Лабораторная работа № 1. Дисциплина «Основы разработки нефтяных и газовых месторождений» Исследование работы отдельных элементов установки скважинного штангового насоса Цель работы: - закрепление полученных на лекциях знаний по устройству и работе оборудования для добычи нефти скважинным насосом; - приобретение навыков работы с оборудованием и определение режима работы оборудования, расчет основных параметров работы насоса. Контрольные вопросы: 1. Принцип действия штангового скважинного насоса. Скважинные штанговые насосы (СШН) представляют собой вертикальную конструкцию одинарного действия с шариковыми клапанами, неподвижным цилиндром и металлическим плунжером. Предназначены для откачки из нефтяных скважин жидкости, имеющей следующие показатели: температуру не более 403º К, обводненность не более 99% по объему, вязкость не более 0,3 Па с, минерализацию воды до 10 г/л, содержание механических примесей до 35 г/л, объемное содержание свободного газа на приеме насоса не более 25%, сероводорода не более 50 мг/л и концентрацию ионов водорода рН = 4,2 – 8 Рис. 1 Устройство погружного штангового насоса 1 Принцип действия погружного штангового насоса следующий. При ходе поршня 3 в цилиндре 6 в вверх открывается шариковый клапан 1 и закрывается шариковый клапан 2, что обеспечивает поступление жидкости в цилиндр насоса, а также подъем жидкости на поверхность. При ходе поршня вниз закрывается клапан 1 и открывается клапан 2. Происходит перетечка жидкости в надпоршневое пространство. Далее все повторяется. 2. Отличие вставного штангового скважинного насоса от невставного. Штанговые насосы бывают вставные (НСВ) и невставные (НСН), чаще применяемые для добычи парафинистой нефти. Вставные ШГН спускают в скважину в собранном виде: - в скважину на НКТ спускается специальное замковое приспособление, - насос на штангах спускают в уже спущенные НКТ, что позволяет менять насос без операции спуска-подъема труб. Невставные насосы спускают в полуразобранном виде: - на НКТ спускают цилиндр насоса; - на штангах спускают плунжер с обратным клапаном, что требует спуск-подъем при замене насоса. 3. Достоинства и недостатки добычи нефти штанговым скважинным насосом. ШГН используются для подъема жидких сред из скважин с больших глубин. Это объемные машины, что определяет их свойства — жесткость характеристики, относительно небольшие величины подачи, независимость от подачи давления. Если говорить подробнее, глубинные штанговые насосы имеют достаточно длинный спектр преимуществ перед другими типами насосных устройств — это: - высокий КПД; 2 - возможность использования двигателей разного типа; - простота техобслуживания и ремонта, в большинстве случаев обслуживающие и ремонтные работы возможны в полевых условиях. Особенно просты в обслуживании и ремонте вставные штанговые насосы, гильза и плунжер которых размещаются внутри колонны скважины — извлечь их можно без необходимости демонтажа колонны труб; - возможность обслуживать пескопроявляющие скважины, перекачивать нефть с газовой составляющей и большим количеством нефтяного воска. Не обошлось и без минусов. Глубинные штанговые насосы не могут использоваться в искривленных, горизонтальных скважинах, с осторожностью их применяют в глубоких шахтах — чем более глубокой будет скважина, тем выше риск обрыва штанг. Сфера применения — откачивание жидких сред из глубоких скважин. ШГН — наиболее востребованное оборудование при откачивании нефти: примерно 70% нефтеносных скважин, действующих сегодня, обслуживаются штанговыми насосами. Остальные 30% эксплуатируются через фонтанный подъем нефти за счет пластовой энергии (фонтанирование может быть естественными из-за давления в пласте или искусственным — за счет закачки жидкости или газа в скважину), или газлифтный подъем (если для подъема жидкости не хватает импульса, в скважину с поверхности закачивают недостающее количество газа). 4. Как влияет газ на производительность насоса. Нефтяной газ выполняет работу по подъему жидкости с забоя на поверхность. Однако значительное количество сводного газа на приеме насоса приводит к уменьшению коэффициента наполнения насоса вплоть до срыва подачи. Срыв подачи продолжается от нескольких минут до десятков минут, за исключением случаев, когда перепуск газа из затрубного пространства в 3 нефтесборный трубопровод не осуществляется на устье. Затем подача возобновляется – до нового срыва. Известно несколько методов борьбы с вредным влиянием свободного газа на работу насосов. Уменьшения доли вредного пространства можно добиться повышением коэффициента наполнения насоса. При отсутствии влияния вредного пространства работа насоса устойчива при любом, даже самом низком коэффициенте наполнения. Это достигается увеличением длины хода плунжера либо одновременным увеличением длины хода плунжера при одновременном уменьшении диаметра насоса. Основной метод борьбы – уменьшение газосодержания в жидкости, поступающей в насос. При увеличении погружения насоса под динамический уровень увеличивается давление на приеме и, как следствие, уменьшается объем свободного газа за счет сжатия и тем больше газа будет растворено в нефти. Если давление на приеме насоса больше давления насыщения нефти газом, то свободный газ на приеме насоса отсутствует, т.е. вредное влияние газа прекращается. При нормальной работе погружение под уровень жидкости составляет 20–50 м, при наличии свободного – его увеличивают до 230–350 м. 5. Что понимается под дебитом скважины. Деби́т (фр. debit — сбыт, расход) — объём жидкости (воды, нефти) или газа, стабильно поступающий из некоторого естественного или искусственного источника в единицу времени. Дебит является скважины, трубы, интегральной колодца характеристикой источника (буровой и т. п.), определяющей его способность генерировать продукт, при заданном режиме эксплуатации, зависящей от его 4 связей с прилегающими нефте-, газо- или водоносными слоями, истощения этих слоёв, а также сезонных колебаний (для грунтовых вод). Дебит жидкости выражается в л/с или м³/с, м³/ч, м³/сут; газа — в м³/сут. Деби́т сква́жины — объём продукции, добываемой из скважины за единицу времени (секунду, сутки, час и др.). Может характеризовать добычу нефти, газа, газоконденсата, воды. Дебит нефтяных скважин измеряется в кубических метрах либо тоннах в единицу времени (м³/час, м³/сутки). Дебит газовых скважин измеряется в тысячах кубических метров в единицу времени (тыс. м³/час, тыс. м³/сутки). Дебит газоконденсатных скважин измеряется в тоннах в единицу времени (тонн/час, тонн/сутки). Дебит водных скважин измеряется в кубических метрах в единицу времени (м³/с, м³/час, м³/сутки). 6. Что понимается под системой разработки. Под системой разработки месторождения понимают совокупность технологических и технических мероприятий, обеспечивающих извлечение нефти, газа, конденсата и попутных компонентов из пластов и управление этим процессом. В зависимости от количества, мощности, типов и фильтрационной характеристики коллекторов, глубины залегания каждого из продуктивных пластов, степени их гидродинамической сообщаемости и т.д. система разработки месторождения может предусматривать выделение в его геологическом разрезе одного, двух и более объектов разработки (эксплуатационных объектов). При выделении на месторождении двух или более объектов для каждого из них обосновывается своя рациональная система разработки. Будучи увязанными между собой, 5 системы разработки отдельных эксплуатационных объектов составляют рациональную систему разработки месторождения в целом. Рациональной называют систему разработки, которая обеспечивает потребности страны в нефти (газе) и возможно более полное извлечение из пластов нефти, газа, конденсата и полезных попутных компонентов при наименьших затратах. Рациональная система разработки должна предусматривать соблюдение правил охраны недр и окружающей среды, полный учет всех природных, производственных и экономических особенностей района, рациональное использование природной энергии залежей, применение при необходимости методов искусственного воздействия на пласт. 7. Как классифицируются системы разработки по геометрической форме. Имеется еще ряд параметров, характеризующих системы разработки нефтяных месторождений с точки зрения геометрии расположения скважин, таких, как расстояния между рядами Рис. 2 - Расположение скважин по четырех- (а) и трехточечной (б) сеткам: 1 - условный контур нефтеносности; 2 - добывающие скважины 6 Рис. 3 - Расположение скважин с учетом водо- и газонефтяного разделов: 1 - внешний контур нефтеносности; 2 - внутренний контур нефтеносности; 3 - добывающие скважины; 4 - внешний контур газоносности; 5 - внутренний контур газоносности скважин, между скважинами в рядах и т.д. Об этих параметрах будет сказано ниже. Применяют следующую классификацию систем разработки нефтяных месторождений по двум указанным выше признакам. 1. Системы разработки при отсутствии воздействия на пласты. Если предполагается, что нефтяное месторождение будет разрабатываться в основной период при режиме растворенного газа, для которого характерно незначительное перемещение водонефтяного раздела, т.е. при слабой активности законтурных вод, то применяют равномерное, геометрически правильное расположение скважин по четырех- (рис. 2, а) или трехточечной (рис. 2, б), сетке. В тех же случаях, когда предполагается определенное перемещение водонефтяного и газонефтяного разделов, скважины располагают с учетом положения этих разделов (рис. 3). Параметр плотности сетки скважин Sc, может изменяться в очень широких пределах для систем разработки без воздействия на пласт. Так, при 7 разработке месторождений высоковязких нефтей (вязкостью в несколько тысяч 10-3 Па • с) он может составлять 1-2 • 104 м2 / скв. Нефтяные месторождения с низкопроницаемыми коллекторами (сотые доли мкм2) разрабатывают при Sc = 10 ÷ 20 • 104 м2/скв. Конечно, разработка как месторождений высоковязких нефтей, так и месторождений с низкопроницаемыми коллекторами при указанных значениях Sc может быть экономически целесообразной при значительных толщинах пластов, т.е. при высоких значениях параметра А.П. Крылова или при небольших глубинах залегания разрабатываемых пластов, т.е. при небольшой стоимости скважин. Для разработки обычных коллекторов Sc= 25 ÷ 64 • 104 м2 / скв. При разработке месторождений с высокопродуктивными трещиноватыми коллекторами Sc может быть равен 70 -100 • 104 м2 / скв. и более. Параметр Nкр также изменяется в довольно широких пределах. В некоторых случаях он может быть равен одному или нескольким десяткам тысяч тонн нефти на скважину, в других -доходить до миллиона тонн нефти на скважину. Для равномерной сетки скважин средние расстояния l между скважинами (см. рис. 36) вычисляют по следующей формуле: l=Sc1/2, где l - в м, а Sc - в м2 / скв. Данную формулу можно использовать для вычисления средних условных расстояний между скважинами при любых схемах их расположения. Для систем разработки нефтяных месторождений без воздействия на пласт параметр со, естественно, равен нулю, а параметр ω может составлять 0,1 - 0,2, хотя резервные скважины в основном предусматривают для систем с воздействием на нефтяные пласты. 8
