Техника и технология газлифтной эксплуатации нефтяных скважин (оборудование, режим эксплуатации скважины, исследование скважины, осложнения эксплуатации).

Подъем продукции скважин на дневную поверхность с по­мощью потенциальной энергии газа называется газлифтным спосо­бом эксплуатации. Таким образом, в качестве рабочего агента исполь­зуется газ, отбираемый, например, из газовой залежи (природный газ) или попутно-добываемый (нефтяной газ). Впервые подъем нефти сжатым газом был осуществлен В.Г. Шу­ховым в 1897 г. в Баку. Сегодня газлифтная эксплуатация реализу­ется в двух модификациях: компрессорный газлифт; бескомпрессорный газлифт.

Принцип действия газлифта заключается во введении в продук­цию сжатого газа и не отличается от принципа работы фонтанной скважины, за исключением того, что основное количество газа подводится извне, а не выделяется из неф­ти при понижении давления.

Различают два принципиальных типа газлифтной эксплуатации:

1 Непрерывный газлифт.

2 Периодический газлифт.

Непрерывный газлифт реализуется тогда, когда продуктивность сква­жины достаточно высока. В случае низкой продуктивности скважины используется периодический газлифт по двум основным схемам: газ­лифт с перепускным клапаном и газлифт с камерой накопления.

Классификация газлифтных скважин может быть выполнена по нескольким признакам:

1 По характеру ввода рабочего агента: прямая закачка; обратная закачка.

2 По количеству колонн НКТ: однорядный подъемник; двухрядный подъемник; полуторарядный подъемник.

3 По типу используемой энергии рабочего агента: компрессорный; бескомпрессорный.

Бескомпрессорный газлифт осуществляется за счет сжатого газа, отбираемого, например, из газовой залежи и распределяемого по газлифтным скважинам. Если в разрезе нефтяной скважины име­ется газовый пропласток (или газовая шапка), то этот газ может использоваться для подъема нефти внутри самой скважины. Такая система называется внутрискважинным газлифтом.

4 По используемому глубинному оборудованию: беспакерная система; пакерная система; система с использованием пусковых и рабочего клапанов; система, когда газ вводится в подъемник через башмак НКТ (отсутствуют пусковые и рабочий клапаны).

а – однорядный подъемник; б – двухрядный подъемник; в – полуторарядный подъемник; 1 – обсадная колонна; 2 – подъемник; 3 – воздушные трубы; 4 – хвостовие

Рисунок 1 – Принципиальные схемы газлифтных скважин

Однорядный подъемник широко используется при эксп­луатации скважин с нормальными условиями (в продукции отсутству­ют механические примеси), при хорошем качестве рабочего агента и его подготовки (в газе отсутствуют корродирующие компоненты, меха­нические примеси, низкое влагосодержание). В противном случае при прямой закачке возможна коррозия не только подъемника (который при необходимости может быть заменен на новый), но и обсадной ко­лонны (замена которой невозможна).

Двухрядный подъемник предназначен для эксплуата­ции скважин с определенными осложнениями (пескообразование), когда продукция представлена коррозионно-активными компонен­тами, а также в случае недостаточно высокого качества подготовки закачиваемого газа (повышенное влагосодержание газа и содержа­ние в нем корродирующих компонентов). Двухрядная схема при необходимости позволяет легко изменять по­гружение под динамический уровень, изменяя глубину спуска подъемника (внутреннего ряда труб). Как правило, для такой схемы снижается пусковое давление. С другой стороны, такие системы су­щественно более металлоемки и дорогостоящи, увеличено время под­земного ремонта, а также существенно ограничены возможности ре­гулирования работы скважины изменением (увеличением) диамет­ра подъемника.

Полуторарядный подъемник, по существу, не отли­чается от двухрядного, за исключением того, что нижняя часть воз­душных труб компонуется из труб меньшего диаметра (так называ­емый хвостовик); при этом создаются лучшие условия выноса пес­ка и предотвращается образование на забое песчаной пробки.

На поверхности газлифтная скважина оборудуется устьевой ар­матурой, принципиально не отличающейся от арматуры фонтан­ной скважины и имеющей аналогичное назначение. Если используется централизованная система газоснабжения, то вся регулирующая и запорная арматура, а также газовые расходомеры устанавливаются на специальных газорасп­ределительных пунктах (ГРП). При централизованной системе га­зоснабжения существенно повышается ее надежность.

Важнейшим элементом оборудования газлифтных скважин яв­ляются газлифтные клапаны, размещаемые на колонне НКТ в специальных эксцентричных камерах (мандрелях). Для установки и подъема газлифтных клапанов из мандрелей применяется специальная канатная техника, состоящая из устье­вого лубрикатора, гидравлической лебедки с барабаном для сталь­ной проволоки диаметром от 1,8 до 2,4 мм, а также посадочного (съемного) инструмента (экстрактора). Эксцентричные камеры (мандрели) предназначены для размеще­ния в них газлифтных клапанов. Мандрели имеют посадочные карма­ны, в которых спускаемые с поверхности на проволоке газлифтные клапаны уплотняются верхним и нижним эластичными нефтестойки­ми кольцами и фиксируются стопорными пружинными защелками. С внешней стороны мандрели имеют отверстия, расположенные между уплотнительными кольцами и служащие для подвода закачиваемого газа к клапану. Эксцентричные камеры изготовлены таким образом, что проходное сечение НКТ и их соосность сохраняются.

Исследование газлифтных скважин на нестационарном режиме работы проводится стандартным методом. Ис­следование газлифтных скважин на стационарных режимах рабо­ты базируется на взаимосвязи дебита скважины (подачи подъем­ника), рабочего давления и расхода (объема) закачиваемого газа. Сущность этого метода заключается в изменении и регистрации расхода нагнетаемого газа V_г, а также в инструментальной регист­рации соответствующих значений дебита скважины (подачи подъем­ника) Q и рабочего давления газа Р_р на устье скважины.

Одним из основных технологических параметров, от которого зависит не только оптимальная выработка запасов, но и условия работы добывающего оборудования, является величина забой­ного давления в добывающих скважинах, а значит, и норма отбора жид­кости из них. Забойное давление в добывающих скважинах яв­ляется принципиальным регулятором эффективности их работы и од­ним из главных параметров разработки всего месторождения. Бескон­трольное и бездумное снижение забойного давления в добывающих скважинах существенно ниже давления насыщения может привести к трансформации высокоэффективного в менее эффективынй режим.

Нормальная работа газлифтных скважин может нарушаться в результате отложения парафина, солей, образования песчаных пробок и металлических сальников. Отметим, что при газлифтной эксплуатации имеется возможность ввода ингибиторов отложения солей и парафина в поток закачиваемого газа.

При использовании воздуха на промыслах Азербайджана на­блюдалось образование в линии газоподачи сальников (про­бок), которые состояли из продуктов коррозии (до 95 %) и пыли. Для борьбы с этим добивались уменьшения коррозии (по­крытие труб лаком, стеклом; осушка воздуха), а также пода­вали в поток ПАВ.

Техника и технология эксплуатации нефтяных скважин штанговыми скважинными насосными установками (ШСНУ) (оборудование, режим эксплуатации скважины, исследование скважины, осложнения эксплуатации).

Схема ШСНУ представлена на рисунке 1. Оборудование ШСНУ состоит из двух частей: наземного и подземного. Наземное обо­рудование состоит из станка-качалки, привода, станции управ­ления и устьевой арматуры. Подземное оборудование включает в себя колонну НКТ, колонну штанг, глубинный насос и, при не­обходимости, другие элементы (хвостовик, газовый или газопе­сочный якорь, якорь для фиксации колонны НКТ в обсадной колонне и т.п.).

Основным элементом наземного оборудования является станок-ка­чалка, состоящий из балансира 2, головки балансира 3, стойки 4, шату­на 5, кривошипа 6, редуктора 7, приводного двигателя 8, тормоза 9 и противовесов 10. Управление наземным оборудованием осуществляет­ся специальной станцией 1. Станок-качалка, редуктор и приводной дви­гатель монтируются на металлической раме 11, устанавливаемой на бетонном фундаменте 12. Головка балансира 3 имеет канатную под­веску 13, соединенную с полированным штоком 15 с помощью тра­верс 14. Устье скважины оборудовано устьевой арматурой 16. Станок-качалка предназначен для восприятия нагрузок, действующих в точке подвеса штанг (ТПШ) в течение насосного цикла, и преобразования вращательного движения ротора приводного двигателя в возвратно- поступательное движение головки балансира. Редуктор 7 предназна­чен для снижения числа оборотов приводного двигателя 8 и повыше­ния крутящего момента на выходном валу, на котором закреплены кри­вошипы 6. Кривошипы 6 соединены шатунами 5 с балансиром 2. На входном валу редуктора имеется шкив, соединенный клиноременной передачей со шкивом приводного двигателя 8. В системе имеется также тормоз 9. Приводной двигатель устанавливается и закрепляется на са­лазках. При необходимости изменения числа качаний балансира заме­няется размер шкива на приводном двигателе. Изменение длины хода полированного штока 15 (перемещения головки балансира) осуществ­ляется изменением радиуса кривошипа 6 перестановкой шатуна 5, для чего кривошип имеет несколько отверстий. Кроме того, кривошип имеет устройство, позволяющее перемещать вдоль него противовесы 10, до­биваясь наилучшего уравновешивания нагрузок, действующих в ТПШ.

В настоящее время промышленностью выпускается значительное количество типоразмеров станков-качалок (СК), отличающихся грузо­подъемностью, длиной хода полированного штока и числом качаний, предназначенных для эксплуатации скважин различных категорий.

Устьевая арматура 16 имеет выкидной манифольд, манифольд затрубного пространства, а также сальниковое устройство, через которое проходит полированный шток 15.

Рисунок 1 – Принципиальная схема ШСНУ

Подземное оборудование включает колонну штанг 17, предназ­наченную для передачи возвратно-поступательного движения го­ловки балансира плунжеру 19 глубинного насоса, а также для вос­приятия нагрузок, действующих на штанги в течение насосного цикла. Имеется колонна НКТ 18, на нижнем конце которой зак­реплен цилиндр насоса 22. Плунжер глубинного насоса имеет один или два нагнетательных клапана 20, а цилиндр насоса — всасываю­щий клапан 2. К приему насоса закреплен хвостовик 23.

Как видно из рисунка 1, при ходе головки балансира вверх плунжер также перемещается вверх; при этом нагнетательный клапан 20 закры­вается под действием веса продукции скважины, находящейся в НКТ. При снижении давления в цилиндре насоса до величины, меньшей, чем давление на приеме (давление в скважине перед всасывающим клапа­ном), всасывающий клапан 21 открывается и цилиндр насоса заполня­ется скважинной продукцией (такт всасывания). При ходе плунжера вниз давление в цилиндре насоса повышается, всасывающий клапан закрывается, а когда давление в цилиндре насоса (под плунжером) ста­новится большим, чем давление над плунжером, открывается нагне­тательный клапан, и продукция из цилиндра через плунжер перете­кает в колонну НКТ (такт нагнетания). Затем цикл повторяется.

Следует отметить, что колонна штанг работает в очень сложных усло­виях, связанных не столько с длительным контактом со скважинной про­дукцией (а она может быть и коррозионно-активной), сколько со слож­ными и переменными во времени нагрузками (растягивающими, сжима­ющими, изгибающими и крутящими).

В зависимости от некоторых технологических характеристик ра­боты СШНУ различают статический и динамический режим ее ра­боты.

Для статических режимов работы установки динамические со­ставляющие в общей нагрузке, действующей на колонну штанг, яв­ляются небольшими и не оказывают значительного влияния на ра­боту всей системы. Если же динамические составляющие существен­ны по величине, они приводят к значительным отличиям в работе СШНУ. Режимы работы установки, при которых динамические со­ставляющие существенны, называются динамическими.

При исследовании на стационарных режимах изменение режи­ма работы скважины осуществляется изменением подачи скважин­ного штангового насоса, что реализуется изменением длины хода полированного штока S, либо изменением числа качаний n. Прин­ципиально возможно изменение режима работы скважины заме­ной глубинного насоса (его диаметра), но это требует дополнитель­ных спуско-подъемных работ на скважине. Измерение забойного давления возможно только через затрубное пространство, для чего созданы малогаба­ритные скважинные манометры и разработана технология их спус­ка в затрубное пространство. Эта технология неприменима для глубоких искривленных скважин (со сложным профилем ствола) и при малых зазорах затрубного пространства. В этих случаях измерение забойного давления осуществляется спе­циальными лифтовыми скважинными манометрами, закрепляемы­ми под насосом и спускаемыми в скважину вместе с насосом и НКТ при подземном ремонте.

Основным методом получения информации о забойном давле­нии является метод измерения динамического уровня в процессе ис­следования скважины с последующим расчетом забойного давления. Измерение динамического уровня осуществляется специальным прибором (эхолотом), состоящим из устройства генерации упругого или акустического сигнала, системы приема и усиления сигнала, а так­же системы его регистрации и хранения.

При работе штанговых насосных установок часто встречаются особые условия, осложняющие работу этих установок. К ним следует отнести: большое газосодержание на приеме насоса; большое содержание песка в откачиваемой жидкости; отложение парафина в НКТ и на насосных штангах и минеральных солей в узлах насоса и в НКТ, сильное искривление скважин; высокопарафинистые высоковязкие нефти.

Чаще всего возникают осложнения вследствие влияния газа на работу насоса, уменьшающего коэффициент наполнения цилиндра.

Песок, попадая в насос, разрушает пригнанные поверхности деталей насоса, увеличивает утечки жидкости через клапаны и зазор между цилиндром и плунжером, а иногда вызывает заклинивание плунжера и обрывы штанг. Для борьбы с вредным влиянием песка применяются различные меры, например, крепление призабойной зоны скважины различными смолами, образующими после их кристаллизации на забое прочную проницаемую пористую среду, различные фильтры, а также приспособления, устанавливаемые перед приемным патрубком насоса, называемые песочными якорями.