Методы борьбы с вредным влиянием свободного газа на работу насоса

Нефтяной газ выполняет работу по подъему жидкости с забоя на поверхность. Однако значительное количество свободного газа на приеме насоса приводит к уменьшению коэффициента наполнения насоса а_н вплоть до срыва подачи. Срыв подачи продолжается от нескольких до десятков минут, за исключе­нием случаев, когда перепуск газа из затрубного пространства в нефтесборный трубопровод не осуществляется на устье. За­тем подача возобновляется до нового срыва. Это объясняется тем, что приток в скважину продолжается, уровень подымается выше приема насоса, давление у приема возрастает, а наряду с этим цилиндр наполняется жидкостью вследствие утечек че­рез 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 А_ар можно до­биться повышения коэффициента наполнения а_н. При отсутствии влияния вредного пространства (А_вр = 0) работа насоса устой­чива при любом даже самом низком коэффициенте наполнения. Это достигается либо применением насоса с нагнетательным клапаном в нижней части плунжера (НСН-2, НСВД), либо уве­личением длины хода плунжера (длинноходовой насос, правиль­ная посадка плунжера над всасывающим клапаном), либо од­новременным увеличением длины хода плунжера при одновре­менном 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 Рпр>Рн, то свободного газа вообще нет на этой глубине, т. е. вредное влияние газа прекращается. При нормальной работе погружение составляет 20—50 м (р_пр=0,15—0,4 МПа), а при наличии газа его доводят, если это возможно, до 230—350 м, что соответствует около 30% р„ (р„_р=2—3 МПа). Однако это обусловливает дополнительное задалживание оборудования (штанг, труб, СК большей грузоподъемности) и увеличение его ремонтности. Поэтому перед входом в прием насоса осущест­вляют сепарацию (отделение) газа от жидкости и отвод его в затрубное пространство, а оттуда — перепуск в выкидную ли­нию, где давление меньше давления газа (в НКТ, на поверхно­сти). Сброс газа в атмосферу недопустим. В результате сепа­рации часть естественной энергии газа теряется и не использу­ется для подъема жидкости.

13. Эксплуатация искривленных и наклонных скважин

В условиях месторождений Западной Сибири целесообраз­но размещение скважин кустами, при этом стволы бурят наклонно-направленно. Идеально вертикальных скважин не су­ществует.

При большой кривизне ствола скважины наблюдается ин­тенсивное истирание насосно-компрессорных труб и штанг вплоть до образования длинных щелей в трубах или обрыва штанг. Для медленного проворачивания колонны штанг и плунжера «на заворот» при каждом ходе головки балансира с целью предотвращения одностороннего истирания штанг, муфт и плунжера, предотвращения отворотов штанг и удаления парафина при использовании пластинчатых скребков применя­ют штанговращатель (рис. 11.16).

Он состоит из круглого зуб­чатого диска (шестерни), закрепленного на устьевом штоке горизонтально, и храпового механизма с шарнирным зубом и рычагом, который тросом соединяется с неподвижной точкой. При каждом качании балансира трос натягивается и посредст­вом храпового механизма поворачивает диск и, соответственно, штанги на один шаг зубчатого диска. Штанги делают один оборот за число качаний, равное количеству зубьев в диске по его периметру. Для уменьшения износа трение скольжения за­меняют трением качения посредством использования муфт-вставок, снабженных роликами. Применяют также протекторные и направляющие муфты, скребки-завихрители. Кроме того, прини­мают режим откачки, характеризующийся большой длиной хо­да s и малым числом качаний n. Периодическая эксплуатация малодебитных скважин ШСНУ

Скважины с дебитом до 5 м³/сут независимо от высоты подъема жидкости относят к малодебитным. Они составляют примерно половину действующего фонда. Непрерывная откачка жидкости из таких скважин при полном заполнении цилиндра насоса практически не применяется, так как существующие СК, как правило, не могут обеспечить малую производительность (технологическая причина) и средний отбор по мере износа на­соса меньше установленного дебита (экономическая причина). В случае непрерывной откачки при неполном заполнении цилин­дра, когда возможная подача установки больше дебита (опти­мальный запас подачи равен двум), отбор из скважины больше, однако возрастает износ оборудования, уменьшается коэффи­циент полезного действия установки, повышается себестоимость добычи. Себестоимость подъема 1 т нефти на поверхность опре­деляется отношением эксплуатационных расходов, равных сумме энергетических затрат, затрат на ремонт оборудования и амортизационных отчислений, к накопленной добыче, а затраты зависят от продолжительности работы установки. Поэтому более целесообразна периодическая эксплуатация таких малодебитных скважин, ибо за счет уменьшения продолжительности работы уменьшаются эксплуатационные затраты и, как следствие, при одной и той же накопленной добыче ее себестои­мость

Рис. 7.5. Изменение режимных па­раметров при периодической эксплуа­тации скважины штанговой насос­ной установкой (штриховкой пока­заны накопленный приток за период t_П и накопленная откачка за период to)

Характер изменения забойного давления р₃ и притока жид­кости в скважину Q во времени при периодической эксплуата­ции показан на рис. 7.5. Цикл периодической откачки (t₄) со­стоит из двух процессов: накопления жидкости (рост р₃ при уменьшении Q); откачки жидкости (уменьшение р₃ приувели­чении Q). Недостаток периодической эксплуатации по сравне­нию с непрерывной — потеря некоторого количества нефти. Тем не менее при определенных условиях она может быть экономи­чески оправдана. Скважины для периодической откачки выби­рают по результатам анализа геолого-технологических и тех­нико-экономических факторов. Основными из них являются сле­дующие:

-относительное снижение дебита — отношение среднего де­бита Q_n, получаемого при периодической откачке, к дебиту при непрерывной откачке Q_Hn:

φ_n=Q_n/Q_нп<1 (7.20)

коэффициент запаса подачи — отношение возможной подачи <2„ данной установки при полном заполнении цилиндра жид­костью к фактическому дебиту при непрерывной откачке Q_нп:

є_п=а_п Q_т/Q_нп = Q_н/Q_нп (7.21)

где а„ — фактический коэффициент подачи нового насоса; Q_T — теоретическая подача насоса.

А. Н. Адонин рекомендует принимать є_п = = 1,5—3,5.

На периодическую эксплуатацию целесообразно переводить скважины, характеризующиеся малыми коэффициентами про­дуктивности, большими пластовыми давлениями, большими диа­метрами эксплуатационной колонны. Чем больше период накопления, тем более выгодна периодическая откачка, так как при этом увеличива­ется время простоя оборудования, а следовательно, экономится электроэнергия и меньше изнашивается оборудование. Чем больше частота ремонтов и стоимость каждого ремонта, тем в большей степени скважина подходит для периодической от­качки. При наличии зумпфа в скважине можно избежать потерь в добыче нефти, периодически откачивая из него жидкость. В карбонатных пластах для такой же цели создают накопитель­ные камеры на забое. Перевод на периодическую откачку не ре­комендуется при обводненности более 80—90 % и содержании песка более 1 %.

По мере износа насоса для поддержания дебита скважины необходимо интенсифицировать режим работы установки за счет запаса подачи и увеличить продолжительность откачки. Насос рекомендуется заменять, когда период откачки увеличится в 10—15 раз.