Файл: Основные сведения о разработке нефтяных и газовых залежей.doc
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 17.03.2024
Просмотров: 89
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
верхности. Фонтанирование скважины может происходить как за счет гидростатического давления пласта, так и за счет энергии газа, растворенного в нефти. Гидростатическое
давление может быть природным, или искусственным, создаваемым за счет нагнетания в пласт жидкости или газа.
Фонтанный способ эксплуатации наиболее выгодный, поскольку не требует ни сложного специального оборудования, спускаемого в скважину,, ни затрат энергии на приведение его в действие. Поэтому одной из важнейших задач является обеспечение длительного и бесперебойного фонтанирования скважины при рациональном расходовании пластовой энергии. Работу скважины регулируют за счет изменения ее дебита специальными штуцерами, установленными на устье скважины. Штуцеры бывают регулируемые и нерегулируемые. Первые представляют собой, по существу, игольчатый вентиль, величину проходного сечения которого можно изменять, вторые — втулки или диски с отверстиями диаметром 3—15 мм. Детали, взаимодействующие с потоком пластовой жидкости, выполняются из износостойких материалов, твердость которых обеспечивает постоянство величин поперечных сечений.
Все остальные способы эксплуатации скважин — механизированные. Они имеют один общий признак: энергия для подъема пластовой жидкости на поверхность подводится извне и с помощью оборудования, расположенного в скважине, передается жидкости. Так как высота всасывания насоса не превышает 5—8 м, то для подъема жидкости из скважины глубиной в несколько сотен млн тысяч метров насос приходится опускать в скважину и для обеспечения его надежной работы погружать под уровень пластошш жидкости.
П
Р
ис. 1.5. Схема газлифтного способа эксплуатации:
а — двухрядный подъемник; б — полуторарядный подъемник; в — однорядный подъемник; г — однорядный подъемник с рабочим отверстием; 1 — первый ряд труб; 2 — второй ряд труб; 3 — хвостовая часть первого ряда труб
Существует несколько способов механизированной эксплуата
ции скважин.
Газлифтный способ обеспечивает подъем пластовой жидкости на поверхность за счет рабочего агента — газа, нагнетаемого специальным компрессором в колонну подъемных труб. В качестве рабочего агента может использоваться газ — в этом случае способ эксплуатации называется газлифтом — или воздух — эрлифтом. В подавляющем большинстве случаев газ подается в скважину с помощью специальных компрессоров. В тех случаях, когда используют газ, находящийся под давлением в газосодержащем пласте, система называется бескомпрессорным газлифтом. В зависимости от числа рядов труб, спущенных в скважину, их взаимного расположения и назначения различают несколько основных типов конструкций.
Принцип работы газлифта заключается в следующем (рис. 1.5). Если в кольцевое пространство между колонной подъемных труб и эксплуатационной колонной нагнетать газ, то после вытеснения жидкости из кольцевого пространства газ в виде пузырьков начнет поступать в центральную колонну и двигаться по ней вверх. При этом удельный вес смеси жидкости и газа будет уменьшаться, в результате чего уровень ее начнет подниматься вверх. Изменяя глубину спуска подъемных труб, давление подаваемого газа и его расход, можно обеспечить подъем пластовой жидкости пузырьками газа на поверхность. Поднятию жидкости способствуют также и движущиеся вверх пузырьки газа.
Газ может подаваться не только по кольцевому пространству,
но и по центральной трубе. В этом случае газожидкостная смесь будет подниматься по кольцевому пространству.
Применяют также двухрядные подъемники, в которых газ нагнетается в кольцевое пространство между двумя рядами колонн подъемных труб, а газожидкостная смесь поднимается по центральной колонне. В зависимости от глубины динамического уровня длина наружного, второго, ряда труб может быть больше внутреннего, в этом случае подъемник называют полуторарядным.
Для пуска газлифтной скважины необходимо создать давление газа, обеспечивающее снижение уровня жидкости до башмака подъемной колонны. При этом газ будет попадать в колонну, по
которой поднимается смесь. Это давление (пусковое) значительно превышает давление, необходимое для установившегося режима работы газлифта. Так, при эксплуатации скважины оно уравновешивает столб газированной жидкости с небольшой средней плотностью, а при пуске — столб пластовой жидкости большей плотности.
Раньше для пуска применяли специальные пусковые компрессоры высокого давления, которые соединялись со скважинами специальными трубопроводами; в настоящее время используют пусковые клапаны, устанавливаемые на колонне подъемных труб для ступенчатого аэрирования столба жидкости.
Клапаны в зависимости от места их установки должны иметь различную настройку. В процессе эксплуатации они нуждаются в периодической регулировке и осмотре, для чего их необходимо извлекать на поверхность.
Часто скважину перед пуском в эксплуатацию фонтанным способом оснащают газлифтным оборудованием, а вместо пусковых клапанов устанавливают их макеты — детали, имеющие размеры клапанов и обеспечивающие герметизацию отверстий, соединяющих внутреннюю и наружные полости подъемных труб. После истощения энергии пласта и прекращения фонтанирования макеты заменяют клапанами, а скважину переводят на газлифтную эксплуатацию.
Один из самых массовых механизированных способов эксплуатации связан с использованием штанговых скважинных насосов (ШСН). При его применении плунжерный насос опускают на колонне подъемных труб под уровень пластовой жидкости и соединяют с приводящим его станком-качалкой колонной штанг (рис. 1.6). Насосная установка включает скважинный насос, цилиндр которого закреплен на колонне подъемных труб, а плунжер колонной штанг соединен с приводом — балансирным станком-качалкой. Насос снабжен нагнетательным и всасывающим клапанами.
Колонна штанг соединена устьевым штоком, проходящим через устьевой сальник с балансиром станка-качалки. Приводной двигатель посредством редуктора и кривошипно-шатунного механизма обеспечивает возвратно - качательное движение балансира, а он и свою очередь перемещает колонну штанг, и плунжер скважинного насоса. Пластовая жидкость поднимается по внутренней полости
колонны подъемных труб и через боковой отвод направляется в промысловую сеть.
Принцип работы скважинного насоса следующий. При движении плунжера вверх всасывающий клапан открывается и жидкость поступает в цилиндр насоса. В это же время нагнетательный клапан закрыт и жидкость, находящаяся над плунжером, поднимается вверх по трубам. Таким образом, происходит одновременный подъем жидкости, находящейся над плунжером, и заполнение полости цилиндра под плунжером. При ходе плунжера вниз нагнетательный клапан открывается, а всасывающий закрывается и происходит вытеснение пластовой жидкости из пространства под плунжером через нагнетательный клапан в пространство над ним.
В зависимости от способа монтажа различаются два основных типа насоса — трубные (невставные) и вставные.
В невставных насосах цилиндр и плунжер опускают в 14
скважину раздельно: сначала цилиндр на колонне подъемных труб, а потом плунжер с клапанами на колонне штанг.
Вставные насосы спускают в скважину в собранном виде на колонне штанг и закрепляют на колонне труб с помощью специального замка.
Существует множество конструкций штанговых скважинных насосов, отличающихся выполнениями плунжера, цилиндра, числом и типами клапанов, способами их извлечения и т. п.
Привод скважинного насоса — балансирный станок-качалку монтируют на специальном массивном фундаменте. Он состоит из следующих основных узлов: рамы со стойкой, балансира с головкой, редуктора с двумя кривошипами, шатунами и траверсой. Для обеспечения равномерной загрузки двигателя и уменьшения его мощности станок-качалку уравновешивают грузами, устанавливаемыми на балансире, кривошипах или и одновременно тут и там. Необходимость уравновешивания установки обусловлена тем, что при ходе вверх двигатель должен обеспечить подъем колонны штанг и столба жидкости, находящейся над плунжером скважинного насоса, т. е. совершить полезную работу и передать колонне штанг значительную потенциальную энергию при ее подъеме. Если не уравновесить установку грузами, то при ходе штанг вниз накопленная ими потенциальная энергия перейдет в теплоту и пропадет безвозвратно. Массу грузов подбирают таким образом,
чтобы, например, работа, затрачиваемая двигателем при ходе штанг вверх и вниз, была постоянной.
При работе штанговой скважинной насосной установки в особо сложных условиях находятся элементы внутрискважинного оборудования — штанги, насос и подъемные трубы. Колонна штанг, передающая усилие от станка-качалки к плунжеру скважинного насоса, подвергается переменным по величине растягивающим усилиям в верхней части, а в нижней — то растягивающим, то сжимающим. В процессе работы на нее воздействуют агрессивные вещества (сероводород, углекислый газ), вызывающие ее коррозию, песок, выносимый пластовой жидкостью.
Особенностью работы металлических деталей, подвергаемых изменяющимся во времени нагрузкам, является их разрушение при определенном числе циклов нагружения. В том случае, если детали находятся в пластовой жидкости, предельное число циклов нагружения резко уменьшается по сравнению с аналогичным при работе на воздухе. Учитывая эту особенность, целесообразно эксплуатировать скважинные насосы при возможно большей длине хода штанг, так как это позволяет пропорционально уменьшить число нагружений и тем самым продлить срок их службы при условии сохранения необходимой подачи скважинного насоса. Так, например, увеличение длины хода штанг в 2 раза позволяет увеличить срок службы колонны штанг примерно в 2 раза.
Подъемные трубы подвергаются воздействию пластовой жидкости, находящейся в них, там же располагается колонна штанг, соприкасающихся с трубами в местах, где ствол скважины невер-
тикален. Наружная поверхность насосно-компрессорных труб (НКТ) соприкасается с внутренней поверхностью эксплуатационной колонны. Так как в процессе работы скважинного насоса усилие, обусловленное весом столба пластовой жидкости, расположенной над плунжером, действует то на штанги (при ходе плунжера вверх), то на трубы (при ходе его вниз), то и колонны штанг и труб в течение двойного хода то сокращаются, то удлиняются. Эти удлинения в зависимости от диаметра плунжера насоса, поперечных сечений штанг и труб могут изменяться в широких пределах. Для скважин глубиной 1000—1500 м они составляют для штанг десятки сантиметров, для труб — единицы. Удлинения максималь
давление может быть природным, или искусственным, создаваемым за счет нагнетания в пласт жидкости или газа.
Фонтанный способ эксплуатации наиболее выгодный, поскольку не требует ни сложного специального оборудования, спускаемого в скважину,, ни затрат энергии на приведение его в действие. Поэтому одной из важнейших задач является обеспечение длительного и бесперебойного фонтанирования скважины при рациональном расходовании пластовой энергии. Работу скважины регулируют за счет изменения ее дебита специальными штуцерами, установленными на устье скважины. Штуцеры бывают регулируемые и нерегулируемые. Первые представляют собой, по существу, игольчатый вентиль, величину проходного сечения которого можно изменять, вторые — втулки или диски с отверстиями диаметром 3—15 мм. Детали, взаимодействующие с потоком пластовой жидкости, выполняются из износостойких материалов, твердость которых обеспечивает постоянство величин поперечных сечений.
Все остальные способы эксплуатации скважин — механизированные. Они имеют один общий признак: энергия для подъема пластовой жидкости на поверхность подводится извне и с помощью оборудования, расположенного в скважине, передается жидкости. Так как высота всасывания насоса не превышает 5—8 м, то для подъема жидкости из скважины глубиной в несколько сотен млн тысяч метров насос приходится опускать в скважину и для обеспечения его надежной работы погружать под уровень пластошш жидкости.
П
Р
ис. 1.5. Схема газлифтного способа эксплуатации:а — двухрядный подъемник; б — полуторарядный подъемник; в — однорядный подъемник; г — однорядный подъемник с рабочим отверстием; 1 — первый ряд труб; 2 — второй ряд труб; 3 — хвостовая часть первого ряда труб
Существует несколько способов механизированной эксплуата
ции скважин.
Газлифтный способ обеспечивает подъем пластовой жидкости на поверхность за счет рабочего агента — газа, нагнетаемого специальным компрессором в колонну подъемных труб. В качестве рабочего агента может использоваться газ — в этом случае способ эксплуатации называется газлифтом — или воздух — эрлифтом. В подавляющем большинстве случаев газ подается в скважину с помощью специальных компрессоров. В тех случаях, когда используют газ, находящийся под давлением в газосодержащем пласте, система называется бескомпрессорным газлифтом. В зависимости от числа рядов труб, спущенных в скважину, их взаимного расположения и назначения различают несколько основных типов конструкций.
Принцип работы газлифта заключается в следующем (рис. 1.5). Если в кольцевое пространство между колонной подъемных труб и эксплуатационной колонной нагнетать газ, то после вытеснения жидкости из кольцевого пространства газ в виде пузырьков начнет поступать в центральную колонну и двигаться по ней вверх. При этом удельный вес смеси жидкости и газа будет уменьшаться, в результате чего уровень ее начнет подниматься вверх. Изменяя глубину спуска подъемных труб, давление подаваемого газа и его расход, можно обеспечить подъем пластовой жидкости пузырьками газа на поверхность. Поднятию жидкости способствуют также и движущиеся вверх пузырьки газа.
Газ может подаваться не только по кольцевому пространству,
но и по центральной трубе. В этом случае газожидкостная смесь будет подниматься по кольцевому пространству.
Применяют также двухрядные подъемники, в которых газ нагнетается в кольцевое пространство между двумя рядами колонн подъемных труб, а газожидкостная смесь поднимается по центральной колонне. В зависимости от глубины динамического уровня длина наружного, второго, ряда труб может быть больше внутреннего, в этом случае подъемник называют полуторарядным.
Для пуска газлифтной скважины необходимо создать давление газа, обеспечивающее снижение уровня жидкости до башмака подъемной колонны. При этом газ будет попадать в колонну, по
которой поднимается смесь. Это давление (пусковое) значительно превышает давление, необходимое для установившегося режима работы газлифта. Так, при эксплуатации скважины оно уравновешивает столб газированной жидкости с небольшой средней плотностью, а при пуске — столб пластовой жидкости большей плотности.
Раньше для пуска применяли специальные пусковые компрессоры высокого давления, которые соединялись со скважинами специальными трубопроводами; в настоящее время используют пусковые клапаны, устанавливаемые на колонне подъемных труб для ступенчатого аэрирования столба жидкости.
Клапаны в зависимости от места их установки должны иметь различную настройку. В процессе эксплуатации они нуждаются в периодической регулировке и осмотре, для чего их необходимо извлекать на поверхность.
Часто скважину перед пуском в эксплуатацию фонтанным способом оснащают газлифтным оборудованием, а вместо пусковых клапанов устанавливают их макеты — детали, имеющие размеры клапанов и обеспечивающие герметизацию отверстий, соединяющих внутреннюю и наружные полости подъемных труб. После истощения энергии пласта и прекращения фонтанирования макеты заменяют клапанами, а скважину переводят на газлифтную эксплуатацию.
Один из самых массовых механизированных способов эксплуатации связан с использованием штанговых скважинных насосов (ШСН). При его применении плунжерный насос опускают на колонне подъемных труб под уровень пластовой жидкости и соединяют с приводящим его станком-качалкой колонной штанг (рис. 1.6). Насосная установка включает скважинный насос, цилиндр которого закреплен на колонне подъемных труб, а плунжер колонной штанг соединен с приводом — балансирным станком-качалкой. Насос снабжен нагнетательным и всасывающим клапанами.
Колонна штанг соединена устьевым штоком, проходящим через устьевой сальник с балансиром станка-качалки. Приводной двигатель посредством редуктора и кривошипно-шатунного механизма обеспечивает возвратно - качательное движение балансира, а он и свою очередь перемещает колонну штанг, и плунжер скважинного насоса. Пластовая жидкость поднимается по внутренней полости
колонны подъемных труб и через боковой отвод направляется в промысловую сеть.
Принцип работы скважинного насоса следующий. При движении плунжера вверх всасывающий клапан открывается и жидкость поступает в цилиндр насоса. В это же время нагнетательный клапан закрыт и жидкость, находящаяся над плунжером, поднимается вверх по трубам. Таким образом, происходит одновременный подъем жидкости, находящейся над плунжером, и заполнение полости цилиндра под плунжером. При ходе плунжера вниз нагнетательный клапан открывается, а всасывающий закрывается и происходит вытеснение пластовой жидкости из пространства под плунжером через нагнетательный клапан в пространство над ним.
В зависимости от способа монтажа различаются два основных типа насоса — трубные (невставные) и вставные.
В невставных насосах цилиндр и плунжер опускают в 14
скважину раздельно: сначала цилиндр на колонне подъемных труб, а потом плунжер с клапанами на колонне штанг.
Вставные насосы спускают в скважину в собранном виде на колонне штанг и закрепляют на колонне труб с помощью специального замка.
Существует множество конструкций штанговых скважинных насосов, отличающихся выполнениями плунжера, цилиндра, числом и типами клапанов, способами их извлечения и т. п.
Привод скважинного насоса — балансирный станок-качалку монтируют на специальном массивном фундаменте. Он состоит из следующих основных узлов: рамы со стойкой, балансира с головкой, редуктора с двумя кривошипами, шатунами и траверсой. Для обеспечения равномерной загрузки двигателя и уменьшения его мощности станок-качалку уравновешивают грузами, устанавливаемыми на балансире, кривошипах или и одновременно тут и там. Необходимость уравновешивания установки обусловлена тем, что при ходе вверх двигатель должен обеспечить подъем колонны штанг и столба жидкости, находящейся над плунжером скважинного насоса, т. е. совершить полезную работу и передать колонне штанг значительную потенциальную энергию при ее подъеме. Если не уравновесить установку грузами, то при ходе штанг вниз накопленная ими потенциальная энергия перейдет в теплоту и пропадет безвозвратно. Массу грузов подбирают таким образом,
чтобы, например, работа, затрачиваемая двигателем при ходе штанг вверх и вниз, была постоянной.
При работе штанговой скважинной насосной установки в особо сложных условиях находятся элементы внутрискважинного оборудования — штанги, насос и подъемные трубы. Колонна штанг, передающая усилие от станка-качалки к плунжеру скважинного насоса, подвергается переменным по величине растягивающим усилиям в верхней части, а в нижней — то растягивающим, то сжимающим. В процессе работы на нее воздействуют агрессивные вещества (сероводород, углекислый газ), вызывающие ее коррозию, песок, выносимый пластовой жидкостью.
Особенностью работы металлических деталей, подвергаемых изменяющимся во времени нагрузкам, является их разрушение при определенном числе циклов нагружения. В том случае, если детали находятся в пластовой жидкости, предельное число циклов нагружения резко уменьшается по сравнению с аналогичным при работе на воздухе. Учитывая эту особенность, целесообразно эксплуатировать скважинные насосы при возможно большей длине хода штанг, так как это позволяет пропорционально уменьшить число нагружений и тем самым продлить срок их службы при условии сохранения необходимой подачи скважинного насоса. Так, например, увеличение длины хода штанг в 2 раза позволяет увеличить срок службы колонны штанг примерно в 2 раза.
Подъемные трубы подвергаются воздействию пластовой жидкости, находящейся в них, там же располагается колонна штанг, соприкасающихся с трубами в местах, где ствол скважины невер-
тикален. Наружная поверхность насосно-компрессорных труб (НКТ) соприкасается с внутренней поверхностью эксплуатационной колонны. Так как в процессе работы скважинного насоса усилие, обусловленное весом столба пластовой жидкости, расположенной над плунжером, действует то на штанги (при ходе плунжера вверх), то на трубы (при ходе его вниз), то и колонны штанг и труб в течение двойного хода то сокращаются, то удлиняются. Эти удлинения в зависимости от диаметра плунжера насоса, поперечных сечений штанг и труб могут изменяться в широких пределах. Для скважин глубиной 1000—1500 м они составляют для штанг десятки сантиметров, для труб — единицы. Удлинения максималь
