Разработка проекта внедрения компрессоров с приводом от балансира станка-качалки или от шкива двигателя для откачки затрубного газа глубинно-насосных скважин Южно-Ромашкинской площади

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Введение

Затрубный газ глубинно-насосных скважин собирали еще в 40-50-е годы на промыслах Азербайджана двумя способами: либо с помощью разветвленной вакуумной газосборной сети и централизованной вакуумной станции, либо индивидуальными малогабаритными компрессорами с приводом от станка-качалки.

С началом эпохи «большой нефти», когда стали разрабатываться крупные месторождения (Ромашкинское и месторождения Западной Сибири) и дебит скважин составлял десятки тонн нефти в сутки, потребность в подобных компрессорах отпала. В настоящее время, на позднем этапе разработки многих месторождений, в связи с падением дебитов скважин вновь проявляется интерес к технологиям, обеспечивающим увеличение добычи нефти с меньшими затратами, чем строительство дополнительных скважин, в частности, к откачке газа из затрубного пространства компрессорами.

Идея откачивать попутный нефтяной газ из затрубного пространства скважины с последующей его утилизацией является весьма привлекательной, поскольку при этом достигается ряд целей:

1) исключаются выбросы вредных веществ в атмосферу;

2) предотвращаются прямые потери нефтяного газа;

3)увеличивается дебит скважин по нефти за счет повышения коэффициента наполнения насосов и роста депрессии на пласты.

Одним из вариантов реализации данной технологии является применение компрессоров с приводом от балансира станка-качалки или от шкива двигателя. Опыт применения технологии откачки газа из затрубного пространства скважин в мировой практике свидетельствует о том, что выбор скважин для установки на них компрессоров осуществляется зачастую "методом проб и ошибок", который не позволяет оценить перспективы внедрения компрессоров на промыслах и спрогнозировать эффективность (или неэффективность) компрессора на конкретной скважине. Поэтому возникает задача нахождения критериев выбора скважин для установки на них компрессоров, которые позволили бы без особых затрат, на основе имеющейся базы данных о фонде скважин, определить области применения (объемы внедрения) технологии откачки газа из затрубного пространства скважин.

1 Геолого-физические условия и состояние разработки месторождения

1.1 Геологическая характеристика Южно-Ромашкинской площади

Южно-Ромашкинская площадь является одной из центральных площадей Ромашкинского нефтяного месторождения (рис. 1.1). Она граничит на севере с Адбдрахмановской площадью, на юге с Западно-Лениногорской площадью, на западе с Зай-Каратайской площадью и Зеленогорской площадью на востоке.

В административном отношении площадь расположена на территории Лениногорского района республики Татарстан.

Район площади выражен пересеченной местностью с холмистым рельефом. Абсолютные отметки уровня земли находятся в пределах от 90 до 230 метров. Климат умеренно континентальный. Самый холодный месяц - январь, среднемесячная температура -14 єС. Наиболее жаркий месяц - июль, среднемесячная температура +19 єС. Среднее количество осадков 400 - 490 мм. Преобладающее направление ветров юго-западное.

Наибольшая глубина промерзания грунта 1,7 метров.

Площадь разрабатывается нефтегазодобывающим управлением «Лениногорскнефть» акционерного общества «Татнефть».

К настоящему времени на площади имеется развитая система сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды, поддержания пластового давления, энергоснабжения, связи, автоматики и телемеханики.

1.2 Геологическое строение площади

Южно-Ромашкинская площадь является одной из центральный площадей Ромашкинского месторождения с размерами 19,5 х 13,5 км и общей площадью 255,6 км2. Она приурочена к южно-центральной части структуры II порядка - Южно-Татарскому своду.

Основным эксплуатационным объектом являются продуктивные отложения кыновского (Д0) и пашийского (Д1) горизонтов, залегающие в среднем на глубине 1750-1770 м. Эксплутационный объект представлен переслаиванием пород. Коллекторами служат хорошо отсортированные мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алеврометы.

Рисунок 1.1 - Размещение площадей со схемами заводнения горизонта Д1 Ромашкинского месторождения: I - контур залежи горизонта Д1; II - линии разрезания; III, V - границы площадей; IV -очаги заводнения на площадях

Площади: 1 - Миннибаевская, 2 - Абдрахмановская, 3 - Павловская, 4 - Зеленогорская, 5 - Южно-Ромашкинская, 6 - Зай-Каратайская, 7 - Альметьевская, 8 - Северо-Альметьевская, 9 - Алькеевская, 10 - Восточно-Сулеевская, 11 - Северо-Азнакаевская, 12 - Центрально-Азнакаевская, 13 - Южно-Азнакаевская, 14 - Чишминская, 15 - Березовская, 16 - Ташлиярская, 17 - Западно-Лениногорская, 18 - Куакбашская, 19 - Холмовская, 20 - Кармалинская, 21 - Южная, 22 - Восточно-Лениногорская, 23 - Сармановская, 24 - Уральская.

В разрезе кыновского и пашийского горизонтов выделяются 9 продуктивных пластов: Д0 (кыновский горизонт), «а», «б1», «б2», «б3», «в», «г1», «г2+3», «д» (пашийский горизонт).

Коллекторы пласта Д0 приурочены к средней части кыновского горизонта и развиты преимущественно в северо-западной и центральной частях площади. Залегают в виде линз и полос различной величины от весьма крупных до мелких, вскрытых одной скважиной. Средняя толщина продуктивных пластов-коллекторов составляет 16,5 м. Пласт Д0 является самостоятельной залежью пластово-сводового типа.

Коррелляция пластов пашийского горизонта осуществляется с использованием репера «верхний известняк», выделяемого в кровле горизонта и репера «муллинские глины», залегающего в подошве пашийских отложений.

Репер «верхний известняк» в пределах площади выделяется повсеместно, а репер «муллинские глины» на отдельных, небольших участках площади отсутствует, в связи со слиянием коллекторов пласта «Д» и нижезалегающего пласта ДII. В средней части горизонта выделяется дополнительный репер «аргиллит», расчленяющий отложения пашийского горизонта на 2 размыкающиеся между собой по характеру строения пачки: верхнепашийская, включающая пласты «а», «б1», «б2», «б3» и нижнепашийская, сложенная пластами «в», «г1», «г2+3», «д». Верхнепашийским отложениям присуще площадное распространение на большей части площади представленных высокопродуктивными пластами.

Водонефтяной контакт в пределах Южно-Ромашкинской площади

прослеживается в основном в пластах «г1», «г2+3» и «д». Среднее его положение по площади, в целом составляет - 1488,1 м. Отмечается понижение положения ВНК по направлению с севера на юг. Если в пределах блоков N3 и 4 ВНК расположен, соответственно, на отметках - 1488,5 м и - 1489,0 м, то в северной части площади ВНК выделяется на отметке в среднем равной - 1486,4 м.

1.3 Характеристика коллекторских свойств продуктивных отложений

Рассматривая характер изменения абсолютной проницаемости по разрезу можно отметить, что достаточно хорошо выявляется закономерность ее увеличения по направлению сверху вниз. Аналогичная закономерность просматривается и в изменении нефтенасыщенности пластов-коллекторов.

Наилучшими фильтрационными свойствами среди всех выделенных пластов по подгруппе «Высокопродуктивных неглинистых коллекторов» отмечаются пласты «б3», «в», «г2+3» (1,032 - 089 мкм2), а самыми низкими пласт Д0 , где проницаемость в 2 раза ниже проницаемости рассматриваемых пластов. Проницаемость этого типа коллекторов в остальных пластах занимает промежуточное положение. Среди высокопродуктивных глинистых коллекторов более высокой проницаемостью обладают пласты «б2», «б3», «в» (0,322 - 0,391 мкм2).

В низкопродуктивных коллекторах всех пластов коэффициент проницаемости изменяется в небольших пределах от 0,056 мкм2 до 0,065 мкм2, при среднем его значении в целом по объекту разработки равным 0,061.

По емкостным свойствам высокопродуктивных песчанистых коллекторов более низкими значениями пористости характеризуются пласты Д0 и «а». В оставшихся пластах данной подгруппы средние значения пористости близки между собой и изменяются в пределах от 21,3 до 22%. Емкостные характеристики пластов по каждой из двух других групп коллекторов близки между собой.

Таблица 1.1. Пористость, проницаемость и начальная нефтенасыщенность

Метод определения	Наименование	Проницаемость, мкм2	Пористость, доли ед.	Начальная нефтенасыщенность, доли ед.	Насыщенность связанной водой, доли ед.
Лабораторное Исследование керна	Количество скважин, шт.	33	33	6	6
	Количество определений, шт.	400	477	222	222
	Среднее значение	0,547	0,210	0,875	0,125
	Коэффициент вариации, доли ед.	0,87	0,210	0,180	-
	Интервал изменения	0,61-3,395	0,037-0,240	0,304-0,969	0,034-0,696
Геофизическое исследование скважин	Количество скважин, шт.	624	629	634	-
	Количество определений, шт.	2775	3528	2736	-
	Среднее значение	0,656	0,201	0,843	0,157
	Коэффициент вариации, доли ед.	1,169	0,161	0,103	-
	Интервал изменения	0,030-3,643	0,135-0,249	0,55-0,945	-
	Принимается при анализе	0,656	0,201	0,843	0,157

1.4 Толщины пластов

На Южно-Ромашкинской площади, выделено 9 продуктивных пластов. Верхний из них пласт Д0 коллектором представлен на 47% площади в основном в виде одного пропластка. В отдельных скважинах количество прослоев увеличивается до 2 - 3. Толщина пласта изменяется от 0,8 до 6,2 м и в среднем составляет 1,7 м. От ниже залегающего пласта «а» горизонта Д1 пласт Д0 отделен глинистой толщей, представленной пачкой зеленовато-коричневых аргиллитов толщиной 1,0-16,8 м, являющейся наиболее выдержанной по площади (выделяется во всех пробуренных скважинах).

Рисунок 1.2 - Сводный литолого-стратиграфический разрез Ромашкинского месторождения

Общая толщина горизонта Д1 колеблется в пределах от 3,2 м до 56,0 м, а среднее значение по блокам изменяется от 39,2 м до 43 м. Эффективные и нефтенасыщенные толщины в целом по горизонту изменяются соответственно от 3,6 м до 41,2 м и от 1,0 м до 37,2 м. Характеристика толщин пластов горизонта Д1 по блокам и по площади в целом представлена в таблице 1.2.

Разделы между выделенными в разрезе горизонта Д1 пластами сложены в основном глинистыми алевролитами с прослоями аргиллитов.

Пласт «а» коллектором представлен на 52,4% площади из них в 27,6%скважин залегает совместно с пластом «б1». Средняя толщина пласта «а» =1,9м, от пласта «б1» он отделен глинистой перемычкой, толщиной в среднем равной 2,0м.

Пласт «в» в отличие от верхненамийских пластов имеет практически площадное распределение в пределах I, II, III, VI, VII блоков. Самый нижний из пластов горизонта Д1 - пласт «д» в центральной и южной частях площади имеет близкое к площадному распределению. Пласт характеризуется наибольшими толщинами продуктивных коллекторов, в среднем равной 3,8 м. Подошвой горизонта Д1 является пачка «муллинских глин», толщиной в среднем равной 6м.

Рассматривая в целом характер распределения коллекторов горизонта Д1 необходимо отметить невысокую (за исключением I и VII блоков) связанность коллекторов верхне-намийских отложений, что исключает значительные перетоки нефти и воды между пластами. Характеристика толщин пластов дана в таблице 1.2.

1.5 Ресурсы продуктивных отложений

Как уже было отмечено выше, по Южно-Ромашкинской площади имеем 9 продуктивных отложений.

Общие балансовые запасы по пластам составляют 517,374 млн. тонн, извлекаемые запасы 263,485 тонн (50,9%).

Таблица 1.2. Характеристика толщин пластов горизонта Д1

Толщина	Наименование	I блок	II блок	III блок	IV блок	V блок	VI блок	VII блок	По площади в целом
Общая	Средняя,м	39,2	41,9	42,6	42,7	39,8	43,0	39,9	41,8
	Интервал изменения	32,2-46,8	35,8-56,0	34,4-55,0	34,6-54,6	35,4-54,8	36,4-52,0	33,2-47,4	32,2-56,0
Нефтенасыщенная	Средняя,м	13,3	19,2	15,6	17,1	12,4	20,3	11,2	16,5
	Интервал изменения	1,0-30,0	2,0-33,2	1,0-31,4	1,0-37,2	3,4-22,6	8,6-32,8	1,0-23,4	1,0-37,2
Эффективная	Средняя,м	17,4	20,3	18,0	16,7	11,7	21,2	17,3	18,2
	Интервал изменения	5,2-32,4	9,4-41,2	3,6-37,8	5,4-37,2	4,8-22,6	8,6-35,4	6,8-32,8	3,6-41,2

Из всех рассматриваемых пластов, наибольшими балансовыми запасами обладает пласт «г2+3» 158,881 млн. тонн, извлекаемые запасы 87,410 (55%). Наименьшие запасы у пласта «б1» 11,526 млн. тонн, извлекаемые запасы 4,482 млн. тонн (38,8%). По остальным пластам запасы колеблются от 16,384 млн. тонн до 100,858 млн. тонн.

В нефтяных отложениях Южно-Ромашкинской площади, газовый фактор составляет 62,3м3/т. Общие балансовые запасы газа составляют 32232,4 млн. м3.

1.6 Физико-химические свойства пластовых флюидов

Как известно, свойства пластовых жидкостей и газов определяют, прежде всего, путем исследования глубинных жидкостей и газов, поднятых с забоев скважин. Эти свойства можно определить и при геофизических, гидродинамических исследованиях. При расчетах процессов разработки нефтяных месторождений требуются не только свойства флюидов, которыми они обладали в начальном состоянии пласта, но и какими они могут обладать в изменившихся условиях при осуществлении методов извлечения углеводородов из недр. Поэтому свойства пластовых флюидов познаются не путем проведения простых "определительных" работ, а в результате исследования.

Физико-химические свойства нефтей и газов девонского горизонта Южно-Ромашкинской площади исследовались в лаборатории пластовых нефтей и газов ТатНИПИнефть и ЦНИПе объединения "Татнефть". Отбор и анализ проб проводились с помощью известной аппаратуры по общепринятой методике и в соответствии с государственными стандартами.

Свойства флюидов в пластовых условиях:

1. Плотность нефти, сн [т/м3] 0,804.

2. Давление насыщения нефти газом, Рн [МПа] 8,1.

3. Газосодержание нефти, Rн [м3/т] 62,3.

4. Газосодержание воды, Rв [м3/т] 0,352.

5. Объемный коэффициент нефти, вн [дол.ед.] 1,155.

6. Объемный коэффициент воды, вв [дол.ед.].

7. Вязкости нефти, мн [мПа·с] 3,55.

8. Вязкости воды, мв [мПа·с] 1,87.

Свойства флюидов в стандартных условиях:

1. Плотность нефти, сн [т/м3] 0,861.

2. Плотность воды, св [т/м3] 1,185.

3. Вязкости нефти, мн [мПа·с] 21,7.

4. Содержание серы в нефти, [%] 1,5.

5. Содержание парафина в нефти, [%] 4,0.

1.7 Физико-химические свойства пластовой нефти и газа

Нефти девонского горизонта Южно-Ромашкинская площади относятся к классу сернистых и парафинистых нефтей.

Параметры нефти:

- давление насыщения от 2,20 - 9,70 Мпа, среднее значение 8,88 Мпа;

- пластовый газовый фактор от 30,29 - 95,29 м3/т, среднее значение 62,50 м3/т;

- плотность пластовой нефти от 765 - 856,9 кг/м3, среднее значение 802,3 кг/м3;

- объемный коэффициент от 1,0829 до 1,2729, среднее значение 1,1554; вязкость пластовой нефти от 2,20 мПа·с до 4,84 мПа·с.

Параметры поверхностной нефти по плотности нефти относятся к типу средних нефтей. Содержание серы в нефти колеблется от 1,2% до 2,4%, среднее 1,6%. Содержание парафинов от 2,6% до 8,5%, среднее 4,5%. Пластовый газовый фактор в среднем по площади для девонских отложений составляет 62,3 м3/т. В процессе сбора, транспорта и подготовки нефти рабочий газовый фактор, т.е. количество выделенного газа на 1-ой и 2-ой ступенях сепарации, равняется 50,19 м3. Потери нефти при ее подготовке составляют 3,84 м3/т. Это происходит в результате испарения легких фракций. Зависимость физических свойств нефти и газа даны на рис.1.3, где м - вязкость нефти, в - объемный коэффициент нефти, Г - газовый фактор.

1.8 Физико-химические свойства пластовой воды

Пластовые воды продуктивных отложений терригенного девона представляют собой рассолы хлоркальциевого типа с общей минерализацией, изменяющейся от 244г/л до 262 г/л. В таблице 1.3 приведены свойства и ионный состав пластовой воды.

Таблица 1.3. Физико-химические свойства пластовой воды

Наименование	Кол-во исследуемых скважин	Диапазон изменения	Среднее значение
Газосодержание, м3/т, в том числе сероводорода	2 2	0,343 - 0,60 не обнаруж.	0,352 -
Объемный коэффициент		не определ.	-
Вязкость, мПа*с	5	1,870	7,872
Общая минерализация, г/л	15	244,106-279,82	262,099
Плотность, кг/м3	15	1172,8 - 1189,8	1180,8
Содержание ионов:

1.9 Текущее состояние разработки

Южно-Ромашкинская площадь вступила в активную разработку в 1952 г. Максимальный уровень добычи нефти 12,1 млн. тонн на площади был достигнут в 1966 году. Добыча нефти на уровне 11 млн. тонн удерживалась в течение 6 лет. С 1971 года, при отборе 60,5% начальных извлекаемых запасов, добыча нефти на площади начала снижаться и составила в 2003 году 0,78 млн. тонн (6,4 от максимума).

С 1975 года месторождение вступило в позднюю стадию разработки, характеризующуюся ростом темпов обводнения, увеличением выбытия скважин из эксплуатационного фонда, снижением в 1,5 - 2 раза эффективности геолого-технических мероприятий и неуклонным падением уровня добычи нефти.

Максимальный отбор жидкости в 1983 году составил 17,5 млн. т., закачка - 20,4 млн.м3. В настоящее время годовой отбор жидкости снизился до 5,4 млн. т., закачка - 5,6 млн. м3.

С начала разработки по горизонтам Д1 и Д0 добыто 88,2% начальных извлекаемых запасов, нефтеотдача достигла 45%. Отбор жидкости в пластовых условиях компенсирован закачкой воды на 102,5%. Средневзвешенное пластовое давление составляет 13,2 Мпа.

1.10 Характеристика фонда скважин

На 1.01.2006 г. на площади пробурено 1508 скважин (из них 1109 добывающих, 399 нагнетательных). Фактическая плотность сетки скважин составляет 18,0 га/скв. (без учета пробуренных дублеров: 58 добывающих и 28 нагнетательных). Пробуренный фонд на 1.01.2006г. составляет 85,4% от утвержденного проектного фонда.

Фонд добывающих скважин.

Из общего числа в количестве 1273 скважины, добывающих проектных скважин по состоянию на 1.01.2006 г. на площади пробурена 1051 скважина или 86%. Кроме того пробурено 58 скважин - дублеров.

В 2005 году пробурено 4 добывающих скважин, две из них находятся во временной консервации, ожидая обустройства, одна в освоении после бурения, одна введена в добычу нефти.

Добывающий фонд к началу 2006 года составил 638 скважин, среди них 3 скважины дают 638 скважин, среди них 3 скважины дают техническую воду, 64 скважины по назначению нагнетательные, временно находятся в эксплуатации на нефть.

Скважины, эксплуатирующиеся электроцентробежными насосами, составляют 28,2% добывающего фонда. Средний дебит одной скважины, оборудованной ЭЦН, составляет 7,5 т/сут по нефти (против 6,6 т/сут на 1.01.2005 г.) и 85,5 т/сут против 90,5 т/сут (по жидкости).

Таблица 1.4. Добывающий фонд скважин

Категория скважин	Количество скважин на	Отношение количества скважин 2006г. к 2005г.,%
	1.01.2005г.	1.01.2006г.	+,-
Фонд добывающих скважин в т.ч.: фонтан УЭЦН ШСНУ	657 27 222 408	641 52 181 408	-17 +24 -41 0	97,4 188,9 81,5 100,0
Действующий фонд в т.ч.: фонтан УЭЦН ШСНУ/ в т.ч. тех. вода	550 4 208 338/3	528 4 175 349/3	-22 0 -33 +11	96,0 100,0 84,1 103,3
Бездействующий фонд в т.ч.: ожидание освоения	107 -	113 1	+5 +1	104,7 200

Для скважин, оборудованных глубинными штанговыми насосами, по сравнению с 2002 годом выросла и составляет 65,7% добывающего фонда. Средний дебит этой категории скважин по нефти изменился до 3,0 т/сут с 2,8 т/сут, по жидкости составил 6,7 т/сут против 6,1 т/сут за год.

Бездействующий фонд на 1.01.2006 г. составил 113 скважин, или 19,25 % от фонда добывающих скважин.

Нагнетательный фонд.

Из 530 проектных нагнетательных скважин по состоянию на 1.01.2006 г. на площади пробурена 371 скважина или 69,8% проектного фонда. Кроме этого пробурено 28 скважин - дублеров.

В 2005 году на горизонты Д0 и Д1 пробурена 1 нагнетательная скважина, которая находится во временной консервации, ожидая освоения под закачку.

Таблица 1.5. Нагнетательный фонд скважин

Категория скважин	Количество скважин	Отношение количества скважин 2006г. к 2005г., %
	1.01.2005г.	1.01.2006г.
Весь нагнетательный фонд	384	408	105,7
Скважины под закачкой	296	322	108,8
Остановленные по техническим причинам	62	58	93,5
Бездействующий фонд	17	26	152,9
в т.ч.: в ожидании освоения	1	2	200,0

За 2005 год в нагнетательном фонде произошли следующие изменения: 25 скважин из добывающего фонда переведены под нагнетательные, 1 добывающая скважина, находящаяся во временной консервации, передана под нагнетание; 1 скважина передана на нефть, 1скважина из ожидающих освоения переведена на временную консервацию.

Средняя приемистость одной нагнетательной скважины за год составила 100 м3/сут. Из общего числа 322 действующих скважин в 206 скважинах приемистость до 100 м3/сут, в 112 скважинах - от 100 до 500 м3/сут, в 4 скважинах - выше 500 м3/сут.

Прочие скважины.

К этой категории отнесены пьезометрические, наблюдательные, законсервированные, ожидающие ликвидации и ликвидированные скважины.

На 1.01.2006 г. контрольный фонд составил 21 пьезометрическую скважину и 4 наблюдательных. В отчетном году 1 скважина переведена из пьезометрических на добычу нефти.

В добывающем фонде в отчетном году произошли следующие изменения: 25 скважин переведены в нагнетательный фонд, 2 скважины переведены на добычу воды как водозаборные с Д2, 4 скважины введены в работу из временной консервации, 1 скважина передана из нагнетательных на добычу нефти, 1 скважина введена в работу из пьезометрических, 1 скважина возвращена с горизонта Д2, 1 скважина введена на добычу нефти из бурения.

На 1.01.2006 г. количество фонтанных скважин составило 8,1% добывающего фонда. Средний дебит фонтанных скважин равен 0,08 т/сут (по нефти) против 4,8 т/сут на 1.01.2005 г., 1,25 т/сут против 32,7 т/сут (по жидкости) на одну скважину.

По состоянию на 1.01.2006 г. во временной консервации находится 5 скважин, в т.ч. 1 скважина из - за высокой обводненности, 4 скважины ожидают обустройства после бурения.

Количество ликвидированных скважин на 1.01.2006 г. составляет 203, в т.ч. 3 скважины ликвидированы после бурения, 200 после эксплуатации. В ожидании ликвидации находятся 21 скважина, за год 1 скважина из этого фонда ликвидирована.

На другие горизонты переведены 212 скважин.

При всем видимом благополучии в состоянии дел, очень остро стоит вопрос о дальнейшей стабилизации добычи.

Оценка состояния фонда скважин показывает, что этот период характеризуется интенсивным старением фонда скважин. Главным показателем старения фонда является факт роста количества нарушения эксплуатационных колонн, при чем возрастающими темпами, за которыми КРС уже не успевают. Для поддержания стабильной добычи главную ставку необходимо делать на бурение и развитие технических и технологических мощностей.

2. Повышение эффективности эксплуатации скважин, оборудованных ШСНУ

2.1 Особенности работы ШСНУ в скважинах со сложным пространственным профилем ствола и составом продукции

Осложнения в эксплуатации скважин, оборудованных ШСНУ, обусловлены большим газосодержанием на приеме насоса, повышенным содержанием песка в продукции (пескопроявлением), наличием высоковязких нефтей и водонефтяных эмульсий, существенным искривлением ствола скважины, отложениями парафина и минеральных солей, высокой температурой и др.

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 бн 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.

При отсутствии влияния вредного пространства (kвр = 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 таза 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 (Рпр = 0,15 - 0,4 МПа), а при наличии газа его доводят, если это возможно, до 230 - 350 м, что соответствует около 30% Рн (Рпр =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.

Отрицательное влияние песка в продукции, сводится к абразивному износу плунжерной пары, клапанных узлов и образованию песчаной, пробки на забое. Песок также при малейшей негерметичности НКТ быстро размывает каналы протекания жидкости в резьбовых соединениях усиленно изнашивает штанговые муфты и внутреннюю поверхность НКТ, особенно в искрив ленных скважинах. Даже при кратковременных остановках (до 10 - 20 мин) возможно заклинивание плунжера в насосе, а при большом осадке - и заклинивание штанг в трубах. Увеличение утечек жидкости, обусловленных абразивным износом и размывом, приводит к уменьшению подачи ШСНУ и скорости восходящего потока ниже приема, что способствует ускорению образования забойной пробки. А забойная пробка существенно ограничивает приток в скважину. Снижение дебита вследствие износа оборудования и образования песчаной пробки вынуждает проведение преждевременного ремонта для замены насоса и промывки пробки. К «песочным» скважинам относят скважины с содержанием песка более 1 г/л.

Можно выделить следующие четыре группы методов борьбы с песком:

1. Наиболее эффективный метод - предупреждение и регулирование поступления песка из пласта в скважину. Первое может быть обеспечено либо установкой специальных фильтров на забое, либо креплением призабойной зоны, а второе - уменьшением отбора жидкости. При этом целесообразно обеспечить плавный запуск песочной скважины последовательным увеличением S, n или подливом чистой жидкости в скважину через затрубное пространство (20 - 25 % от дебита).

2. Обеспечение выноса на поверхность значительной части песка, поступающего в скважину А. Н. Адонин показал, что такой вынос обеспечивается при условии wж/wсв ? 2 - 2,5 где wж - скорость восходящего потока жидкости (газожидкостной смеси), wсв - скорость свободного осаждения песчинки (с расчетным диаметром, равным среднему диаметру наиболее крупной фракции, составляющей около 20 % всего объема песка).

Если при заданных диаметрах труб и штанг условие не выполняется, то можно уменьшить диаметр подъемных труб (или подобрать соответствующее сочетание подъемных труб и штанг), применить насосные установки с трубчатыми штангами, установить под насосом хвостовые трубы, спускаемые в зону перфорации, либо осуществить подкачку (подлив) чистой жидкости (нефти, воды) в затрубное пространство. Применение хвостовика уменьшает высоту пробки, образующейся на забое при остановке. На подлив затрачивается дополнительная энергия для подъема подливаемой жидкости, однако исключается возможность прихвата насоса и хвостовика песком, заклинивания плунжера за счет уменьшения объемной концентрации песка в потоке.

3. Применением песочных якорей (сепараторов) и фильтров, устанавливаемых у приема насоса, осуществляется сепарация песка от жидкости. Работа песочных якорей основана на гравитационном принципе. В якорях прямого и обратного действия, жидкость изменяет направление движения на 180°, песок отделяется под действием силы тяжести и осаждается в песочном «кармане», при заполнении которого якорь извлекают на поверхность и очищают. Условие эффективной работы - существование в якоре скорости восходящего потока жидкости, меньшей скорости осаждения песчинок. По опытным данным А. М. Пирвердяна, якорь обратного действия, значительно эффективнее якоря прямого действия, так как благодаря трубе (насадке) увеличивается скорость нисходящего потока жидкости с песком. Песочный якорь прямого действия одновременно может быть газовым якорем. Применение песочных якорей - не основной, а вспомогательный метод борьбы с песком, который целесообразен в скважинах с непродолжительным поступлением песка или же с небольшим общим его количеством.

Противопесочные фильтры, устанавливаемые у приема насоса, предупреждают поступление в насос песчинок средних и крупных размеров (более 0,01 мм в зависимости от соотношения размеров песчинок и каналов материала фильтра). Известны сетчатые, проволочные, капроновые, щелевые, гравийные, металлокерамические, цементно-песчано-солевые, песчано-пластмассовые, пружинные и другие фильтры. По данным А. М. Пирвердяна, лучшие - это сетчатые фильтры с размерами ячеек 0.25 Х 1,56 мм. Однако вследствие быстрого засорения (забивания, заиливания) противопесочные фильтры не нашли широкого распространения. Их целесообразно помещать в корпусе с «карманом» для осаждения песка (не образуется забойная пробка, уменьшается скорость заиливания) или сочетать с песочным якорем.

4. Однако полностью избежать вредного влияния песка не удается. Некоторое количество песка поступает в насос и приводит к износу пары плунжер - цилиндр и клапанов. Поэтому используются специальные насосы для песочных скважин, а также ведутся работы по усовершенствованию стандартных насосов и созданию новых конструкций для защиты трущейся пары плунжер - цилиндр. Например, можно отметить повышение износостойкости насоса (хромированный плунжер с азотированными втулками), применение насосов с малыми зазорами между плунжером и цилиндром, с сепаратором внутри плунжера, с гидрозащитой пары плунжер - цилиндр (с вязко-пластическим уплотнением, с использованием феррожидкостей), плунжеров с круговыми канавками типа «пескобрей», магнитных плунжеров, создание гидрозащиты при использовании полых штанг и др.

Особенности откачки высоковязких нефтей и водонефтяных эмульсий.

В последнее время в разработку вовлекаются месторождения с высоковязкими нефтями. Основной способ подъема таких нефтей на поверхность - насосный. Это объясняется малодебитностью скважин и экономической неэффективностью других способов. ГВ процессе эксплуатации возникают осложнения, вызванные силами гидродинамического трения при движении штанг в жидкости, а также движении жидкости в трубах и через нагнетательный и всасывающий клапаны. Вредное влияние гидродинамических сил трения сводится к увеличению Рmах, уменьшению Рmin и коэффициента полезного действия ШСНУ. При откачке нефтей с вязкостью более 500 МПа*с может происходить «зависание» штанг в жидкости при ходе вниз. Для уменьшения влияния вязкости применяют различные технические приемы и технологические схемы добычи. При откачке высоковязких нефтей используют специальные двухплунжерные насосы, увеличивают диаметры НКТ, насоса и проходные сечения в клапанах насоса, устанавливают тихоходный режим откачки (уменьшают число качаний до 3 - 4 мин и длину хода до 0,6 - 0,9 м). Силы гидродинамического трения прямо пропорциональны скорости откачки Sn. Снижения вязкости откачиваемой жидкости можно достичь подливом растворителя (маловязкой нефти) в затрубное пространство (10 - 15 % расхода добываемой нефти) или воды (для получения двухфазного потока нефти в воде), подогревом откачиваемой жидкости у приема насоса или закачкой горячего теплоносителя в затрубное пространство. Известны также различные технологические схемы насосной добычи, согласно которым штанги помещают в среду маловязкой нефти или воды в НКТ, а продукция скважины поднимается по затрубному пространству выше пакера.

При обводненности продукции nв = 0,4 - 0,8 водонефтяные эмульсии обладают высокой вязкостью, а гидродинамические силы трения достигают наибольшего значения. Если эмульсия неустойчивая, то на забое накапливается вода, что вызывает рост забойного давления. С целью снижения забойного давления можно применить хвостовик или увеличить глубину спуска насоса, если этому не препятствует степень загруженности станка-качалки. При откачке эмульсии типа «нефть в воде» возрастают износ, утечки, снижается усталостная прочность штанг, повышается их обрывность.

При большой кривизне ствола скважины (на месторождениях Западной Сибири целесообразно размещение наклонных скважин кустами) 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 отвинчивания штанг и удаления парафина при использовании пластинчатых скребков применяют штанговращатель. Он состоит из круглого зубчатого диска, 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 путем использования муфт-вставок, снабженных роликами. Принимают режим откачки, характеризующийся большим S и малым n. С целью предотвращения образования осадка песка на штанговой колонне устанавливают скребки-завихрители.

2.2 Назначение и техническая характеристика ШСНУ и УОГ-1

Эксплуатация скважин штанговыми скважинными насосами широко распространена на большей части нефтедобывающих месторождений мира. Оборудование для эксплуатация скважин этим способом включает: глубинный плунжерный насос; систему насосных труб и штанг, на которых насос подвешивается в скважине, приводную часть индивидуальной штанговой установки балансирного типа, состоящую из станка-качалки и двигателя, устьевое оборудование скважин, предназначенное для подвески насосных труб и герметизации устья; приспособления для подвески насосных штанг к головке балансира станка-качалки (рис. 2.1).

Рисунок 2.1 - Схема штанговой глубинно-насосной установки

В скважину на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) под уровень жидкости спускают цилиндр насоса, в нижней части которого установлен приемный клапан 1, открывающийся только вверх. Затем на насосных штангах 3 внутрь НКТ спускают поршень, называемый плунжером, который устанавливают в цилиндр насоса.

Плунжер имеет один или два клапана 2, открывающихся только вверх, называемых выкидными или нагнетательными. Верхний конец штанг прикрепляют к головке переднего плеча балансира 6 станка-качалки. Для направления жидкости из насосно-компрессорных труб в нефтепровод и предотвращения ее разлива на устье скважины устанавливают тройник 4 и выше него сальник 5, через который пропускают сальниковый (полированный) шток.

Скважинный насос приводится в действие от станка-качалки, в котором вращательное движение, получаемое от двигателя 9, при помощи редуктора, кривошипно-шатунного механизма 7, 8 и балансира 6 преобразуется в возвратно-поступательное движение, передаваемое плунжеру скважинного насоса.

При ходе плунжера вверх под ним падает давление и всасывающий клапан под давлением столба жидкости в затрубном пространстве открывается, жидкость из скважины поступает в цилиндр насоса. В это время нагнетательный клапан 2 плунжера закрыт под давлением столба находящейся над ним жидкости. При ходе плунжера вниз приемный клапан 1 под давлением столба жидкости в насосных трубах закрывается, а клапан 2, расположенный на плунжере, открывается и жидкость поступает в насосно-компрессорные трубы. При непрерывной работе плунжера всасывание и нагнетание чередуются, в результате чёго при каждом ходе некоторое количество жидкости поступает в насосные трубы. Уровень жидкости в НКТ постепенно повышается и достигает устья скважины; жидкость начинает переливаться в выкидную линию через тройник 4 с сальниковым устройством.

Назначение УОГ-1.

Устройство откачки газа предназначено для снижения давления в затрубном пространстве нефтяной добывающей скважины, оборудованной станком-качалкой, путём перемещения попутного нефтяного газа из затрубного пространства в выкидную линию скважины для транспортировки совместно с добываемой жидкостью.

Использование данного устройства обеспечивает, во-первых, увеличение дебита скважины по нефти за счет повышения коэффициента наполнения насоса и роста депрессии на пласты, во-вторых, предотвращаются прямые потери нефтяного газа, в третьих, исключаются выбросы вредных веществ в атмосферу.

2.3 Расчет и подбор скважинного оборудования

месторождение насосный пластовый штанговый

Основной задачей подбора глубинного оборудования является решение системы, характеризующей понятие «скважина - ШСНУ» формулами:

- добывные возможности скважины (2.1)

- производительность насоса (2.2)

где: QCKB - дебит скважины, м3/сут.

К прод - коэфф. продуктивности пласта, т/сут МПа

Рзаб - забойное давление, МПа.

рж - плотность жидкости, т/м3.

d - диаметр плунжера насоса, м.

S - длина хода головки балансира, м.

n - число качаний (двойных ходов) в минуту.

р - относительная плотность жидкости.

б - коэфф. подачи насоса.

То есть, подбор насосного оборудования должен производиться при условии, когда производительность насоса равна добываемым возможностям скважины.

(2.3)

(2.4)

Произведем анализ глубинного оборудования для скважины № 8364 по следующим параметрам скважины:

Нскв = 1750 м - глубина скважины

qckb = 3,7 м3/сут - дебит скважины.

Кпрод = 0,078 т/сут = 0,83 т/сут МПа

Рпл = 17,6 МПа - пластовое давление

рзаб = 10,2 МПа - забойное давление

nв =35,6% обводненность

Г0 = 50,6 м3/т газовый фактор

Рн = 0,807 т/м3 плотность нефти

коэффициент растворимости газа 3 м3/м3 МПа

Рв = 1,187 т/м3 плотность воды

Определим плотность жидкости.

Зная плотность нефти и воды, и процентное содержание воды в добываемой продукции, можно определить ее плотность:

(2.5)

где: ђв - объемное содержание воды в добавляемой продукции

pн рв - соответственно плотности нефти и воды (относительная)

рж =(1 - 0,356)*0,807 + 0,35*1,187=0,94 т/м3

Определение добывных возможностей скважины:

(2.6)

где qckb - дебит скважины, м3/сут.

Кпрод - коэфф. продуктивности пласта, т/сут МПа

Рпл Рзаб - соответственно пластовое и забойное давление, МПа

рж - плотность жидкости, т/м3

Дебиты скважины до оптимизации:

после оптимизации:

Определение глубины спуска насоса:

(2.7)

т.е. рассчитываем спуск насоса под уровень жидкости на 30 м

L - глубина спуска насоса в скважину, м

Нскв - глубина скважины, м.

Ндин - динамический уровень, м. (от забоя):

(от устья) (2.8)

где Рзаб - забойное давление, Па.

р - плотность жидкости, кг/м3.

g - ускорение свободного падения, м/с

(от забоя) (2.9)

(2.10)

Определение коэффициента наполнения насоса.

При глубине погружения насоса под уровень жидкости на 30 м

, (2.11)

где VCB - объем газа, поступающего на прием насоса в свободном виде, м3/м3 нефти

, (2.12)

где Г = Г0*pн - газовый фактор, м3/м3

Г = 50,6*0,807 = 8,4 м3/м3

Р = H*p*g - давление на приеме насоса, МПа

Р = 102 * 940 * 9,81 = 0,94 МПа

б - коэффициент растворимости, м3/м3*МПа

VH - объем нефти, равный 1м3

Коэффициент наполнения насоса чрезвычайно мал, поэтому для каждой скважины глубина погружения насоса под уровень жидкости определяется в зависимости от плотности жидкости в затрубном пространстве скважины. Но исследователями установлено, что оптимальная глубина погружения насоса под уровень жидкости hн = 200 … 300 м.

(2.13)

Выбор станка-качалки.

Подбор СК производим согласно диаграмме А.И. Адонина.

Принимаем коэффициент подачи насоса = 0,85.

Производим выбор СК по таблицам оптимальных областей применения, или же по номограмме ОСТ 26-16-08-87 на СК. Выбираем 5СК6-1,5-1600, с параметрами: S = 1,6 м, n = 3,4 кач./мин. Выбираем насос d = 28 мм, НН2Б-32.

Параметры работы СК:

(2.14)

(2.15)

Техническая характеристика 5СК 6-1,5-1600:

Номинальная нагрузка на устьевой шток 60 кН.

Длина хода устьевого штока при порядковом номере отверстия на кривошипе 1-0,9 м, 2-1,2 м, 3-1,6 м.

Номинальный крутящий момент на выходном валу редуктора 1,6 кН*м.

Число качаний балансира в минуту 5-15.

Система уравновешивания - комбинированная.

Редуктор - Ц2Н-500.

Ремни клиновые, типа Б - 3350.

Масса комплекта - 6,5 т.

Техническая характеристика штангового насоса исполнения НГВ - 1:

Условный размер насоса 28 мм.

Длина хода плунжера 1200 мм.

Напор 1200 м.

Длина L = 3990 мм.

Диаметр Д - 48,2 мм.

Масса 37 кг.

Подбор насосных штанг.

Рассчитываем штанги d = 19 мм в сочетании с насосом d = 32 мм, с пределами глубины спуска 1300 м, материал - углеродистая сталь 40, с допускаемым приведенным напряжением 70 МПа. Воспользуемся формулой Вирновского:

(2.16)

Среднее напряжение цикла, действующее на верхнее сечение штанги, определяется по формуле:

(2.17)

Предельная амплитуда изменения напряжения определяется по формуле:

(2.18)

Максимальное напряжение в опасном сечении колонны определяется как:

(2.19)

где DH - диаметр насоса, мм.

прив - приведенное напряжение в любом сечении колонны

lСТ = 1,05 - средний кинематический коэффициент СК

- угловая скорость кривошипов.

(2.20)

Проверим напряжение в точке подвеса штанг, для чего определим максимальную нагрузку на штанги, пользуясь статистически методом по формуле элементарной статистической теории.

 (2.21)

Pmax = 0,785*0.0322*895*9,81*1340 + 2,35*9,81*1340*(1,6*3,42/1440 + + (7850 - 895)/7850) = 37*103 H

где b - коэффициент, учитывающий потерю веса штанг в жидкости

Fпл - площадь сечения плунжера

qшт - масса 1 м штанг, диаметром 19 мм с муфтами

Максимальное напряжение в точке подвески штанг:

где fшт - площадь сечения штанг.

Подберём сталь для штанг, исходя из установленных норм, допускаемых приведённых напряжений.

Проверка работоспособности станка-качалки.

Находим крутящий момент с учетом вибрации штанг.

(2.22)

а = 5100 м/сек - скорость распространения звука в металле.

Минимальная нагрузка на основе динамической теории по формуле И.А. Чарного:

(2.23)

- коэффициент, учитывающий вибрацию штанг.

 (2.24)

- параметр, характеризующий режим откачки

Вес жидкости определяется по формуле:

(2.25)

Вес штанг определяется по формуле:

Ршт = qшт*L = 2,35*1750 = 4112,5 Н. (2.26)

Максимальная нагрузка на основе динамической теории определяется по формуле Чарного:

(2.27)

где Рж - вес столба жидкости в НКТ над плунжером

(2.28)

Находим фактическую производительность СШНУ с учетом потери длины хода плунжера.

Длина хода плунжера по статической теории определяется по формуле:

 (2.29)

где - потери хода от удлинений штанг и труб, м

fпл - площадь сечения плунжера, см2

fшт - площадь сечения штанг, см2

Fтр - площадь сечения тела труб, см2

Е = 0.21*1012Па

По формуле Л.С. Лейбзона- А.С. Вирновского:

, где (2.30)

(2.31)

Находим фактическую подачу насоса:

Выбор электродвигателя.

Необходимая мощность двигателя в кВт определится по формуле:

(2.32)

где nн = 0,9 - КПД насоса;

nск = 0,82 - КПД станка-качалки;

К = 1,2 - коэффициент степени уравновешенности СК для уравновешенной системы;

б - коэффициент подачи насоса

Ндин - расстояние от устья до динамического уровня

Выбираем электродвигатель АОП мощностью 10 кВт со следующей технической характеристикой короткозамкнутого асинхронного электродвигателя с повышенным пусковым моментом серии АОП - 62 - 4:

Номинальная мощность 10 кВт.

Частота вращения 1460 об/мин.

Скольжение 2.67%.

Ток в статоре 20 А.

КПД 86,5%

cos ф 0,87.

маховой момент ротора 5880 Н*м.

Расчёт уравновешивания станка - качалки.

Вес колонны штанг составит

(2.33).

где qшт - вес 1 м штанг с муфтами

b - коэффициент, учитывающий потерю веса штанг в жидкости

Вес жидкости

(2.34)

где L - глубина спуска насоса, м;

h - глубина погружения насоса под динамический уровень, м;

рж - плотность жидкости.

Расстояние от оси кривошипного вала до центра тяжести роторных противовесов (при 4-х противовесах на каждом кривошипе массой 750 кг каждый).

(2.35)

Подбор прочего оборудования.

По ГОСТу 1284-57 выбираем клиновидные ремни типа В-4000.

Для соединения сальникового штока с головкой балансира выбираем канатную подвеску ПКН-5, грузоподъемностью 5 т.

Учитывая, что максимальная длина хода станка-качалки не превышает 3000 м, выбираем сальниковый шток d = 36 мм, длиной 5600 мм.

Для подвески НКТ и герметизации устья выбираем арматуру типа ОУ-140-146/168-65 или ОУШ 65/50x140.

Диаметр выкидной линии определяем по формуле:

(2.36)

но выбираем диаметр выкидной линии, условно равный 50 мм.

Выбор колонны НКТ.

НКТ необходимо выбрать с учетом того, чтобы при спуске плунжера - плунжер мог бы проходить через колонну НКТ.

Выбираем НКТ диаметром 60 мм, с dBH = 50 мм.

Осевые растягивающие силы могут произвести разрушение колонны НКТ в наиболее слабом месте - в нарезанной части или муфтовом соединении. Наиболее нагруженная труба в подвешенной колонне -верхняя. Максимальная растягивающая нагрузка Р, определяется:

(2.37)

где Ртруб - вес колонны труб, кг;

Рнас - масса насоса;

qтр - масса 1м трубы вместе с муфтой;

Lтp - длина труб.

Ртруб = Lтр*qтр = 1340 * 7 = 9380 кг (2.38)

Рж = Lтр*рж*Fвн = 1750*940*0.002 = 3290 Н (2.39)

где рж - плотность жидкости;

F вн - площадь поперечного сечения труб.

(2.40)

Зная площадь поперечного сечения трубы F0 по основанию первого витка полной нарезки и предел текучести данного материала трубы получим разрушающую нагрузку

(2.41)

(2.42)

где dн = 60,3 мм;

dвн = 50,3 мм.

6т - для марки стали «D» = 3800 кгс/см2 =380 МПа

(2.43)

где Dcp - средний диаметр трубы, см = 5,53 см;

b = 0,35 см - толщина стенки трубы по впадине первой полной метки резьбы.

Для определения коэффициента гидравлических сопротивлений , найдем значение Re:

(2.44)

Следовательно, режим движения турбулентный, поэтому:

(2.45)

Потери напора на трение составляют:

Скорость движения воды в колонне диаметром 76 мм:

Число Рейнолдса:

Следовательно, режим движения турбулентный, поэтому:

Потери напора на трение при движении воды в колонне труб диаметром 76 мм определяем как:

Суммарные потери напора равны:

2.4 Анализ факторов, обуславливающих применение компрессоров для откачки газа из затрубного пространства скважин

Использование компрессоров для откачки газа из затрубного пространства скважин обеспечивает, во-первых, исключение выбросов углеводородов (сероводорода) в результате продувок в атмосферу; во-вторых, снижение давления в затрубном пространстве, что приводит к увеличению дебита скважины. Последний вывод можно сделать из анализа зависимости дебита от параметров скважины:

Ож = Кп * (Рпл - Рж - Рзп), (2.46)

где Ож - дебит, т/сут;

Кп - коэффициент продуктивности;

Рпл - пластовое давление, МПа;

Рж - давление, создаваемое на забое столбом жидкости, МПа;

Рзп - давление в затрубном пространстве, МПа.

Из выражения (2.46) следует, что снижение Рзп приводит к росту дебита скважины, причем в тем большей степени, чем выше коэффициент продуктивности Кп. Отсюда также следует, что в качестве критерия выбора скважин, на которые следует устанавливать компрессор, является коэффициент продуктивности: чем выше Кп, тем большего эффекта можно ожидать.

Введем "коэффициент технологической эффективности", равный отношению дебитов скважины после установки компрессора Qжк и до его установки Qжн:

Кэф = Qжк / Qжн = (Рпл - Рж - Рзпк) / (Рпл - Рж - Рзпн), (2.47)

где Рзпн и Рзпк - давление газа в затрубном пространстве скважины соответственно до и после установки компрессора.

Рпл - Рж, МПа

Давление в затрубном пространстве скважин, на которые целесообразно устанавливать компрессоры, можно определить из формулы (2.47), если представить ее в следующем виде:

(2.48)

где Рн - давление в нефтяной линии;

Ксж - степень сжатия компрессора; после установки компрессора давление в затрубном пространстве будет в Ксж раз меньше, чем на выкиде компрессора, то есть в нефтяной линии Рн. Из последнего выражения получим:

 (2.49)

Задаваясь в формуле (4) величинами Рн и (Рпл - Рж), получим значение начального (исходного) давления в затрубном пространстве скважины, при котором установка компрессора с Ксж допустима и обеспечивает некоторую удовлетворительную эффективность Кэф. Приведены результаты расчета по формуле (2.49) для диапазона данных (Кэф = 1,1...2,0; Рн = 0,6...2,1 МПа, при Рпл- - Рж = 3,0 МПа, Ксж = 3), из которых видно, что давление в затрубном пространстве может находиться в широких пределах: как ниже давления в нефтяной линии, так и значительно превышать его. Например, если требуется прирост добычи 10% (Кэф = 1,1), то при Рн = 1,2 МПа давление в затрубном пространстве должно быть не ниже 6 МПа, а если нужен двукратный прирост (Кэф = 2), то Рзпн должно быть не ниже 1,7 МПа. Давление в затрубном пространстве ниже Рн наблюдается на скважинах с низким газовым фактором при частом стравливании газа в атмосферу; давление Рзпн равное давлению в нефтяной линии Рн достигается при наличии обратного клапана между затрубным пространством и нефтяной линией; обычно Рзпн > Рн .

На основе формулы (2.49) можно выявить более конкретный количественный критерий выбора скважин для установки на них компрессоров, а именно: следует выбирать скважины с давлением в затрубном пространстве не ниже рассчитанного по формуле (2.49).Однако в формуле (2.49) подбор правильного значения Кэф является неопределенным. В самом деле, задавая максимальные значения Кэф, приходится сужать область выбора, то есть выбирать скважины только с высокими давлениями в затрубном пространстве. Причем большое значение Кэф не означает большого абсолютного прироста добычи нефти, например, для малодебитных скважин. В то же время, дополнительная добыча нефти в абсолютном выражении должна быть такой, чтобы компрессор окупился за приемлемый срок. Отсюда следует, что критерием выбора скважин является также экономическая эффективность компрессора, связанная, в первую очередь, с дебитом скважины. Подробно вопросы экономической эффективности и выбора обобщающего критерия на ее основе рассмотрены в разделе 3.

В дополнение к выявленным критериям, рассмотренным выше, следует учитывать ограничения, обусловленные, в первую очередь, несоответствием параметров компрессора параметрам оборудования скважины (например, количество газа из некоторых скважин значительно превышает производительность имеющихся компрессоров), а также другими соображениями (например значительной удаленностью скважины и трудностью квалифицированного обслуживания компрессора, предполагаемым переводом скважины в режим нагнетания и т.д.). То есть, при выборе скважин для установки на них компрессоров следует дополнительно соблюдать ряд условий, основные из которых описаны ниже.

1 Производительность компрессора Qком (м3/сут) должна быть близкой к расходу газа из затрубного пространства скважины Qг:

...