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
