CC BY
215
ДОБЫЧА
УДК 622.276
Снижение влияния свободного газа на работу насосного оборудования
С.Б. Колесова
к.э.н., доцент кафедры РЭНГМ, директор sbk@udsu.ru
А.М. Насыров
к.т.н., профессор кафедры РЭНГМ amdakh-nasyrov@rambler.ru
М.Б. Полозов
к.б.н., доцент кафедры РЭНГМ michael999@inbox.ru
Институт нефти и газа им. Гуцериева М.С. ФГБОУ ВО «Удмуртский государственный университет», Ижевск, Россия
В современных условиях среди вновь вводимых месторождений увеличивается доля низкопродуктивных залежей нефти с малопроницаемыми коллекторами. Такие залежи, как правило, эксплуатируются с низкими забойными давлениями в скважинах и ухудшенными показателями работы насосного оборудования из-за влияния свободного газа. Снижение отрицательного влияния свободного газа на работу насоса достигается различными способами в каждом конкретном случае. Одним из оптимальных способов является применение хвостовиков с удлиненными приемными фильтрами. В работе излагается ряд других технологических и технических приемов снижения вредного влияния свободного газа на работу насосного оборудования.
Материалы и методы
На основе анализа практического материала, инженерных расчетов технологического процесса и свойств материалов оборудования.
Ключевые слова
свободный газ, насосное оборудование, низкое забойное давление, низкий коэффициент подачи насоса, хвостовик с удлиненным приемным фильтром
Ь-
i...... 1........1"......... ..............
■^•J*-............ ?........г/—™ ч.»м лтгуггпг:
2-
0-
к ' ' • S '
Для современного периода развития нефтедобывающей промышленности характерны устойчивая тенденция снижения добычи нефти на старых месторождениях, ухудшение структуры извлекаемых запасов, рост запасов трудноизвлекаемой нефти, увеличение количества низкопродуктивных залежей с осложненными геолого-физическими условиями, повышение доли низкопроницаемых коллекторов. Последние, как правило, эксплуатируются с низкими забойными давлениями и низкими коэффициентами подачи насосов из-за отрицательного влияния свободного газа (рис. 1а). Влияние газа в
■
5£ .......|.....................f.....|..........
: ? :
т-1-т-1-1-1-1-Т-1-1-г
1 2
откачиваемой жидкости учитывается коэффициентом наполнения цилиндра насоса. Он равен отношению объема жидкости, поступившей в насос, ко всему объему цилиндра.
В ряде случаев затрубный газ вытесняет динамический уровень к приему насоса и прорывается на прием насоса, срывая подачу. Такой процесс приводит не только к уменьшению добычи нефти, но и к снижению межремонтного периода из-за возможного заклинивания плунжера в цилиндре и другим причинам.
Для снижения вредного влияния свободного газа на работу скважинного штангового насоса применяются следующие способы:
1) увеличение погружения насоса под динамический уровень, что снижает количество свободного газа на приеме насоса;
2) уменьшение «мертвого» пространства под плунжером до приемного клапана [1, 2]:
3) применение насосов специальной конструкции;
4) увеличение длины хода плунжера; при этом снижается доля объема мертвого пространства в объеме, описываемом плунжером;
5) увеличение коэффициента сепарации свободного газа у приема насоса с использованием различных устройств;
6) откачка затрубного газа с помощью поршневого компрессора с приводом от станка-качалки.
1 — спецмуфта
2 — внутренняя труба
3 — наружная труба
4 — заглушка А — отверстия
а) б)
Рис. 1 — Динамограмма работы насоса (скв. 4133) с влиянием свободного газа а) с прорывом газа из затрубного пространства на прием насоса;
б) после установки хвостовика на прием насоса
Fig. 1 — Dynamogram of the pump operation (well No. 4133) with the effect of free gas a) with the breakthrough of gas from the annulus to the pump; b) after installing the shank to receive the pump
Рис. 2 — Схема газового сепаратора на
приеме глубинного насоса Fig. 2 — Scheme of the gas separator at the intake of the deep pump
48
Рис. 3 — Принципиальная схема откачки затрубного газа поршневым компрессором с приводом от станка-качалки Fig. 3 — Schematic diagram of pumping annulus gas with a piston compressor driven by a rocking machine
ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ ОКТЯБРЬ 6 (66) 2018
а)
б)
Рис. 4 — Заводской стандартный и предлагаемый фильтры на приеме ШГН: а) заводской стандартный фильтр (скан заводского документа), б) предлагаемый фильтр скважинный стеклопластиковый, щелевой
диаметр — 73 мм, длина — 2 м Fig. 4 — Factory standard and proposed filters for receiving sucker-rod pump (SRP): a) factory standard filter (factory document scan), b) proposed fiberglass borehole filter, slotted diameter — 73 mm, length — 2 m
Наиболее широкое распространение получил газовый сепаратор [1], состоящий из наружной трубы с перфорированной в верхней части отверстиями, через которые нефть поступает во внутреннюю трубку, открытую в нижней части, и далее к приему насоса. Иногда газовый сепаратор (рис. 2) одновременно используется против мехпримесей, поэтому устройство называется «газопесочный якорь».
Газовый сепаратор на приеме насоса значительно снижает объем свободного газа, попадающего в насос, однако не освобождает от свободного газа при вытеснении динамического уровня до приема насоса. Очевидно также, что указанный сепаратор эффективен при небольших дебитах скважин. Кроме того, сепаратор подвержен вторичным осложнениям в виде солевых, солепарафиновых отложений.
Устьевой компрессор с приводом от станка-качалки (рис. 3) не оправдывает себя из-за малой производительности и непрактичности.
В практических условиях оправдал себя спуск хвостовиков для предупреждения срыва подачи из-за отжатия динамического уровня затрубным газом. Причем длина хвостовика (Нхв) зависит от возможной высоты оттеснения затрубной жидкости и определяется по формуле:
Hv
Рвык/pg — Нпог (м),
— ШГН) важную роль играет также конструкция фильтра на приеме насоса. На рис. 4а показан стандартный заводской фильтр из стального патрубка, длина которого 21 см. Приемный фильтр ШГН, как правило, находится в водной среде, поэтому он быстро подвергается коррозии, отложениям солей и АСПО [4]. Малая длина фильтра не способствует качественной сепарации свободного газа. Поэтому авторы предлагают применять стеклопластиковые фильтры длиной не менее двух метров (рис. 4б), что способствует значительному снижению количества свободного
газа и мехпримесей, попадающих на прием насоса. Это происходит из-за увеличения относительной скорости движения газа по двум причинам.
Первая. За счет снижения скорости восходящего потока жидкости в эксплуатационной колонне. Подъем газожидкостных смесей можно представить, как движение жидкости со скоростью Уж и газа со скоростью Уг [2]. Относительную скорость движения газа Уо получаем как разницу скоростей: Уо = Уг - Уж. Поскольку длина стеклопластико-вого фильтра в десять и более раз длиннее
где Рвык — выкидное давление, Па, р — плотность затрубной нефти, кг/м3, Нпог — глубина погружения насоса под динамичный уровень при отсутствии избыточного давления затрубного газа, м, g — ускорения свободного падения, м/с2.
К примеру, если выкидное давление 2МПа, плотность нефти в затрубном пространстве 860 кг/м3, глубина погружения насоса 100 м, то хвостовик должен иметь длину 132 м.
Однако, при длине стального хвостовика более 50 метров высока вероятность деформации цилиндра и заклинивания плунжера насоса [3]. Поэтому хвостовик спускают из труб меньшего диаметра или из стеклопла-стиковых труб.
При этом надо обратить внимание на конструкцию приемного фильтра. Для снижения вредного влияния свободного газа на работу штангового глубинного насоса (далее
-ч -ч
_4
6
и:
1— зумф
2 — интервал перфорации
3 — эксплуатационная колонна
4 — фильтр
5 —насос
6 — НКТ
7 — штанги
8 — обратный клапан
9 — выкидная линия
10 — отвод из затрубного пространства
Нд — динамический уровень Рз — давление на забое Рв — давление на выкиде
а)
б)
6 г 6
— к —
Рис. 5 — Схема расположения флюидов в скважине: а) работа ШГН без хвостовика до оттеснения газом затрубной нефти. б) работа ШГН с хвостовиком, спущенным до нижних отверстий интервала перфорации. Затрубный газ не попадает на прием насоса. Интервал перфорации в нефтяной среде Fig. 5 — Arrangement of fluids in the well: a) the operation of the SRP without a shank before the gas is ejected by the annular oil. b) the operation of the SRP with a shank run down to the lower holes of the perforation interval. The annulus gas does not enter the pump. Perforation interval in oil environment
Рис. 6 — Схема отвода свободного газа из-под пакера Fig. 6 — Scheme of free gas escape from under the packer
заводского, то и скорость движения жидкости по затрубу в интервале фильтра ниже на такую же величину, а Уо соответственно больше.
Вторая причина заключается в том, что на пузырек газа действует архимедова сила, величина которой равна весу жидкости, вытесненной этим телом. Относительная скорость движения пузырька является функцией не только архимедовой силы, но и силы сопротивления жидкости, препятствующей движению пузырька газа. Сила сопротивления зависит от размера газового пузырька, вязкости жидкости, физических свойств поверхности раздела [5].
Скорость движения малого газового пузырька определяется согласно формуле Стокса:
= 2 г (Рж - Р г) , 0 9 ц
где Я — радиус пузырька, ^ — динамическая вязкость жидкости, рж и рг — плотности жидкости и газа.
В данном случае, в интервале фильтра в скважине пластовая вода с плотностью рж, а вязкость жидкости приближается к вязкости воды, поэтому Уо тоже имеет максимальное значение.
Таким образом, длина фильтра в данном случае способствует лучшей сепарации газа в затрубное пространство и служит как альтернатива газопесочным якорям.
При небольших глубинах скважин, если от насоса до интервала перфорации скважины расстояние составляет не более 200-300 м, предлагается спустить хвостовик из стекло-пластиковых труб до нижних отверстий перфорации (рис. 5б). Стеклопластиковые трубы
в четыре раза легче стальных, поэтому насос не деформируют, кроме того затрубное пространство ниже насоса, включая интервал перфорации, будет находиться в нефтяной среде, что дополнительно снижает забойное давление и гидрофобизирует призабойную зону пласта. При этом ШГН работает с хорошим заполнением (рис. 1б)
Проблемой является накопление свободного газа в подпакерной зоне при одновременно-раздельной добыче нефти из двух объектов. Если нижний насос интенсивно отбирает жидкость и снижает забойное давление значительно ниже давления насыщения, то под пакером накапливается свободный газ, который со временем прорывается на прием насоса, срывая подачу. Чтобы этого не происходило, в ряде случаев устанавливают газоотводную трубку, как показано на рис. 6.
Однако малый диаметр газоотводной трубки не обеспечивает полный отвод свободного газа, и поставленная цель достигается не всегда. Поэтому одним из вариантов является установка обратного клапана на пакере, а сам пакер устанавливают как можно ближе к верхнему насосу. При понижении динамического уровня верхним насосом газ из-под пакера прорывается через обратный клапан в верхний интервал скважины и далее в выкидную линию [6].
Технологическим методом решения этого вопроса является подбор производительности нижнего насоса таким образом, чтобы забойное давление второго объекта было ненамного ниже давления насыщения, чтобы весь выделенный газ мог удаляться насосом. Чаще всего это достигается применением станций управления с частотным регулированием или комплектацией УЭЦН вентильным двигателем.
В целом все известные методы и способы борьбы с вредным влиянием газа могут быть разделены на две группы:
1. Методы, применяемые для предотвращения попадания свободного газа в насос (отделение газа от жидкости на приеме насоса или ниже его).
2. Методы, применяемые для снижения вредного влияния попавшего в насос свободного газа.
В настоящее время для эффективной эксплуатации скважин, продукция которых содержит значительное количество свободного газа, имеется достаточно много технических и технологических приемов, применяемых в практике эксплуатации нефтяных месторождений. Однако подбор и использование того или другого метода производятся не только для конкретного месторождения, но и для конкретной скважины с учетом всех факторов, влияющих на работу насосного оборудования.
Выводы
1. Наиболее рациональным способом защиты насосов от прорыва накопленного затрубного газа является использование хвостовиков.
2. Применение удлиненных фильтров на приеме насоса способствует улучшению сепарации газа и удаление его в затрубное пространство.
3. Подбор и применение методов снижения вредного влияния газа на работу насосного оборудования производятся для каждой конкретной скважины индивидуально.
Литература
1. Гиматудинов Ш.К. Справочная книга по добыче нефти. М: Недра, 1974. 704 с.
2. Гумеров Р.Р. Повышение эффективности эксплуатации штанговых скважинных насосов при добыче газированных нефтей. Уфа, 1996. 118 с.
3. Насыров В.А., Насыров А.М. Совершенствование эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, в осложненных условиях. Ижевск, Парацельс, 2011. 203 с.
4. Документы промысловых испытаний НСН, НСВ в освоении скважин и очистки призабойных зон. НГДУ «Уфанефть». 2001-2003.
5. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти и газа. Москва, РГТУ им. Губкина, 2003. 816 с.
6. Насыров А.М, Борхович С.Ю. Устранение осложнений при нетрадиционных способах добычи нефти // Нефть. Газ. Новации. 2017. №7. С. 42-45.
ENGLISH
OIL PRODUCTION
Reducing the effect of free gas on the operation of pumping equipment
UDC 622.276
Authors:
Svetlana B. Kolesova — Ph.D., associate professor, director; sbk@udsu.ru Amdakh M. Nasyrov — Ph.D., professor; amdakh-nasvrov@rambler.ru Mikhail B. Polozov — Ph.D., associate professor; michael999@inbox.ru
M.S. Gutseriev Institute of Oil and Gas Udmurt State University, Izhevsk, Russian Federation
50 ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ ОКТЯБРЬ 6 (66) 2018
Abstract
In modern conditions, the share of low-yield oil deposits with low-permeability reservoirs increases among the newly introduced fields. Such deposits, as a rule, are exploited with low bottomhole pressures in wells and worsened performance of pumping equipment due to the influence of free gas. Reduction of the negative effect of free gas on the pump is achieved in various ways in each case. One of the optimal methods is the use of shanks with elongated intake filters. The paper describes a number
of other technological and technical methods for reducing the harmful effect of free gas on the operation of pumping equipment.
Materials and methods
Experimental material analysis, engineering calculation of the process and equipment material properties
Keywords
free gas, pumping equipment, low bottomhole pressure, low pump feed rate,
shank with an extended intake filter Results
1. The most rational way to protect pumps from the breakthrough of accumulated annulus gas is the use of shanks.
2. The use of elongated filters at the pump intake contributes to the improvement
of gas separation and removal into the annulus.
3. The selection and application of methods for reducing the harmful effect of gas on the operation of pumping equipment are produced for each specific well individually.
References 3. Nasyrov V.A., Nasyrov A.M. 5. Mishchenko I.T. Skvazhinnaya
1. Gimatudinov Sh.K. Spravochnaya Sovershenstvovanie ekspluatatsii dobycha nefti i gaza [Downhole
kniga po dobyche nefti [Reference skvazhin, oborudovannykh UETsN, oil and gas production]. Moscow,
book on oil production]. Moscow, v oslozhnennykh usloviyakh Gubkin Russian State University,
Nedra, 1974, 154 p. [Improvement of operation of wells 2003, 816 p.
2. Gumerov R.R. Povyshenie effektivnosti equipped with ESP in complicated 6. Nasyrov A.M, Borkhovich S.Yu.
ekspluatatsii shtangovykh skvazhinnykh conditions]. Izhevsk, Paracelsus, Ustranenie oslozhneniy pri
nasosov pri dobyche gazirovannykh 2010, 203 p. netraditsionnykh sposobakh dobychi
neftey [Increase of efficiency of 4. Documents of field trials of NSF, NSW nefti [Elimination of complications
exploitation of sucker-hole pumps in in development of wells and cleaning in non-traditional ways of oil
the extraction of carbonated oils]. Ufa, of bottomhole zones. NGDU Ufaneft. production]. Neft. Gas. Novacii, 2017,
1996, 118 p. 2001-2003. issue 7, pp. 42-45.
МИРОВАЯ ГЕРМЕТИЧНОСТЬ
ЦЕЛОЕ СОЕДИНЯЕТСЯ
НАДЁЖНО -
НАШИМИ УПЛОТНЕНИЯМИ!
НАУЧНО-ПРОИЗВОДСТВЕННАЯ КОМПАНИЯ «ИЛЬМА» РАЗРАБОТЧИК, ПРОИЗВОДИТЕЛЬ И ПОСТАВЩИК УПЛОТНЕНИЙ ДЛЯ РАЗЪЁМНЫХ СОЕДИНЕНИЙ ПРОМЫШЛЕННОГО ОБОРУДОВАНИЯ
ООО«ИЛЬМА»
197343, Россия, Санкт-Петербург Колоняжскйй пр., д. 10, лит. И Тел./факс: +7 (812} 326-60-18 i Lma@ïbna-5eaH п д.сс m www.i Lit a-sealing.com
Система
менеджмента 1—1 ISO 9001:2015 ISO 14001:2015
www.tu v.com ID 91050Б2621
