Разработка нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений и пластов с аномальными свойствами

V    РАЗРАБОТКА НЕФТЕГАЗОВЫХ

И НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ И ПЛАСТОВ ГЛАВА    С АНОМАЛЬНЫМИ СВОЙСТВАМИ

§ 23. РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИ ЕСТЕСТВЕННЫХ РЕЖИМАХ

Н е ф т е г а з о в ы е м е с т о р о ж д е н и я - это нефтяные месторождения с естественной газовой шапкой. Начальное пластовое давление в них значительно ниже давления насыщения, вследствие чего только часть газа растворена в нефти, остальная же находится над нефтью, образуя первичную газовую шапку.

Н е ф т е г а з о ко н д е н с а т н ые м е с т о р о ж д е н и я - нефтегазовые месторождения, в газовой части которых содержится значительное количество жирного газа-конденсата, представляющего собой в основном смесь углеводородов С₃ - С₈, а также более тяжелых газов. Считается, что если в 1 м³ газа, находящегося в естественной газовой шапке, содержится 150-200 г конденсата или менее при стандартных условиях, то такое месторождение относят к нефтегазовым. При содержании конденсата в газовой шапке на уровне 200 г на 1 м³ газа месторождение считают нефтегазоконденсатным со средним содержанием конденсата. Содержание конденсата в газе газовой шапки свыше 600 г на один кубометр считается высоким.

Условно принимают, что если 80-90 % углеводородов содержится в природных условиях в газе, а остальная часть в жидкой фазе, т.е. в нефти, то такое месторождение считают газовым или газоконденсатным. При большем содержании углеводородов в жидкой фазе месторождение относят к нефтегазовым или к нефтегазоконденсатным.

В нефтяной части нефтегазовых месторождений находятся нефть вместе с растворенным в ней газом, а также связанная вода. В газовой части этих месторождений имеются газ и связанная вода. Есть предположения, что в газовых частях некоторых нефтегазовых месторождений вместе с газом и связанной водой может содержаться и нефть при небольшой нефтенасы-щенности.

Основное требование, предъявляемое при разработке нефтегазовых месторождений как с воздействием на пласт, так и без такового, состоит в том, что нефть не должна перемещаться в сторону газовой шапки. Иначе говоря, разработка нефтегазового месторождения должна осуществляться таким образом, чтобы газонефтяной контакт не перемещался в сторону газовой шапки. Считается, что нефть, переместившаяся в газовую шапку, создаст в ней остаточную нефтенасыщенность, в результате чего возникают дополнительные потери нефти в газовой шапке, где нефть будет “размазываться” по пористой среде.

При разработке нефтегазовых месторождений на естественных режимах предотвращение перемещения газонефтяного контакта в сторону газовой шапки осуществляется путем поддержания либо нулевого, либо отрицательного перепада пластового давления между нефтяной и газовой частями.

Такая разработка приводит или к недопущению отбора газа из газовой шапки, или к его существенному ограничению, если при этом допускается определенное падение пластового давления в нефтяной части залежи. Однако предотвратить полностью отбор газа из газовой шапки при разработке нефтегазовых месторождений трудно, так как при значительном распространении газовой шапки по площади месторождения образуются газовые конусы. Несмотря на принятие известных специальных мер для предотвращения прорыва газа в нефтяные скважины, количество отбираемого газа из газовой шапки нефтегазовых месторождений ограничивают в основном путем значительного уменьшения дебитов нефтяных скважин, и особенно скважин, находящихся вблизи газонефтяного контакта. Уменьшение же дебитов нефтяных скважин, с одной стороны, и необходимость по экономическим причинам поддержания достаточно высокого темпа разработки, с другой - приводят к потребности бурения повышенного числа скважин, что ухудшает экономические показатели разработки месторождения.

Для того чтобы лучше представить, что дебит нефтяных скважин должен быть действительно малым по причине недопущения подтягивания газовых конусов, рассмотрим упрощенную теорию образования газовых конусов. Допустим, что нефтяная часть нефтегазового месторождения снизу ограничивается подошвой пласта, т.е. не подстилается водой. Приток нефти в скважину, вскрывшую нефтяную часть нефтегазового месторождения по высоте h _c, отсчитываемой от подошвы пласта, происходит с образованием газового конуса (рис. 99). Высота столба

7777777777777777777777 q ////////у///////////////////| ^

z ⁿ

3

z

Рис. 99. Схема притока нефти к скважине нефтегазового месторождения:

1 - скважина; 2 - поверхность газонефтяного контакта; 3 - перфорированная часть

нефти на некотором расстоянии r от центра скважины равна

h = h (r). На условном контуре питания при r = r_K h = h _к. Будем считать фазовую проницаемость пласта для нефти кф_н равной к. Приток нефти Ад_нс, проникающей в скважину в радиальном

направлении по высоте A h , приближенно считая его происходящим горизонтально, можно определить следующим образом:

(V.1)

Aq_HC = 2nrAh — —

Для давления p(r, z) в точке Л (см. рис. 99), через которую проходит элементарный поток нефти, находящейся на расстоянии r от центра скважины и на высоте z, отсчитываемой от подошвы пласта, имеем следующее выражение:

p(r,z) = p_K + y„[h - h(г)] + yH[h(г) - z],

(V.2)

где p_к - давление в газовой части месторождения вблизи рассматриваемой скважины; у_н и у_г - удельные веса соответственно нефти и газа.

Дифференцируя давление p(r, z) по радиусу, на основе (V.2) получаем

(V.3)

Подставляя (V.3) в (V.1) и устремляя Ah ^ 0, имеем

Интегрируя (V.5) еще раз и соблюдая граничные условия h = h _к при r = r_K, h = h _с при r = г_с, получаем окончательную формулу для предельного безгазового дебита д_нс = q_нс, т.е. такого дебита, при котором высота столба нефти при r = г_с равна h _c и в скважину притекает только нефть:

Чн. = ^пкДу ^h ^.    (V.6)

И н^1п — ^r.

Оценим предельный безгазовый дебит нефти по формуле (V.6). Имеем

Ду(h_K² - hC²) = 2Дуй_ср(h_K - h.), h_cp = (h_K - h.)/2.    (V.7)

Следовательно, формулу (V.6) можно записать с учетом (V.7) в виде

= ^р ^Ду^Дй.    (V.8)

. r„

И нШ —

^rc

От обычной формулы Дюпюи для напорной фильтрации нефти формула (V.8) отличается тем, что в нее входит ДуД h вместо Др_с = р_к - р_с.

Поэтому сравним ДуД h с встречающимися в практике разработки нефтяных месторождений величинами р _с.

Пусть Ду = 0,8 • 10⁴ Н/м³, Д h = 10 м. Тогда ДуДЬ = 0,8 х х 10⁴ • 10 = 0,8 • 10⁵ Н/м² = 0,08 МПа.

В практике же разработки нефтяных месторождений Др_с составляет, как правило, несколько мегапаскалей. Таким образом, предельный безгазовый дебит нефтяных скважин нефтегазовых месторождений оказывается меньше обычных дебитов нефтяных скважин чисто нефтяных месторождений в несколько десятков раз. Это обстоятельство и приводит к необходимости сильного уплотнения сетки скважин (до 3-4 • 10⁴ м²/скв.) с целью обеспечения заданного темпа разработки нефтегазового месторождения без воздействия на пласт.

В некоторых особых случаях, например при необходимости отбора безводной продукции, если во время заводнения нефтегазового месторождения образуются стойкие водонефтяные эмульсии, в случаях весьма ценных нефтей, можно разрабатывать неглубоко залегающие нефтегазовые месторождения без заводнения при плотной сетке скважин. Однако такая разработка нефтегазовых месторождений во всех других случаях экономически не оправдана и, кроме того, ведет, по сути дела, к консервации газа в газовой шапке. Поэтому возникает необходимость разработки этих месторождений с воздействием на пласт.

Расчет процесса разработки нефтегазового месторождения без воздействия на пласт осуществляют по той же методике, что и расчет разработки нефтяного месторождения с вторичной газовой шапкой. Эта методика дана в гл. III.

Р а з р а б о т к а н е ф т е г а з о к о н д е н с а т н о г о м е с т о р о ж -д е н и я . Пусть имеем однопластовое месторождение (рис. 100), приуроченное к антиклинальной складке. Продуктивный пласт выклинивается непосредственно за водонефтяным контактом, так что месторождение можно считать замкнутым. В условиях природного залегания месторождение имеет первичную газовую шапку, в газе которой содержится большое количество конденсата. Кроме того, значительное количество углеводородов С₃ -С₈, т.е. по сути дела конденсата, имеется и в нефти в растворенном состоянии.

Рис. 100. Разрез нефтегазоконденсатного месторождения:

1 - добывающие скважины; 2 - нефтяная часть месторождения; 3 - газоконденсатная часть месторождения (первичная газовая шапка)

Рассматриваемое месторождение можно считать месторождением легкой нефти с газоконденсатной шапкой. Однако для краткости будем называть его нефтегазоконденсатным.

Приток газа и нефти к скважинам можно определять по формулам напорной или безнапорной радиальной фильтрации. Однако разработку месторождения в целом рассмотрим с использованием общих фазовых соотношений и формул многокомпонентного материального баланса.

Прежде всего разобьем углеводородный состав месторождения на три группы: газ, в который входит в основном метан; конденсат, состоящий главным образом из углеводородов C₃ - C₉, и нефть, содержащую углеводороды С₁₀ и выше.

Газ как компонент будем помечать индексом 1, конденсат -индексом 2 и соответственно нефть - индексом 3. Первый и второй компоненты находятся как в газовой фазе, так и в жидкой. Содержанием нефти в газе будем пренебрегать. Отсюда имеем следующие соотношения:

(V.9)

N1 = G1 + L_v    N2 = G2 + L2; N3 = L3,

где N₁, N₂, N₃ - общие массы компонентов в месторождении в целом; G₁, G₂ и L₁, L₂, L₃ - массы компонентов соответственно в газовой и жидкой фазах.

Будем считать, что второй компонент, т.е. конденсат, неогра-ничено растворяется в третьем, т.е. в нефти, первый же компонент - газ - растворяется в третьем компоненте по закону Генри. Таким образом,

(V.10)

L / L3 _ ар .

Как и в гл. III, имеем соотношение для суммы объемов компонентов в жидкой фазе в виде

(V.11)

^{L /} PlK + ^L2 ^/ Р2к + ^L3^/p3 _ \^Von-

где s - средняя насыщенность пласта жидкими углеводородами Р₁к, Р₂к - кажущиеся плотности первого и второго компонентов, растворенных в третьем; р₃ - плотность третьего компонента; У_оп - объем пласта, охваченный процессом разработки.

Процесс разработки месторождения будем считать изотермическим. Уравнение состояния реального газа применительно к рассматриваемому месторождению имеет вид

где р- среднее пластовое давление.

Рг ат^р

Рис. 101. Схема выпадения конденсата в бомбе pVT:

1 - поршень; 2 - корпус бомбы; 3 - конденсатосодержащий газ; 4 - вентиль; 5 - жидкий конденсат

Система уравнений (V.9)    - (V.12) незамкнутая. Для ее за

Рис. 102. Изотерма конденсации

мыкания необходимо учитывать соотношение, определяющее массовое содержание конденсата в газе газовой шапки.

Строго говоря, для определения фазового состояния углеводородов в продуктивном пласте следует использовать еще и более общие фазовые соотношения, нежели соотношения, определяемые законом Генри и уравнением состояния реальных газов в виде (V.12). К таким уравнениям относятся уравнения фазовых концентраций, равновесия и более общие уравнения газового состояния. Однако для приближенных расчетов разработки нефтегазоконденсатных месторождений можно пользоваться более простыми соотношениями (V.10), (V.12).

Чтобы понять характер процесса, происходящего в газовой шапке нефтегазоконденсатного месторождения со снижением пластового давления, используем бомбу pVT (рис. 101), в которую помещен газ с конденсатом при начальном пластовом давлении p = p₀ (рис. 101, а). Газ с растворенным в нем конденсатом в этом случае состоит из одной фазы. В момент времени t = 0 из бомбы извлекают некоторое количество газа вместе с конденсатом через вентиль 4. Кроме того, поршень 1 также может совершить движение вверх. В результате извлечения газа и конденсата и вследствие некоторого подъема поршня давление в бомбе снизится по сравнению с начальным и в нижней ее части появится слой конденсата (см. рис. 101, б). При дальнейшем извлечении этой смеси давление снизится в большей степени и увеличится количество конденсата, скопившегося в нижней части бомбы (см. рис. 101, в).

Образование жидкой углеводородной фазы в резервуаре со снижением давления за счет постепенного отбора из резервуара углеводородов называется д и ф ф е р е н ц и а л ь н о й к о н де н с а -ц и е й .

Отношение массы конденсировавшихся углеводородов к массе углеводородного газа, их содержавшего, зависит при изотермическом процессе от давления. Такая зависимость называется и з о т е р м ой к о н де н с ац и и . Она имеет вид, показанный на рис. 102. Некоторое снижение отношения    массы конденсиро

вавшихся углеводородов к массе газа связано с обратным (ретроградным) испарением конденсата.

Для расчета процесса разработки нефтегазоконденсатного месторождения важно знать свойственную данному месторождению изотерму конденсации, которую получают в результате лабораторного моделирования процесса истощения нефтегазоконденсатных месторождений в бомбах pVT или на установках с пористой средой.

Для замыкания системы соотношений (V.9) - (V.12) необходимо знать зависимость

G2/G1 _ f (Ро - Р),    (V.13)

которую строят с учетом изотермы конденсации для каждого конкретного месторождения.

Если зависимость (V.13) известна, то система соотношений для расчета разработки нефтегазоконденсатного месторождения (V.9) - (V.13) замкнутая, учитывая, что в V.9 даны три уравнения. В этих соотношениях а, р_1к, р_2к, р₃, V^, р_ат, ф_ср, р_гКат -константы. Если величины N₁, N₂, N₃ и функция f (р₀ - р) заданы, то имеем семь уравнений для определения семи неизвестных: G₁, G₂, L₁, L₂, L₃, §_ж, р. В зависимости от вида функции f (ро - р) эту систему уравнений можно решить либо в конечном виде, либо с использованием итераций. Величины N₁, N₂, N₃ необходимо знать на каждый момент времени. Любая из них равна ее начальному значению, за вычетом добытого компонента с учетом количества выпадающего конденсата в газонасыщенной части пласта.

П р и м е р . V. 1. Пусть имеем нефтегазоконденсатное однопластовое месторождение (см. рис. 100). Продуктивный нефтегазоносный пласт представляет

Рис. 103. Зависимость f (p - p₀)

^от p ^- p 0^:

f(p₀-p)

1    — экспериментальные точки;

2    - расчетная кривая

собой замкнутый резервуар. Объем пласта, охваченный разработкой, У_оп = = 600 • 10⁶ м³. Начальное среднее пластовое давление p₀ = 30 МПа. В газонасыщенной части содержалось при начальном давлении p = p₀ 800^ 10^-6 м³ конденсата на 1 м³ газа в стандартных условиях. Плотность газа в стандар тных условиях р_{г Кат} = 0,85 • 10^-3 т/м³, плотность жидкого конденсата р_2к = 0,7 т/м³, плотность компонента 3 (нефти) р₃ = 0,85 т/м³, кажущаяся плотность газа р_1к = 0,3 т/м³, коэффициент растворимости газа а = 10^-2 т/(т • МПа).

При начальном средневзвешенном пластовом давлении p ₀ в пласте содержалось: компонента 1 (газа) N₀₁ = 85 • 10⁶ т, компонента 2 (конденсата) N ₀₂ = = 112,73 • 10⁶ т, в том числе в газовой шапке G₀₂ = 50,07 • 10⁶ т, компонента 3 (нефти) N₀₃ = 30 • 10⁶ т.

Функция содержания конденсата в газе имеет следующий вид:

f (p₀ - p) = 0,6588^e^-0'³⁹¹¹⁽Р°^-p⁾ + 10,5 • 10^-3(p₀ - p)J.

Вид этой зависимости показан на рис. 103. В начальных условиях в пласте находилось нефти (жидкой углеводородной фазы) N_н = L ₀₂ + L ₀₃ = (N ₀₂ - G₀₂) + + L₀₃ = (112,73 • 10⁶ - 50,07 • 10⁶) + 30 • 10⁶ = 92,66 • 10⁶ т.

Текущая годовая добыча нефти изменяется со временем t следующим образом:

д_н = 0,3089 • 10⁶ t, т/год.

При этом

q₂ = 0,2089 • 10⁶ t, т/год, q₃ = 0,1 • 10⁶ t, т/год.

Текущая добыча газа также линейно нарастает со временем.

Требуется определить значения коэффициентов компонентоотдачи n i, П ₂, ^и П₃; количество выпавшего в пласте конденсата (компонента 2) после десятилетней разработки месторождения на естественном режиме и изменение со временем средней насыщенности пласта жидкой углеводородной фазой §"_ж. При этом формулу закона изменения во времени t средневзвешенного пластового давления будем считать заданной в виде

p = p0 - 1,5t.

Расчет процесса разработки нефтегазоконденсатного месторождения п р и известном законе изменения во времени средневзвешенного пластового давления существенно упрощается.

Приступая к решению рассматриваемой задачи, вычислим вначале накопленную добычу компонента 3 (нефти) Q₃. Имеем

L₃    _ N₀₃ - Q₃    _ 30 • 10⁶    - 5 • 10⁶    _ 25 • 10⁶ т.

Через 10 лет имеем р _ р₀ - 1, 5 • 10 _ 30 - 15 _ 15 МПа.

По формуле (V.10)

L₁ _ Ь;ар _ 25 • 10⁶ • 10^-2 • 15 _ 3,75 • 10⁶ т.

Накопленная добыча компонента 2 за 10 лет

¹⁰    _t2

Q, _ | 0, 2089 • 10⁶ — _ 10, 445 • 10⁶ т.

² 0    2

Следовательно,

L₂ _ L₀₂ - Q₂ _ 62,66 • 10⁶ - 10,445 • 10⁶ _ 52,215 • 10⁶ т.

По формуле (V.11) можем установить ?_ж. Имеем

_    1    ⁴    3,75 • 10⁶    52,215 • 10⁶    25 • 10⁶⁷

s_ж _-|--+ —^:-+-1 _ 0,194.

₆ • ₁₀⁸ 5    0, 3    0,7    0, 85 J

По формуле (V.12) определим G₁ + G₂. Получим

+ G₂ _ ^{(1 -} иЧшРг ат ^р _ ⁰⁸⁰⁶ • ⁶ • ¹⁰⁸ • ⁰⁸⁵ • ^10-3 • ¹⁵ _ 6851 • 106 т.

^{1    2}    ратФ ср    0, 1 • 0,9

В то же время на основе приведенной в условии задачи зависимости f = = ^{f ( р} 0 ^{- р)}

G₂/G₁ _ 0,6598[e^-0' ^391М5 + 10, 5 • 10^-3 • 15] _ 0,1056.

Таким образом,

G₁ + G₂ = 68,51 • 10⁶;    G₂/G₁ = 0,1056.

Отсюда

G₁ = 61,97 • 10⁶ т; G₂ = 6,54 • 10⁶ т;

N₁ = L_l + G_t = 3,75 К- 10⁶ + 61,97К 10⁶ = 65,72^ 10⁶ т.

Количество добытого газа (компонента 1)

О_г = N_{0 1} - N = 85 К 10⁶ - 65,72 К 10⁶ = 19,28^ 10⁶ т.

= ⁰ > ²²⁷; пэком =

0,167.

Л1к

19 , 28•10⁶ 85 • 10⁶

Из условия задачи известно, что добыча газа в течение 10 лет нарастает линейно. Примем, что добыча газа из газовой шапки также изменяется со временем по линейному закону.

При начальном пластовом давлении в растворенном в нефти состоянии находилось

L₀₁ = ар₀Ь₀₃ = 9 • 10⁶ т газа.

Вместе с нефтью добыто

(9 - 3 • 75)10⁶ = 5, 25 • 10⁶ т газа.

Q„

Из газовой шапки, следовательно, добыто (19,28-5,25) • 10⁶ = 14,03 • 10⁶ т

газа.

Текущая добыча газа из газовой шапки выражается следующим образом:

^q гш = ^at’

Тогда

Q_rm = ajtdt = at²/2; a = (14,03 • 10⁶)/50 = 0,2806 • 10⁶;

0

t

Q2r = / q„rn(t)f (р0 - р )dt = 0,1849 •Ю¹

1

1

+ 5,25 •Ю^-31³

(1 - e^-

-te

0, 5867

0,5867 ²

При t = 10 лет д_2г = 1,5 • 10⁶ т.

Количество выпавшего в газовой шапке конденсата G_2b =    G₀₂    -    G₂    -    д_2г    = (50,07 - 6,54 - 1,5) •    10⁶    = 42,03 •    10⁶    т.

Таким образом, конденсатоотдача из газовой шапки

15    106

Пкон = -¹-—₆ * 0,03 = 3%.

50,07 • 10⁶

Рис. 104. График изменения во времени пластового давления р и средней насыщенности пласта жидкостью:

1 - средневзвешенное пластовое давление р; 2 - средняя насыщенность э_ж пласта жидкостью

На рис. 104 показаны графики изменения в течение 10 лет средневзвешенного пластового давления p и средней насыщенности пласта углеводородной жидкостью.

§ 24. РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ВОЗДЕЙСТВИЕМ НА ПЛАСТ

Разработка нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений при естественных режимах приводит к целому ряду трудностей, связанных главным образом с невозможностью достижения высокого темпа отбора нефти из пластов без резкого уплотнения сеток скважин, высокими газовыми факторами в нефтяных скважинах, ограничением отбора газа из газовых шапок, выпадением конденсата в пористой среде пластов. Устранить эти трудности можно путем перехода на разработку месторождений с воздействием на пласт.

При разработке нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений в основном используют следующие специальные системы разработки с воздействием на пласт:

1) система разработки, сочетающая барьерное заводнение с законтурным заводнением;

2) система разработки, сочетающая барьерное заводнение с внутриконтурным и при необходимости с законтурным заводнением нефтяной части месторождения.

В процессе разработки нефтегазоконденсатных месторождений можно применять также систему, предусматривающую сочетание барьерного заводнения с внутриконтурным заводнением нефтяной части месторождения и закачки газа

Рис. 105. Система разработки нефтегазового месторождения с сочетанием законтурного и барьерного заводнений:

1 - газонасыщенная часть месторождения; 2 - нефтяная оторочка; 3 - законтурные нагнетательные скважины;

4 - нефтедобывающие скважины; 5 -нагнетательные скважины барьерного заводнения; 6 - газодобывающие скважины; 7 - внутренний контур газоносности; 8 - внешний контур газоносности; 9 - внешний контур нефтеносности

Рис. 106. Система разработки нефтегазового месторождения с сочетанием барьерного, законтурного и внутриконтурного заводнений:

1 - законтурные нагнетательные скважины; 2 - внешний контур нефтеносности;

3 - скважины внутриконтурного заводнения; 4 - нефтедобывающие скважины;

5    - скважины барьерного заводнения;

6    - газодобывающие скважины; 7 - внешний контур газоносности

в его газоконденсатную часть или внутриконтурное заводнение этой части месторождения.

Первую из упомянутых систем используют при разработке нефтегазовых месторождений, имеющих сравнительно небольшую по размерам нефтяную часть, которую называют н е ф т я -н о й о т о р о ч к о й . На эту оторочку вследствие ее небольшой ширины можно пробурить только один-три ряда добывающих скважин. На рис. 105 показана в разрезе и в плане схема расположения скважин при использовании этой системы разработки. Водонагнетательные скважины барьерного заводнения 5 отсекают газовую часть месторождения от нефтяной части. После закачки воды в такие скважины снижается прорыв газа из газовой шапки в добывающие скважины, что препятствует перемещению газонефтяного контакта в газонасыщенную область пласта и в определенной степени позволяет осуществлять независимую разработку газовой и нефтяной частей месторождения.

Применение барьерного заводнения позволяет снизить газовый фактор нефтяных скважин по сравнению с разработкой нефтегазовых месторождений без воздействия на пласт примерно в 1,2-1,5 раза.

Вторая из упомянутых систем предназначена для разработки крупных нефтегазовых месторождений, нефтяные части которых вследствие их значительных размеров нецелесообразно разрабатывать только путем барьерного заводнения. На рис. 106 показана система разработки нефтегазового месторождения второго типа. Нефтенасыщенная часть месторождения (см. рис. 106) имеет большую ширину, так что в этой части можно разместить много полос трехрядной системы разработки с расстоянием между скважинами 500-600 м. Как и в случае системы разработки нефтегазовых месторождений первого типа, при барьерном заводнении искусственно отделяется газонасыщенная часть месторождения от его нефтенасыщенной части, что способствует осуществлению их более независимой разработке с ограничением перемещения нефти в газонасыщенную часть и потери нефти в этой части.

В некоторых случаях с целью дальнейшего снижения прорывов газа из газовой шапки в нефтяные скважины бурят не один, а два барьерных ряда водонагнетательных скважин, отсекающие газонасыщенную часть месторождения от нефтенасыщенной. Это приводит к еще большему снижению газовых факторов нефтяных скважин по сравнению с этими показателями при однорядном барьерном заводнении.

Барьерное заводнение в определенной степени способствует снижению темпа падения давления в газонасыщенной части месторождения при умеренных отборах газа из нее. Если же разрабатываемое месторождение по соотношению пластовых углеводородов близко к газовому или газоконденсатному с нефтяной оторочкой, то главной продукцией такого месторождения будут газ или газ и конденсат, которые необходимо интенсивно извлекать из недр. Барьерное заводнение, если газовая или газоконденсатная часть месторождения обширна, может не обеспечивать компенсацию отбора углеводородов. Пластовое давление в газовой или газоконденсатной части будет падать, хотя и медленнее, чем при режиме истощения, а конденсат будет осаждаться в пористой среде. Для полного поддержания пластового давления в газоконденсатной части месторождения необходимо воздействие именно на эту ее часть путем закачки в нее воды, газа или газоводяных смесей. Заводнение газоконденсатной части нефтегазоконденсатного месторождения можно осуществлять с применением рядной схемы расположения скважин. На рис. 107 показана система разработки нефтегазоконденсатного месторождения с применением трехрядной схемы расположения скважин на нефтенасыщенной его части с барьерным заводнением и однорядной схемы на газоконденсатной части месторождения. При вытеснении как нефти, так и газа вместе с конденсатом из пласта водой, т.е. при разработке путем заводнения нефтегазоконденсатного месторождения в целом, конечный коэффициент вытеснения газоконденсатной смеси водой п_к1 достигает порядка 0,75.

Лабораторные опыты показывают, что вытеснение газоконденсатной смеси водой происходит почти поршневым образом, так что в заводненной области пласта остается практически неподвижный защемленный газ вместе с конденсатом, который трудно извлечь из пласта после заводнения. Известно, что га-зоотдача во время разработки газовых месторождений на режиме истощения достигает 0,92-0,95. Газоотдача же при разработке газоконденсатных месторождений на этом режиме составляет

Рис. 107. Система разработки нефтегазоконденсатного месторождения с внутриконтурным заводнением нефтяной и газоконденсатной частей:

1 - внешний контур нефтеносности; 2 - нагнетательные скважины внутрикон-турного заводнения нефтяной части; 3 - нефтедобывающие скважины; 4 - нагнетательные скважины внутриконтурного заводнения газоконденсатной части; 5 - внешний контур газоносности; 6 - элемент системы разработки газоконденсатной части; 7 - газодобывающие скважины

примерно указанную выше величину. Однако при этом вместе с газом из пласта извлекается только до 45-50 % конденсата от его первоначального содержания в газе. Остальной конденсат выпадает в пористой среде и остается неподвижным. Если рассматривать суммарное извлечение углеводородов из газоконденсатной части, включая газ и конденсат, при режиме истощения, то на один стандартный 1 м³ газа вместе с конденсатом, содержащимся в пласте до начала разработки, будет извлечено следующее количество углеводородов: газа Q_г = п_к1 Р₀₁, конденсата Q_K = Лк₂^о₂ Р₂. Здесь п_к1 - конечная газоотдача; р₀₁ - плотность газа в стандартных условиях; п_к2 - конечная конденсатоотдача; f₀₂ - начальное содержание конденсата в газе; р₂ - плотность конденсата.

Для количественной оценки извлечения газа и конденсата примем п_к1 = 0,9; р₀₁ = К0,85 кг/м³; п_к2 =К0,5; f₀₂ = К0,5 • 10^-3 м³/м³; р₂ = 0,6 • 10³ кг/м².

Тогда количество извлекаемых углеводородов, приходящихся на 1 м³ газа, первоначально содержащегося в пласте,

Q_n =    Q_Ti    +    Q_K1    = 0,9 • 0,85 + 0,5 • 0,5 •    10^-3    • 0,6 •    10³    = 0,915    кг.

Оценим, какое количество углеводородов Q^, п риходящихся на стандартный 1 м³ газа, первоначально содержавшегося в пласте, будет извлечено при заводнении газоконденсатной части месторождения с учетом того, что конечный коэффициент вытеснения углеводородов при заводнении составит п_к1 = П_к2 = = Пк = 0,8. Имеем при тех же исходных данных, что и в случае

разработки газоконденсатной части пласта на режиме истощения,

Ру2 = ПкР01 + Пк /02Р2 = 0,8 • 0,85 + 0,8 • 0,5 • 10^-4 = 0,920 кг.

Таким образом, можно заключить, что при заводнении газоконденсатной части месторождения получают на 1 м³ газа, первоначально содержавшегося в пласте, дополнительно всего на 0,005 кг больше углеводородов, чем при режиме истощения. Из изложенного следует, что заводнение газоконденсатного месторождения или газоконденсатной части нефтегазоконденсатного месторождения не всегда однозначно способствует увеличению суммарного извлечения углеводородов - конденсатоотдача может быть увеличена, но газоотдача уменьшится.

Газоконденсатная часть месторождений может разрабатываться также с поддержанием пластового давления путем нагнетания в нее сухого углеводородного газа. Пусть при этом применена однорядная схема расположения скважин, элемент которой выделен на рис. 107 штриховкой. В таком элементе вытесняется жирный газ, содержащий конденсат, сухим газом, закачиваемым в нагнетательную скважину. Будем приближенно считать процесс вытеснения газа прямолинейным, непоршневым, так что на контакте газов будут происходить молекулярная и конвективная диффузии.

Молекулярная диффузия обусловлена хаотическим движением молекул смешивающихся газов, а конвективная - различием истинных скоростей движения частичек газа в порах пласта. Конвективная диффузия зависит от средней скорости движения контакта смешивающихся газов.

Уравнение молекулярной и конвективной диффузии получают аналогично уравнениям массопереноса в пористой среде с учетом баланса вещества, диффундирующего в элементарный объем пласта и из него, а также вещества, переносимого вместе с потоком газов. Для вывода этого уравнения в прямолинейном пласте рассмотрим элементарный объем bhdx (рис. 108). Через левую грань элементарного объема входит вещество с концентрацией c(x, t), а через правую грань оно выходит. За время dt за счет диффузии поступит количество вещества, равное v_Dbhdt (v_D - скорость диффузионного переноса вещества), а за счет фильтрационного потока - wcbhdt. Через правую грань за счет диффузии с фильтрационным потоком выносится следующее количество вещества:

v_Dbhdt +    dxbhdt + w—dxbhdt + wcbhdt.

dx    dx

Рис. 108. Схема элемента прямолинейного пласта

В элементарном объеме пласта за время dt накопится количество вещества, равное — dhdxdt.

дх

Рассматривая приращения вещества с концентрацией c(x, t) в элементарном объеме пласта, получаем дифференциальное уравнение

дС _ _ dV_D dt    дх

dc -W —. dt

(V.14)

Скорость диффузии вещества в пористой среде можно определить по формуле закона Фика, если вместо коэффициента молекулярной диффузии D₀ использовать коэффициент эффективной суммарной диффузии D_E, учитывающий как молекулярную, так и конвективную диффузию. Получим

D_e = D₀ + D_K,    (V.15)

где D_K - коэффициент конвективной диффузии.

Тогда формула закона диффузии примет следующий вид:

дс

(V.16)

^Vd _ _ ^DE

дх

Подставив (V.16) в (V.14), получим уравнение диффузии веществ в пористой среде прямолинейного пласта:

_ ^{д 4} D ^{дс 7} _w ^дс

---| ^De-| _ ^w —.

дt дх 6 ^E дх 8

дс

_ -|    D_E -|    _    W

дх

(V.17)

Введем так называемую подвижную систему координат, определяемую переменными

Ц = х - wt; т = t.    (V.18)

На основе (V.18) имеем

дС _ дС _;    дС _ _w дС + дС

дх    дЦ ’    дt    дЦ дт '

О    х

Рис. 109. Кривые распределения концентрации с(х, t) сухого газа в его смеси с жирным:

1 - c(x, Kt)К2 - c(x, t₂);КЗ - c(x, Kt₃);

Подставив (V.19) в (V.17), получим уравнение диффузии в прямолинейном пласте в подвижной системе координат:

^dc = ± D_e —.    (V.20)

Вт ВЦ ВЦ

Вытеснение газа газом из пористой среды пластов происходит таким образом, что вследствие диффузии первоначальный контакт газ - газ (рис. 109) размывается. Так, при вытеснении из пласта жирного газа сухим в момент времени t₁ концентрация сухого газа в его смеси с жирным изменялась таким образом, как это показано на рис. 109 (см. кривую 1). В этот момент времени длина зоны смещения равна 2Х₁. При t = t₂ распределение концентрации сухого газа в его смеси с жирным газом таково, что длина зоны смешения составит 2Х₂ и т.д.

Это означает, что при подходе к линии добывающих скважин зона смешения может стать достаточно большой и для полной замены в пласте жирного газа сухим понадобится прокачивать через пласт объем сухого газа, существенно превышающий по-ровый объем пласта. Технологически процесс вытеснения из пласта жирного газа сухим осуществляют таким образом, что на поверхности выделяют из газа конденсат, т.е. делают п ластовый газ газоконденсатного месторождения сухим, подают его в компрессоры, дожимают до необходимого давления и закачивают в пласт. Поэтому такая технология разработки газоконденсатных месторождений получила название циклического процесса (сайклинг-процесс).

П р и м е р V 2. Газоконденсатную часть нефтегазоконденсатного месторождения разрабатывают с использованием циклического процесса при однорядной схеме расположения скважин. Расстояние между рядами скважин l = 800 м, толщина пласта, охваченная процессом вытеснения газа газом, h = 10 м, ширина пласта b = 800 м, пористость m = 0,2. Расход сухого газа, нагнетаемого в скважину элемента однорядной системы разработки, q = 100 • 10³ м³/сут газа при стандартных условиях (р_ат = 0,1 МПа). Среднее пластовое давление p = =К 10 МПа.

Определим размер зоны смешения 2X, в момент времени t = t,, когда условный контакт газ - газ (сечение с концентрацией газа с = 0,5) подойдет к линии добывающих скважин. Пласт сильнонеоднородный, так что эффективный коэффициент диффузии D_E = 10^-5 м²/с. Решать задачи диффузии газа в газ можно методом интегральных соотношений Г.И. Баренблатта.

Распределение концентрации сухого газа в смеси с жирным запишем в виде

3

Выполним следующие граничные условия:

с (0, t) = 0,5; с (X, t) = 1; с (-X, t) = 0, dc(±X, t)/d'g = 0.

Выполняя эти условия, получаем систему уравнений А + В + С = 1; А - В - С = 0; В + 3С = 0.

Отсюда А = 0,5; В = 0,75; С = -0,25.

Таким образом,

Подставляя это выражение для концентрации с(^, t) в уравнение (V.20) и решая его методом интегральных соотношений, имеем

XdX = 4D_Edt.

Отсюда

2X = (32D_Et)^1/2.

Вычислим время t,. Имеем в условиях пласта

qп = qPii/ Р = 100 • 10³ • 0,1/10 = 10³ м³/сут;

w = q/bhm = 10³/(800 • 10 • 0,2 • 0,864 • 10⁵) = 0,723 • 10^-5 м/с;

t* = 800/(0,7234 • 10^-5 • 0,864 • 10⁵) = 1280 сут = 3,5 года.

Отсюда

2X(t,) = (32 • 10^-5 • 1280 • 0,864 • 10⁵)^1/2 = 188,1 м.

Таким образом, область смешения вытесняемого и вытесняющего газов будет занимать в пласте довольно значительный размер. Для полной замены в пласте жирного газа сухим потребуется закачать около 1,5 порового объема газа, приведенного к пластовым условиям.

§ 25. РАЗРАБОТКА ГЛУБОКОЗАЛЕГАЮЩИХ ПЛАСТОВ С АНОМАЛЬНО ВЫСОКИМ ПЛАСТОВЫМ ДАВЛЕНИЕМ И МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕНЬЮТОНОВСКИХ НЕФТЕЙ

Нормальное начальное пластовое давление примерно равно гидростатическому. Если же начальное пластовое давление близко к вертикальному горному, т.е. геостатическому, то такое давление считают аномально высоким или аномальным. Создается такое давление чаще всего в замкнутых пластах, залегающих на глубинах свыше 3,5-4 км. В соответствии с соотношением (II. 64) при высоком средневзвешенном пластовом давлении р среднее нормальное напряжение о сравнительно низкое. Следовательно, породы пласта в течение длительного геологического времени оставались мало нагруженными и поэтому слабо уплотненными. При разработке нефтяного месторождения с аномально высоким пластовым давлением без воздействия на пласт пластовое давление быстро снижается. За весь период разработки изменение средневзвешенного пластового давления Ар может составить величину, сравнимую с начальным пластовым. При этом среднее нормальное напряжение, пористость и проницаемость пород пласта, особенно с учетом их первоначальной слабой уплотненности, изменяются нелинейно.

При нелинейной упругой и пластической деформациях пород в случае уменьшения пластового давления зависимость пористости m от среднего нормального напряжения можно представить в следующем виде:

m _ m₀e_^|3c(°_°^o).    (V.21)

Масса нефти М_н,    насыщающей    деформирующийся    пласт,

выражается таким образом:

Мн = Рн ^п(1-0,    (V.22)

где р_н - плотность нефти; У_п - поровый объем пласта; 5_св -насыщенность пласта связанной водой. Имеем для текущей добычи нефти из месторождения в целом д_н(0 следующее выражение:

(kt _ _dM_s / dt _ _ dtL v_n    + p_H dVLj (1 _ S_CB)    (v.23)

Зависимость плотности нефти от давления имеет следующий вид:

Рн = Рн0 [1 + вн(р - P0)]-    (V.24)

Учитывая соотношение (II. 64) между о и р, из (V.21) получаем

m = m₀ е^{вс(р-Ро)}.    (V.25)

Поскольку У_п = mV_пл (У_пл - общий объем пласта), на основе (V.22)-(V.25) получаем при р = р

Ян(° = -f dPrV + рн dvrI (- ^Sc=) =

^{5 dt    dt}    Г    ’    _    (V.26)

= -Рно^тоЧы { не^{вс(р - Ро)} + [1 + в н(р - Р₀)] в с е^{вс(р - Ро)} | | (1

dt

Интегрируя (V.26), имеем

1 - Д^-вс ^(Ро ^{- р)} + в_н(р_о - р )Д^-вс^(ро ^{- р)}

t

0_н(0 = Гq (t)dt = р _от_оУ (1 - s )

^н    J    ~н    ^г но о пл    св

о

(V.27)

Таким образом, по формуле (V.27), зная Р_н(0 и значения исходных параметров, можно рассчитать изменение во времени средневзвешенного пластового давления р.

Рассмотрим изменение дебитов скважин при разработке пласта, сложенного сильнодеформируемыми горными породами -коллекторами нефти, для чего получим аналог формулы Дюпюи для данных условий. При этом необходимо учитывать зависимость проницаемости пород-коллекторов от среднего нормального напряжения. Для терригенных пород эту зависимость принимают обычно в следующем виде:

k = k0 К**^(о-°о⁾,    (V.28)

где Р_к - коэффициент изменения проницаемости горных пород за счет сжимаемости; k = k₀ при о = о₀.

Вообще говоря, Р_к отличен от в_с и, как правило, Р_к > в_с. Для радиального притока нефти к добывающей скважине в случае изменения проницаемости пород по закону (V.28) имеем следующее выражение:

q_н = ЪхкЪ д^в_к⁽р^-ро⁾_г Ф,    (V.29)

u    dr

¹ н

где q^ - дебит скважины.

Интегрируя (V.29), получаем следующую формулу для дебита скважины, эксплуатирующей сильнодеформируемый пласт:

_А-Р_К(Ро - р_с> _ _А-Р>о - Р_к>

-2лк h

о

(V.30)

^q

HC

r

c

Если задано изменение во времени текущей добычи нефти из месторождения в целом q_E = q_s(t), то после определения накопленной добычи нефти Q_s(t) в каждый момент времени можно по формуле (V.27) рассчитать изменение во времени средневзвешенного пластового давления р , а затем по формуле (V.30) - дебиты скважин.

При разработке замкнутых пластов с трещинной пористостью в случае значительного изменения пластового давления и, следовательно, сильной деформации пород происходит более резкое изменение продуктивности скважин вследствие смыкания трещин, чем при разработке сильнодеформируемых пластов, сложенных терригенными породами.

Трещинная пористость пород с изменением средневзвешенного пластового давления р составит

m_T = m_0T[1 -в_т(ро - р>].    (V.31)

Проницаемость k пород с трещинной пористостью с изменением пластового давления будет

кт = кот[1 -вт(Ро - Р)]³.    (V.32)

В приведенных формулах в_т - коэффициент изменения трещинного пространства пород с изменением внутрипорового давления р; m_OT, k_OT - соответственно начальные значения трещинной пористости и проницаемости.

Для разработки пласта с трещинной пористостью    можно    за

писать выражение, аналогичное (V.26). Имеем

q_H(t> = -р_нототЧ_л{_н[1 - вт(Ро - Р) + [1 - в_н(Ро - Р) вт}¦    (V.33)

В результате интегрирования (V.33) получим t

Qh(0 = f qH(t)dt = РнототЧл [(в т + в н)(Ро - Р > + в нв т(Ро    -    Р >² /.    (V.34)

о    ^{-    0}

Соответственно для радиального притока нефти к скважине, эксплуатирующей сильнодеформируемый пласт с трещинной пористостью, имеем 2nk h

^dp.    (V.35)

i+в _т(р _ Р₀)

Чнс

dr

После интегрирования (V.35)

(V.36)

q

нс

^nko.^h\\ + ^в_т⁽Рк _ Р0⁾]⁴ _ f¹ + [⁽Рс _ ^р0⁾]⁴

r

2р ц 1п —

т н r

c

Кратко рассмотрим иной случай разработки пластов с аномальными свойствами, содержащих неньютоновскую нефть. Чаще всего к числу таких нефтей относятся нефти с начальным градиентом сдвига, фильтрация которых происходит по закону, предложенному А.Х. Мирзаджанзаде. Чтобы нефть, обладающая начальным градиентом сдвига, стала фильтроваться в пористой среде, необходимо к этой среде приложить градиент давления больший, чем это следует из закона Дарси. В тех областях пласта, где градиенты давления незначительны, нефть не будет двигаться, и в этих областях образуются застойные зоны. Такие зоны могут быть в неоднородных пластах, в областях с пониженной проницаемостью и даже в пластах с малой неоднородностью, где скорости фильтрации небольшие. Образование застойных зон ведет к уменьшению конечной нефтеотдачи пластов.

На рис. 110 показана схема элемента пятиточечной системы разработки пласта, содержащего нефть, обладающую начальным градиентом сдвига. При вытеснении такой нефти из пласта водой водонефтяной контакт по мере его продвижения будет последовательно занимать положения 1, 2, 3, 4. Как видно, водонефтяной контакт сильно деформируется, и к добывающим

Рис. 110. Схема элемента пятиточечной системы разработки:

1 - добывающие скважины; 2 - целики нефти;

3 - положение водонефтяного контакта в момент времени t₃; 4 - положение водонефтяного контакта в момент времени t₂ < t₃; 5 - положение водонефтяного контакта в момент времени t_x < <Kt₂; 6 - нагнетательная скважина; 7 - обвод-нившаяся область пласта скважинам подтягиваются языки обводнения, образуя целики нефти. В тех случаях, когда нефть является ньютоновской жидкостью и справедлив обобщенный закон Дарси для фильтрации нефти и воды, эти целики нефти в конце концов при так называемой бесконечной промывке пласта, т.е. при прокачке через пласт больших объемов воды, многократно превышающих его поровой объем, будут вымыты из пласта. Если же нефть обладает начальным градиентом сдвига, то целики нефти, образовавшиеся в областях пласта, где градиент давления меньше начального градиента сдвига, так и останутся в пласте неизвле-ченными.

Нефти некоторых месторождений даже в естественных гео-лого-физических условиях, существовавших в пластах месторождения до начала их разработки, могут обладать начальным градиентом сдвига. В других случаях нефти, особенно обладающие значительным содержанием парафина, приобретают свойства неньютоновских жидкостей в результате изменения фазового состояния углеводородов в пластах, например, выделения газа из нефти и изменения температурного режима во время закачки в пласты воды с температурой ниже температуры кристаллизации парафина, растворенного в нефти.

Если    месторождение,    содержащее высокопарафинистую

нефть, предполагается разрабатывать с применением только заводнения, то закачка воды в пласты с температурой ниже температуры кристаллизации парафина недопустима. В этом случае необходимо закачивать воду, подогретую до температуры, превышающей температуру кристаллизации парафина.

П р и м е р V.3. В разработку вводится однопластовое месторождение, залегающее на глубине 2200 м, но с аномально высоким начальным пластовым давлением р₀ = 50 МПа. Объем пласта, вводимого в разработку, V_M = 100 х х 10⁶ м³. Содержание связанной воды в пласте очень мало, так что можно полагать 5_св = 0. Пласт насыщен нефтью с начальной плотностью р_н0 = 0,85 т/м³. Сжимаемость нефти р_н = 10^-4 1/МПа. Пористость пласта изменяется с изменением пластового давления в соответствии с зависимостью (V.21), причем m₀ = = 0,33, p_c = 10^-2 1/МПа, вязкость нефти и_н = 2 • 10^-3 Па • с. Проницаемость изменяется с изменением пластового давления по формуле (V.28). При этом k₀ = 0,1 мкм²,    = 2 • 10^-2 1/МПа. Толщина пласта, охваченного разработкой,

h = 20 м, т_к = 800 м, г_с = 0,08 м. Определим, сколько нефти будет извлечено из пласта, если средневзвешенное пластовое давление р снизится от 50 до 10 МПа, и каким будет дебит одной скважины по сравнению с первоначальным. При этом    принимаем, что    перепад давления    Др_с    =    р_к    -    р_с    остается    постоян

ным, равным 5 МПа.

Используя формулу (V.27), получим

f -2    -2    7

О_н = о, 85• о, 33 • 1о⁸|1 - е^-1° ' ⁴⁰ + 10^-4 • 4ое^-1° •⁴⁰    "    """" '"^я"    "" "00268) = 9,173 • 10⁶ т.

Начальное содержание нефти в пласте G_H„ = т_оУ_плр_но = о, 33 • 1о⁸ • о, 85 = 28, о5 • 1о⁶ т.

Следовательно, нефтеотдача за счет сжатия пористой среды 9 173 • Ю⁶

П = ^{9173 1о} = о, 327.

28, о5 • 1о⁶

Дебит одной скважины определим по формуле (V.30). В начале разработки месторождения, т.е. при ро = Р_к

. е-^:м(г2-⁵8

qнс0 =-2-т-— = о, 325 • 1о^-2 м³ / сут = 281 м³ / сут.

2 • 1о^-2 • 2 • 1о^-3 • 9,2 • 1о^-6

Когда средневзвешенное пластовое давление снизится до р = 10 МПа, дебит скважины

6,28 • 1о^-13 • 2о6е' ’•^1о-2^^/о

q_нс =---- = 126 м³ / сут.

2 • 1о^-2 • 2 • 1о^-3 • 9,2 • 1о^-6

Как видно из данного примера, только за счет сжатия пород-коллекторов пласта при снижении средневзвешенного пластового давления с 50 до 10 МПа из пласта будет “выдавлено” 9,173 • 10⁶ т нефти, и нефтеотдача составит 0,327. При этом дебит добывающих нефть скважин уменьшится более чем в 2 раза.

П р и м е р V.4. Пусть имеем пласт с чисто трещинной пористостью, обладающий теми же параметрами, что и рассмотренный в примере V.3 пласт, сложенный терригенными породами. Будем считать р_т = р_с. При снижении средневзвешенного пластового давления от 50 МПа из пласта будет извлечено количество нефти, вычисляемое по формуле (V.34), а именно:

Q_H = о,85 • о,33 • 1о⁸[(1о^-8 + 1о^-1о)4о • 1о⁶ + 1о^-8(4о • 1о⁶)²] = 11,38 • 1о⁶т.

При этом нефтеотдача

П = Q_H /G_hC1 = 11,38 • Ю⁶/28, о5 • 1о⁶ = о, 4о6.

Дебит добывающей скважины, эксплуатирующей пласт с трещинной пористостью, определим по формуле (V.36).

Имеем вначале разработки пласта

3,14• 1о^-13 • 2о[1 - (1 - 1о^-2 • 5)⁴]    ^ _    ₃.

qHd) =    --_{8    3}-— =    273, 5 м³ / сут.

2 • 1о^-8 • 2 • 1о^-3 • 9,2

При снижении средневзвешенного пластового давления до 10 МПа

3,14• 1о^-13 • 2о[(1 - 1о^-2 • 4о)⁴ - (1 - 1о^-2 • 45)⁴]    _3/

qнс0 =-₈-₃-= ^{56,17 м /с}у^т-

2 • 1о^-8 • 2 • 1о^-3 • 9, 2

Как видно из приведенных результатов, количество извлеченной нефти из пласта с трещинной пористостью будет более высоким, чем из пласта, сложенного терригенными породами, при аналогичном снижении средневзвешенного пластового давления. Дебит же скважин вследствие сильной деформации трещин снижается более значительно в пласте с трещинной пористостью, чем в пласте с терригенным коллектором.

§ 26. ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ПРОБЛЕМЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ И ПЛАСТОВ С АНОМАЛЬНЫМИ СВОЙСТВАМИ

В Российской Федерации накоплен значительный опыт разработки нефтегазовых месторождений как на естественных режимах, так и с воздействием на пласты посредством заводнения.

Разработка, например, Анастасиевско-Троицкого месторождения в Краснодарском крае осуществляется с самого начала без воздействия на пласт. Такая разработка действительно, как и следует из теории, потребовала ограничения дебитов добывающих нефть скважин и, следовательно, разбуривания месторождения по плотной сетке скважин при S_c, равном порядка 24-10⁴ м²/скв, а также принятия мер по недопущению перемещения газонефтяного контакта в газонасыщенную часть месторождения.

Ряд нефтегазовых месторождений и отдельных горизонтов разрабатывается с использованием барьерного заводнения. Опыт показывает, что при таком заводнении газовые факторы нефтяных скважин уменьшаются почти в 2 раза по сравнению с газовым фактором при разработке нефтегазовых месторождений на естественных режимах.

Однако в результате приобретенного опыта разработки нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений перед нефтяниками возникли две специфичные для этих месторождений проблемы.

Первая из них соответствует тем случаям, когда нефтяная часть месторождения представляет собой узкую область, т.е. нефтяную оторочку, и заключается в обеспечении эффективной ее разработки. На такой оторочке оказывается нецелесообразным располагать более одного ряда добывающих скважин. При активной законтурной воде добывающие скважины, разрабатывающие нефтяную оторочку, быстро обводняются. Если же законтурная вода не активна, то при отсутствии барьерного заводнения резко возрастают газовые факторы добывающих нефть скважин. При использовании барьерного заводнения такие скважины быстро обводняются. Во всех описанных случаях разработки нефтегазовых месторождений с узкими нефтяными оторочками нефтеотдача оказывается низкой. Она составляет 12-15 % даже при незначительной вязкости нефти. Нефтяные оторочки с повышенной вязкостью нефти эффективно разрабатывать еще труднее.

Вторая проблема связана, как уже упоминалось, с извлечением конденсата из нефтегазоконденсатных месторождений. Заводнение месторождений, позволяя в принципе повысить конденсатоотдачу и нефтеотдачу, не всегда приводит к увеличению общей углеводородоотдачи, так как газоотдача при этом снижается.

Количество извлекаемых углеводородов из нефтегазоконденсатных месторождений можно увеличить, используя методы комбинированного воздействия на газоконденсатную часть месторождений путем закачки в нее газа и воды. Однако проблема достижения наиболее полного извлечения конденсата при общем повышении углеводородоотдачи все еще остается до конца не решенной.

Опыт разработки глубокозалегающих коллекторов с аномально высоким начальным пластовым давлением, сильноде-формируемых в процессе извлечения из них углеводородов, еще невелик во всем мире. Однако число месторождений, продуктивные пласты которых залегают на больших глубинах, возрастает, и поэтому проблема разработки сильнодеформируемых пористых и трещиноватых коллекторов будет представлять с каждым годом все больший интерес для нефтяной промышленности.

Решение проблемы разработки месторождений нефтей с неньютоновскими свойствами во многом связано с использованием физико-химических и особенно тепловых методов разработки.

Контрольные вопросы

1. В каких случаях при разработке нефтегазовых залежей ограничивают дебит скважин? Выведите формулу для определения предельного безгазового дебита скважины.

2.    Каким образом можно обеспечивать неподвижность газонефтяного контакта при разработке нефтегазовых залежей?

3. Какие системы и технологические методы разработки используют при воздействии на пласты нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений?

4. Выведите и объясните систему уравнений для расчета процесса разработки нефтегазоконденсатного месторождения методом многокомпонентного материального баланса.

5. Выведите формулу для притока нефти к скважине из сильнодеформируемого пласта при экспоненциальной зависимости проницаемости от перепада давления.

6. Какие осложнения возникают при разработке месторождений, содержащих жидкость с неньютоновскими свойствами?

eeeiaQeQoAeeeeQeO eAeei^eQAQaO

Противовыбросовое оборудование является герметизирующим устройством, которое устанавливают на устье скважины для предотвращения выбросов и воздействия на скважину при газонефтеводопроявлениях. При помощи противовыбросового оборудования выполняют:

герметизацию устья при наличии и отсутствии труб в скважине; расхаживание и проворачивание (вращающийся превентор) бурильного инструмента при загерметизированном устье с целью недопущения его прихвата;

восстановление циркуляции промывочной жидкости с противодавлением на пласт;

быстрое снижение давления в скважине; закачку раствора через затрубное пространство.

При ремонте скважин, в отличие от бурения, для предотвращения выбросов применяют только один плашечный превентор или ГУУС (герметизирующее устройство устья скважин) в зависимости от типа бурового станка, высоты расположения рабочей площадки. Так, на Краснодарском подземном газохранилище, где глубина скважин 1050 м и максимальное пластовое давление составляет 12 МПа, ремонт ведут при помощи установок А-50М, где высота рабочей площадки составляет 1,5 м. Здесь в основном применяют ГУУС. В отдельных ситуациях используют превентор плашечный гидравлический ППГ-156 х 320; размер резиновых уплотнений, устанавливаемых в нем, соответствует диаметру труб в скважине, т.е. 60 мм, 73 мм, 89 мм и 114 мм.

Превенторы типа ППГ всех размеров конструктивно исполнены одинаково, исключение составляют превенторы с рабочим давлением 70 МПа и выше, которые имеют разгрузочное устройство, позволяющее закрывать вручную превентор при давлении 20 МПа.

Корпус превентора ППГ-230 х 320БР (рис. 5.1) представляет собой стальную отливку коробчатого сечения, имеющую про-

Рис. 5.1. Плашечный превентор ППГ-230 х х 320Бр

А — вид прямо; А — вид сверху; 1, 7 — откидные крышки с гидроцилиндрами; 2 — корпус превентора; 3 — распределительный коллектор; 4, 10, 16, 17 — резиновые уплотнительные кольца; 5    —

винт; 6    — пробка;

8    — гидроцилиндр;

9    — поршень со

штоком; 11 — валик; 12 — вилка; 13    —

крышка гидроцилиндра; 14 — шпилька; 15 — втулка; 18 — корпус плашки; 19 — паропровод; 20, 23 — винты;    21 — рези

новое уплотнение плашки; 22 — сменный вкладыш; 24 — винт крышки; 25 — кольцо; 26    — ось;

27    — маслопровод;

$ — Г-образный паз замка плашки; b — полость, в которую попадает раствор, сигнализируя о нарушении уплотнения

ходное отверстие диаметром 230 мм и сквозную прямоугольную полость, в которой размещаются плашки. Полость корпуса с обеих сторон закрывается откидными крышками. Крышки крепятся к корпусу винтами, что позволяет сменить плашки без демонтажа превентора с устья скважины и наличия в ней инструмента. Высота превентора ППГ-156 х 320, как и ППГ-230 х 320, равна 310 мм. Управление — дистанционное гидравлическое и ручное с помощью штурвалов. Причем закрыть превентор можно вручную, но открыть — только при помощи гидроуправления. При ремонте на скважинах, где нет электроэнергии и нет возможности применить гидравлическое управление ГУП-100, давление масла в цилиндрах превентора можно создавать при помощи маслонасоса от установки А-50.

Конструкция превентора 230 х 500 Бр аналогична конструкции превентора 230 х 320 Бр. При давлении в скважине 40 МПа плашечный превентор ППГ-230 х 500 может не закрыться от системы гидроуправления по той причине, что выталкивающее давление флюида из скважины на плашку и шток плашки больше давления масла из системы на поршень гидроцилиндра. Для закрытия ППГ-230 х 500 от системы гидроуправления при давлении скважины больше 40 МПа необходимо установить рукоятку распределителя, управляющего данным превентором, в положение "закрыто" и одновременным вращением ручного управления по часовой стрелке поджимать плашки до полного закрытия превентора. Гидравлическая система управления ГУП-100 Бр входит в комплект превентора и предназначена для оперативного и дистанционного управления превенторами и гидравлическими задвижками манифольда. ГУП-100 состоит из двух взаимно сблокированных пультов: основного и вспомогательного. Основной пульт устанавливается на расстоянии не менее 10 м от устья скважины. Вспомогательный пульт устанавливается у поста бурильщика.

Основной пульт состоит из металлического корпуса, в котором расположены все основные узлы управления. За корпусом расположены пневмогидроаккумулятор и ручной насос. В верхней части корпуса установлена панель управления. На панели размещены гидравлический манометр, показывающий давление в аккумуляторе, и электроконтактный манометр, предназначенный для автоматического управления электродвигателем шестеренчатого маслонасоса, выключатель электродвигателя, ручное включение насоса, шесть рукояток маслораспределителей. Первая и вторая рукоятки от-50 крывают и закрывают гидравлические задвижки, третья только закрывает ПУГ (превентор универсальный гидравлический), четвертая, пятая и шестая рукоятки закрывают и открывают плашечные превенторы. Ниже распределителей расположены три вентиля. Левый — для отключения аккумулятора; средний — для отключения всех превенторов и задвижек; правый — для отключения вспомогательного пульта управления. Под панелью установлен масляный бак с щупом. Под баком с правой стороны — электропанель управления электродвигателем шестеренчатого насоса, шестеренчатый насос НШ-10, обратный клапан, предохранительный клапан, масляный фильтр и вентиль слива масла из аккумулятора в масляный бак.

Вспомогательный пульт состоит из металлического корпуса, в котором расположены два двухзолотниковых масло-распределителя, регулирующий клапан, масляный фильтр, блокировочный цилиндр и два гидравлических манометра.

Левый манометр показывает отрегулированное давление регулирующим клапаном, а правый — давление в гидросистеме. Первая рукоятка на панели закрывает и открывает ПУГ, вторая только закрывает нижний плашечный превентор, третья рукоятка закрывает только верхний плашечный превентор, и четвертая рукоятка только открывает одну гидравлическую задвижку на линии дросселирования. Гидросистема работает на масле индустриальном И-40 А. В табл. 5.1 приводится техническая характеристика гидросистем.

Т а б л и ц а 5.1

Техническая характеристика гидросистем управления превенторами

Рис. 5.3. Шаровый кран:

1    — корпус; 2 — гибкое кольцо; 3 —

сегментный упор; 4 — кольцо; 5 — верхнее седло; 6, 11—17 — кольцо "О"; 7 — кольцо, 2 шт.; 8 — сегментное кольцо; 9 — шар;    10 — пробка ма

неврирования; 12 — кольцо, 2 шт.; 13 — ограничитель; 14 — подшипник скольжения (кольцо); 15 — нижнее седло; 16 — пружина; 18 — кольцо,

2    шт; 19 — пробка; 20 — прокладка

Превенторы герметизируют затрубное пространство, если в скважине трубы. Трубное пространство герметизируют обратным клапаном или же шаровым краном.

Рис. 5.2. Обратный клапан тарельчатый

Клапаны изготавливают двух типов:    клапан    тарельчатый

(КОБТ); клапан конусный с резиновым уплотнением (КОБ).

Клапан тарельчатый (рис. 5.2) состоит из корпуса 1 с присоединительными резьбами, направляющего гнезда 4, штока 5 с тарелкой 6, пружины 3 с гайкой 2. Наворачивание обратного клапана на колонну труб при переливе раствора из скважины затруднено. Поэтому применяют приспособление, которое позволяет наворачивать клапан в открытом положении.

При интенсивном переливе скважины необходимо обратный клапан навернуть на квадратную штангу с вертлюгом для увеличения веса и затем уже наворачивать на колонну труб. После крепления клапана приспособление с квадратной штангой отворачивают, и клапан закрывается. Опрессовыва-ют обратный клапан с использованием воды при рабочем давлении в течение 30 с.

В табл. 5.2 приводится техническая характеристика обратных клапанов для труб малого диаметра в условиях работы в эксплуатационных колоннах диаметром 146 и 168 мм.

Шаровый предохранительный кран (рис. 5.3) состоит из корпуса 1, имеющего в верхней части муфту с резьбой, а в нижней части — ниппель с резьбой. Закрытие производят при повороте шара 7 при помощи ключа, который вставляется в пробку маневрирования 8. Верхнее седло 4 и нижнее 11 имеют сферические уплотнительные поверхности для соприкосновения с шаром 7. Герметизация давления под краном обеспечивается уплотнительными кольцами 16 и 18 и при помощи колец 13 и 5. Постоянный контакт между шаром и седлами обеспечивается кольцом (пружиной) 12. Верхнее седло 4 опирается на сегментное кольцо 6. Крепление верхней части седла осуществляется узлом, состоящим из сегментной опоры 2, кольца 3 и гибкого кольца 15. Для смазки контактных поверхностей между шаром и седлами предусмотрена пробка 19.

Т а б л и ц а 5.2

Техническая характеристика обратных клапанов

Краны выпускаются двух типов: кран шаровый верхний (КШВ), который устанавливается между вертлюгом и квадратной штангой (левая резьба); кран шаровый нижний (КШН) с правой резьбой — устанавливается между квадратной штангой и бурильными трубами.

При возникновении проявления кран закрывают поворотом ключа на 90°.

5.1. ПРЕВЕНТОР ПЛАШЕЧНЫЙ ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ ППГ-156 х 320

Превентор ППГ-156 х 320 предназначен для герметизации устья скважин при наличии или отсутствии в скважине бурильных труб или НКТ с целью предупреждения проявления, выбросов и открытых фонтанов. Превентор (рис. 5.4) состоит из корпуса, крышек с гидроцилиндрами и плашек.

Корпус — это стальная отливка коробчатой формы с вертикальным проходным отверстием круглого сечения для раз-

Рис. 5.4. Плашечный превентор ППГ-156 х 320:

1 — плашки; 2 — то рцовое уплотнение; 3 — крышка; 4 — гидроцилиндр; 5 — карданный вал; 6 и 7 — левая и правая трубки для гидропривода плашек; 8 — корпус

мещения бурильного инструмента и сквозной горизонтальной прямоугольной полостью, в которой расположены плашки. Верхняя часть имеет гладкую плоскость, нижняя часть плоскости имеет уклон для стока раствора и направляющие ребра для перемещения плашек. Верхний и нижний присоединительные фланцы превентора совмещены с корпусом. На фланцах имеются канавки под стальные уплотнительные кольца и отверстия с резьбой под шпильки. При температуре окружающей среды ниже —5 °С полость плашек обогревается паром или горячей водой, которые поступают в паропроводы, встроенные в корпус превентора.

Прямоугольная полость в корпусе превентора с обеих сторон закрывается откидными гидроголовками, шарнирно подвешенными на корпусе. Крепление гидроголовок к корпусу производится винтами (8 штук). Такая конструкция превентора позволяет быстро сменить плашки, не снимая превентор с устья скважины даже при наличии в ней труб.

Герметичность между корпусом првентора и крышкой осуществляется резиновым уплотнением, установленным в канавку на внутренней плоскости крышки. Внутри гидроцилиндра установлен рабочий поршень со штоком для перемещения плашки.

Шток выполнен за одно целое с поршнем. Плашки соединяются со штоком "Г"-образным замком. Поршень образует в гидроцилиндре две гидравлические камеры (полости) закрытия и открытия превентора. Для перемещения поршня в гидроцилиндре в камеры через коллектор, поворотное ниппельное устройство по маслопроводу от основного пульта гидросистемы поступает масло под давлением 10 МПа. Для предотвращения перетока масла из одной камеры в другую в канавки на поршне устанавливаются два резиновых уплотнительных кольца.

При износе уплотнений на поршне происходит падение давления в гидроцилиндре и частое включение масляного насоса гидросистемы, так как одна из камер постоянно связана с линией слива масла в масляный бак гидросистемы. Проконтролировать состояние уплотнений на поршне можно следующим образом. Отсоединить маслопроводную трубку от камеры открытия в гидроцилиндре и слить из нее масло. Перевести рукоятку на основном пульте в положение "ЗАКРЫТО". При поступлении масла от гидросистемы в камеру закрытия поршень в гидроцилиндре перемещается на закрытие превентора, а через поврежденные резиновые уплотнения на поршне масло под давлением в камере закрытия будет просачиваться в камеру открытия и течь через штуцер для присоединения маслопровода. При этом следует заменить резиновые уплотнения на поршне. В месте прохода штока через шейку крышки установлено уплотнение, герметизирующее камеру открытия в гидроцилиндре от внутренней полости превентора и среды скважины.

Уплотнение состоит из стальной и бронзовой втулок и четырех резиновых уплотнительных колец, установленных в канавке по наружному и внутреннему диаметрам втулок. Втулки фиксируются от осевого перемещения в шейке крышки двумя пружинными кольцами. Износ уплотнения штока в крышке приводит к понижению давления в гидросистеме и потере масла.

Гидроцилиндр закрывается крышкой, состоящей из стальной отливки с четырьмя отверстиями под шпильки для крепления к цилиндру и полого стакана для защиты фиксирующего винта от механических повреждений. Стакан имеет два продольных отверстия (135 х 70 мм) для визуального наблюдения за положением плашек в корпусе превентора. Для герметизации камеры закрытия в гидроцилиндре в крышке установлена бронзовая втулка с четырьмя резиновыми уплотнительными кольцами. Втулка в крышке гидроцилиндра фиксируется от осевого перемещения пружинным кольцом. Через отверстие во втулке проходит цилиндрическая часть фиксирующего винта ручного привода превентора.

Превентор комплектуется трубными и глухими плашками. Трубные и глухие плашки состоят из стального корпуса, стального сменного вкладыша и сменного резинового уплотнения. Корпус, вкладыш и резиновые уплотнения соединяются между собой болтами и контрятся проволокой. На вкладышах имеются два треугольных выступа, расположенные по диагонали, для принудительного центрирования труб при герметизации устья. Глухими плашками герметизируется устье при отсутствии труб в скважине. Превентор комплектуется плашками под бурильные и насосно-компрессорные трубы диаметром: 33,4; 42,2; 48,3; 60,3; 73; 88,9; 101,6; 114,3 мм.

При герметизации кольцевого пространства между трубой и обсадной колонной под давлением рабочего поршня происходит выдавливание части резины уплотнения между корпусом и вкладышем и поджатие ее к верхней гладкой плоскости плашек, обеспечивая при этом герметичность между трубой, плашкой и корпусом превентора. При монтаже превентора на устье скважины в перевернутом положении уплотнительная резина плашек будет поджиматься не к гладкой 56 верхней плоскости в корпусе превентора, а к направляющим ребрам, вследствие чего герметизации между резиновым уплотнением плашки и корпусом превентора не будет. Поэтому все плашечные превенторы герметизируют устье и держат давление скважины только в том случае, когда оно направлено снизу вверх.

Привод плашек не только гидравлический, но и ручной. Ручной привод предназначен для фиксации плашек в закрытом положении, когда превентор закрыт от гидросистемы, а в аварийном случае (при отсутствии электроэнергии, давления, масла в аккумуляторе и неисправной гидросистеме) и для ручного закрытия плашечных превенторов. Ручной привод плашечных превенторов одностороннего действия — индивидуальный для каждой плашки. Им превентор можно только закрыть — открыть невозможно.

Привод состоит из штурвалов, стоек, карданных валов, специальных полукарданных соединений и фиксирующих винтов, размещенных в гидроцилиндрах превентора. Фиксирующий винт имеет левую резьбу (диаметром 50 мм, длиной 150 мм, 15 витков), которой он вывинчивается из резьбового отверстия в рабочем поршне и штоке при закрытии превентора от ручного привода или фиксации плашек в закрытом положении, когда превентор закрыт от гидросистемы. Специальный буртик (диаметром 62 мм) удерживает резьбовую часть винта внутри гидроцилиндра, а цилиндрическая часть винта (диаметром 40 мм), горизонтально перемещаясь в защитном стакане, указывает на положение плашек превентора "ЗАКРЫТО-ОТКРЫТО".

Принцип действия превентора следующий: при закрытии превентора от системы гидроуправления масло под давлением сжатого азота из пневмогидроаккумулятора через масло-распределитель по трубопроводу подается в камеры закрытия в гидроцилиндрах, перемещая поршни со штоками и плашками к центру превентора, при этом герметизируя устье. Одновременно масло из камер открытия по трубопроводу поступает на слив в масляный бак гидросистемы. При открытии превентора от системы гидроуправления масло под давлением по трубопроводу подается в камеры открытия, перемещает поршни со штоками и плашками от центра превентора на его открытие, а масло из камер закрытия по трубопроводу поступает на слив в масляный бак гидросистемы. В случае выхода из строя системы гидроуправления для закрытия превентора применяют ручной привод. Для этого необходимо установить рукоятку соответствующего маслорас-пределителя на гидросистеме в положение "ЗАКРЫТО" и одновременным вращением обоих штурвалов по часовой стрелке на определенное число оборотов закрыть превентор.

5.2. МАЛОГАБАРИТНЫМ ПРЕВЕНТОР ДЛЯ РЕМОНТА СКВАЖИН

Для ремонта скважин, где пластовые давления не превышают 15 МПа, разработан и применяется малогабаритный превентор с ручным управлением. Он позволяет сэкономить время на монтаже противовыбросового оборудования со станцией гидравлического управления. Малогабаритный превентор ППР-180 х 210 имеет следующую характеристику:

Диаметр условного прохода, мм..........................................180

Рабочее давление, МПа..............................................................................21

Управление превентором................................... Ручное

Диаметр уплотняемых труб, мм:

насосно-компрессорных..............................................................33, 48, 73, 89, 102, 114

бурильных......................................................................................................................73, 89

Скважинная среда................................................ Некоррозионная (нефть, газ,

конденсат, пластовая вода)

Максимально допустимая температура

Превентор ППР-180 х 210 (рис. 5.5) состоит из корпуса 2, крышек 4 с размещенными в них плашками 3, механизма ручного управления и узла шпинделя. Механизм ручного управления и узел уплотнения шпинделя включают: крышку 5 с окнами обеспечения доступа к нажимной втулке 6, ходовую втулку 8, связанную резьбовым соединением со шпинделем 9. Крышки 4 превентора крепят к корпусу винтами 1. При вращении втулки с помощью закрепленного на ней штурвала 10 создается крутящий момент, сообщающий шпинделю и соединенной с ним плашке возвратно-поступательное движение. В крышке 12 установлены подшипники 11, уменьшающие усилие, которое необходимо для управления превентором. Винт 7 предотвращает самоотвинчивание крышки. Плашка выполнена цельной, что позволило уменьшить ее габариты и массу при обеспечении необходимых прочности и жесткости. Уплотнитель плашки выполнен из двух частей: уплотнителей трубы и корпуса, что обеспечивает легкую и быструю смену уплотнительных элементов, а также замену

?    5    6    7    8    9    10    Р^ис-    5.5. Малогабарит

ный превентор для ремонта скважин ППР 180 х 210

только изношенной его части. Проходное отверстие превентора перекрывается путем вращения штурвала по часовой стрелке, открывается — вращением против часовой стрелки.

5.3. ГЕРМЕТИЗИРУЮЩЕЕ УСТРОЙСТВО УСТЬЯ

СКВАЖИНЫ

При ремонте скважин, пластовое давление в которых не превышает 12 МПа, применяют герметизирующее устройство устья скважины (ГУУС) (рис. 5.6), которое состоит из фланца, размеры которого соответствуют размерам фланца 1 трубной головки фонтанной арматуры, в том числе и размерам кольца фланца крестовины 2. В центральную часть фланца 2 встроен цилиндр 3, изготовленный из УБТ, диаметром 203 мм с ленточной резьбой внутри. Внутрь цилиндра вставляется пакет с двумя резиновыми элементами 5. В верхней части пакета — гайка 6 с наружной ленточной резьбой, идентичной резьбе в цилиндре 3, в нижней части — опорный неподвижный конус 4, который садится в седло в цилиндре 3. Неподвижный конус навернут на нижнюю часть патрубка 7, верхний конец которого соединен с задвижкой 8 или шаровым краном. Пакет резиновых элементов с гайкой крепления надет на патрубок 7. В верхней части задвижки или шарового крана ввернут патрубок с переходником 9 под элеватор, и заканчивается патрубок червячного типа ниппелем под быст-росоединяющую гайку 10.

Для герметизации устья скважины во время спускоподъемных операций насосно-компрессорные трубы (НКТ) устанавливают в клинья, элеватором "ЭТА" зацепляют ГУУС за переходник, поднимают при помощи талевой системы и наворачивают на НКТ. Затем приподнимают ГУУС вместе с инструментом и, убрав клинья, опускают ГУУС в цилиндр герметизатора, разгрузив полностью талевую систему. При помощи трубного ключа "КТГУ" закручиванием гайки крепления с ленточной резьбой в цилиндре герметизатора распирают резиновые элементы, герметизируя затрубное пространство.

Трубное пространство перекрывается задвижкой 8 или шаровым краном. Вся операция занимает 3^4 мин. При герметизации устья во время бурения необходимо отвернуть квадратную штангу, выбросить ее на мостки, освободить квадрат от штропов, захватить элеватором ГУУС и загерметизировать устье, как в первом случае. Времени на гермети-

Рис. 5.7. Схема двух спаренных элеваторов ЭТА, позволяющих, не выбрасывая квадратной штанги, захватив ГУУС, загерметизировать скважину

зацию устья в этом случае уходит много, и в случае перелива загерметизировать устье будет сложно. Чтобы не допустить этого, соединяют между собой два элеватора "ЭТА” штро-пами так, чтобы их опорные плоскости были направлены в разные стороны (рис. 5.7). На нижнюю часть квадратной штанги наворачивают дополнительный переходник с проточенной шейкой под элеватор "ЭТА”. Таким образом исключается выброс квадратной штанги. Достаточно отвернуть квадратную штангу, один элеватор накинуть на ее шейку, а второй на ГУУС. Затем поднять талевым блоком квадратную штангу, ГУУС и загерметизировать устье. На герметизацию устья таким способом времени затрачивается до 5 мин.

Рис. 5.6. Герметизирующее устройство устья скважин (ГУУС)

Глава 5

ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН ШТАНГОВЫМИ НАСОСАМИ

Наиболее распространен в мировой практике штанговый насосный способ добычи нефти, который охватывает более 2/3 общего действующего фонда.

В России станки-качалки выпускаются по ГОСТ 5866-76, устьевые сальники - по ТУ 26-16-6-76, НКТ - по ГОСТ 63380, штанги - по ГОСТ 13877-80, скважинный насос и замковые опоры - по ГОСТ 26-16-06-86.

Скважинная штанговая насосная установка (УСШН) (рис. 5.1) состоит из станка-качалки 1, оборудования устья 2, колонны НКТ 3, подвешенных на планшайбе, колонны насосных штанг 4, штангового насоса вставного 6 или невставного 7 типа. Вставной насос 6 крепится в трубах НКТ с помощью замковой опоры 5. Скважинный насос спускается под уровень жидкости.

Возвратно-поступательное движение плунжера насоса, подвешенного на штангах, обеспечивает подъем жидкости из скважины на поверхность. При наличии парафина в продукции скважины на штангах устанавливают скребки, очищающие внутренние стенки НКТ. Для борьбы с газом и песком на приеме насоса могут устанавливаться газовые или песочные якоря.

5.1. Приводы штанговых насосов

ГОСТ 5866-76 предусматривает изготовление станков-качалок 13 типоразмеров. Основные параметры и их размеры приведены в табл. 5.1-5.4.

Каждый тип станка-качалки характеризуется максимальными допускаемыми нагрузками на устьевой шток, длиной хода устьевого штока и крутящим моментом на кривошипном валу редуктора, числом двойных ходов балансира в минуту.

За рубежом станки-качалки обычной конструкции произво-

Т а б л и ц а 5.2

Т а б л и ц а 5.4

Техническая характеристика станков-качалок

дятся по спецификации 11Е стандарта АНИ. Диапазон показателей: грузоподъемность 2-20 т; длина хода 0,5-6,0 м; крутящий момент до 12000 кг-м. В России наиболее известны фирмы “Lufkin” (США), “Indystrial CA” (Румыния).

Станок-качалка (рис. 5.2) состоит: из рамы 13 с подставкой под редуктор и поворотной плитой 12; стойки 3; балансира 2 с головкой и опорой траверсы 15; двух шатунов 4; двух кривошипов 5 с противовесами 14 (при комбинированном или кривошипном уравновешивании); редуктора 6; тормозов 16; клиноременной передачи 7, 8; электродвигателя 9; подвески устьевого штока 1 с канатом; ограждения 11 кривошипно-шатунного механизма. Рама из профильного проката изготовлена в виде двух полозьев, соединенных поперечными связями. Стойка -из профильного проката четырехногая.

Балансир - из профильного проката двутаврового сечения; однобалочной или двубалочной конструкции. Головка балансира - поворотная или откидывающаяся вверх. Для ее фиксации в рабочем положении в шайбе головки предусмотрен паз, в который входит клин защелки.

Опора балансира - ось, оба конца которой установлены в сферических роликоподшипниках. К средней части от квадратного сечения приварена планка, через которую опора балансира соединяется с балансиром.

Траверса - прямая, из профильного проката. С ее помощью балансир соединяется с двумя параллельно работающими шатунами.

Опора траверсы шарнирно соединяет балансир с траверсой. Средняя часть оси установлена в сферическом роликоподшипнике, корпус которого болтами прикреплен к нижней полке балансира.

Шатун - стальная трубная заготовка, на одном конце которой вварена верхняя головка шатуна, а на другом - башмак. Палец верхней головки шатуна шарнирно соединен с траверсой. Палец кривошипа конусной поверхностью вставляется в отверстие кривошипа и затягивается с помощью гаек.

Кривошип - ведущее звено преобразующего механизма станка-качалки. В нем предусмотрены отверстия для изменения длины хода устьевого штока. На кривошипе установлены противовесы, которые могут перемещаться.

Редуктор    типа Ц2НШ представляет собой совокупность

двух пар цилиндрических шевронных зубчатых передач, выполненных с зацеплением Новикова. Изготовление редуктора должно отвечать требованиям ОСТ 26-02-1200-75 (см. табл. 5.3).

Рис. 5.2. Станок-качалка типа СК:

1 - подвеска устьевого штока; 2 - балансир с опорой; 3 - стойка; 4 - шатун; 5 - кривошип; 6 - редуктор; 7 - ведомый шкив; 8 - ремень; 9 - электродвигатель; 10 - ведущий шкив; 11 - ограждение; 12 - поворотная плита; 13 -рама; 14 - противовес; 15 - траверса; 16 - тормоз

Валы цилиндрических зубчатых передач лежат в плоскости разъема корпуса и крышки редуктора. Для равномерного распределения нагрузок на валы и подшипники принято симметричное расположение зубчатых колес и опор. Опоры ведущего и промежуточного валов выполнены на роликоподшипниках с короткими цилиндрическими роликами, а ведомого вала на роликоподшипниках двухрядных сферических. На конце ведущего вала насаживаются шкивы тормоза и клиноременной передачи, положение которых после определенного срока эксплуатации необходимо менять для увеличения общего срока службы ведомого колеса редуктора. Для этого на обоих концах ведомого вала имеются по два шпоночных паза.

Смазка зубчатых колес и подшипников валов осуществляется из ванны корпуса редуктора.

Тормоз - двухколодочный. Правая и левая колодки прикреплены к редуктору. С помощью стяжного устройства колодки зажимают тормозной шкив, насаженный на ведущий вал редуктора. Рукоятка тормоза, насаженная на стяжной винт, вынесена в конец рамы, за электродвигатель.

Салазки поворотные под электродвигатель обеспечивают быструю смену и натяжение клиновых ремней. Выполнены они в виде рамы, которая шарнирно укреплена на заднем конце рамы станка-качалки.

К поворотной плите поперечно прикреплены болтами двое салазок, на которые устанавливается электродвигатель. Рама с салазками поворачивается вращением ходового винта.

Привод станка-качалки осуществляется от электродвигателя со скоростью вращения вала 750, 1000 и 1500 мин^-1. Электродвигатель - трехфазный короткозамкнутый, асинхронный с повышенным пусковым моментом во влагоморозостойком исполнении. На валу электродвигателя установлена конусная втулка, на которую насажен ведущий шкив клиноременной передачи.

Подвеска устьевого штока типа ПСШ грузоподъемностью 3,

5, 10 т состоит из верхней и нижней траверс, двух зажимов каната и зажима устьевого штока. Для установки в подвеске гидравлического динамографа в нее вставляют два винта, с помощью которых раздвигаются траверсы подвески.

Штоки сальниковые устьевые ШСУ предназначены для соединения колонны насосных штанг с канатной подвеской станка-качалки.

Для герметизации устья насосных скважин и подвески насосно-компрессорных труб предусмотрено оборудование устья насосных скважин. Наиболее распространенным оборудованием устья скважин на промыслах является устьевой сальник.

При однотрубной системе сбора и транспорта нефти и газа используется устьевое оборудование насосных скважин на давление до 4 МПа, имеющее шифры СУС1-73-31 и СУС2-73-31, соответственно обозначающие сальники устьевые с самоус-танавливающейся головкой с одинарным и двойным уплотнением для НКТ диаметром 73 мм (табл. 5.5).

Характерной особенностью устьевых сальников СУС является шарнирное соединение между головкой сальника и его тройником для поворота головки в пределах конусного угла (3°) и самоустанавливания по сальниковому штоку. Этим обеспечивается более полная загрузка уплотняющих элементов и повышается срок их службы.

Устьевой сальник СУС1 (рис. 5.3) состоит из шаровой головки, с помещенными в ней нижней и верхней втулками, направляющими втулками из прессованной древесины и уплотнительной набивки. На верхнюю часть шаровой головки навинчивается крышка с двумя скобами, с помощью которых подтягивают уплотнительную набивку.

Для герметизации узла шаровой головки 9 предусмотрено уплотнительное кольцо 5. Наличие в нижней части шаровой головки двух стопоров 4 не позволяет проворачиваться шаровой головке вокруг своей оси при затяжке крышки головки 12. Крышка шаровой головки 12 крепится к тройнику двумя откидными болтами 14.

Тройник снабжен быстроразборным соединением для подсоединения к выкидной линии.

Устьевой сальник СУС2А в отличие от СУС1 имеет двойные уплотнения и три ряда направляющих втулок. Устьевой сальник с двойным уплотнением позволяет менять изношенные верхние уплотнительные элементы без разрядки скважины за счет нижнего уплотнения - буферной манжеты. Изношенные

Т а б л и ц а 5.5 Техническая характеристика устьевых сальников

Рис. 5.3. Сальник устьевой СУС1-73-31:

1 — тройник; 2 — втулка нижняя; 3 — вкладыш; 4 — стопор; 5 — кольцо уплотнительное; 6 — манжетодержатель; 7 — крышка шаровая; 8 — уплотнительная набивка; 9 — головка шаровая; 10 — вкладыш; 11 — грундбукса; 12 — крышка головки; 13 — шток; 14 — болт откидной; 15 — палец; 16 — шплинт; 17 — гайка накидная; 18 — ниппель; 19 — наконечник

направляющие втулки, как правило, меняют при текущем ремонте скважин.

При установке устьевых сальников на устье все резиновые кольца и уплотнительные набивки должны смазываться густой смазкой.

Разбирать шаровую крышку и отделять головку от тройника без необходимости не рекомендуется. При потере герметичности в шаровой опоре заменяют уплотнительные кольца в условиях мастерской.

Для оборудования устья скважин выпускаются:    ОУ140-146/168-65А - оборудованные устья насосных скважин, периодически фонтанирующих, с концентрической подвеской колонны НКТ относительно оси скважины; 0У140-146/168-65Б -то же, для скважин с эксцентрической подвеской труб (рис. 5.4).

В состав оборудования ОУ входят устьевой сальник СУС2 с двойным уплотнением и пробковые краны КППС65-140. В качестве запорных устройств применяют пробковые краны от фонтанной арматуры с уплотнительной смазкой на 14 МПа. Подъемная колонна смещена относительно оси скважины. В трубной головке оборудования ОУ типа Б предусмотрен патрубок с задвижкой для установки лубрикатора и спуска исследовательских приборов в затрубное пространство. Для перепуска газа из затрубного пространства в выкидную линию в обвязке предусмотрен обратный клапан. Затвор обратного клапана (седло и шарик) использован от скважинного насоса.

Оборудование устья скважин, эксплуатируемых с помощью погружных электронасосов ОУЭН, может быть использовано и на периодически фонтанирующих скважинах (табл. 5.6). При этом допускаются подвеска колонны насосно-компрессорных труб, а также профилактические, ремонтные и исследовательские работы на скважине. Колонну насосно-компрессорных труб подвешивают на разъемном конусе, в котором предусмотрен проход и для кабеля. Трубы и кабель уплотняют резиновыми разрезными прокладками, поджимаемыми разъемным фланцем.

Балансирный привод станка-качалки имеет недостаток -точка подвеса штанг совершает сложное движение, что вызывает рост динамических нагрузок на штанговую колонну. С целью их уменьшения применяется безбалансирный станок-качалка, в котором шатун и балансир заменяются гибкой связью - стальным канатом.

Приводная часть безбалансирного станка-качалки (включая редуктор) аналогична балансирному. Конструкция кривошипа V-образной формы, с углом 30°. Над устьем скважины, на наклонной стойке расположен ролик, через который переброшена гибкая подвеска, соединенная с шатунами. Нижняя головка

Т а б л и ц а 5.6

Рис. 5.4. Оборудование устья ОУ140-146/168-65Б:

1 - крестовик; 2 - конусная подвеска; 3 - резиновые уплотнения; 4 - разъемный фланец; 5 - патрубок; 6 - тройник; 7 -задвижка; 8 - сальник устьевой СУС2; 9, 11 - обратный клапан; 10 - кран; 12 - пробка

шатуна соединена с кривошипом. Безбалансирные станки-качалки рассчитаны на нагрузку 30 и 60 кН, длину хода от 0,45 до 5 м и крутящий момент до 80 кН-м. Они имеют меньшие габариты и металлоемкости по сравнению с балансирным. Недостатком является малая надежность гибкой связи.

Гидро- и пневмопривод штанговых установок приводят в движение штанги через шток с поршнем, расположенным в цилиндре. Гидро- и пневмопривод позволяют получить более благоприятный закон движения точки подвеса штанг (ТПШ).

Вниз штанги движутся под действием сил тяжести.

Пневмопривод обычно используется малой мощности, т.е. для скважин с малой глубиной подвески и малой подачей. Гидропривод (гидрокачалка) более широко известен (рис. 5.5)

Приводной цилиндр 3 с поршнем крепится на фланце обсадной колонны скважины. С поршнем соединен полированный шток 2, проходящий через сальник 1. К штоку подвешена колонна штанг. Жидкость подается попеременно в рабочую полость цилиндра и уравновешивающий аккумулятор 5. Рабочая жидкость при ходе штанг вверх поступает на прием насоса системы гидропривода (А) над напором из аккумулятора, где поддерживается постоянное давление сжатым газом над уровнем жидкости в аккумуляторе. В конце хода вверх элементы управления 4 переключают систему на подачу рабочей

Рис. 5.5. Схема гидропривода штангового насоса фирмы “Викерс” (США) (¦?)

и типа АГТ ( •)

жидкости из рабочего цилиндра в аккумулятор. Под действием веса штанг жидкость поступает на прием силового насоса. Для поддержания давления жидкости и газа в аккумуляторе имеются компрессор 7 и насос 6. По схеме АГН уравновешивание происходит за счет веса НКТ. Для этого используется уравновешивающий цилиндр 8, в котором на поршень 9 подвешены НКТ. Установки с гидроприводом обеспечивают большие длины хода глубинного насоса, легкость регулирования режима работы и малую металлоемкость. Параметры установки АГН-Л: длина хода точки подвеса штанг 2,2 м; нагрузка до 60 кН; масса 1550 кг.

В последнее время гидрофицированный привод ЛП-114 предложен заводом “Мотовилиха” (г. Пермь). Такие приводы работают в Западной Сибири (г. Сургут). Уравновешивание производится гидроаккумулятором. Параметры установки ЛП-114: длина хода точки подвеса штанг 2,5 м; нагрузка до 80 кН; масса 1980 кг. Схема ЛП-114 соответствует схеме (см. рис. 5.5, а).

Станки-качалки с одноплечным балансиром

В связи с появлением на промыслах большого количества зарубежного оборудования можно встретить станки-качалки с одноплечным балансиром типа МАРК фирмы “Lufkin” (США), а также отечественных производителей (привод ПШГНО 6-2,5, Уралтрансмаш, г. Екатеринбург) (рис. 5.6). Особенностью подобных приводов является использование кинематической схемы с одноплечным балансиром. Подобное выполнение станков-качалок обусловлено рядом причин. Так, эти станки-качалки имеют более благоприятный закон движения точки подвеса штанг, позволяющий несколько уменьшить динамические нагрузки на штанговую колонну. Если сравнить два станка-качалки с одинаковыми длинами и соотношениями кинематических звеньев, один из которых обычный станок-качалка, а второй - с одноплечным балансиром, то у последнего максимальные нагрузки в точке подвеса штанг будут несколько меньше (около 8-10 %, по данным [2]). Одно-плечный станок-качалка имеет также более пологую кривую скорости точки подвеса штанг, позволяющую существенно (около 35 %) снизить амплитуду колебаний штанг, а следовательно, и их динамическое нагружение и тем самым увеличить срок работы штанговой колонны. Рассмотрим последний вывод более подробно.

Известно, что вследствие упругих деформаций штанг и труб, после начала движения точки подвеса штанг вверх, плун-

Рис. 5.6. Станок-качалка с одноплечным балансиром:

1 - ограждение; 2 - шатун; 3 - подвеска устьевого штока; 4 - стяжка; 5 - балансир с опорой; 6 - траверса; 7 - винт установочный; 8 - стойка; 9 - противовес; 10 - кривошип; 11 - электродвигатель; 12 - шкив ведущий; 13 -плитка поворотная;    14 - рычаг тормоза; 15 - рама; 16 - ремень; 17 - шкив

ведомый; 18 - редуктор

жер остается неподвижным относительно цилиндра. После того как произойдет вытяжка штанг и сокращение труб, движение от ТПШ передается плунжеру, причем за это время ТПШ успевает набрать определенную скорость. В р езультате плунжер резко страгивается с места и нагружается столбом жидкости в трубах в виде импульса силы, т.е. возникают продольные свободные колебания системы штанговая колонна -столб жидкости. У станков-качалок с одноплечным балансиром в сравнении с обычными станками-качалками ТПШ в момент страгивания плунжера успевает набрать меньшую скорость, что, как уже указывалось, позволяет существенно снизить амплитуду колебаний штанг и уменьшить их динамическое нагружение.

Интересно отметить, что у подобных станков-качалок направление вращения кривошипа обратное, т.е. против часовой стрелки (устье слева), что также позволяет несколько уменьшить динамические нагрузки.

Другим достоинством подобных станков-качалок является их компактность, а следовательно, и меньший вес, в результате чего их применение более предпочтительно при больших нагрузках на полированный шток.

Однако они имеют и недостатки, препятствующие их широкому распространению. Это, прежде всего, их малая боковая устойчивость, т.е. большая высота при малой ширине. У подобных станков-качалок кривошипы с грузами находятся в опасной близости от устья скважины, что затрудняет их техническое обслуживание и ремонт. При балансировке подобных станков-качалок требуется большой вес кривошипных грузов, так как вес самого кривошипа приложен к балансиру со стороны скважины по отношению к стойке балансира.

Станки-качалки с дезаксиалъным кривошипно-шатунным механизмом

Наряду с аксиальными (обычными) кривошипно-шатунными механизмами (станки-качалки типа СК), у нас в стране выпускаются станки-качалки с дезаксиальной схемой (типа СКД). За рубежом (в особенности в США) практически все станки-качалки выпускаются с небольшим дезаксиалом.

Дезаксиал n определяется местом расположения кривошипного центра (точки 0) относительно прямой В₁В₂ (рис. 5.7), где В₁ и В₂ - крайнее верхнее и нижнее положения кривошипа. Если точка 0 расположена на прямой В₁В₂, то механизм аксиальный (обычный), если справа от прямой В₁В₂, то механизм с отрицательным дезаксиалом, если слева, то механизм с положительным дезаксиалом. Основное их отличие в том, что у аксиального станка-качалки время хода ТПШ вверх и вниз равно. Поэтому такие станки-качалки называют симметричными. Однако нагружение ТПШ за время хода вверх и вниз

Рис. 5.7. Кинематическая схема преобразующего механизма дезаксиальных

станков-качалок

разное, что обусловлено работой штангового насоса. При ходе вверх станок-качалка производит работу по поднятию штанговой колонны и столба жидкости, при ходе вниз штанговая колонна идет под собственным весом, а вес столба жидкости передается на трубы. Очевидно, что если средняя скорость движения ТПШ при ходе вверх будет меньше, чем при ходе вниз, то это позволит уменьшить ускорения, а следовательно, и динамические нагрузки, действующие на штанговую колонну п р и ходе вверх, т.е. в тот период, когда она наиболее нагружена.

Исходя из этих соображений станки-качалки выполняют с небольшим отрицательным дезаксиалом, у которых время хода вверх больше времени хода вниз. Слишком большой дезаксиал также нежелателен, так как при этом происходит увеличение утечек через плунжер при ходе вверх, появляется возможность зависания колонны штанг в трубах при ходе вниз за счет большей скорости спуска, особенно при ее работе в наклонно направленных скважинах и скважинах с отклонениями парафина или гидратов.

5.2. Насосно-компрессорные трубы

Насосно-компрессорные трубы по ГОСТ 633-80 могут выпускаться четырех конструкций:

гладкие и муфты к ним;

с высаженными наружу концами и муфты к ним (тип В);

гладкие высокогерметичные и муфты к ним (тип НКМ);

безмуфтовые высокогерметичные с высаженными наружу концами (тип НКБ).

ГОСТ 633-80 предусматривает изготовление труб по точности и качеству двух исполнений: А и Б. Трубы всех типов исполнения А выпускаются длиной 10 м, с возможными отклонениями ±5 %. Трубы исполнения Б изготавливают двух групп длин: группа 1 - от 5,5 до 8,5 м; группа 2 - от 8,5 до 10,0 м.

Трубы соединяют с помощью резьб конических с треугольным (НКТ) или трапецеидальным (НКМ, НКБ) профилем.

Колонна труб, свинченная из гладких труб, имеет прочность, не одинаковую по всей длине. Прочность резьбового соединения меньше прочности тела трубы. Такие трубы называют неравнопрочными. Равнопрочные трубы (с высадкой и НКБ) имеют прочность, одинаковую по всей длине.

При применении НКТ для обеспечения герметичности необходимо применять специальные смазки.

Трубы типов НКМ и НКБ относятся к высокогерметичным из-за выполнения специального уплотнительного пояска на ниппельной и муфтовой частях соединения.

Трубы типов НКМ и НКБ требуют специальной оснастки при проведении спускоподъемных работ, чтобы избежать износа уплотнительной поверхности ниппеля в момент укладки на мостки или, наоборот, в момент подачи трубы с мостков на устье. Целесообразнее работать с такими трубами с установкой их в вертикальное положение на мачте подъемного агрегата.

По механической прочности трубы разделяют по группам прочности. Предельная глубина спуска одноразмерной равнопрочной колонны труб (в вертикальных скважинах), исходя из расчета на растяжение от собственного веса, приведена в табл. 5.7. В табл. 5.8 приведены аналогичные данные для НКТ по стандарту Американского нефтяного института АНИ5СТ из наиболее известных групп прочности (при коэффициенте запаса прочности 1,3).

Для наклонных скважин указанные значения будут меньше.

Максимальный диаметр НКТ для эксплуатационной колон-

Предельные глубины спуска (в м) одноступенчатой колонны насосно-компрессорных труб (гладкие) отечественного производства по ГОСТ 633-80

Т а б л и ц а 5.8

Предельные глубины спуска (в м) одноступенчатой колонны насосно-компрессорных труб (гладкие) по стандарту АНИ

ны 146 мм не должен превышать 73 мм, для колонны 168 мм -89 мм.

В настоящее время основная масса отечественных НКТ выпускается с группами прочности Д, К, Е.

За рубежом трубы НКТ изготавливают как по стандартам АНИ (5А, 5АХ, 5АС), так и по другим нормативным документам. Стандарт АНИ5А предусматривает выпуск труб групп прочности Н-40, J-55 и N-80, стандарт АНИ5АС - из высокопрочных сталей группы прочности Р-105, стандарт АНИ5АС -из коррозионно-стойких сталей групп прочности С-75 и L-80. Механические свойства сталей, используемых для НКТ, приведены в табл. 5.9. Выпускаются также нестандартизирован-ные трубы групп прочности С-90, Q-125, V-150.

Стандартами АНИ предусмотрены муфтовые (для гладких труб и с высадкой наружу) и безмуфтовые соединения. Применяют резьбы конические с треугольным (аналоги соединений для гладких труб НКТ по ГОСТ 633-80), или трапецеидальным профилем (аналоги соединений труб типов НКБ, НКМ

по ГОСТ 633-80). Могут применяться и специальные уплотнительные кольца из тефлона для увеличения герметичности соединения.

Стандартами АНИ [29] предусмотрены резьбовые соединения    высадкой    наружу    (рис. 5.8,    1),    гладкие    (рис.    5.8,    2)    и

безмуфтовые соединения, например, “Интеграл” (рис. 5.8, 3). Данные резьбовые соединения взаимозаменяемы с соединениями по ГОСТ 633-80. Из соединений других типов можно отметить соединения “Хайдрилл” (рис. 5.8, 8-15). Характерной особенностью таких соединений является двухступенчатая резьба, причем соединение может быть как муфтовое, так и безмуфтовое, с высадкой наружу и во внутрь. Данное соединение позволяет получить три уплотнительные поверхности -на концах труб и ступеньках резьб. Выполнение соединения “Хайдрилл” с высадкой (рис. 5.8, 11, 13, 14) позволяет получить прочное и герметичное соединение, прочность которого не менее прочности тела трубы.

Фирма “Атлас Брэдфорд” (США) в своих резьбовых соединениях широко применяет уплотнительные кольца из тефлона (рис. 5.8, 18-23), позволяющие получить высокогерметичное соединение, так как уплотнение осуществляется по двум поверхностям: по коническим уплотнительным поверхностям и уплотнительному кольцу. Фирмы “Маннесман” (ФРГ) и “Валурек” (Франция) (рис. 5.8, 16, 17, 24-26) применяют в своих соединениях резьбу “Батресс”, подходящую больше для обсадных труб. Фирма “Маннесман” широко использует соединение типа TDS, уплотнение которого осуществляется за счет выполнения специальной выпуклой поверхности на конце трубы, плотно входящей в цилиндрическую расточку муфты, а фирма “Валурек” - высокогерметичное соединение типа VAM, уплотнение которого осуществляется за счет выполнения конической поверхности на скошенном конце трубы, позволяющей при свинчивании получать две уплотнительные поверхности.

Рис. 5.8. Соединения труб НКТ зарубежного производства

В табл. 5.10 указаны характеристики насосно-компрессорных труб и соединений различных типов, выпуск которых предусмотрен стандартом АНИ. Характеристики представлены в английской системе мер и СИ.

В табл. 5.11, 5.12 дан перевод в миллиметры соответственно целых дюймов и их долей.

Например, труба диаметром 2 3/8" - это 2,3750 дюймов в десятичной записи или в СИ 50,8 + 9,525 = 60,325 мм.

Ниже представлен перевод с английской системы мер в СИ других величин, наиболее широко применяемых в нефтепромысловой практике.

Рис. 5.8. Продолжение

1 фут = 0,3048 м; 1 баррель = 158,98 л; 1 баррель = 42 галлона;

1 кубический фут = 28,6 л; 1 галлон (амер.) = 0,02381 барреля;

1 галлон = 0,003785 м³; 1 галлон = 3,785 л;

1 г = 0,0353 унции; 1 л.с. = 0,7457 кВт; 1 м³ = 6,289 барреля;

1 м³ = 264,172 галлона; 1 м³ = 35,3146 куб. фута;

1 м³ = 1,30795 куб. ярда; 1 галлон в минуту = 34,296 ба рреля в сутки; 1 см = 0,032808 фута; 1 см = 0,3937 дюйма; 1 см = = 0,010936 ярда;

1 м = 3,2808 фута; 1 м = 39,37 дюйма; 1 м = 1,0936 ярда;

Рис. 5.8. Продолжение

=    1,6093 км; 1 фунт = 0,4536 кг; 1

1 миля = 10,7639 кв. фута;

м

1 м² = 1,1959 кв. ярда; 1 т = 2204,622 фунта; 1 Вт = = 0,00134 л.с.; 1 ярд = 91,44 см; 1 ярд = 0,9144 м; 1 фунт/кв. дюйм = 0,0703 кг/см²;

1 фунт/фут = 1,486 кг/м.

За рубежом многие фирмы выпускают большую номенкла-

Т а б л и ц а 5.11 Перевод целых дюймов в миллиметры

Т а б л и ц а 5.12 Перевод долей дюймов в миллиметры

Характеристика нестандартных и тяжелых НКТ, выпускаемых за рубежом