ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН УСТАНОВКАМИ СТРУЙНЫХ НАСОСОВ

Применение установок струйных насосов впервые было начато на нефтяных месторождениях США в 40-х годах. К 1975 г. в скважинах уже работало около 200 струйных насосов с глубиной спуска в диапазоне от 580 до 2900 м и добычей жидкости от 33 до 160 м³/сут. В настоящее время фирмы США применяют струйные насосы при опробовании пластов и освоении скважин (фирма "Trico Industries"), при добыче нефти с высоким газовым фактором и механическими примесями (фирма "Dresser Industries"), при эксплуатации горизонтальных скважин и добыче тяжелых нефтей на морских месторождениях (фирмы "Jet Production Systems", "КОБЕ", "National Oil Well", "Guiberson") и для очистки скважин от песчаных пробок (фирма "Nowsco").

Установки струйных насосов также хорошо зарекомендовали себя при эксплуатации отдаленных месторождений, где отсутствуют дороги, линии энергопередач и возможности осуществления бескомпрессорного газлифта. В этом случае приводом силовых наземных насосов служат газовые двигатели, работающие на попутном газе, поступающем из эксплуатируемых скважин.

Наземное оборудование импортных струйных установок выпускается как для одной скважины (индивидуальный привод), так и для группы (куста) скважин (групповой привод) и содержит, как правило, блок силовых насосов, емкость для рабочей жидкости и гидроциклонный аппарат для очистки рабочей жидкости от механических примесей. Сепарация газа из добываемой жидкости происходит либо в специальной емкости (установка "Econodraulic" фирмы "Dresser Industries"), либо в емкости, совмещающей функции газосепаратора и хранилища рабочей жидкости (установка "Tricodraulic"). В последнем случае в компоновку наземного оборудования входит поднапорный насос, который производит рециркуляцию очищенной рабочей жидкости через гидроциклон.

Погружное оборудование содержит стационарный или вставной струйный насос, однорядную колонну труб с пакером или двухрядный лифт (с параллельной или концентричной подвеской труб).

Применение струйных насосов в нефтяной промышленности б. СССР началось в 1958 г. в Азербайджане. В основном эти насосы использовались для промывки скважин от песчаных пробок. В 1968 г. в б. МИНХ и ГП им. И.М. Губкина была разработана установка УЭЦН — УСН, предназначенная для повышения эффективности и оптимизации подъема жидкости за счет максимального использования энергии газа. В институте были разработаны установки для форсированного отбора жидкости, а также струйные насосные установки с наземным приводом для подъема жидкости из скважин в осложненных условиях эксплуатации (низкие динамические уровни, высокий газовый фактор, наличие механических примесей в добываемой жидкости, гидратообразование). Первые образцы таких насосов были установлены в скважинах в 1969 г. на промыслах Западной Сибири в НГДУ "Шаимнефть".

В настоящее время разработкой, испытанием и промышленным внедрением насоса данного типа занимаются отечественные фирмы (ОКБ БН, "НАМ и К⁰", "СОНТЕКС" и др.). В качестве примера ниже приведены технические характеристики отечественных УСН и условия их эксплуатации.

Установка струйных насосов ЗАО "НАМ и К⁰"

Производительность, м³/сут…………………………………………………….. До 300

Давление рабочей жидкости, МПа…………………………………………….. До 20

Давление на выкиде из насоса, МПа…………………………………………… 10-26

Коэффициент подмешивания……………………………………………………… 0,2-1,2

Рабочая жидкость…………………………………………………………. Нефть, вода,

водонефтяная смесь

Максимальная температура, °С………………………………………………….. 140

Диаметр НКТ, мм………………………………………………………………………. 73

Диаметр скважины, мм………………………………………………………………. 146, 168

Диаметр насоса, мм……………………………………………………………………. 107

Масса без пакера, кг…………………………………………………………………….. 50

Длина с пакером, мм…………………………………………………………………….. 3900

Срок службы, лет, не менее……………………………………………………………. 8

Средняя продолжительность смены струйного аппарата, ч,

не более…………………………………………………………………………………………. 3

Внутренний диаметр, мм:

сменной насадки………………………………………………………………………….. 2-6

сменной камеры смешения………………………………………………………….. 3—8

Установка струйных насосов ОКБ БН

Диаметр насоса, мм………………………………………………………………………….. 90

Глубина спуска, м…………………………………………………………………………….. До 1000

Расход рабочей жидкости, л/с……………………………………………………………. 1,6-1,85

Давление рабочей жидкости, МПа………………………………………………………. 8-17

Рабочая жидкость……………………………………………………………… Нефть, вода

Давление рабочей жидкости у сопла, МПа………………………………….. 4-9

Оптимальное значение подпора инжектируемой жидкости

от давления рабочей жидкости у сопла, % ………………………………….. 7,5

Коэффициент инжекции………………………………………………………………. 0,56-0,64

Отношение давлений (струйного и поверхностного насосов) 0,498

КПД, % ………………………………………………………………………………………. 30,8-31,8

Установки струйных насосов обладают рядом существенных преимуществ по сравнению с другими способами эксплуатации:

простота и компактность скважинного оборудования;

отсутствие движущихся частей, кабеля и насосных штанг;

высокая надежность скважинного оборудования, большой меж­ремонтный период работы;

простота регулирования отбора продукции скважины;

замена насоса без подземного ремонта;

подача в скважину необходимых реагентов и тепловой энергии с рабочей жидкостью;

доступ на забой без подъема скважинного оборудования;

создание требуемых депрессий на пласт;

проведение гидродинамических исследований в скважине и оптимизация отбора жидкости;

добыча нефти из малодебитных скважин — менее 10 м³/сут. (Сравнительные данные граничных условий применения различных способов эксплуатации и преимущества УСН приведены в табл. 4.12.);

минимальные затраты на подъем жидкости при дебитах до 150 м³/сут;

эксплуатация скважин в осложненных условиях (высокая температура, высокий газовый фактор, высокое давление насыщения нефти газом, большая вязкость откачиваемой продукции, большая глубина, соле- и парафиноотложения, высокое содержание песка, низкая проницаемость коллектора, нестабильный приток жидкости из пласта, большая кривизна скважины вплоть до горизонтали).

Таблица 4.12

Сравнительные данные граничных условий применения различных способов

эксплуатации скважин с дебитами менее 10 м³/сут

	Граничные условия — максимальные
Способ эксплуа-	производител	глубина	содержание	газосодержан	Потребляе-	Наработка	Приме1
тации, насос	ьность,	спуска, м	мехпримесей,	ие, %	мая мощ-	на отказ, сут
	мЗ/сут		г/л		ность, кВт
УЭЦН5-20-1700	10	1800	0,10	25	16	150	В случае газос<
							возможно при]у
							скважинах с bi
							газосодержани
НСВ-2Б-32	4	1500	0,13	10	32	120	Низкая нарабо
							Большое колич
							ремонтов
УЭДН5-4-17	4	1600	2,0	25	2,5	180	Не предусмотр
							ность промывк
							НКТ от АСПО
							повышении прс
							скважины нево
							применение вы
							ного насоса из-
							напора
УСН	От 1 до 400	5000	10,0	80	10-20	1900	Большой диаш
							рования дебита
							насоса. Болыш
							скважин. Уско
							СПО насоса
УГПН	10	5000	0,1	Не	8-16	1800	Отечественных
				допускается

31

Есть и отрицательные стороны при применении струйных насосов: высокая цена оборудования (в 2,2 раза дороже, чем ШСНУ, и в 1,5, чем УЭЦН, при прочих равных условиях); необходимость привлечения для обслуживания персонала высокой квалификации.

Принцип работы всех УСН заключается в следующем. Рабочая жидкость под высоким давлением подается в сопло и истекает с высокой скоростью (до 300 м/с). При этом создается область разрежения и добываемая жидкость через горловину всасывается в диффузор. Диаметр диффузора в несколько раз (4-6) больше диаметра сопла, и поэтому скорость жидкости быстро падает. Происходит обратный процесс перехода кинетической энергии жидкости в потенциальную энергию ее подъема на поверхность.

Струйный насос имеет рабочие характеристики, подобные характеристикам электропогружного насоса. На рис. 4.9 приве­ден пример таких характеристик, которые зависят от давления в сопле.

При заданном размере сопла различным размерам горловины
соответствуют разные характеристики. Обычно

характеристические кривые довольно пологие, особенно при большом диаметре горловины, что говорит о высокой зависимости между подачей струйного насоса и давлением на приеме или выкиде. Поскольку

Рис. 4.9. Рабочие

характеристики струй­ного насоса (давление всасывания 3,4 МПа, размер сопла 0,0052 см², расход через сопло 97 м³/сут при давлении 27,6 МПа и 127 м³/сут при давлении

41,4 МПа):

/ — площадь кольцевого сечения i?=0,38, давление нагнетания р_н = 41,6 МПа; 2 — Я=0,38, р_н=27,6 МПа; 3-Я = 0,18, р_н=41,6 Па;

4- R =0,18, р_н=27,6

Подача, м³/сут 400

 

 

 

давление зависит от плотности и вязкости жидкостей и от присутствия газа, расчет работы насоса сложен и требует численного решения.

Разработка конструкций струйных насосов идет по пути размещения силовых агрегатов в скважине (погружные агрегаты) и на поверхности. Применение погружных агрегатов ведет к уменьшению габаритов установки, снижению ее металлоемкости, повышению КПД. Однако помещение агрегата на устье создает лучшие условия для контроля и регулирования, а также для использования давления столба жидкости в скважине в качестве части рабочего давления. Этим и объясняется тот факт, что преимущественное распространение получили установки с наземными силовыми агрегатами.

На рис. 4.10 приведены конструкции подземной части оборудования струйных насосов. Все они имеют сходное устройство, включающее кожух струйного насоса 3, сопло 4, всасывающие окна 6, специальную муфту 7, колонну насосно-компрессорных труб 2. Различаются установки схемой подачи силовой жидкости: в схеме а она подается по колонне насосно-компрессорных труб и поднимается вместе с добываемой жидкостью по затрубному пространству; в схеме б силовая жидкость подается по эксплуатационной колонне и поднимается по колонне НКТ; в схеме в спущена вторая колонна НКТ, и силовая жидкость подается по кольцевому пространству, образованному двумя колоннами труб, а поднимается по центральной колонне.

Все схемы имеют определенные достоинства и недостатки: подъем жидкости по эксплуатационной колонне может привести к ее запарафированию (при добыче высокопарафинистых нефтей), коррозионному и эрозионному ее разрушению; подача силовой жидкости по эксплуатационной колонне может вызвать разрушения последней вследствие создания критических давлений; схемы а и б предполагают применение пакера, монтаж и демонтаж которого часто бывает затруднен; применение дополнительной колонны НКТ (схема в) резко увеличивает

Рис. 4.10. Установки струйных насосов с использованием поверхностного силового привода при компоновке:

а — пакерной с обратным расположением струйного насоса; б — пакерной с

прямым расположением струйного насоса; в — беспакерной двухтрубной с

прямым расположением струйного насоса; / — эксплуатационная колонна; 2 —

колонна НКТ; 3 — кожух струйного насоса; 4 — сопло; 5 — пакер; 6 —

всасывающие окна; 7 — специальная муфта; 8 — внешняя колонна НКТ

Рис. 4.11. Скважинная струйная установка

металлоемкость установки и не всегда приемлемо из-за небольших диаметральных габаритов скважин.

В результате анализа всех схем наиболее целесообразна для использования в условиях ОАО "Оренбургнефть" схема а. Оборудование этой схемы (рис. 4.11) включает в себя устьевую обвязку 10, линию подачи рабочего агента 9, нефтесборный коллектор 12, участок регулирования давления и расхода рабочей жидкости 8, вентили 4, 5, 6, манометры 3, 7, 11, 13, расходомер 2, источник рабочей жидкости /. Подземное оборудование состоит из колонны 14, опрессовочной шайбы 15, струйного насоса 16, клапана для глушения скважины 17, пакера 18, хвостовика 19, эксплуатационной колонны 20.

В настоящее время в ОАО "Оренбургнефть" и "Оренбурггаз-пром", совместно с ЗАО "НАМ и К⁰" и ОАО "СОНТЕКС" рассматривается вопрос о проведении экспериментальных и промысловых работ по испытанию струйных насосов для условий: эксплуатации нефтяных скважин с высоким газосодержанием; при освоении низкодебитных скважин после бурения; при освоении скважин после проведения капитальных ремонтов.