Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1 Борьба с пескопроявлением и газом при эксплуатации нефтяных скважин плунжерными насосами 9
1.1 Физико-химические свойства нефти на примере месторождения Камысколь Южный , 9
1.2 Анализ коллекторских свойств продуктивных пластов 11
1.3 Влияние песка на работу плунжерного насоса при эксплуатации нефтяных скважин 15
1.4 Общие принципы удаления механических примесей из жидкости 17
1.5 Влияние свободного газа на работу скважинного насоса 23
1.6 Постановка цели и задач исследований диссертационной работы 39
ГЛАВА 2 Теоретическое обоснование процесса эксплуатации скважин при добыче нефти с высоким содержанием песка 41
2.1 Проблемы, возникающие при эксплуатации песчаных скважин 41
2.2 Математическая модель процесса удаления песка из скважины 42
2.3 Теоретические основы определения и создания необходимой скорости выноса песка 47
2.4 Обеспечение транспортирования песка к приему насоса в эксплуатационной колонне 52
Выводы по второй главе 54
ГЛАВА 3. Экспериментальная эксплуатация насосными установками 55
3.1. Особенности режима эксплуатации винтовых насосных установок 55
3.2 Параметры режима работы винтовых насосных установок с поверхностным приводом 59
3.3 Расчеты на прочность штанговой колонны 63
3.4 Экспериментальная винтовая насосная установка типа УНВП 66
3.5 Экспериментальная эксплуатация винтовой насосной установки УНВП-600/20 в условиях Казахстана 68
Выводы по третьей главе 71
ГЛАВА 4 Разработкановых технических средств для эксплуатации песочных скважин винтовыми насосными установками с приводом 74
4.1 Принципы разработки специального оборудования для полного выноса песка из скважины 75
4.2 Принципиальная схема винтовой насосной установки для песочных скважин 76
4.3 Работа компенсатора в скважинных насосных установках 78
4.4 Результаты промысловых исследований при эксплуатации песочных скважин 84
4.5 Разработка специального оборудования для эксплуатации песочных скважин винтовыми насосами 86
Выводы к четвертой главе 88
ГЛАВА 5 Экологически безопасная эксплуатация нефтяных скважин при газопроявлениях 89
5.1 Газопроявления при эксплуатации нефтяных скважин 89
5.2 Расчет коэффициента заполнения плунжерного насоса при наличии свободного газа 91
5.3 Работа насоса без сепаратора при установке его ниже перфорации 94
5.4 Разработка технических средств для удаления газа из межтрубного пространства скважины 97
5.5 Разработка сепаратора, основанного на инерционном принципе 108
Выводы по пятой главе 110
Основные выводы и рекомендации 110
Литература 112
Приложения
- Общие принципы удаления механических примесей из жидкости
- Теоретические основы определения и создания необходимой скорости выноса песка
- Параметры режима работы винтовых насосных установок с поверхностным приводом
- Результаты промысловых исследований при эксплуатации песочных скважин
Введение к работе
Актуальность темы
В процессе эксплуатации нефтяных скважин в стволе образуются песчаные пробки, которые в ряде случаев доходят до интервалов перфорации эксплуатационной колонны и приводят к снижению дебита, а в ряде случаев к полному прекращению поступления жидкости из пласта. Особенно интенсивно процесс образования песчаных пробок происходит на месторождениях нефти, продуктивные горизонты которых представлены слабосцементированными песчаниками и глино-песчанистыми горными породами. Необходимость промывки песчаных пробок создает проблемы технического характера, связанные с необходимостью проведения монтажно-демонтажных работ, а также с необходимостью применения специального оборудования для промывки ствола скважины. Кроме этого, процесс образования пробок и последующие работы по их ликвидации приводят к снижению добычи нефти и снижают экономическую эффективность добычи нефти скважинными штанговыми насосами.
Снижение эффективности работы скважинных штанговых насосов связана также с действием попутного газа на процесс наполнения цилиндра насоса в ходе работы насосной установки. Еще более нежелательным являются случаи прорыва газа из пласта в межтрубное пространство в процессе эксплуатации скважины. В этом случае происходит выброс газожидкостной смеси из межтрубного пространства на поверхность, что приводит к экологическим загрязнениям окружающей среды на промысловых территориях. При наличии сероводорода в попутном газе выбросы газа и жидкости приводят к поражению живых организмов, создают взрывоопасную обстановку в районах добычи нефти на больших площадях.
Целый ряд мелких нефтяных месторождений при эксплуатации в осложненных условиях вызывают необходимость разработки более совершенных технических средств эксплуатации месторождений и совершенствования эксплуатации скважин механизированным способом. К таким месторождениям нефти, в
5 частности, относится нефтяное месторождение Камысколь Южный, расположенный в восточной части Атырауской области. Наиболее существенные проблемы возникают при эксплуатации скважин штанговыми плунжерными насосами. В первую очередь это связано с тем, что продуктивные пласты сложены сла-босцементированными песчаниками и глинистыми песками. В результате вместе с пластовой жидкостью в скважины поступает песок, который вызывает образование пробок как в стволе скважины, так и в узлах насосной установки. В результате возникает необходимость систематической чистки скважин и удаления песчаных пробок. В ряде случаев эффективность эксплуатации скважин штанговыми насосами осложняяется при газовыделениях из пластовой жидкости. Снижается коэффициент наполнения насоса и к.п.д. насосной установки. При эксплуатации винтовых насосных установок поступление газа на прием насоса вызывает образование газовых шапок, что приводит к снижению подачи насоса и к перегреву резиновой обкладки статора. Кроме этого, возникает необходимость борьбы с экологическими проблемами при газопроявлениях в процессе добычи нефти штанговыми насосами.
Цель диссертационной работы: создание новых технических средств и технологий экологически безопасной эксплуатации нефтяных скважин, проду-циирующих жидкости с большим содержанием песка и с возможным проявлением газа.
Задачи диссертационной работы:
Для решения проблемы добычи нефти при проявлениях песка и газа были сформулированы следующие задачи:
1 Анализ известных и опубликованных материалов по вопросам борьбы с песком и газом при добыче нефти в нефтяных регионах как России, так и Казахстана. Ознакомление с проблемами добычи нефти на конкретном нефтяном месторождении для выработки стратегии и тактики решения проблемы на конкретном примере.
Теоретические исследования закономерностей транспортирования нефти в подъемных трубах и стволе скважины для установления наиболее оптимальных режимов течения потока жидкости с большим содержанием песка.
Промысловые экспериментальные работы по сравнительной эффективности работы насосных установок различных типов и сопоставление полученных результатов по выносу песка из скважин при добыче нефти.
Разработка технических средств добычи нефти с максимально возможной эффективностью выноса песка из скважины для предотвращения образования песчаных пробок в нефтяных скважинах.
Разработка и совершенствование технических устройств для газоотвода из межтрубного пространства для предотвращения выбросов скважинных флюидов при эксплуатации скважин с открытой задвижкой на выкиде из эксплуатационной колонны.
Методы решения поставленных задач
Поставленные в диссертационной работе задачи решались проведением теоретических и промысловых исследований процессов выноса песка из скважин при различных режимах их эксплуатации различными насосными установками. Расчетная часть выполнена с привлечением математической модели с использованием персональной электронно-вычислительной техники и соответствующего программного обеспечения.
Научная новизна
В диссертационной работе представлены научно обоснованные методы определения интенсивности выноса песка в зависимости от технико-технологических условий эксплуатации скважин. Показано, что вынос песка при пульсации потока жидкости существенно снижается, так как в период застоя для страгива-ния потока требуются затраты дополнительной энергии для преодоления инерции покоя. В результате снижается эффективность выноса песка. Установлены закономерности оседания песка в зависимости от размеров частиц и вязкости жидкости.
Для выноса песка из эксплуатационной колонны впервые предложено снабжать насос хвостовиком малого диаметра, нижний конец которого оборудуется сепаратором для улавливания песка крупных размеров, и устанавливать его нижний конец в районе перфорации эксплуатационной колонны.
Практическая ценность работы
Разработаны технические средства (хвостовики малого диаметра, снабженные песочными сепараторами в нижней части) для оснащения винтовых насосных установок с поверхностным приводом для эффективного выноса песка из скважин при добыче нефти в осложненных условиях.
Разработано устройство для сброса из межтрубного пространства сква-жинного флюида при газопроявлениях как при использовании плунжерных, так и винтовых насосов.
3 Разработано устройство для отсоса газа из межтрубного пространства с использованием инжекторов, устанавливаемых на нагнетательной линии насосной установки.
Реализация работы
Хвостовики малого сечения, оснащенные в нижней части песочными сепараторами для улавливания песка крупного размера, внедрены при эксплуатации скважин винтовыми насосными установками типа УНВП на нефтяном месторождении «Камысколь Южный» ТОО «Эмбаведьойл» ОАО «Эмбамунайгаз».
Технические устройства для сброса скважинного флюида из межтрубного пространства в нагнетательный коллектор внедрены при эксплуатации скважин плунжерными и винтовыми насосными установками на нефтяном месторождении «Камысколь Южный» ТОО «Эмбаведьойл».
Апробация результатов диссертационной работы
Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на семинарах, научно-технических конференциях и советах, в том числе:
научно-технической конференции по экологии, АИНГ (Атырау, 1997);
Международной научно-технической конференции «Актуальные проблемы Волго-Уральской нефтегазоносной провинции» (Уфа, 2001);
Международной научно-технической конференции «Экология и нефтегазовый комплекс» (Атырау, 2004);
втором Международном семинаре-совещании «Инновационная технология развития нефтяной и газовой промышленности», АИНГ (Атырау,2004);
Всероссийской конференции «Новоселовские чтения», УГНТУ (Уфа, 2004 г.);
на Всероссийской научно-технической конференции «Проектирование и эксплуатация нефтегазового оборудования: проблемы и решения», УГНТУ (Уфа,2004).
Публикации
Основные результаты диссертационной работы изложены в 11 печатных работах в том числе в 6 статьях и в 5 тезисах по докладам на международных и республиканских научно-технических конференциях.
Объем и структура работы
Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав и основных выводов. Работа изложена на 120 страницах машинописного текста, содержит 32 рисунка, 10 таблиц, список литературы из 94 наименований и включает три приложения.
Автор выражает благодарность за помощь в работе научному консультанту профессору Чердабаеву М.Т., а также сотрудникам ТОО «Эмбаведьойл» за поддержку, доброжелательное отношение и помощь в проведении промысловых исследований.
Общие принципы удаления механических примесей из жидкости
К первой группе относят гравитационную, центробежную, вибрационную, магнитную очистку, а также электроочистку. Комбинированные методы сочетают в себе различные вариации методов первых двух групп указанной классификации.
Гравитационная очистка. На твердую частицу, находящуюся в жидкости действуют гравитационная (сила тяжести) и выталкивающая (архимедова) силы, направленные вертикально в противоположные стороны. Если в результате их взаимодействия наблюдается выпадение взвешенных частиц, это явление можно использовать для удаления из нефтепромысловых сред находящихся в них механических примесей. Такой процесс получил название отстаивания, или седиментации.
Эффективность реализации данного метода зависит от плотности очищаемой жидкости и частиц механических примесей, а также их размеров и концентрации. На практике применяют две разновидности отстаивания: статическое, осуществляемое, как правило, при атмосферном давлении, и, реже, динамическое, протекающее при избыточном давлении. Метод отстаивания хотя и прост, но имеет ряд недостатков, связанных со значительной зависимостью качества очистки от характеристик механических примесей и содержащих их сред (дисперсность, плотность, стабильность и др.). Центробежная очистка. При данном методе удаление механических примесей из жидкости происходит под действием центробежной силы. Наряду с ней на частицу также действует противоположно направленная выталкивающая сила, при расчете которой, в отличие от процесса седиментации, ускорение свободного падения заменяют центробежным. Для реализации центробежной очистки используют аппараты двух типов: гидроциклоны и центрифуги. В гидроциклонах центробежная сила возникает вследствие вращательного движения жидкости в неподвижном корпусе цилиндрической, цилиндроконическои или конической формы. Выделяют противоточные, способствующие изменению направления потока на 180 град., и прямоточные гидроциклоны, в которых поток сохраняет первоначальное направление. В зависимости от способа подвода жидко 20 сти и конструкции устройства, закручивающего поток, различают аппараты с боковыми патрубками (тангенциальными или спиральными) и аксиальные (с лопаточными завихрителями в виде винта или розетки). Наибольшее распространение получили гидроциклоны противоточного типа с цилиндроконическим корпусом и тангенциальным подводом жидкости. Преимуществами гидроциклонов являются компактность, простота обслуживания и отсутствие вращающихся частей. К недостаткам относят то, что эти аппараты создают высокое гидравлическое сопротивление потоку жидкости, а также невысокую эффективность удаления мелкодисперсных механических примесей, так как скорость движения частиц в них гораздо меньше, чем в центрифугах. Центрифуги относят к аппаратам, в которых центробежная сила возникает в результате вращения ротора, приводимого в движение от постороннего источника энергии (активный привод) либо за счет энергии потока жидкости (реактивный привод). Конструкции центрифуг, применяемых для очистки жидкости от механических примесей, весьма разнообразны и различаются как принципиальными схемами устройства аппарата, так и компоновкой отдельных узлов. Наиболее широкое распространение центрифуги получили в циркуляционных системах, так как после однократного цикла центробежной очистки не всегда обеспечивается достаточно полное удаление механических примесей из жидкости. Большое влияние на эффективность работы центрифуги оказывает конструкция устройства для удержания и удаления уловленных примесей. В аппаратах, оборудованных постоянно открытыми грязесборными камерами или не оборудованных ими вовсе, вероятность уноса задержанных частиц довольно велика. Этот недостаток устраняется при использовании автоматических грязесборных камер, открывающихся при вращении ротора центрифуги и закрывающихся в момент его остановки. Электроочистка. Принцип данного способа очистки заключается в осаждении под действием сил электростатического поля частиц механических примесей, заряд которых обусловлен трибоэлектризацией потока диэлектрической жидкости. При движении частицы в жидкости на нее действуют силы гидравлического сопротивления, и если кулоновская сила больше них, то частица осаждается на электроде. Основные типы электроочистителей, применяемых для удаления механических примесей из диэлектрических жидкостей в однородном и неоднородном электрических полях, описаны в работах [ 52,75,85].
Преимуществами данного метода являются: меньшие габаритные размеры по сравнению с отстойниками; отсутствие движущихся частей, как у центрифуг; постоянство пропускной способности и гидравлического сопротивления, которые изменяются в процессе эксплуатации фильтров. В то же время очистка жидкостей в электроочистителях не полностью отработана для широкого практического применения. Это связано с тем, что при описании механизма электроосаждения в большинстве случаев учитывается действие на частицу только ку-лоновской силы, что весьма приблизительно, так как не принимается во внимание все многообразие процессов, происходящих в пространстве между электродами. Здесь будут наблюдаться: электрическая конвекция жидкости, т. е. се перемещение между электродами под влиянием сильного электрического поля; частичная утечка электрического заряда, так как для большинства жидких диэлектриков характерна некоторая электропроводность; возможная перезарядка частиц на электродах из-за нарушения их изоляции или в результате наведения в ее слое электростатического заряда.
Вибрационная очистка. Иногда для удаления механических примесей из перекачиваемых сред используют поле упругих колебаний, создаваемое вибрационными очистителями, в которых происходит коагуляция твердых частиц, облегчающая в дальнейшем их удаление из жидкости отстаиванием или фильтрованием. Вибрационные очистители могут быть высокочастотными (ультразвуковые) и низкочастотными (механические).
Теоретические основы определения и создания необходимой скорости выноса песка
Исследованию теории и практики эксплуатации скважин, склонных к пес-копроявлениям, посвящено большое количество публикаций [1, 16, 22, 53, 58]. Наиболее интересными являются публикации A.M. Пирвердяна, так как им обобщены результаты исследований ряда авторов. Им установлено, что к песчаным следует относить скважины с содержанием механических примесей более 1 г/л в добываемой жидкости. Учитывая, что на месторождениях Казахстана содержание песка доходит до 1,5 - 2,0 г/л, то следует считать такие условия с технической точки зрения сложными.
Опыт эксплуатации песочных скважин показывает, что наиболее эффективным методом борьбы с пескопроявлениями является установка специальных фильтров в эксплуатационной колонне, препятствующих поступлению песка из пласта в скважину. Однако такие способы не нашли применения на практике из-за сложности и несовершенства. Наиболее реальным являются следующие направления по борьбе с песком при насосной эксплуатации скважин. 1. Обеспечение выноса на поверхность основного объема песка, выносимого из пласта за счет технико-технологических мероприятий. 2. Предохранение насоса от поступления песка с помощью фильтров, устанавливаемых на приеме насоса. 3. Установка специальных защитных приспособлений на приеме насоса в виде сепараторов различного принципа действия.
Перечисленные методы борьбы с песком применяются в той или иной мере на различных нефтяных месторождениях. Поэтому необходимо обосновать наиболее приемлемый способ. С нашей точки зрения большую привлекательность представляет первый способ. Применение фильтров и сепараторов приводит к ускорению образования песчаных пробок в скважине, что в конечном счете приводит к необходимости более частых ремонтных работ для удаления песчаных пробок. Экономически это нецелесообразно, так как подъем насоса и последующий его монтаж требуют остановки эксплуатации скважины и материальных затрат на монтажно-демонтажные работы.
Наиболее целесообразным следует считать "полное" удаление песка из скважины на поверхность, так как работы по утилизации песка на поверхности более удобны и менее затратны. При этом нужно иметь ввиду, что в процессе промывки песчаных пробок песок, скопившийся в скважине, оказывается на поверхности. Таким образом, рационально удаление песка из скважины производить непосредственно в процессе добычи нефти.
"Полное" удаление песка из скважины практически невозможно. Поэтому в дальнейшем будут рассматриваться такие технические решения, которые позволяют эксплуатировать песчаные скважины с максимально высоким эффектом выноса песка вместе с откачиваемой жидкостью.
Процесс удаления песка из скважины, как установлено выше, связан рядом операций, составляющих основную технологическую линию при эксплуатации скважин штанговыми насосами. Наиболее значимыми факторами являются скорость движения восходящего потока при эксплуатации скважины, вязкость откачиваемой жидкости и фракционный состав песка, поступающего в скважину из эксплуатируемого нефтесодержащего горизонта. Ввиду того, что при откачке жидкости из скважины повлиять на вязкость и состав песка практически невозможно, то поэтому наиболее реальным является исследование процесса движения потока жидкости в подъемных трубах и в эксплуатационной колонне для создания эффективного процесса удаления механических примесей с пластовым флюидом.
В работах A.M. Пирвердяна [53] указывается следующее обстоятельство, ри выборе труб и штанг, обеспечивающих получение необходимой площади просвета F для прохода жидкости, следует учесть, что значительное уменьшение F может в ряде случаев повлечь за собой рост гидродинамических сопротивлений в кольцевом пространстве, особенно нежелательный при ходе штанг вниз, так как этот рост может привести в отдельных случаях при очень больших вяз-костях к отставанию движения точки подвеса штанг от движения балансира. Учитывая то, что во времена исследований, опубликованных до 1995 года, практически отсутствовали альтернативные насосные установки для малодебит-ных скважин, то поэтому утверждение, указанное выше, было вполне справедливым.
В настоящее время на промыслах получили распространение винтовые насосные установки с поверхностным приводом. В процессе их эксплуатации поток жидкости в подъемных трубах формируется практически непрерывный. Поэтому возникает необходимость сопоставления движения песчинок в трубах как при прерывистом, так и при непрерывном движении жидкости. Следует также отметить, что в работах А.М.Пирвердяна производится анализ движения жидкости с песком только в насосно-компрессорных трубах, в то время как образование песчаных пробок происходит-при осаждении песка в эксплуатационной колонне. Поэтому нами производится сопоставление процессов при прерывистом и непрерывном движении откачиваемой из скважины жидкости в эксплуатационной колонне, в которой находится скважинный насос. Естественно, что полученные выводы будут справедливы и для подъемных труб насосной установки.
Процесс перемещения жидкости в смеси с песком показан на рисунке 2.1. На этой схеме условно лишь в одном слое показана группа зерен песка.
Предполагается, что движение происходит дискретно в соответствии с работой скважинного плунжерного насоса. За один ход плунжера жидкость переместится от сечения 1-Ід,о сечения//-IIтрубкой колонны.
Параметры режима работы винтовых насосных установок с поверхностным приводом
В данной главе рассмотрена специфика работы эксплуатационного оборудования при добыче нефти из скважин на поздней стадии разработки нефтяного месторождения. Разработки поверхностных приводных насосных установок, выполненных в виде редуктора и автономной редукторно- мультипликаторнои вставки, являются наиболее перспективными, т.к. позволяют повысить рентабельность добычи нефти и использовать типоразмер привода для эксплуатационных скважин с широким диапазоном дебитов, высоты подъема и вязкости флюидов.
Многие нефтяные месторождения не только России, но и других нефтяных регионов вступили в позднюю или завершающую стадию эксплуатации. В результате фонд малодебитных скважин, т.е. имеющих дебит до 5 т/сут, непрерывно растет. Например, в АНК «Башнефть» он составляет свыше 80% от общего фонда [17]. Значительное количество скважин имеют дебит менее 3 т/сут. В частности, в объединении «Татнефть» их количество составляет свыше 20% от всего эксплуатируемого фонда.
Падение дебитов сопровождается увеличением обводненности, вязкости, интенсификацией отложений асфальто-смоло-парафиновых компонентов, усилением их адгезионно-когезионных свойств. Увеличение фонда малодебитных скважин происходит и за счет ввода в эксплуатацию месторождений с трудноизвлекаемыми нефтями, в частности, с высоковязкими и неньютоновскими, с низкими пластовыми давлениями и т.д. В осложненных условиях эксплуатации эффективность работы штанговых скважинных насосных установок, которыми оснащены свыше 70% всего фонда скважин и практически 100% фонда малодебитных, низка и не обеспечивает рентабельности.
Анализ структуры себестоимости добычи нефти показывает, что расходы на электроэнергию составляют в ней 30-50%, а амортизационные отчисления, зависящие от стоимости эксплуатационного оборудования, достигают 25-40%. Эти данные являются определяющими в выработке стратегии повышения эффективности механизированной добычи нефти, которая может быть достигнута только с помощью комплекса новых технических и технологических мероприятий [20, 25].
Эффективным способом снижения удельных энергозатрат считается периодический режим эксплуатации, что справедливо для скважин с достаточно высокими пластовыми давлениями, с низкими коллектор с ким и свойствами пластов и стабильными реологическими свойствами жидкости. В изменившихся условиях режим периодической эксплуатации зачастую не применим из-за ряда негативных последствий. Периодическая эксплуатация приводит к неравномерной выработке пласта, снижению его нефтеотдачи. За время простоя скважины при "накоплении" происходит утечка жидкости из линии нагнетания, поэтому от момента пуска установки в работу до подачи жидкости в приемный коллектор проходит определенное время, в течение которого расход электроэнергии можно считав непроизводительным. Поэтому нередки случаи, когда использование периодического режима эксплуатации приводит к увеличению удельного расхода электроэнергии. Главным же недостатком периодического режима является повышение вязкости жидкости в скважине и её призабойной зоне во время накопления.
Из сказанного выше следует, что желательна непрерывная эксплуатация скважин. Очевидно, что максимальные энергосбережение и нефтеотдача будут достигнуты, если характеристики насосного оборудования будут соответствовать добывным возможностям скважин. Применительно к малодебитным скважинам с высоковязкими нефтями и эмульсиями от оборудования требуется высокий к.п.д., малая производительность, широкие функциональные возможно 57 сти, в частное, способность перекачивать флюиды с большим содержанием механических примесей, газа и т.д.
Таким образом, важнейшими направлениями повышения эффективности глубиннонасосной добычи нефти являются: - возможность обеспечения технологического процесса откачки флюида из скважины с параметрами, оптимальными для системы "пласт - скважина - насосная установка"; - уменьшение удельных энергозатрат на добычу нефти; - уменьшение стоимости основных фондов и соответственно амортиза ционных отчислений. Наиболее полно всем этим направлениям при откачке высоковязких неф-тей, водонефтяных эмульсин, парафинистых и высокогазированных нефтей отвечают винтовые скважинные насосы, обладающие и другими достоинствами: низкой металлоемкостью и малыми габаритами, простотой конструкции и отсутствием клапанов, постоянством подачи в течение цикла и практически полным отсутствием эмульгирующего действия. Малые габариты позволяют эффективно применять винтовые насосные установки на кустовых скважинах, упрощая и делая более безопасными их обслуживание и ремонт. Отсутствие клапанов, т.е. местных гидравлических сопротивлений, способствует лучшему заполнению камер насоса высоковязкой жидкостью, увеличивая к.п.д. насоса. Постоянство подачи в течение цикла, отсутствие клапанов и поступательного движения колонны штанг (или ее отсутствие вообще) позволяют перекачивать флюид без активного перемешивания, а следовательно, без образования высоковязкой эмульсии в линии нагнетания.
Отсутствие возвратных движений, постоянство скоростей и малые массы движущихся элементов насоса обеспечивают возможность варьирования производительности в широких пределах, причем постоянство скорости движения флюида способствует уменьшению (стабилизации) гидравлических сопротивлений. До настоящего времени в России реализовывалась концепция использования насосных установок, снабженных погружными электродвигателями. Выбор этой концепции основывался на использовании унифицированных узлов серийных погружных электронасосов, а именно, электродвигателей, протектора с компенсатором, кабельных линий, трансформаторов и станций управления, освоенных производством для установок ЭЦН. Весьма привлекательным являлось также отсутствие движущихся элементов в интервале от забоя до устья, например, в виде колонны штанг или труб.
Результаты промысловых исследований при эксплуатации песочных скважин
В третьей главе рассмотрены результаты экспериментальной эксплуатации песочных скважин на нефтяном месторождении Камысколь Южный. Сопоставления технико-экономических показателей работы винтовых и плунжерных насосов однозначно показали, что применение непрерывного потока жидкости по НКТ приводит к более эффективному выносу песка в процессе откачки нефти винтовым насосом. При этом установлено, что образование песчаных пробок происходит с меньшей интенсивностью в сравнении со скважинами, эксплуатируемыми плунжерными насосами. В результате опытных работ возникла задача создания такой технологии, которая позволит полностью исключить возможность образования песчаных пробок при эксплуатации скважин.
Содержание песка в скважинной жидкости определялось с помощью специальных исследований с применением центрифуги. Установлено, что среднее значение пескосодержания на блоках III, III а колеблется от 1.5 до 3.0%. Фракционный состав песка, отобранного из эксплуатационных скважин месторождения Южный Камысколь показан в таблице 4.1. Таблица 4.1 — Фракционный состав песка
В скважинах 60 и 21 в результате лабораторных работ установлено содержание песка 1,07 и 3,15 % соответственно. В предыдущих разделах было установлено, что вынос песка из скважины происходит при достижении условия, когда скорость оседания песчаной частицы меньше, чем скорость движения потока жидкости по трубам вверх. Отсюда возникает необходимость создания таких условий в кинематике потока жидкости, которые бы предотвращали оседание песчинок на забое скважины. Обеспечение такого условия возможно при двух условиях: - при уменьшении размеров частиц песка, так как при меньшей массе скорость оседания песка ниже в сравнении с частицами большей массы; - при увеличении скорости движения потока жидкости в подъемных трубах до заданной величины, обеспечивающей вынос песка любого гранулометрического состава. Очевидно, что влиять на первое условие возможно при установке фильтров в обсадных трубах при креплении скважин. На старых месторождениях, где эксплуатационная колонна установлена раньше, можно использовать фильтры, устанавливаемые на приеме насоса. Наиболее удобным является реализация второго принципа за счет применения насосно-компрессорных труб малого диаметра для увеличения скорости движения потока жидкости при неизменном дебите скважины. Практика нефтедобычи показывает, что для этого необходимо использование труб меньшего диаметра. Эксплуатация скважин плунжерными насосами не исключает отрицательного влияния дискретного процесса при движении потока жидкости в подъемных трубах. Для создания непрерывного процесса требуется применение винтовых насосных установок с поверхностным приводом. Основным принципом удаления песка из скважин является создание таких условий, при которых движение потока жидкости в подъемных трубах должно быть со скоростью, превышающей скорость оседания частиц песка в движущемся потоке. С целью увеличения скорости потока жидкости насосная установка должна быть снабжена полыми штангами, сечение отверстия которых выбирается по заданным условиям выноса песка из скважины. Для контроля за скоростью потока можно использовать выкидную линию, через которую при необходимости можно выпускать часть откачиваемой жидкости. Предлагаемая насосная установка показана на рисунке 4.1. Она состоит из поверхностного привода 1, устьевого сальника-превентора 2, выкидной линии 3, размещенных на поверхности. В скважину опускается колонна НКТ 4, внутри которой находятся полые штанги 5, которые связаны с винтом насоса 6 с помощью приемной сетки 7. Полые штанги снабжены вертлюгом 8 и дополнительной нагнетательной линией 9. На выкидной и нагнетательной линиях установлены регулировочные задвижки 10 и 11. Работа насосной установки происходит следующим образом. При вращении винта с помощью полых штанг 5 в полость НКТ 4 нагнетается скважинная жидкость. При заполнении НКТ часть жидкости поступает в полые штанги. После заполнения труб и штанг жидкость через нагнетательный трубопровод 9 и кран 11 поступает в приемный коллектор. В процессе заполнения НКТ жидкостью воздух, оставшийся в НКТ, сжимается и образует воздушный пузырь, функционирующий как пневмокомпенса-тор, подобно воздушному колпаку, применяемому в поршневых насосах. В случае необходимости при больших дебитах, как указано выше, часть жидкости можно выпустить через задвижку 10 непосредственно в линию нагнетания. В этом случае воздушный пузырь будет удален и эффект пневмокомпен-сатора исчезнет. отпадает, так как при работе винтового насоса пульсация потока в линии нагнетания будет минимальной.
Плунжерные насосы в процессе работы подают жидкость порциями, так как привод насосных установок носит периодический характер. В результате поток жидкости создает соответственно нагрузки на штанги периодически изменяющимися по величине от максимальной до минимальной величины. Это в свою очередь приводит к усталостному износу материала штанг и соответственно к обрывам штанговой колонны. Устранение пульсации при движении жидкости в НКТ возможно при использовании встроенных в трубы компенсаторов, действие которых основано на использовании пустотелых сосудов, находящихся в колонне подъемных труб [13,80].
В последние годы на ряде месторождений высоковязкой нефти Башкирии нашли применение пневмокомпенсаторы глубиннонасосной установки, представляющие собой газовые камеры, сообщенные с полостью насосно- компрессорных труб [39]. Камеры являются аккумуляторами энергии сжатого газа при повышении давления жидкости в НКТ. В период снижения давления сжатый газ вытесняет порцию жидкости обратно в НКТ.
Похожие диссертации на Совершенствование технических средств для добычи нефти винтовыми насосными установками при проявлениях песка и газа
