Повышение эффективности установок скважинных штанговых насосов для добычи газированной нефти

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы ее научная
новизна и практическая значимость, цель и основные задачи исследований и положения,
которые выносятся на защиту.
Впервойглаведиссертацииприведенырезультатыанализатехнико-
технологического обеспечения и эффективности добычи нефти с высоким содержанием
газа.
На современном этапе нефтедобычи в России, как и во всем мире, широко
используется механизированный способ, реализуемый преимущественно установками
скважинных штанговых насосов (УСШН) и установками электроцентробежных насосов
(УЭЦН).
Известно, что реальная производительность УСШН отличается от теоретической,
что учитывается коэффициентом подачи. Это комплексный коэффициент, выраженный
через произведение частных, существенно зависит от коэффициента наполнения насоса.
В свою очередь коэффициент наполнения зависит от глубины погружения насоса под
динамический уровень, относительного содержания фаз в нефтегазоводяном флюиде,
давления на приеме и выкиде насоса и т.д.
Имеющиеся аналитические зависимости для расчета коэффициента наполнения
скважинногоштанговогонасоса,полученныеА.Н.Адониным,Г.А.Бабаляном,
А.В. Вирновским, И.М. Муравьевым, Н.Н. Репиным и др., имеют схожий вид (все они
линейны относительно объема вредного пространства) и получены в предположении, что
процесс выделения и растворения газа является равновесным и мгновенным,
откачиваемая смесь является однородной, а сегрегация фаз отсутствует. К недостаткам
данных зависимостей можно отнести то, что они не учитывают особенностей процесса
разгазирования нефти в процессе изменения объема, описываемого плунжером, и
нелинейность кривой разгазирования. В настоящее время для эффективной эксплуатации
скважин, продукция которых содержит значительное количество газа, применяются либо
сепараторы газа, либо увеличивают глубину погружения насоса под динамический
уровень.
Применяемые на промыслах сепараторы газа предназначены в основном для
УЭЦН и основаны на реализации различных эффектов, которые практически не
достижимы в составе УСШН. Поэтому конструктивных решений сепараторов для УСШН
малоиихприменениеограничено.ИзопубликованныхЗ.М.Хусаиновым,
И.Ш.Усмановым и А.А.Гареевым работ известно, что в исследованных ими реальных
скважинных условиях коэффициент сепарации, критерий эффективности сепаратора,
меняется в УСШН в пределах от 0,05 до 0,17 и зависит от целого ряда факторов, таких
как дебит скважины по нефти, газовый фактор, давление в затрубном пространстве и т.д.
Без учета этих факторов расчетный коэффициент сепарации для тех же скважин
многократно выше. Недостатками этой методики является то, что рассмотрен
двухфазный «нефть-газ» флюид, не учтена сжимаемость нефти, относительный объем
вредного пространства.
Из проведенного анализа открытых источников информации следует, что для
повышения эффективности УСШН по подъему нефтегазоводяного флюида необходимо
обеспечить оптимальный по энергоэффективности коэффициент наполнения насоса
путем совершенствования сепараторов газа и поддержания в затрубном газонаполненном
пространстве минимального давления, а также актуально получение аналитического
полнофакторноговыражениядляопределениядопустимогообъемавредного
пространства.
Вторая глава посвящена исследованию характеристик штангового глубинного
насоса при откачке многофазного флюида в условиях низкого давления на приёме.
При повышении газосодержания коэффициент наполнения и эффективность
работы штангового скважинного насоса снижается и в пределе может произойти срыв
подачи.
Аналитическая зависимость И.Т. Мищенко, хотя и является наиболее точной и
применяемой, но также получена с рядом допущений, в частности не учтены: влияние
растворенного газа во вредном пространстве, нелинейность процесса разгазирования в
процессе изменения объема, описываемого плунжером, относительное содержание
компонентов в нефтеводогазовом флюиде.
Для получения уточненной аналитической зависимости по расчету коэффициента
наполнения насоса используем закон сохранения массы газожидкостной смеси в
подплунжерной полости:

mt  t   mt   Gin  Gout ,(1)
mt    t FLt (2)

где – mt  масса газожидкостной смеси под плунжером в момент времени t , кг;
 см – плотность смеси, кг/м3; F – площадь поперечного сечения плунжера, м2;
L – расстояние между седлами клапанов, м.
Потоки массы через всасывающий (индекс in) и нагнетательный (индекс out)
клапана насоса вычисляются соответственно:

Gin  uin kin in t ,

Gout  uout k out  out t,(3)

гдеu – массовый удельный расход газожидкостной смеси через отверстие клапана, кг/
(м2·с); k- коэффициент, отражающий степень открытия клапанов (при k = 0 клапан
закрыт, при k = 1 клапан полностью открыт);  in ,  out – площадь отверстий всасывающего
и нагнетательного клапанов.
Примем, что в течение промежутка времени t плунжер перемещается с
постоянной скоростью, а температура газожидкостного потока в штанговом насосе не
изменяется, тогда объемное содержание, плотность газа и жидкости можно выразить
функциями, зависящими только от давления, при этом массовый удельный расход
газожидкостногопотоказависитотэффективнойплощадисеченияклапана
(произведение k на  ) и перепада давлений:

uin  uin kin in , P  Pin  ,

uout  uout k out out , Pout  P  .(4)
Зависимость плотности газожидкостной смеси, состоящей из нефти, воды и газа,
от давления, детально проанализирована в диссертации. В результате формула для
расчета изменения давления в полости насоса под плунжером приняла вид:

pout  p p
1 
dp  pin  p u    
ink in in  outk out  out F    ,(5)
dt V  in pin  p p out pout  p p t  p  


u
где V(t) – объем подплунжерной полости;– скорость перемещения плунжера;
t
Pin , Pp , Pout- давление на приеме, в полости и выкиде насоса, соответственно;

in , out – коэффициенты расхода на приеме и выкидке насоса.
На Рисунке 1 показаны результаты расчетов по предложенной зависимости и по
формуле Адонина-Муравьева, полученной для продукции с нулевой обводненностью.
Как видно из графиков, в случае нулевой обводненности результаты, полученные
по формуле Адонина-Муравьева и по численному решению получились близкими. При
увеличении обводненности расчетные коэффициенты наполнения увеличиваются.

Рисунок 1 – Зависимость коэффициента наполнения насоса от относительного объема
вредного пространства m при различной обводненности продукции В (сплошная линия – по
формуле Адонина-Муравьева, штриховые – численный расчет).

Полученная система уравнений решается методом Дормана-Принса восьмого
порядка точности с автоматическим выбором шага по времени для расчета
динамического давления в подплунжерной полости насоса и газожидкостных потоков
через клапана насоса. Показано, что эта система уравнений позволяет по значениям
обводненности, газового фактора, давлений на приеме и выкиде насоса, и относительной
величины вредного пространства определять время задержки открытия и закрытия
всасывающего клапана насоса.
Используя аналитическую зависимость, приведенную выше, можно определить и
допустимую (критическую) относительную величину вредного пространства mкрит для
получения желаемого коэффициента наполнения полости насоса.
На Рисунке 2 приведены расчетные графики изменения mкритпри 95 %
коэффициенте наполнения в зависимости от обводненности продукции и величины
газового фактора по которым видно, что mкритпри газовом факторе 80 м3/м3с
увеличением обводненности от 0% до 80 % растет от 0,17 до 0,43, а при 120 м 3/м3 от 0,14
до 0,29. При этом допустимое mкрит , большее даже при малом газовом факторе, с ростом
обводненности растет более интенсивно.

1 – 80 м3/м3, 2 – 100 м3/ м3, 3 – 120 м3/ м3
Рисунок 2 – Зависимость максимального допустимого значения доли объема вредного
пространства от обводненности для газового фактора
(давление на приеме Pпр  2 МПа постоянно, mmin =0,1)

Из графика следует, что допустимая величина объема вредного пространства
растет с увеличением обводненности продукции и уменьшением газового фактора. С
физической точки зрения это объясняется тем, что с ростом обводненности уменьшается
объемная доля нефти и, соответственно, растворенного газа в продукции скважины;
уменьшение объемной доли выделяющегося из нефти растворенного газа и степени его
влияния на наполнение скважинного штангового насоса происходит также при снижении
газового фактора.
Третья глава посвящена разработке нового модуля сепаратора газа скважинного
штангового насоса и методики определения глубины подвески его в добывающей
скважине с целью минимизации удельных энергозатрат на добычу нефти.
Разработаннаяглубинно-насоснаяустановка(ПатентРФ№2586349С1)
представлена на Рисунке 3, а. Основополагающим запатентованным конструктивным
отличием, определяющим эффективность сепарации газа, а, следовательно повышающим
коэффициент наполнения цилиндра насоса, является размещение выхода сепаратора в
надпакерной зоне выше динамического уровня, т.е. в газонаполненном затрубном
пространстве.
Эффект дегазации можно повысить увеличением удельной поверхности раздела
фаз, что приводит к сокращению путей диффузии удаляемого газа из капли или пленки
жидкости, а при прочих равных условиях увеличивает время контакта газовой фазы с
жидкой, свободной от удаляемого газа.
Для этого разработана усовершенствованная конструкция глубинно-насосной
установки, отличающаяся тем, что она снабжена массообменной насадкой регулярной
формы, установливаемой в интервале между приемом насоса и выходом сепаратора, а на
выходесепаратораустановленрассекательпотокасразвитойповерхностью.
Газожидкостной поток, выходящий под действием забойного давления через трубку
выхода сепаратора, с помощью рассекателя меняет направление, что интенсифицирует, в
совокупности с сокращением путей диффузии, сепарацию газа. Стекающая к зоне приёма
жидкость дополнительно отделяется в насадке от газа из-за разницы давлений
газонасыщения и парциального давления газового столба.
Для определения оптимальной глубины подвески насоса и установки газового
сепаратора необходимо, прежде всего, рассчитать распределение давления в подъёмном
лифте и в затрубном пространстве. В данной работе для расчёта глубины подвески
насоса и газового якоря разработан новый подход, заключающийся в зонировании
скважины по глубине, позволяющий оценить энергоэффективность работы глубинно-
насосной установки.
а)б)

а) запатентованная конструкция; б) физическая модель установки с рассекателем потока
1- верхний уровень интервала перфорации; 2 – пакер; 3 – насос с насосно-компрессорными
трубами; 4 – трубка сепаратора; 5 – рассекатель; 6 – газовая линия; 7 – газовый вентиль;
8 – промысловый коллектор
Рисунок 3 – Глубинно-насосная установка с газосепаратором

Физическая модель УСШН с гравитационным сепаратором газа представлена на
Рисунке 3, б, на которой схематично показаны зоны А, В, С.
Расчетная модель включает следующее:
а) Дифференциальное уравнение для каждой зоны для пошагового расчета
давления по длине ствола скважины и по длине насосных труб при определенной
глубине подвески насоса и при заданном дебите скважины.
– Зона А простирается от забоя скважины до уровня начала выделения газа,
давление меняется, соответственно, от Р заб до Рнас .

– Зона В – от глубины начала выделения газа из флюида ( Рнас ) до выкида

сепаратора газа ( Рсеп ).
– Зона С – это полость насосно-компрессорных труб (НКТ) от устья скважины до
выкида насоса с давлением Р уст и Рнас , соответственно.
б) Функцию параметра, характеризующего величину затрат энергии на откачку
газожидкостной смеси.
В основу излагаемого ниже алгоритма расчета энергоэффективной глубины
подвески насоса с сепаратором газа заложен способ расчета распределения давления в
стволе скважины, разработанный профессором И.Т. Мищенко, но с разбиением зон на
интервалы с принимаемым постоянным интервалом изменения давленияPiи
нахождением соответствующей высоты ( h  var ) этих интервалов (обратная задача), а
также определение hi и высот зон А и В снизу вверх, а зоны С сверху вниз.
При расчетах физико-химических и гидравлических параметров учитываются
термодинамические условия на каждом шаге.
При определении глубины подвески насоса с сепаратором газа с целью
минимизации энергетических затрат при откачке многофазных флюидов из скважин
были приняты во внимание основные затраты П: затраты мощности на деформацию труб
и штанг и на откачку непосредственно флюида.
Расчет включает следующие операции:
1) Задаются, указанные в проекте разработки залежи нефти, забойное давление
или дебит скважины.
2) Для зоны А рассчитывается глубина, где давление равно давлению насыщения.
3) Определяется высота зоны В.
Зона В простирается от глубины Н нас , где Р  Рнас , до глубины установки выкида

сепаратора газа. Задача заключается в определении давления на выкиде сепаратора Рсеп и
проверке на дозволенность выбранной глубины установки выкида сепаратора газа.
4) Определяется давление на выкиде насоса в зоне С.
Результаты расчетов по данному алгоритму для гипотетической скважины с
произвольнопринятымиисходнымиданными,аследовательно,являющихся
качественными, представлены на Рисунках 4, 5 и 6.
Влияние глубины подвески газового сепаратора на энергозатраты, связанные с
откачкойжидкости,пригазонасыщенностипластовойнефти
Гом = 30 м3 /т и давления Рузп =1,2 МПа в затрубном пространстве на устье скважины
представлено на Рисунке 4, а с деформацией штанг и насосно-компрессорных труб на
Рисунке 5.
Рисунок 4 – Зависимость энергозатрат на подъем жидкости от глубины подвески газового
сепаратора (Гом = 30 м3 /т)

По графикам видно, что с увеличением глубины подвески сепаратора полезная
работа ПНГ способствует снижению энергозатрат на подъем жидкости к устью
скважины, но при этом энергозатраты на деформацию штанг и труб увеличиваются.
Интегральная зависимость энергозатрат на подъем жидкости и деформацию штанг
и труб представлена на Рисунке 6.

Рисунок 5 – Зависимость энергозатрат на деформацию штанг и труб в зависимости от
глубины подвески газового сепаратора (Гом = 30 м3 /т)

Для условий, приведенных в работе, снижение суммарных энергозатрат, при
выборе оптимальной по этому критерию глубины подвески насоса в допустимом
интервале ствола скважины, составляет 19% в сравнении с общепринятой схемой.
На Рисунке 7 показан характер изменения удельного энергопотребления в УСШН
от забойного давления для скважины № 676 этого месторождения.

Рисунок 6 – Зависимость энергозатрат от глубины подвески газового сепаратора
(Гом = 30 м3 /т, Рузп =1,2 МПа)

Рисунок 7 – Зависимость удельного электропотребления УСШН от забойного давления,
скважина №676 (точки – фактические данные)

Верификация разработанного алгоритма расчета энергопотребления УСШН на
нескольких скважинах XIV горизонта Узеньского месторождения показала, что
расхождение между замеренными и расчетными значениями по этим скважинам не
превышают 7,8 %.
В целях автоматизации расчётов, оптимизации вычислений, производимых при
подборе скважинного насоса на основе модифицированных аналитических зависимостей,
было разработано программное средство для ЭВМ «Симулятор для расчета оптимальной
глубины подвески штангового насоса с сепаратором».
Разработанноепрограммноесредствопозволяетзначительноснизить
трудоемкость определения оптимальной глубины подвески скважинного штангового
насоса запатентованной конструкции и ее усовершенствованной модификации.
Четвертая глава посвящена анализу вредного влияния ПНГ скапливающегося в
затрубномпространствескважины,техническихсредствдляегоудаления-
транспортировкииописаниюобъектаисследованиявкачествекоторого
рассматриваются наземные авторские агрегаты.
Выше было показано, что за счет естественной сепарации газа в скважине в
затрубном пространстве накапливается ПНГ и создается давление, снижающее
депрессию на пласт и подачу насосов. Срабатывание клапана газовой линии происходит
при превышении давления ПНГ в затрубном пространстве давления в коллекторе в 1,0-
1,5 МПа, а в зимнее время и более высоких. Оснащение насосов сепараторами
интенсифицирует накопление ПНГ в затрубном пространстве и, как следствие,
уменьшает коэффициент сепарации. Требование к утилизации не менее 95% ПНГ от
всего объема, активизировало научно-исследовательские и опытно-конструкторские
работы, в первую очередь по комплимированию ПНГ в промысловый коллектор для
транспортировки до пунктов сбора или для поддержания пластового давления в
ближайших скважинах. Общая идея всех найденных вариантов решения проблемы
заключается в откачке ПНГ из затрубного пространства с помощью насосов или
компрессоров с внутрискважинным или наземным размещением. Но до масштабного
использования эти разработки не дошли из-за сложности, дороговизны и т.д.
В диссертации предложено решение проблемы с использованием другого способа,
а именно способа удаления ПНГ из затрубного пространства периодическим
вытеснением его технологической жидкостью, на который получен патент на
изобретение «Способ отбора попутного нефтяного газа и комплекс агрегатов для его
осуществления» (Патент РФ № 2688818). Периодичность вытеснения определяется
быстротой роста давления, зависящего от газового фактора и интенсивности сепарации, и
оптимальной эффективностью. В связи с этим наиболее перспективная область
применения этого способа – это небольшие группы скважин или одиночные с высокой
обводненностью, при низком давлении на приеме насоса УСШН.
В качестве технологической используется жидкость, совместимая с продукцией
скважины, в том числе содержащая ингибиторы коррозии, солеотложения, горячая нефть
и т.д. Очевидно, что такая технологическая жидкость будет не только вытеснять ПНГ, но
и обрабатывать призабойную зону пласта и внутрискважинное оборудование, что
повысит интегральную эффективность операции. Для реализации разработанного
способа типовая УСШН, смонтированная на скважине, снабжена комплексом агрегатов
(Рисунок 8).
Комплекс агрегатов для отбора попутного нефтяного газа из затрубного
пространства 1 скважины 2 со скважинным насосом (не показан), установленным на
насосно-компрессорных трубах 3 состоит из двух агрегатов, один из которых выполнен в
виде струйного насоса 4, установленного на промысловом коллекторе 5 скважины 2 и
сообщенного посредством бокового отвода 6 скважинной арматуры с затрубным
пространством 1, а второй агрегат 7, являющийся агрегатом вытеснения газа из
затрубного пространства, включает буферную емкость 8 для технологической жидкости
и насос 9, сообщенный всасывающей 10 и нагнетательной 11 линиями, соответственно, с
буферной емкостью 8 и затрубным пространством 1 скважины, а каналом связи 12 с
датчиком давления 13 газа в затрубном пространстве 1.

Рисунок 8 – Способ отбора попутного нефтяного газа и комплекс агрегатов для его
осуществления

Для предотвращения прорыва технологической жидкости (ТЖ) в буферную
емкость 8 скорость истечения потока из нагнетательной линии 11 насоса 9 в затрубное
пространство 1 должна на 30-40 % превышать скорость всплытия газа в этом потоке. Для
минимизации требуемого объема ТЖ, которая должна на 95-100 % заполнить
газонаполненное затрубное пространство для полноценного достижения цели и
сокращения времени на вытеснение, подача насоса 9 должна кратно превышать подачу
скважинного насоса, если он в течение реализации способа работает. В случае, если при
заполнении ТЖ газонаполненного затрубного пространства возникает репрессия,
независимо от того работает скважинный насос или выключен, при расчете требуемого
объема ТЖ необходимо учитывать и ее «поглощение».
Требуемый объем ТЖ для одной скважины можно рассчитать по следующей
формуле:

Q  Q0  Q1  Q2 ,(6)

где Q0 – объем газонаполненного затрубного пространства; Q1 – объем флюида,
откачанного скважинным насосом за время заполнения ТЖ затрубного пространства; Q2 –
объем флюида, поглощенного пластом за счет возможного возникновения репрессии.
Заполнение затрубного пространства ТЖ можно разделить на этапы. На первом
этапе растущая высота жидкости в затрубном пространстве снижает депрессию от
начального значения до нуля, а на втором этапе начинает создавать репрессию. В
результате можно в первом приближении считать, что флюид поступивший в скважину
на первом этапе, поглощается пластом на втором этапе. При таком допущении Q2 можно
принять равным нулю, а скважину изолированной от пласта в течение всего периода
заполнения технологической жидкостью.
Тогда на замещение газа в газонаполненном объеме затрубного пространства
потребуется время t, равное

Qo
t,(7)
qб  qс

где qc – подача скважинного насоса, qб – подача буферного насоса.
Соответственно, требуемый объем технологической жидкости рассчитывается по
следующей формуле:
qcqб
Q  Qo 1   Qo.(8)
 qб  qcqб  qc

Очевидно, что минимальный требуемый объем ТЖ будет равен Qo, что будет
достигнуто или при выключенном скважинном насосе или при qб >> qc.
Для комплексного решения проблем из-за накопления ПНГ в затрубном
пространстве и разгрузки скважинного штангового насоса от противодавления в
коллекторе разработан «Насосный агрегат для газированных нефтяных флюидов»
(Рисунок 9), на который получен патент РФ №2698788С1 на изобретение.
Скважинный насос (на Рисунке 9 не показан) подает флюид по насосно-
компрессорным трубам 1 и выкидному коллектору 2 к приему вспомогательного насоса
6, который перекачивает флюид вместе с попутным нефтяным газом, поступающим в
выкидной коллектор 2 из затрубного пространства по газовой линии 4 с обратным
клапаном 5, в напорный коллектор 3. При этом датчик давления 8 в зависимости от
текущего давления в выкидном коллекторе 2 передает сигналы соответствующей
мощности по каналу связи 9 системе управления преобразователем частоты частотно
регулируемого привода 7, повышая или понижая производительность вспомогательного
насоса 6, обеспечивая этим на его приеме допустимое минимальное давление.

Рисунок 9 – Насосный агрегат для газированных нефтяных флюидов

Благодаряэтомувзатрубномпространствескважиныподдерживается
практически атмосферное давление, следовательно, увеличивается депрессия на пласт и
приток нефти из пласта и интенсифицируется сепарация газа на приеме насоса.
Одновременно увеличивается и производительность скважинного насоса, так как
требуемый от него напор уменьшается на величину давления в напорном коллекторе,
которое преодолевает вспомогательный насос, и на снижающееся гидростатическое
давлениестолбасмесивНКТиз-зауменьшенияееплотностивследствие
интенсификации сепарации газа в них. В результате уменьшаются нагрузки на насос, на
штанги,нанасосно-компрессорныетрубыи,соответственно,повышается
работоспособность как внутрискважинного оборудования, так и УСШН в целом, а также
уменьшаются утечки в паре «плунжер-цилиндр».
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
1Проведенный анализ патентов и опубликованных результатов технических
и технологических методов снижения вредного влияния попутного нефтяного газа на
эффективностьУСШН,показалихнедостаточнуюдлясовременныхусловий
нефтегазодобычи эффективность, особенно на малодебитных скважинах.
2В результате рассмотрения гидродинамических процессов на приеме, при
низком давлении, и в полости скважинного штангового насоса с учетом взаимосвязи
скорости перемещения плунжера в течение цикла и сепарации газа из смеси,
поступающей в насос и содержащейся во вредном пространстве, уточнено аналитическое
выражение для определения значений давления в течение цикла и коэффициента
наполнения насоса.
3Для увеличения коэффициента наполнения штангового насоса разработаны
конструкции глубинно-насосных установок (патенты РФ №2586349 и №2657915) с
сепаратором газа гравитационного принципа действия, выход которого размещен в
надпакерной зоне выше динамического уровня. Показана возможность дальнейшего
повышения эффективности установки оснащением выхода сепаратора рассекателем
потока и размещением ниже выхода сепаратора массообменной насадки.
4Разработан расчетно-экспериментальный метод определения глубины
подвески насоса с авторским сепаратором газа гравитационного принципа действия, при
которой обеспечиваются минимальные удельные энергозатраты на подъем нефтей из
скважины.
5Разработаныизапатентованыназемныеагрегатыдляповышения
энергоэффективности и работоспособности УСШН за счет периодического или
постоянного обеспечения минимального давления ПНГ в затрубном пространстве
скважины:
– «Способ отбора попутного нефтяного газа и комплекс агрегатов для его
осуществления» (Патент РФ №2688818С1) комплимирует ПНГ в промысловый
коллектор периодическим вытеснением его технологической жидкостью, в том числе с
требуемыми для обработки скважины и (или) внутрискважинного оборудования физико-
химическими свойствами.
– «Насосный агрегат для газированных нефтяных флюидов (Патент РФ №
2698788С1) обеспечивая в затрубном пространстве давление ПНГ близким к
атмосферному, способствует увеличению коэффициента наполнения насоса, на 10-30%
снижает гидравлическую составляющую нагрузки на НКТ, штанги и УСШН в целом.