бульбашок газу. Порівняно з однокорпусним

якорем якір-парасолька є зворотним. У ньому роль затрубного прос-

тору відіграє корпус

якоря, а роль корпуса якоря

—

затрубний простір,

який значно розширений, тому ефективність якоря-парасольки вища.

Застосовують також двосекційні якори-парасольки.

За високої швидкості рідини і малої швидкості всмоктування

бульбашок доцільно використовувати

гвинтовий

якір (рис. 9.7, ґ), що

фунтується на інерційному принципі. Суміш рідини та газу,

надходячи в якір через отвір 2 фільтра, здійснює гвинтовий рух, який

скерований поверхнею гвинта

12.

Під дією відцентрової сили частинки

рідини переміщуються в бік стінки корпуса

якоря, а бульбашки газу

- в бік поверхні стрижня гвинта 12. Рухаючись далі вверх, газ

потрапляє в газовідвідну трубу 7 і в затрубний простір. Клапан 14

запобігає надходження рідини та газу із затрубного простору в трубу 4.

Гвинтовий якір можна використовувати як вставний разом із вставним

іасосом.

Коефіцієнт сепарації

якорів

істотно залежить від витрати рідини

(рис.

9.8). Зі збільшенням витрати в якір втягується багато дрібних

бульбашок (діаметром менш як 0,3

мм),

які практично не об'єднуються

511

і не сепаруються від рідини. A.M. Пірвердян показав, що

найефективнішим є двокорпусний якір-парасолька, якому дещо

поступається однокорпусний якір-парасолька. За дебітів понад

25 м /добу тарілчастий якір із газовідвідними трубами ефективніший,

ніж звичайний тарілчастий. Чотирикорпусний якір поступається двом

попереднім конструкціям за дебітів понад 20 м /добу, але за дебіту

рідини менш як 20 м /добу його ефективність вища. Область

застосування гвинтового якоря обмежена, але його перевага полягає в

тому, що він має найменший діаметр серед усіх наведених конструкцій

якорів.

0 10 20 ЗО 40 50

Витрата рідини, м /добу

Рисунок 9.8 - Експериментальні залежності коефіщєнтів сепарації газових якорів за

різних витрат рідини:

- двосекційний якір-парасолька діаметром 60

мм;

- однокорпусний якір-парасолька; 3

—

гвинтовий сепаратор

діаметром 46 мм для вставного насоса; 4 - гвинтовий сепаратор

діаметром 76 мм; 5 - тарілчастий якір діаметром 89 мм; 6 - чотири-

корпусний сепаратор діаметром 89

мм;

- відкритий вхід

Відомо також інші конструкції газових якорів, наприклад,

занурений

якір.

Його вхідні отвори розміщені в інтервалі динамічного

рівня і значно перевищують (понад 100 м) вхід у насос, який

монтується всередині якоря. Уздовж шляху руху рідини тиск

512

зменшується, а потім підвищується. Тому рідина значно розгазо-

вується, частина газу відсепаровується, а не виділений з об'єму газ

внаслідок підвищення тиску розчиняється в рідині і стискується під час

руху потоку вниз до насоса.

Сприятливі умови для сепарації газу можуть створюватися в

результаті опускання насоса в зумпф свердловини, а також зниження

динамічного рівня рідини нижче нижніх отворів зони перфорації.

Зумпф свердловини можна розглядати як якір великого діаметра з

довгим фільтром (зона перфорації), уздовж якого розподіляється потік

газорідинної

суміші,

що входить у свердловину. У такий спосіб можна

експлуатувати обводнені газові свердловини, а також газоконденсатні

свердловини у випадку накопичення конденсату на вибої.

Розвитком якоря-парасольки є пакериий якір (якір-трап), в

якому до входу в насос підвішується пакер. Газорідинна суміш

з-під иакера відводиться по трубі в затрубний простір вище

динамічного рівня, де газ сепарується, а розгазована рідина

надходить на вхід в насос.

За наявності фонтанних проявів доцільно не сепарувати газ

на вході в насос, а використовувати його енергію на піднімання

рідини разом з енергією, яку надає насос. Для цього під насосом

встановлюють хвостовик до глибини (по можливості) виділення

газу. Теоретичне подавання насоса визначають за витратою

рідини та газу для умов входу в насос.

Боротьба

зі

шкідливим впливом піску

на

роботу насоса

Негативний вплив піску в продукції зводиться до абразивного

зношування плунжерної пари, клапанних вузлів та утворення піщаної

пробки на вибої. У разі найменшої негерметичності НКТ пісок швидко

513

розмиває канали протікання рідини в різьових з'єднинах, спричинює

посилення зношування штангових муфт і внутрішньої поверхні НКТ,

особливо у викривлених свердловинах. Навіть у результаті коротко-

тривалих зупинок (до 10...20 хв) можливе заклинювання плунжера в

насосі, а за великого осаду - і заклинювання штанг у трубах.

Збільшення витікання рідини, що зумовлюється абразивним

зношуванням і розмиванням, призводить до зменшення подавання

ПІСНУ і швидкості висхідного потоку нижче входу в насос, а отже,

прискорює утворення вибійної

пробки.

Вибійна пробка значно знижує

приплив до свердловини. Пониження дебіту через знос обладнання й

утворення піщаної пробки змушує виконувати передчасний ремонт

для заміни насоса та промивання пробки. До "пісочних" належать

свердловини, вміст піску в яких перевищує

г/л.

Існують чотири методи боротьби з негативним впливом піску.

Найефективнішим є метод поперередження та регулювання

надходження

піску з пласта у свердловину. Перше можна забезпечити

або встановленням спеціальних фільтрів на вибої (див. главу 5), або

кріпленням привибійної зони (див. главу 10), а друге - зменшенням

відбору рідини. При цьому доцільно забезпечити плавний запуск

пісочної свердловини поступовим збільшенням S, п або підливанням

чистої

рідини

у свердловину через затрубний простір

(20-25%

дебіту).

Забезпечення винесення

на

поверхню

великої

частини

піску,

який

надходить у свердловину. А.Н. Адонін показав, що таке винесення

забезпечується за умови

>2..2,5, (9.69)

де

м'

- швидкість висхідного потоку рідини (газорідинної

суміші);

- швидкість вільного осідання піщинок (із розрахунковим діаметром,

що дорівнює середньому діаметру найбільш великої за діаметром

фракції, яка становить близько

20%

об'єму піску).

514

Якщо за заданих діаметрів труб і штанг умова (9.69) не виконується,

то можна зменшити діаметр піднімальних труб (або підібрати

відповідне поєднання піднімальних труб і штанг), застосувати насосні

устатковання з трубчастими штангами, встановити під насосом

хвостові труби, що опускаються в зону перфорації, або виконати

підпомповування (підливання) чистої

рідини

(нафти, води) в затрубний

простір. У разі застосування хвостовика зменшується висота пробки,

що утворюється на вибої після зупинки. У разі підливання

втрачається додаткова енергія для піднімання підлитої рідини, проте

виключається можливість прихоплення насоса і хвостовика піском,

заклинювання плунжера внаслідок зменшення об'ємної концентрації

піску в потоці.

Застосування пісочних якорів (сепараторів) / фільтрів, що

встановлюються на вході в насос, за допомогою яких виконують

сепарацію піску від рідини. Робота

пісочних якорів

грунтується на гра-

вітаційному принципі. В якорях прямої та зворотної дії (рис. 9.9, а, б)

рідина змінює напрям руху на 180 , пісок відокремлюється під дією

сили тяжіння і осаджується у пісочній "кишені", після заповнення якої

якір витягують на поверхню й очищають. Умова ефективної роботи

якоря - існування в ньому швидкості висхідного потоку рідини,

меншої за швидкість осадження піщинок. За дослідними даними

A.M. Пірвердяна, якір зворотної дії значно ефективніший, ніж якір

прямої дії, оскільки завдяки трубі 6 (насадці) збільшується швидкість

спадного потоку рідини з піском. Пісочний якір прямої дії одночасно

може бути газовим. Компонування якоря зворотної дії й однокорпус-

ного газового якоря показано на рис. 9.9, в. Застосування пісочних

якорів є не основним, а допоміжним методом боротьби зі

шкідливим впливом піску. Такий метод доцільно використовувати у

свердловинах з нетривалим надходженням піску або з невеликою

загальною його кількістю.

515

а б в

Рисунок 9.9 — Принципові схеми пісочних якорів: а - прямої дії; б - зворотної;

газопісочного;

1 —

експлуатаційна колона; 2 - шар накопиченого

піску; 3 - корпус; 4 - приймальна труба; 5 - отвір для введення

суміші в

якір;

- труба для введення рідини і піску

Протітісочиі фільтри, які встановлюють на вході в насос,

попереджаю

і ь

надходження в насос піщинок середніх і великих

розмірів (понад 0,01 м залежно від співвідношення розмірів піщинок і

каналів матеріалу фільтра). Відомо фільтри сітчасті, дротяні, капронові,

щілинні, гравійні, металокерамічні, цементно-піщано-сольові, піщано-

пластмасові, пружинні та ін. За даними A.M. Пірвердяна, найкращими

є сітчасті фільтри з розмірами чарунок 0,25 х 1,56

мм.

Протипісочні

фільтри не набули широкого застосування через швидке забивання

(замулювання). їх доцільно розмішувати в корпусі з "кишенею" для

осадження піску (не утворюється вибійна пробка, зменшується

швидкість замулювання) або поєднувати з пісочним якорем.

Проте повністю запобігти шкідливий вплив піску не вдається.

Деяка кількість піску надходить у насос і призводить до

зношування пари плунжер - циліндр та клапанів. Тому використо-

вують спеціальні насоси для пісочних свердловин (див. § 9.1), а

також виконують роботи з удосконалення стандартних насосів і

створення нових конструкцій для захисту пари плунжер - циліндр.

Наприклад, можна відзначити підвищення зносостійкості насоса

516

(хромований плунжер з азотованими втулками), застосування

насосів із малими зазорами між плунжером

циліндром, із сепаратором

усередині плунжера, із гідрозахистом пари плунжер-циліндр

(із в'язкопластичним ущільненням, із використанням ферорідин),

плунжерів із круговими канавками типу "піскозголювач", магнітних

плунжерів, створення гідрозахисту в разі використання трубчастих

штанг та ін.

Особливості відпомповування високов'язких нафт

водонафтових

емульсій

Останнім часом у розробку залучаються родовища з

високов'язкими нафтами. Основним способом піднімання таких нафт

на поверхню є насосний. Це пояснюється малодебітністю свердловин і

економічною неефективністю інших способів. У процесі експлуатації

виникають ускладнення, які зумовлюються силами гідродинамічного

тертя під час руху штанг у рідині, а також під час руху рідини в трубах

і через нагнітальний та всмоктувальний клапани. Шкідливий вплив

гідродинамічних сил тертя зводиться до збільшення максимального

навантаження

1ШХ

зменшення мінімального навантаження Р

^ і ККД

ШСНУ. Під час відпомповування нафт із динамічним коефіцієнтом

в'язкості понад 500 мПа-с може спостерігатися "зависання" штанг у

рідині під час руху вниз

(див.

9.3).

Для зменшення впливу в'язкості застосовують різні технічні

прийоми та технологічні схеми видобування. Для відпомповування

високов'язких нафт використовують спеціальні двоплунжерні насоси

(див.

§ 9.1), збільшують діаметри НКТ, насоса і площі прохідних

перерізів у клапанах насоса, встановлюють тихохідний режим

відпомповування (зменшують частоту коливань до 3...4 хв" і довжину

ходу до

0,6...0,9

м). Сили гідродинамічного тертя прямо пропорційні

517

швидкості

в1

ДПц

ПОВ

ування Sn (див. § 9.3). Знизити в'язкість

вщпомповуваноїр|

дини можна

підливанням розчинника (малов'язкої

нафти) в затруюй простір (10-15% витрати видобувної нафти) або

води для одерлц^ дзофазного потоку нафти у воді), підігріванням

відпомповуваної

рцщ

НИ

на

ВХО

ді

насос або нагнітанням гарячого

теплоносія в затр!д

ни

й простір. Відомо також різні технологічні схеми

насосного

ви

ДОб,

вання

, за яких штанги поміщають у середовище

малов язкої наф^

0 води в

}\КХ, а продукція свердловини

пщшмаегься по згубному простору вище пакера.

За обводнену продукції

0,4...0,8

водонафтові емульсії мають

високу в язкість

)а

гідродинамічні

сили

тертя сягають найбільших

значин. Якщо еч

аьс

нест

ика;

то на

вибої накопичується вода, що

спричинює зросту вибійного тиску. Для зниження вибійного тиску

можна застосуй хвостовик або збільшувати глибину опускання

насоса, якщо цьоіу

не

перешкоджає ступінь завантаженості верстата-

гоидалки. У разі відпомповування емульсії типу "нафта у воді"

збільшуються щ

та

g^KaH^j^ знижується втомова міцність штанг,

підвищується їх «явність

Особливості

Кйу

ата

ф-

викривлених

і похило спрямованих

свердловин

разі веліщ

)ф

ИВИНИ

стовбура свердловини (особливо за

розміщення све{щ,

вин

кущами) спостерігається інтенсивне стирання

насосно-компреи|,

их

^yg j щтанр аж

д0

утворення довгих щілин у

трубах аоо до ^у

штанг

Дцд повільного провертання колони

штат і плунж^

на

завертання" під час кожного ходу головки

балансира з мет* запобігання однобічного стирання штанг, муфт і

плунжера, запосщця відгвинчування штанг і видалення парафіну в

разі використав пластинчастих шкребків застосовують

штангоооертан

скла

асться

круглого зубчастого диска,

518

який закріплено на штоку гирла

горизонтально,

і храпового механізму

з шарнірним зубом і важелем, який тросом з'єднано із нерухомою

точкою. Під час кожного гойдання балансира трос натягується і за

допомогою храпового механізму провертає диск і відповідно штанги

на один крок зубчастого диска. Штанги роблять один оберт за таку

кількість гойдань, що дорівнює кількості зубів на диску по його

периметру.

Для зменшення зношування тертя ковзання замінюють тертям

кочення шляхом використання муфт-вставок, які мають ролики.

Задають також режим відпомповування, який характеризується

великою довжиною ходу S

малою кількістю ходів п. Для запобігання

утворення осаду піску на штанговій колоні встановлюють шкребки-

завихрювачі.

§ 9.6 Проектування експлуатації свердловин штанговими

насосними устаткованнями

Із рівняння (9.2) подавання ПІСНУ випливає, що подавання Q

можна підвищити збільшенням площі перерізу плунжера F

(рівнозначно діаметра насоса d

), частоти коливань п, довжини ходу

гирлового штока S і коефіцієнта подавання

On-

Проте зі збільшенням площі F збільшуються навантаження на

штанги і, отже, зменшується довжина ходу плунжера S

через пружні

деформації штанг і труб, що може призвести не до підвищення, а до

зниження подавання

за рахунок зменшення коефіцієнта подавання а,,.

Збільшення кількості ходів п призводить до зростання динамічних

навантажень на штанги і ВГ. Збільшення довжини ходу S обмежується

конструкцією ВГ.

519

Крім того, для ВГ обмежено максимальний крутний момент

Мщ,

на

валу кривошипа

(або

редуктора)

Vkv

(970)

і/ _

У-*

max

тіп/

бал

CQ 7П

yKjf

Kpmax

—

„ ' К?-'

)

або більш точно з використанням динамограми

V* max ~ ^min / 'ба

2П

де /бал

—

довжина переднього плеча балансира ВГ; Т)

- механічний

ККД ВГ

від

канатної підвіски до вала редуктора, Г|

= 0,85.

Отже, збільшення площі F (а також діаметра насоса d

) і кількості

ходів п призводить до зростання навантажень на штанги, що

супроводжується підвищенням частоти аварій зі штангами (обриви,

відкручування). Вважається, що від параметрів відпомповування

(Q, п

, d

, L, гі) залежить тільки частота аварій зі штангами, на які

припадає 25^40% від загальної кількості аварій підземної частини

ШСНУ, а частота інших аварій від них не залежить (знос та вихід із

ладу насоса, його елементів та ін.). А.С. Вірновський на основі

теоретичних і експериментальних даних запропонував формулу для

розрахунку ймовірної частоти аварій зі штанговою колоною

(кількість обривів на свердловині за рік):

/ хЗ,27к'+0,13

об

„ -сп

Ю U000,

де с, к - коефіцієнти, які залежать відповідно від межі втомової

міцності (властивостей матеріалу штанг) і властивостей

відпомповуваної рідини та матеріалу штанг; L - довжина колони

штанг, м.

Величини с і к визначають шляхом статистичного оброблення

практичних даних. Для умов ряду нафтових родовищ Бакинського

520

(9.72)