В настоящее время состояние и развитие нефтяной промышленности характеризуются ростом объемов добычи нефти из кустовых наклонно направленных скважин. В отдельных регионах до 90 % эксплуатационного фонда составляют кустовые скважины.
Разбуривание нефтяных месторождений кустовым методом с ограниченной площади в большинстве случаев оказывается далеко не благоприятным для последующей эксплуатации. В то же время промышленностью освоен выпуск глубинно-насосного оборудования, предназначенного для добычи нефти из индивидуальных скважин. Это приводит к снижению технико-экономических показателей добычи нефти при групповом расположении скважин. Прежде всего это касается
использования громоздкого и металлоемкого приводного оборудования штанговых насосных установок.
В такой ситуации возникает ряд проблем, связанных, с одной стороны, с необходимостью совершенствования технологии эксплуатации установленного на скважинах оборудования, а с другой — с необходимостью создания специальной техники и технологии для кустовых скважин.
Одним из наиболее перспективных направлений в условиях разработки нефтяных месторождений многоскважинными кустами и сложившейся практики обустройства скважин тяжелыми станками-качалками является эксплуатация скважин групповыми приводами.
Идея применения групповых приводов для скважин, эксплуатируемых штанговыми насосами, относится к 30-м годам. В эти годы в Азербайджане использовался централизованный привод на 20-30 скважин, связь которого со скважинным оборудованием осуществлялась механическими тягами.
Условия применения приводов подобного типа состояли в следующем:
незначительные расстояния между скважинами;
небольшая высота подъема жидкости.
Специалисты того времени были убеждены, что эксплуатация скважин индивидуальной установкой по сравнению с центральной групповой требует больших затрат на энергию, оборудование и обслуживание, поэтому ее следует применять лишь в тех случаях, когда скважина большой глубины, значительной производительности, в добываемой продукции содержится песок и объект разрабатывается с применением редкой сетки скважин. При отсутствии перечисленных осложняющих эксплуатацию факторов наиболее целесообразно применение группового привода.
В тот период использовались так называемые центральные групповые приводы, которыми эксплуатировались до 20-30 скважин в зависимости от их глубин, разработанные зарубежными фирмами.
Однако применение в этих приводах множества «полевых тяг», подвесных приспособлений и т.д., сложность в уравновешивании привели к отказу от них.
Открытие новых месторождений с большими глубинами залегания продуктивных пластов и их высокой продуктивностью, а также внедрение новых систем разработки, предусматривающих значительные расстояния между скважинами, потребовали использования индивидуальных приводов для каждой скважины.
Интерес к групповым приводам возник вновь при кустовом строительстве скважин, когда расстояния между скважинами позволяют реализовать известную идею, но с новыми техническими решениями.
В 60-х годах с началом бурения двухствольных скважин Институтом геологии и разработки горных ископаемых (ИГ и РГИ) на базе серийного станка-качалки СКНЗ-1515 был разработан привод СКНЗ-1515х2 для двухствольной скважины, а затем и ряд их модификаций для двух скважин, расположенных на расстоянии длины балансира; для четырех скважин; далее групповые приводы с использованием гибкой связи.
Однако всем перечисленным групповым приводам присущи следующие характерные недостатки:
остановка приводного устройства для спускоподъемных операций;
установка строго фиксированного расстояния между устьями скважин при разбуривании скважин;
невозможность эксплуатации одной скважины в период простоя другой;
необходимость обеспечения одного и того же режима эксплуатации спаренных скважин;
невозможность индивидуального регулирования режима работы спаренных скважин.
Из-за отмеченных недостатков известные групповые приводы не нашли широкого применения, и в настоящее время практически на всех месторождениях используются индивидуальные приводы.
На месторождениях ОАО «Оренбургнефть» накоплен большой опыт эксплуатации малодебитных скважин, который позволил выявить закономерности влияния основных геолого-физических характеристик скважины и пласта на эффективность использования станков-качалок.
Для статистического анализа были собраны и проанализированы данные по 397 скважинам НГДУ «Бузулукнефть» в течение длительного времени.
Обработка данных показала, что наработка на отказ станков-качалок как по типоразмерам, так и по условиям их работы изменяется в самых широких пределах. Например, средняя наработка на отказ станков-качалок СК-8 составляет 533, а СК-12 - 1620 сут. Средняя наработка СК по ЦДНГ № 1 990 сут, а по ЦДНГ № 5 всего 275 сут. Подобное положение объясняется тем, что загрузка станков-качалок как по глубине подвесок, так и по диаметрам насосов не соответствует их грузоподъемности.
Установлено, что на надежность работы и количество потребляемой энергии ШСНУ существенное влияние оказывает степень уравновешенности станка-качалки.
Наклонно направленный характер профиля кустовых скважин существенно увеличивает трение колонны штанг и в сочетании с образованием высоковязких эмульсий вызывает дополнительные энергетические потери в приводе установки. Это, естественно, приводит к возрастанию коэффициента асимметрии цикла нагружения привода и увеличению энергоемкости уравновешивающих контргрузов.
Кустовое расположение скважин и их наклонно направленный характер профиля ствола предъявляют специфические требования к технике эксплуатации скважин. Ввиду отсутствия промышленно освоенных образцов специальной техники возникает необходимость организации производства новых, менее материалоемких, с улучшенными энергетическими показателями станков-качалок. Этим требованиям отвечают групповые приводы.
При этом желательно простое конструктивное решение, которое можно было бы реализовать силами НГДУ.
Применение группового привода позволяет не только сократить потребность в станках-качалках, но и уменьшить металлоемкость и повысить КПД привода. Идея эксплуатации двух скважин одним станком-качалкой реализуется в простом конструктивном решении, содержащем известные и широко применяемые в промысловой практике устройства - канатные подвески, блоки и сварные конструкции.
При использовании группового привода увеличивается долговечность устьевых сальников, так как применение шкивов на крайних опорах вместо головки балансира позволяет более точно центрировать точки подвеса штанг с осью скважины. Это преимущество имеет немаловажное значение при существующей экологической обстановке на промыслах.
Как показали исследования, выполненные в БашНИПИнефти и УГНТУ, экономия металла при замене индивидуального привода на групповой составляет до 3 т на одну скважину [123, 162, 163, 165]. Потребность в электрооборудовании и средствах управления на скважину уменьшается в 2 раза. Надежность работы станка-качалки возрастает за счет снижения максимальной нагрузки на головку балансира.
Известен групповой привод штанговых скважинных насосов, включающий балансирный станок-качалку с уравновешивающим грузом, направляющие шкивы, установленные на стойках с основанием, две канатные подвески (а.с. 1635651). Недостатком
данного группового привода является низкий энергетический показатель работы станка-качалки при эксплуатации двух скважин с близкими технологическими параметрами. Последнее объясняется тем, что на головку балансира будут действовать две силы, близкие по значению и приложенные в точках крепления подвесок. Роторное и балансирное уравновешивания станка-качалки возможны при приложении только растягивающей силы, действующей на головку балансира снизу. Для обеспечения работоспособности данной конструкции минимальная нагрузка в одной скважине должна превышать максимальную в другой, т.е. минимальная нагрузка в скважинном оборудовании, подвешенном снизу, должна превышать максимальную нагрузку на полированный шток скважинного оборудования, подвешенного сверху [165].
Недостатком данного способа является возможность его применения только на близкорасположенных скважинах.
,4
У/////// У/////// У///////
Рис. 2.21. Кинематическая схема привода для эксплуатации двух скважин одним станком-качалкой:
1,11- скважины с СШН; 2, 10 - контргрузы; 3, 4, 7, 9 - шкивы; 5,6-канатные подвески; 8 - балансирный станок-качалка
С учетом перечисленных недостатков предложенных групповых приводов для кустовых скважин рекомендована [123]
установка, включающая серийно выпускаемый станок-качалку и широко применяемые в промысловой практике устройства. Установка позволяет эксплуатировать скважинные штанговые насосы, установленные в двух скважинах с произвольным расстоянием между устьями.
На рис. 2.21 приведена кинематическая схема установки для эксплуатации двух скважин одним станком-качалкой.
Для расчета дебита совместно эксплуатируемых и объединенных общим приводом двух скважин рассмотрим систему уравнений:
Kiipni - Pel) = «iOti;
(2.128)
К2(рп2 ~ Pa) = ос2От2,
где К\ ш К2 - коэффициенты продуктивности скважин; ри\, ри2, рс\, рС2 - соответственно пластовые и забойные давления; oci, а2 -коэффициенты подачи ШГН; QT\, Qt2 - условно-теоретические производительности ШГН. Индексы 1 и 2 обозначают принадлежность соответствующих параметров к первой и второй скважинам.
Система уравнений (2.128) для ожидаемых дебитов скважин, если забойные давления выразить через напор столба газожидкостной смеси между забоем скважин и приемом насосов, запишется в виде
001 = ^lbni - Рсм1#(#1 ~ Lsi) - p
(2.129)
002 =
где pCMi, рсм2 - плотность газожидкостной смеси в интервале от забоя скважины до приема насоса; д - ускорение свободного падения; Qoi> Q02 - ожидаемые дебиты скважин в поверхностных условиях; Н\, Н2 - глубины скважин; Lh1, Lh2 -глубины спуска ШГН; pnpi, pnp2 ~ давление на приеме насосов.
Далее по известной зависимости можно рассчитать соответствующие скорости откачки
(2.130)
где 5ni, Su2 - длины ходов плунжера; щ, п2 - число двойных ходов плунжера; d\, d2 - диаметры насосов.
Конструктивные особенности установки не позволяют использовать теорию уравновешивания для индивидуальных балансирных станков-качалок, что связано с возможной потерей
устойчивости балансира опоры при действии в определенных условиях значительных усилий на его головку со стороны верхнего механизма крепления каната.
Необходимым условием, гарантирующим надежную работу станка-качалки при эксплуатации двух штанговых насосов, является выполнение неравенства
Т2>Т !> О,
где Т\, Т2 - усилия натяжения канатов со стороны соответственно верхнего и нижнего механизмов крепления (см. рис. 2.21).
Область допускаемых значений дополнительных уравновешивающих контргрузов, обозначенных соответственно G\ и G2, можно описать неравенствами
JO<G1<Y, (2131)
[G2 <CGl -(3,
где С = (д - а)/(д + а); р = G{ - CG2; у = CGX; G{ = Gx + Gxu G2 = G2 + G2m; здесь G\, G2 - вес колонны штанг в жидкости соответственно для первой и второй скважины; Gm\ и Gm2 ~ вес жидкости, действующей на плунжер насоса соответственно первой и второй скважины; Т\, Т2 - усилие соответственно в верхнем и нижнем узле крепления каната к головке балансира; С - ускорение элементов привода.
Решением системы уравнений (2.131), определяющим область допускаемых значений Ь\ш G2, является условие Р/С < у, при Р/С > у обеспечить нормальную эксплуатацию станка-качалки невозможно.
Для оценки влияния горно-геологических и технологических факторов на эффективность использования станка-качалки для привода штанговых глубинных насосов, установленных в двух скважинах, была спроектирована и изготовлена опытно-промышленная установка (рис. 2.22).
Установка работает следующим образом. Посредством канатных подвесок 6 и 18, направляющих шкивов 8, 13, 15, 17 и механизмов крепления 11 п 12 устьевые штоки 5 и 19 колонн штанг соединяют с головкой балансира 4 станка-качалки 3. При этом скважину, в которой нагрузка в точке подвеса штанг больше, подключают через канатную подвеску 18 и направляющие шкивы 13 и 17 к нижнему механизму крепления 12 головки балансира 4 станка-качалки 3. Скважина с меньшей нагрузкой в точке подвеса штанг подключается к верхнему механизму крепления //. При этом уравновешивание станка-качалки 3 обеспечивает кривошипный уравновешивающий груз
2. При ходе переднего плеча балансира вниз устьевой шток 19 более нагруженной скважины совершает ход вниз, а устьевой шток 5 менее нагруженной скважины - вверх.
В случае изменения технологических параметров, когда более нагруженной окажется другая скважина, перемещением шкивов 15 и 13 относительно головки балансира 4 станка-качалки 3 изменяется порядок крепления устьевых подвесок 6 и 18. Таким образом, канатная подвеска 6 соединяется с нижним 12 механизмом крепления через шкив 13, а подвеска 18 - с верхним / / механизмом крепления через шкив 15.
Как уже отмечалось, надежная работа станка-качалки
возможна при условии действия растягивающей нагрузки на
головку балансира снизу. При эксплуатации скважин с близкими
технологическими параметрами нагрузки, действующие на
устьевые штоки 5 и 19, примерно одинаковые. Поэтому
одинаковые нагрузки действуют на головку балансира 4 как со
стороны верхнего //, так и со стороны нижнего 12 механизма
|
подвески,
Рис. 2.22. Схема опытно-промышленной установки для эксплуатации СШН в двух скважинах-
£К; 2 - Я»авновашшающий груз; 3 - станок-качалка; 4 - балансир; 5, 19 - устьевые штоки; б'18 - канатные 16 - стоики; S, 13, 15, 17 - шкивы направляющие; 9 - гибкие связи контргрузов; /0, 20 - контргрузы; //, /2-механизмы крепления; 14 - основание дополнительной опоры
натных подвесок 6 и 18. При этом уравновешивание станка-качалки 3 грузом 2, установленным на кривошипе, не обеспечивается. Для достижения большей нагрузки на головку балансира 4 станка-качалки 3 со стороны нижнего 12 механизма крепления канатной подвески к устьевым штокам 5 и 19 посредством гибкой связи 9 крепятся дополнительные уравновешивающие контргрузы 10 и 20 соответствующего значения. При этом режим работы станка-качалки с точки зрения его уравновешивания становится соответствующим заданному. Изменением веса контргрузов 10 и 20 при любых условиях можно обеспечить превышение нагрузки в одной из скважин.
Привод допускает возможность эксплуатации одной скважины, присоединяя устьевой шток через канатную подвеску и направляющий шкив 13 к нижнему 12 механизму крепления головки балансира. Для проведения ремонтных работ шкивы 8 и 17 допускают возможность поворота относительно вертикальной оси.
Для обеспечения работоспособности конструкции группового привода минимальная нагрузка в одной скважине, как отмечалось выше, должна превышать максимальную в другой. Поэтому схема предусматривает дополнительные устьевые контргрузы. При этом направляющие шкивы группового привода размещаются на одной стойке попарно. Первая пара шкивов связана с головкой балансира СК канатной подвеской, а шкивы выполнены двухручьевыми и допускают перемещение вдоль стойки относительно головки балансира. Это дает возможность закрепления канатной подвески при большой нагрузке в нижней точке балансира.
Другая пара четырехручьевых шкивов монтируется стационарно у устьев скважин, это позволяет соединить канатные подвески гибкой связью с уравновешивающими грузами.
Изменением массы грузов можно обеспечить превышение минимальной нагрузки в одной скважине над максимальной в другой. Привод допускает эксплуатацию одной скважины, присоединяя полированный шток через канатную подвеску и направляющий шкив к нижнему механизму крепления головки балансира.
Для эксплуатации скважин с расстоянием между устьями 5-13 м разработана конструкция установки с уменьшенным расстоянием между внутренними стойками вспомогательной рамы, предусматривающая крепление двухручьевых шкивов непосредственно на стойках. Регулировку расстояния между
осями четырехручьевых шкивов производят изменением длины горизонтальной тяги.
Положительный эффект при применении описанных приводов достигается за счет снижения затрат на монтаж дополнительного индивидуального привода и его эксплуатацию.
Опытно-промышленная установка для эксплуатации штанговых глубинных насосов, установленных в двух скважинах, была смонтирована на Бобровском месторождении НГДУ «Бузулукнефть». Использовался станок-качалка 7СК-8. Скв. 1002 эксплуатировалась насосом типа НВ1 диаметром 29 мм, спущенным на штангах диаметром 19 мм на глубину 1184 м. В скв. 1036 на колонне штанг диаметром 22 и 19 мм был установлен насос типа НН2 диаметром 44 мм, глубина спуска которого составляла 1248 м. В обеих скважинах применяли НКТ диаметром 73 мм. Режим откачки обеспечивался длиной хода головки балансира станка-качалки 1,7 м и числом качаний 5 м в минуту. В период эксплуатации средний дебит скважин изменялся от 10 до 15 м3/сут (скв. 1002) и от 11 до 19 м3/сут (скв. 1036).
В последующем были смонтированы и успешно эксплуатируются такие приводы на скв. 1012 и 1028 НГДУ « Бузулукнефть».
По результатам испытаний установлено, что при правильном подборе технологических режимов работы скважин достигается уменьшение суммарных максимальных и амплитудных нагрузок на головку балансира СК.
Имеется положительный опыт эксплуатации двух скважин, оборудованных СШН, одним станком-качалкой на Туймазинском, Арланском и других месторождениях [165].
Комментариев нет:
Отправить комментарий