В. И. ЩУРОВ
ТЕХНОЛОГИЯ
И ТЕХНИКА
ДОБЫЧИ НЕФТИ
Допущено министерством высшего и среднего специального образования
СССР в качестве учебника для студентов вузов, обучающихся по специ-
альности «Технология и комплексная механизация разработки нефтяных
и газовых месторождений»
МОСКВА «НЕДРА» 1983
УДК 622.32(075.8)
Щуров В. И. Технология и техника добычи нефти. Учебник для вузов. М.,
Недра, 1983, 510 с.
Описаны техника и технология добычи нефти, методы исследования сква-
жин, способы искусственного воздействия на нефтяные пласты с целью интен-
сификации добычи нефти и повышения коэффициента нефтеотдачи. Изложена
теория движения газожидкостных смесей. Рассмотрены способы совместно-
раздельной эксплуатации нефтяных пластов, техника и технология текущего
и капитального ремонта скважин.
Для студентов нефтяных вузов и факультетов.
Табл. 19, ил. 173, список лит.— 12 назв.
Рецензенты:
кафедра эксплуатации нефтяных и газовых месторождений Грозненского неф-
тяного института;
д-р техн, наук Ю. П. Борисов (ВНИИ)
„ 2504030300—203
Щ---------------27—83
043(01)—83
© Издательство «Недра», 1983
Глава I
СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕЙ
ПРОМЫШЛЕННОСТИ
§ 1.	ДОБЫЧА НЕФТИ И ЕЕ РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ПО СТРАНАМ МИРА
В настоящее время во всем мире добывают (1981 г.) около
3 млрд, т нефти в год.
Добычу нефти определяют по следующим семи районам.
Это — Северная Америка, Южная Америка и р-н Карибского
моря, Ближний и Средний Восток, Африка, Азия и Дальний
Восток, Западная Европа и социалистические страны (табл. 1.1).
Следует учесть, что разведанность недр далеко не равномерна,
и существуют обширные районы, еще практически не затрону-
тые разведкой. Наиболее изучены недра США, на территории
которых за все время существования нефтедобывающей про-
мышленности пробурено более миллиона скважин. Дебиты
скважин в нефтедобвшающих странах мира различны. Так, на-
пример, в США, крупной нефтедобывающей стране, средние де-
биты скважин очень малы и составляют 2,2 м3/сут (1980 г.),
а в странах Среднего Востока, особенно примыкающих к рай-
ону Персидского залива, дебиты скважин достигают 750—
2000 т/сут. По остальным нефтедобывающим странам средние
дебиты составляют 12—25 т/сут на скважину.
§ 2.	РАЗВИТИЕ ДОБЫЧИ НЕФТИ В СССР J
От добычи нефти из колодцев с деревянной крепью, откры-
тых фонтанов, деревянных вышек и ударного бурения отече-
ственная нефтяная промышленность шагнула за послереволю-
ционное время далеко вперед — до современной более чем по-
лумиллиардной добычи нефти с конденсатом в год, к исполь-
зованию ЭВМ на нефтедобывающих предприятиях, к слож-
нейшим техническим сооружениям и технологическим про-
цессам.
Добыча нефти в СССР, начиная примерно с пятидесятых
годов, стала резко увеличиваться, обгоняя по своим темпам
США, и к 1980 г. достигла 603,2 млн. т. вместе с газовым кон-
денсатом.
До Великой Отечественной войны в нашей стране основ-
ными источниками нефти были месторождения Апшеронского
п-ва (район Баку) и Северного Кавказа (Грозный, Кубань).
1*	3
Таблица 1.1
Добыча нефти по странам мира млн. т/г.
Страны	1959	1965	1970	1975	1980
Северная Америка	385,7	440,0	556,4	520,6	607,7
в том числе: США	347,1	384,0	474,2	411,4	427,0
Мексика	13,7	16,8	21,9	41,4	110,0
Канада	24,0	39,3	60,3	67,8	70,7
Южная Америка и район	173,5	222,7	245,9	185,4	187,3
Карибского моря в том числе: Венесуэла	146,6	181,1	193,2	122,1	113,0
Аргентина	6,3	14,0	20,0	20,2	25,0
Тринидад и Тобаго	5,9	6,9	7,2	П,1	и,з
Ближний и Средний Во-	227,7	411,8	692,9	698,9	926,6
СТОК в том числе: Саудовская Аравия	54,2	99,6	176,8	352,0	495,0
Иран	45,6	92,4	191,7	266,7	74,0
Ирак	41,7	64,5	76,6	110,1	138,0
Кувейт	69,5	107,3	137,4	109,8	86,0
Африка	5,6	106,1	295,5	243,3	291,0
в том числе: Ливия			58,8	159,2	72,4	85,6
Нигерия	0,5	13,5	53,4	88,0	101,0
Алжир	1,3	26,0	47,2	45,0	44,8
Азия и Дальний Восток	24,8	32,6	67,1	109,4	142,1
в том числе: Индонезия	18,0	24,1	42,1	65,3	77,5
Австралия	—	0,3	8,3	19,3	18,7
Индия	0,4	3,0	6,8	8,1	10,0
Малайзия	—	—	0,8	4,7	13,1
Западная Европа	12,5	18,4	16,2	24,2	116,7
в том числе: Великобритания	0,1	0,1	0,1	7,5	80,0
Норвегия	—	—	—	9,3	23,7
ФРГ	5,1	7,9	7,5	5,7	4,7
Социалистические страны	—	—	394,0	591,1	727,7
Всего по странам мира	1503,4	2132,3	2267,0	2642,9	2991,6
•Добыча нефти вместе с газовым конденсатом.
Примечание. Цифры добычи даются с округлением.
4
В послевоенный период начинают разрабатываться месторож-
дения Среднего Поволжья, Татарии, Башкирии и некоторых
других районов.
Существенным для интенсивного развития новых районов
нефтедобычи явилась возможность использования имеющихся
материально-технических ресурсов на новых перспективных
площадях в результате применения на разрабатываемых ме-
сторождениях научно обоснованных способов разработки и
эксплуатации скважин с широким использованием систем под-
держания пластового давления закачкой воды и применения
сравнительно редких сеток скважин. Высвобожденные за счет
этого ресурсы были направлены на разведку и разработку но-
вых нефтяных месторождений в Пермской области, в Урало-
Поволжье, в Западной Сибири и др. Большое значение в этот
период приобретают новые технологические методы крупномас-
штабного воздействия на залежи нефти путем закачки воды
как в законтурную, так и во внутриконтурную части месторож-
дений. Это позволило продлить фонтанный период эксплуата-
ции и использовать более редкие сетки скважин. Масштабы
этих процессов можно охарактеризовать следующими цифрами.
К 1983 г. количество закачиваемой воды в нефтеносные пласты
превысило 1,5 млрд. м3/год (полтора кубических километра),
что более чем в 2 раза превышает объем годовой добычи нефти
с конденсатом. В настоящее время около 90 % общесоюзной
добычи нефти извлекается из месторождений, на которых осу-
ществляется поддержание пластового давления закачкой воды
в пласт. При среднем давлении нагнетания 12 МПа общая мощ-
ность насосных установок по закачке воды составляет 1,12 млн.
кВт. Для сравнения можно указать, что суммарная мощность
силовых установок современного океанского лайнера состав-
ляет 15—25 тыс. кВт.
Освоение новых районов, главным образом в труднодоступ-
ных местах Тюмени, Коми АССР, Пермской области и других
районов, затрудняет обустройство и обслуживание огромного
рассредоточенного промыслового хозяйства. Поэтому в настоя-
щее время около 75 % добычи нефти получают с комплексно
автоматизированных объектов.
В настоящее время фонд действующих скважин составляет
около 100 тыс., в том числе около 15 тыс. нагнетательных. На
смену малоэффективным способам эксплуатации пришли новые,
а именно: погружные центробежные электронасосы, которые
в ряде случаев обеспечивают дебиты более высокие чем те,
которые могли быть получены из тех же скважин при естест-
венном фонтанировании. Для управления, контроля и поддер-
жания в рабочем состоянии этого сложного, энергоемкого
хозяйства необходима очень высокая квалификация современ-
ного инженера, технолога-нефтяника. Часто в его руках сосре-
доточиваются рычаги управления этим многогранным произ-
5
водством, включающим как процессы, происходящие в недрах
земли, процессы самого подъема жидкости на поверхность из
эксплуатационных скважин, так и поверхностный сбор и под-
готовку продукции скважин перед ее транспортировкой на пе-
рерабатывающие заводы.
Достижение запланированной добычи нефти и газового кон-
денсата в размере 620—645 млн. т к 1985 г. потребует больших
усилий, технически грамотного и научно обоснованного подхода
к проблемам нефтедобычи на всех ступенях сложного производ-
ственного процесса.
§ 3.	ОСНОВНЫЕ СПОСОБЫ ДОБЫЧИ НЕФТИ
Существует три основных способа добычи нефти: фонтан-
ный, газлифтный и механизированный, включающий два вида
насосной добычи: штанговыми скважинными насосами (ШСН)
и погружными центробежными электронасосами (ПЦЭН).
Наряду с перечисленными основными способами эксплуата-
ции скважин существует и ряд других, которые еще не полу-
чили широкого развития или находятся в стадии промышлен-
ного освоения.
Масштабы применения способов эксплуатации необходимо
оценивать по количеству добываемой продукции из скважин
(нефти или жидкости) и по числу скважин, оборудованных под
тот или иной способ. Фонтанный — самый простой и самый де-
шевый способ эксплуатации. Однако не все скважины могут
фонтанировать. В этом случае их переводят на механизирован-
ные способы добычи нефти, к которым относится насосная экс-
плуатация (ШСН и ПЦЭН). Вместе с тем фонтанный способ
эксплуатации при поддержании на месторождении пластового
давления (ППД), на которое расходуется большое количество
энергии, также можно отнести к механизированному способу
добычи нефти. Нетрудно подсчитать мощность, расходуемую на
закачку воды для ППД, и отнести ее к фонду добывающих
скважин, находящихся на месторождениях, на которых осу-
ществляется ППД. Делая такую грубую оценку, получим удель-
ную дополнительную мощность на 1 скважину в 13,5 кВт. Эта
мощность вполне соизмерима с той, которая затрачивается
в среднем на подъем жидкости из скважины при механизиро-
ванном способе добычи нефти.
Газлифтный способ эксплуатации также относится к меха-
низированному, так как для работы этих скважин необходимо
закачивать сжатый газ, на что расходуется дополнительная
энергия (табл. 1.2).
Как видно из табл. 1.2, насосный способ эксплуатации при-
мерно до 1950 г. обеспечивал около 45 % общесоюзной добычи
нефти, тогда как фонд скважин, оборудованных ШСН, в то
время доходил до 85%. Со временем роль и значение этого
6
Таблица 1.2
Удельное значение способов эксплуатации сквакин по добыче нефти
(% к годовой) и по фонду скважин (% ко всему фонду)
Способ эксплуатации	1950	1955	1960	1965	1970	1975	1980
Фонтанный	32,83	58,34	73,71	64,36	55,17	41,58	51,3
	4,0	9,64	18,81	18,75	16,58	13,85	15,08
Газлифтный	21,3	6,49	2,33	1,76	1,89	5,66	3,73
	7,8	4,33	3,45	3,00	3,42	4,83	2,87
птгн	45,11	34,01	17,36	18,42	18,77	15,63	13,23
	85,4	84,45	74,39	71,10	70,07	67,18	63,0
ПЦЭН			6,14	15,07	24,15	33,90	31,75
			2,98	6,48	9,66	14,46	19,08
Примечание. Числитель — удельный вес в % по добыче; знаменатель —
удельный вес в % по фонду скважин.
способа добычи сократились. К 1977 г. добыча составляла
только лишь 16,3 % от общесоюзной, а фонд — 66%. Абсолют-
ное же число штанговых скважин систематически возрастало
и к 1977 г. увеличилось в более чем в 4 раза по сравнению
с 1946 г.
С 1955 г. получают распространение погружные центробеж-
ные электронасосы (ПЦЭН). Добыча нефти этим способом из
года в год росла и к 1977 г. достигла 33,62 % от общесоюзной.
К этому же времени фонд скважин, оборудованных ПЦЭН, до-
стиг 15,36 %. Этот способ эксплуатации обеспечивает получение
больших дебитов из скважин по сравнению с ШСН и, как пра-
вило, используется при необходимости извлечения более
40 м3/сут жидкости. Газлифтный способ эксплуатации, давав-
ший в 1946 г. 37 % общесоюзной добычи, был распространен
главным образом на промыслах объединения Азнефть. Фонд
газлифтных скважин, составлявший в то время 10,8%, в даль-
нейшем сократился вследствие неэкономичности газлифтного
способа эксплуатации. К середине 60-х годов добыча нефти
этим способом достигла 1,8%, а фонд — 3,05%. Низкая эффек-
тивность газлифтного способа эксплуатации, а точнее его раз-
новидности— эрлифта объяснялась необходимостью больших
первоначальных капитальных вложений на его обустройство,
несовершенством применяемой техники и, как следствие, боль-
шими удельными расходами сжатого воздуха (или газа) на
подъем 1 т нефти. В последнее время дальнейшее развитие по-
лучила теория этого сложного процесса, была разработана
7
Таблица 1.3
Средние дебиты по нефти (т/сут) на одну скважину
по способам эксплуатации
Способ	1946	1950	1955	I960	1965	1970	1975	1980
ШСН	2,48	2,74	2,77	2,77	4,17	5,02	4,64	1 4.5s
пцэн	—	—	—	24,49	37,43	46,871	[46,54	36.5 ’
Г аз лифт	17,02	14,15	10,35	8,0	9,44	10,38	26,44	28,9.
Фонтан	49,70	48,50	41,88	46,49	55,30	62,41	72,34	74,4 ।
Средний дебит	4,97	5,18	6,92	11,86	16,11	18,75	21,16	21,52
надежная контрольно-измерительная аппаратура, пусковые и
рабочие клапаны-регуляторы, наладилось использование отрабо-
танного при газлифте газа, что привело к повышению эффек-
тивности этого способа эксплуатации и к расширению масшта-
бов его применения. В настоящее время на долю газлифтного
способа эксплуатации приходится около 5,5 % общесоюзной до-
бычи при фонде скважин, составляющем около 6,0 % от обще-
союзного. Хотя удельная роль этого способа эксплуатации ос-
тается малой, значение газлифта из года в год увеличивается
и будет расти в дальнейшем.
Число действующих фонтанных скважин во времени меня-
ется и находится почти в строгом соответствии с открытием и
освоением новых месторождений. Доля нефти, добытой фонтан-
ным способом, в 1946 г. составила 20,31 % при фонде скважин
2,03 % от общего фонда добывающих скважин, к 1961 г. она
возросла до 74 % при фонде скважин 20,05 % (1962 г.). В даль-
нейшем число фонтанных скважин уменьшилось. Уже в 1976 г.
фонтанным способом получили 45,20 % от общей добычи нефти
при фонде фонтанных скважин лишь 13,33 % (табл. 1.2). Самым
малопроизводительным способом и в то же время самым трудо-
емким является штанговый насосный способ — ШНС. Однако
широкое применение этого способа (около 63 % от всего фонда
скважин) объясняется большим числом малодебитных скважин,
для которых эксплуатация скважин штанговыми насосами ос-
тается технически оправданной и экономичной по сравнению
с другими способами. Наиболее производительный фонтанный
способ. Средний дебит одной фонтанной скважины составил
72,34 т/сут. Однако приведенные здесь цифры характеризуют
средние производительности (по нефти), и это не может слу-
жить оценкой возможностей данного способа. Например, при
определенных условиях с помощью ШСН можно получить до
450 т/сут. Газлифтный способ эксплуатации может обеспечить
дебит до 1800 т/сут, но также при определенных условиях.
8
§ 4.	ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ
НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
В Основных направлениях экономического и социального
развития СССР на 1981—1985 годы и на период до 1990 года
сказано: «В нефтяной промышленности обеспечить в 1985 году
добычу нефти (с газовым конденсатом) в объеме 620—645 млн.
тонн». Для достижения этих рубежей необходимо и освоение
новых нефтяных месторождений, и совершенствование техники
и технологии добычи нефти.
Основным направлением в технологии добычи нефти оста-
ется применение методов поддержания пластового давления за-
качкой воды. Усовершенствование этого метода будет идти
в направлении улучшения отмывающей способности воды до-
бавками различных химических реагентов, а также наиболее
полным использованием для ППД воды, добываемой вместе
с нефтью. Наряду с этим более широкое применение найдут
тепловые методы и методы закачки различных растворителей
и специальных жидкостей для образования между вытесняе-
мой нефтью и вытесняющей эту нефть водой оторочки, способ-
ствующей более полному извлечению запасов нефти.
Технические средства для осуществления этих процессов,
(в первую очередь высоконапорные кустовые насосные станции,
распределительные и дозирующие устройства) также будут
совершенствоваться в направлении улучшения рабочих парамет-
ров (повышения давления подачи и износостойкости) и в на-
правлении снижения массы, повышения надежности и корро-
зионной стойкости. Система ППД будет полностью автомати-
зирована.
В настоящее время все узлы системы ППД, а также сис-
темы сбора и подготовки нефти и газа на промыслах, в том
числе компрессорные станции, выполняются в виде бесфунда-
ментных моноблоков, изготавливаемых не на промыслах, а в за-
водских условиях и доставляемых к месту постоянной работы
транспортом. Лишь такой подход к освоению новых месторож-
дений может обеспечить их быстрый ввод в разработку с наи-
меньшими затратами, а в случае истощения запасов или не-
обходимости новой дислокации технических средств возмож-
ность быстрой их переброски на новые объекты.
Наряду с этим будут развиваться и усовершенствоваться
тепловые методы воздействия на призабойную зону скважин и
пласты в целом. Это особенно важно и потому, что относи-
тельная доля запасов, содержащих высоковязкие нефти и би-
тумы, увеличивается. Извлечение этих запасов — весьма труд-
ная задача, и в этом отношении тепловое воздействие представ-
ляется единственным технически приемлемым средством их
извлечения.
В области техники и технологии подъема жидкости из сква-
9
жин перечисленные ранее способы очевидно, сохранят свое
доминирующее значение. Однако будут вестись работы по усо-
вершенствованию самого оборудования, повышению его проч-
ностных характеристик, снижению массы, увеличению надеж-
ности и межремонтного периода, при обеспечении автоматизи-
рованного дистанционного контроля и управления. В этом
отношении перспективным является использование безбалан-
сирных гидравлических качалок, гидропоршневых и винтовых
насосов. Дальнейшее развитие получит газлифтный способ экс-
плуатации при замкнутом цикле работы с многократным ис-
пользованием отработанного газа.
Предстоит повысить надежность и эффективность техники
эксплуатации сильно искривленных скважин, число которых из
года в год увеличивается, вследствие освоения заболоченных
территорий.
Непрерывный рост глубины скважин, числа искривленных
скважин и их обводненности, необходимость эффективной экс-
плуатации малодебитных скважин предъявляют особые требо-
вания к надежности всех технических средств для добычи
нефти, сокращения так называемого межремонтного периода
(МРП) и повышения коэффициента эксплуатации. В настоя-
щее время на 1 т добытой нефти приходится в среднем извле-
кать 1 т воды, которая является балластом: на ее подъем тра-
тится энергия, она сокращает МРП, вызывает отложение солей,
способствует коррозии оборудования. Уже сейчас по действую-
щему эксплуатационному фонду скважин отрасли проводится
несколько сот тысяч ремонтных операций в год, на что затра-
чиваются большие технические и трудовые ресурсы. В перспек-
тиве необходимость в ремонтных работах увеличится.
Глава II
ИСТОЧНИКИ ПЛАСТОВОЙ ЭНЕРГИИ
лл
§ 1. ПЛАСТОВЫЕ ДАВЛЕНИЯ
Для правильного понимания всех технологических процес-
сов и явлений, связанных с эксплуатацией нефтяных месторож-
дений и скважин, необходимо уяснить ряд терминов для дав-
лений, которые определяют или влияют на эти технологические
процессы.
Статическое давление на забое скважины
Статическое давление — это давление на забое скважины,
устанавливающееся после достаточно длительной ее остановки.
Оно равно гидростатическому давлению столба жидкости
в скважине высотой (по вертикали), равной расстоянию от
уровня жидкости до глубины, на которой производится изме-
рение. Обычно за такую глубину принимается середина интер-
вала вскрытой толщины пласта. С другой стороны, это давле-
ние равно давлению внутри пласта, вскрытого скважинами, и
поэтому оно называется пластовым давлением.
Статический уровень
Уровень столба жидкости, установившийся в скважине по-
сле ее остановки при условии, что на него действует атмосфер-
ное давление, называется статическим уровнем.
Если устье скважины герметизировано, то обычно в верх-
ней части скважины скапливается газ, создающий некоторое
давление на уровень жидкости. В этом случае уровень жидко-
сти не называется статическим, хотя соответствует статическим
условиям скважины, и давление на забое скважины равно
сумме гидростатического давления столба жидкости и давле-
ния газа.
Динамическое давление на забое скважины
Это давление устанавливается на забое во время отбора
жидкости или газа из скважины или во время закачки жидко-
сти или газа в скважину. Динамическое давление на забое
очень часто называют забойным давлением в отличие от ста-
тического, которое называют пластовым давлением. Однако и
статическое, и динамическое давления в то же время являются
забойными.
11
Динамический уровень жидкости
Уровень жидкости, который устанавливается в работающей
скважине при условии, что на него действует атмосферное дав-
ление (межтрубное пространство открыто), называется дина-
мическим уровнем.
При герметизированном затрубном пространстве динамиче-
ское давление будет равно сумме гидростатического давления
столба жидкости от уровня до забоя и давления газа, действую-
щего на уровень. Высота столба жидкости измеряется по вер-
тикали. Поэтому в наклонных скважинах при вычислении гид-
ростатических давлений должна делаться соответствующая по-
правка на кривизну скважины.
Среднее пластовое давление
По среднему пластовому давлению оценивают общее состоя-
ние пласта и его энергетическую характеристику, обусловли-
вающую способы и возможности эксплуатации скважин. Ста-
тические давления в скважинах, расположенных в различных
частях залежи и характеризующие локальные пластовые дав-
ления, могут быть неодинаковыми вследствие разной степени
выработанности участков пласта, его неоднородности, преры-
вистости и ряда других причин. Поэтому используют понятие
среднего пластового давления. Среднее пластовое давление рср
вычисляют по замерам статических давлений pi в отдельных
скважинах.
Среднее арифметическое давление из иг измерений по от-
дельным скважинам
т
Pw = ------.	(И.1)
т
Эта величина неточно характеризует истинное среднеинтег-
ральное пластовое давление и может от него сильно отличаться,
например, при группировке скважин в одной какой-либо части
залежи.
Средневзвешенное по площади пластовое давление
п
Рер = -----,	(П.2)
н	п
1
где fi — площадь, приходящаяся на i-ю скважину, pi — стати-
ческое давление в i-й скважине, п — число скважин.
12
Это давление полнее характеризует энергетическое состоя-
ние пласта, однако не учитывает того, что толщина пласта на
различных участках различна.
Поэтому вводится понятие о средневзвешенном по объему
пластовом давлении.
Средневзвешенное по объему пласта давление учитывает не
только площадь ft, приходящуюся на каждую скважину, но
и среднюю толщину пласта hi в районе скважины.
Таким образом,
РсР = —п-----•	(П.З)
£ /л
1
Среднее пластовое давление определяют по картам изобар
(линий равных давлений). Для этого измеряют планиметром
площадь между каждыми двумя соседними изобарами, рассчи-
тывают среднее пластовое давление на этой площади, как сред-
нее арифметическое из значений давлений двух соседних изо-
бар, и, умножая его на площадь между изобарами, суммируют.
Общую сумму делят на суммарную площадь, в пределах кото-
рой проводится вычисление. Определенное таким образом сред-
нее давление ничем не отличается от того, которое получается
по (П.2), и также является средневзвешенным по площади.
Если на карту изобар наложить карту полей равных толщин,
то среднее пластовое давление можно вычислить как средне-
взвешенное по объему пласта, используя формулу (П.З).
В этом случае fi — часть площади между двумя изобарами
с одинаковыми толщинами hr, pi — среднее давление между
двумя изобарами.
Этот способ дает наиболее объективную оценку среднего
пластового давления.
Пластовое давление в зоне нагнетания
При поддержании пластового давления воду закачивают
в нагнетательные скважины, которые располагают рядами.
В зонах расположения нагнетательных скважин в пласте со-
здается повышенное давление. Для характеристики процесса
нагнетания и контроля за его динамикой пользуются понятием
пластового давления в зоне нагнетания. С этой целью на карте
изобар выделяют район размещения нагнетательных скважин,
окружая их характерной изобарой, имеющей, например, зна-
чение первоначального пластового давления. В пределах этой
изобары и определяют пластовые давления, как средневзвешен-
ные по площади, используя формулу (П.2), или как средне-
взвешенные по объему, используя формулу (П.З) и дополни-
тельно карту полей равных толщин.
13
Пластовое давление в зоне отбора
За пределами площади, ограниченной характерной изоба-
рой, т. е. в районе добывающих скважин, также определяют
среднее пластовое давление одним из трех названных методов
и называют его пластовым давлением в зоне отбора.
Во всех случаях предпочтительнее пластовое давление оп-
ределять как средневзвешенное по объему пласта.
Начальное пластовое давление
Среднее пластовое давление, определенное по группе разве-
дочных скважин в самом начале разработки, называется на-
чальным пластовым давлением.
Текущее пластовое давление
В процессе разработки и эксплуатации пластовое давление
меняется. Динамика пластового давления является важнейшим
источником информации о состоянии объекта эксплуатации.
Поэтому в различные моменты времени определяют среднее
пластовое давление и строят графики изменения этого давле-
ния во времени. Это давление называют текущим пластовым
давлением.
Приведенное давление
Для объективной оценки забойных давлений и возможности
их сравнения вводится понятие приведенного давления. Изме-
ренные или вычисленные забойные давления приводятся (пере-
считываются) к условной горизонтальной плоскости, которой
может быть принята любая плоскость в пределах залежи, аб-
Рис. II.1. Схема наклонного пласта:
/ — водонасыщенная часть пласта; 2 —
первоначальный контакт; 3 — нефте-
насыщенная часть; 4 — плоскость при-
ведения
14
солютная отметка которой из-
вестна.
Обычно за плоскость приве-
дения принимают плоскость,
проходящую через первоначаль-
ный водонефтяной контакт, аб-
солютная отметка которого опре-
деляется при разведке место-
рождения. Если забои скважин
сообщаются через проницаемый
пласт, то в них устанавливаются
одинаковые приведенные стати-
ческие давления.
Приведенное давление (рис.
II.1) в скв. 1
Pi=Pci4-pH^A/ii,
а приведенное давление в скв. 2 будет
P2 = PC2 + PhM^2,
где рн — плотность нефти в пластовых условиях; g — ускорение
силы тяжести; A/ib i\h2 — разности гипсометрических отметок
забоев скв. 1, 2 и плоскости приведения.
Если водонефтяной контакт поднялся на Аг, а плоскость
приведения осталась прежней, то приведенные давления
для скв. 1 Р1 = рС1+Рн^А^ + р^Дг,
для скв. 2 Р2 = Рс2 + РнйА/12+рв^Аг.
Здесь A/ii и A/i2 — разность отметок забоев скважин и те-
кущего положения водонефтяного контакта; рв — плотность
воды в пластовых условиях.
Кроме перечисленных давлений необходимо знать также
давления на линии нагнетания и на линии отбора. Определе-
ние этих понятий будет дано в III главе при изложении мето-
дов поддержания пластового давления.
§ 2. ПРИТОК ЖИДКОСТИ к СКВАЖИНЕ
Приток жидкости, газа, воды или их смесей к скважинам
происходит в результате установления на забое скважин дав-
ления меньшего, чем в продуктивном пласте. Течение жидкости
к скважинам исключительно сложно и не всегда поддается рас-
чету. Лишь при геометрически правильном размещении сква-
жин (линейные или кольцевые ряды скважин и правильные
сетки), а также при ряде допущений (постоянство толщины,
проницаемости и других параметров) удается аналитически
рассчитать дебиты этих скважин при заданных давлениях на
забоях или, наоборот, рассчитать давление при заданных де-
битах. Однако вблизи каждой скважины в однородном пласте
течение жидкости становится близким к радиальному. Это по-
зволяет широко использовать для расчетов радиальную схему
фильтрации.
Скорость фильтрации, согласно закону Дарси, записанному
в дифференциальной форме, определяется следующим образом:
v =---(II. 4)
р, dr
где k — проницаемость пласта; ц— динамическая вязкость;
dp/dr—градиент давления вдоль радиуса (линии тока).
По всем линиям тока течение будет одинаковое. Другими
словами, переменные, которыми являются скорость фильтрации
и градиент давления, при изменении угловой координаты (в слу-
чае однородного пласта) останутся неизмененными, что позво-
ляет оценить объемный расход жидкости q как произведение
15
скорости фильтрации на площадь сечения пласта. В качестве
площади может быть взята площадь сечения цилиндра 2лгН
произвольного радиуса г, проведенного из центра скважины,
где h — действительная толщина пласта, через который проис-
ходит фильтрация.
Тогда
q = 2nrhv =—2nrh -dp-.	(П. 5)
[idr
Обозначим -^-=е.
Ц
В общем случае предположим, что е — гидропроводность — из-
меняется вдоль радиуса г, но так, что на одинаковых расстоя-
ниях от оси скважины вдоль любого радиуса величины е оди-
наковые. Это случай так называемой кольцевой неоднородности.
Предположим, что е задано в виде известной функции ра-
диуса, т. е.
Ай
— =8 (Г).	(II. 6)
И
Вводя (П.6) в (П.5) и разделяя переменные, получим
-4г=- —dp.	(П. 7)
re (г)	q
Дифференциальное уравнение (II.7) с разделенными перемен-
ными может быть проинтегрировано, если задана функция
е(г). В частности, если гидропроводность не зависит от радиуса
и постоянна, то (П.7) легко интегрируется в пределах области
фильтрации, т. е. от стенок скважины гс с давлением рс до
внешней окружности RK, называемой контуром питания, на ко-
тором существует постоянное давление рк. Таким образом,
dr
re (г)
₽с
(П.8)
При е = const будем иметь
— (In RK — In rc) = — (рк — pc).
e	q
(П.9)
Решая (11.9) относительно q, получим классическую фор-
мулу притока к центральной скважине в круговом однородном
пласте:
2ле(рк —рс)
In (RK/rc)
[(11.10)
16
Если (П.8) проинтегрировать при переменных верхних пре-
делах г и р, то получим формулу для распределения давления
вокруг скважины:
(П.11)
После интегрирования, подстановки пределов и алгебраических
преобразований имеем
-^-1П —= —(р-рс).	(П.12)
е rc q
Решая уравнение относительно р(г) и подставляя (11.10)
в (11.12), получим уравнение распределения давления вокруг
скважины:
In —
р(г) = рс + (рк + рс)-•	(ПЛЗ)
1
Если в (П.8) в качестве переменных пределов принять не
верхние, а нижние пределы, то выражение для р(г) можно за-
писать в другом виде:
. Як
In-----
Р (г) = Рк — (Рк — Рс)--------
1
In-----
(П.14)
Подставляя в (11.13) или (11.14) вместо переменного ра-
диуса г, получим р(Рк) = рк; при г = гс имеем другое граничное
условие:
P(rJ = Pc
Таким образом, граничные условия выполняются.
Из (11.13) и (11.14) следует, что функция р(г) является ло-
гарифмической, т. е. давление вблизи стенок скважины изме-
няется сильно, а на удаленном расстоянии — слабо. Это объ-
ясняется увеличением скоростей фильтрации при приближении
струек тока к стенкам скважины, на что расходуется больший
перепад давления.
Рассмотрим случай радиального притока в скважину при
произвольно изменяющейся вдоль радиуса гидропроводности.
Проинтегрируем в (II.8) правую часть и перепишем результат
следующим образом:
Я
2л (рк — Рс)
(П.15)
Подынтегральная функция
У (г)
1
ле (г)
(П.16)
может быть построена графически по заданным значениям е
для различных радиусов и проинтегрирована в пределах от гс
до RK любым методом приближенного интегрирования или из-
мерением планиметром площади под кривой у (г) в заданных
пределах.
Представляет определенный интерес случай, когда функция
е(г) линейно изменяется вдоль радиуса, т. е. когда
е(г) = а + йг.	(11.17)
Коэффициенты а и b определяются из граничных условий,
для которых значения е известны.
Например, при r = rc е=ес, 1
r = RK Е = ек. J	(П.18)
Подставляя (II.18) в (11.17), получим
ес = а+ brc, )
ек = а4-J
Вычитая из второго равенства первое, найдем
 £к £с
Из (11.19)
Подставляя а и b в (11.17), получим
е(г) = Ес_^^с_Гс +
°к г с
(П.19)
(11.20)
(П.21)
(II.22)
£к £с
при г = гс	е(г) = ес,
при r = RK	е(г) = ек.
18
Таким образом, задача сводится к интегрированию выра-
жения
J г (а + Ьг)
гс
Этот интеграл — табличный и его значение равно
( ----!---dx= —* 1-1п^+&х 
J х (а + Ьх)	а х
Учитывая (11.24) и подставляя пределы, имеем
1 = —Lin-g + fej?K +J-in a + br<- .
a RK a rc
После преобразований
J = 1 in (а + brc) RK
а (а + bRK) гс
Подставляя (11.26) в (11.15), окончательно получим
12л (Рк — Рс)
1 (а + &гс) RK
— In-----------
а (а bRK) гс
Формула (11.27) будет одинаково справедливой как для ек>ес,
так и для Ек<Ес и в частности для ек = ес. Последнее условие
очевидно, выполняется при однородном пласте. Проверим это.
При Ек = £с = е коэффициент b обращается в нуль, а=Ес = е, и
после сокращения (11.27) получим
(П.23)
(11.24)
(П.25)
(11.26)
(П.27)
2л (Рк — Рс)  2nfeft (Рк — Рс)
q 1 Як
— In-------
Е Гс
(11.28)
1 R*
ц In --
Таким образом, формула (11.27) является наиболее общей,
а классическая формула радиального притока (11.28)—част-
ный случай формулы (11.27).
Формула притока может быть получена и для других зако-
нов изменения параметра е и, как было отмечено выше, для
произвольного случая изменения е. Гидропроводность e = khl[i
может изменяться за счет любого параметра, определяющего е,
или любой их комбинации. Однако при изменении толщины
пласта h, например вдоль радиуса, геометрия течения стано-
вится пространственной — трехмерной. Каждый вектор скоро-
сти, направленный наклонно, будет иметь отрицательную или
положительную вертикальную составляющую, которую описан-
ное выше решение не учитывает. Поэтому приведенные фор-
мулы будут строго справедливы, когда этими вертикальными
19
Рис. П.2. Изменение гидропроводности е
вдоль радиуса
составляющими можно
пренебречь. Для возмож-
ных реальных изменений
толщины пласта вокруг
скважины полученные
формулы достаточно точ-
ны. Например, при 10-крат-
ном увеличении толщины
пласта от 1 м на стенке
скважины до 10 м на рас-
стоянии 100 м от оси скважины горизонтальная составляющая
скорости будет равна 0,995 доли действительной скорости
фильтрации и то только у кровли пласта.
По формуле (11.27) для линейно изменяющейся гидропро-
водности можно рассчитать дебит при изменении е(г) вдоль
радиуса в виде ломаной линии, в точках перегибов которой
значения г и е должны быть заданы. Для каждого интервала
линейно изменяющегося значения е применима формула
(11.27). Таким приемом может быть аппроксимировано прак-
тически любое изменение функции е(г).
Пример. Допустим, е(г) задана в виде ломаной линии (рис. II.2). Учиты-
вая, что для участков интегралы Ц, /2, Л и /4 могут быть подсчитаны по
(11.26) и что интеграл суммы равен сумме интегралов, записываем формулу
притока в общем виде:
2л (рк — рс) 2л (рк — Рс)
Л = ------------- = ------------------- .
1 Л + + + Л
При этом
1 1п (Д1 + birc) г, | 1 1п (а2 4- &2П) г2
а1 (а1 + *1Г1) ГС а2 (а2 4* *2Г2) Г1
1 1 Гз 1
— In—-J-
Дэ /"2
,	1 ,	(й4 4" *4гз) R К
ai (а4 4- *4^к) ГЭ
где
(11.30)
Ед -- В]
а2 = Sj------*----L Н,
— Г1
аэ = е2 = s3 = const,
b2 =
r2 —
йэ = О,
(11.31)
а4 — 83
Ек — 83
Rk гз
8к — 83
Rk гЗ
Ранее было получено уравнение распределения давления
вокруг центральной скважины в круговом однородном пласте
[формулы (11.13), (11.14)]. Интегрируя дифференциальное урав-
нение при переменных, например верхних пределах, получим
уравнение распределения давления для линейного изменения
гидропроводности.
20
Подставляя в (П.8) е(г) =a + br и заменяя верхние пределы
интегрирования переменными г и р, получим
’ dr
) r(a + br)
с
Рс
(11.32)
В результате интегрирования и подстановки пределов получим
выражение, аналогичное формуле (11.26), в которой вместо RK
теперь надо подставлять переменный предел — г. В правой ча-
сти уравнения (11.32) верхним пределом является переменное
давление р.
1 , (а + Ьгс) г	2л ,	.
- 1П U =---------------------— Рс).
а (а + br) rc	q
(П.ЗЗ)
Решая (П.ЗЗ) относительно р(г) и с учетом (11.27), получим
уравнение распределения давления для неоднородного пласта
1п (a + brc)r
р=рс+(рл-р.)—•	<п-34>
ln (а + brc) RK
(а + bRK) гс
При ес = ек = е выражение (11.34) также легко преобразуется
в формулу (II.13) распределения давления для однородного
пласта. При этом а = ес = е; Ь = 0. Подставляя эти значения
в (11.34), получим выражение, совпадающее с (11.13). Кроме
того, при подстановке в (П.34) в одном случае г = гс и r = RK,
в другом случае получаем соответственно р(гс) =рс и p(RK) = Рк-
Таким образом, граничные условия также выполняются.
Используя аналогичный прием, можно получить кривую рас-
пределения давления вокруг скважины, для которой гидропро-
водность е(г) задана любой ломаной линией, например, приве-
денной на рис. II.2. Однако вычисление р(г) в этом случае
осложняется. Исходной формулой будет
P(r) = Pc4-(pK—Рс)-у.	(П.35)
где интеграл I вычисляется по (11.30), для которой коэффи-
циенты a.i и bi определяются по (11.31). Интеграл 1Т с пере-
менным пределом г подсчитывается для разных значений г
следующим образом.
I этап вычисления: rc'<r<ri (см. рис. II.2).
I =	1 1п ^аг Ь1.гс) г
ai (ai + bifir..
(II.36)
Второе, третье и четвертое слагаемые, соответствующие второй,
третьей и четвертой зонам, в формуле (II.30) отбрасываются,
так как изменение г в этих зонах не происходит.
1
Изменяя аргумент г от гс до rit получим распределение
давления на этом интервале.
II	этап: г1<г<г2.
/г = — In .J?i + Vc)4 +J 1п (а2 + Ьг^г
Ш («1 + *iZi) гс а2 (а2 + Ь2г)Г1
Третье и четвертое слагаемые отбрасываются по тем же при-
чинам.
III	этап: г2<г<г3.
7Л = — In + ^4- + _L in +	+ _L 1п Л. (1138)
а-х («1 + гс а2 (а2 + 62r2) г, а3 г2
Четвертое слагаемое отбрасывается.
IV	этап: r3<r<RK.
jr = 1 jo (-°1 + ЬхГ^ fl ।	1 1п + fc^i) r2
r 01	(01 + Vi) rc ~a2	(a2 + b2r2)ri
+ -L In — In +-fcl'3) r .	(11.39)
o3 r2 a4 (o4 + 64r) r3
Подставляя значения г, лежащие в пределах от г3 до RK, и вы-
численные значения интеграла 1Г в (11.35), находим распреде-
ление давления в четвертой зоне.
Легко проверить, что и в этом случае граничные условия
выполняются, т. е. при г = гс из (11.35) следует р = рс', при
r = RK— р = рк- В первом случае числитель (11.35) обращается
в нуль [см. формулу (11.35)], и в последнем случае числитель
и знаменатель в (11.35) сокращаются [см. формулу (11.39)] и
отношение интегралов обращается в единицу.
В некоторых случаях добывающая скважина дренирует од-
новременно несколько пропластков с различными проницаемо-
стями, толщинами, вязкостями нефти, а также пластовыми дав-
лениями. Однако приток в такой сложной системе будет про-
исходить при одинаковом забойном давлении (приведенном).
При этом некоторые пропластки с меньшим пластовым давле-
нием, чем на забое скважины, способны поглощать жидкость.
В любом случае общий приток такого многослойного пласта бу-
дет равен алгебраической сумме притоков из каждого про-
пластка:
<7 = 71+.	. 4 7л=	(П.40)
!
Формулы радиального притока, вследствие их простоты, ча-
сто используются в инженерных расчетах. При этом погреш-
ности в оценке исходных параметров, таких как k, h, р (рк—рс).
непосредственно влияют на величину q. Что касается величин
RK и гс, то, поскольку они находятся под знаком логарифма,
в отношении их допустимы значительные погрешности.
22
Пример. Допустим истинное значение /?к = 100 м, а в расчете по ошибке
было принято 7?к= 1000 м, т. е. допущена 10-кратная ошибка. Тогда истинный
приток
<?ист
2nkh (рк — рс)
(Н.41>
где гс = 0,1 м.
Расчетный приток
2nkh (рк — рс)
(П.42>
Сравнение производим при прочих равных условиях, деля (11.41) на
(П.42):
<?ист In-10000  4
<7расч	In-1000	3
Откуда дРасч = 3/4 <7ист. Т. е. расчетный дебит будет составлять 75 % истин-
ного дебита.
При применении формулы радиального притока для сква-
жины, расположенной среди других добывающих скважин, за
RK принимают половину расстояния до соседних скважин или
средневзвешенную по углу величину этого расстояния. Формула
радиального притока часто используется для определения гид-
ропроводности по известным дебиту и давлениям.
Поскольку формулы описывают радиальную фильтрацию
в пласте, то в них необходимо подставлять значение вязкости
нефти при пластовых условиях, то есть при пластовых темпе-
ратуре и давлении с учетом соответствующего количества рас-
творенного газа. Вычисленный дебит q (объемный расход
жидкости) также получается при пластовых условиях. Для пе-
ревода дебита к нормальным поверхностным условиям необ-
ходимо вычисленный дебит разделить на объемный коэффици-
ент пластовой жидкости.
§ 3.	РЕЖИМЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Фильтрация жидкости по пласту к забоям скважин —
к точкам наиболее низкого давления осуществляется за счет
пластовой энергии. Жидкость под действием пластового дав-
ления находится в сжатом состоянии. В процессе эксплуатации
месторождения, как правило, пластовое давление падает. По-
этому важно извлечь запасы нефти из пласта, до того как дав-
ление снизится и станет невозможно поддерживать необходи-
мые депрессии.
За изменением пластового давления постоянно следят и при
быстром его снижении применяют искусственные методы воз-
действия на залежь и, в частности, методы поддержания пла-
стового давления. Темп снижения пластового давления, харак-
23
теризующего энергетические ресурсы пласта, зависит от темпа
отбора пластовой жидкости: нефти, воды и газа, который обус-
ловлен проектом разработки месторождения, и от того осу-
ществляется или нет поддержание пластового давления. Это
искусственные факторы. С другой стороны, запас пластовой
энергии, величина начального пластового давления и темп его
снижения зависят и от природных — естественных факторов:
наличия газовой шапки, энергия расширения которой ис-
пользуется при разработке месторождения;
запаса упругой энергии в пластовой системе;
содержания растворенного в нефти газа, энергия расшире-
ния которого приводит к перемещению пластовых жидкостей и
газов к забоям скважин;
наличия источника регулярного питания объекта разра-
ботки пластовой законтурной водой и интенсивность замещения
этой водой извлекаемой из пласта нефти;
гравитационного фактора, который эффективно может спо-
собствовать вытеснению нефти в пластах с большими углами
падения.
Перечисленные факторы, определяющиеся природными ус-
ловиями, связаны с процессом формирования месторождения
и не зависят от технолога. Одни из этих факторов могут иметь
определяющую роль в процессах разработки, другие подчи-
ненную роль.
Капиллярно-поверхностные силы особенно существенны
в пористых средах с большой удельной поверхностью способ-
ствуют, а чаще тормозят фильтрацию пластовой жидкости и
поэтому в совокупности с перечисленными факторами опреде-
ляют интенсивность притока жидкости к забоям скважин.
Совокупность всех естественных и искусственных факторов,
определяющих процессы, проявляющиеся в пористом пласте
при его дренировании системой эксплуатационных и нагнета-
тельных скважин, принято называть режимом пласта. Выде-
ляют пять режимов: водонапорный (естественный и искусствен-
ный), упругий, газонапорный (режим газовой шапки), режим
растворенного газа и гравитационный.
От правильной оценки режима дренирования зависят тех-
нологические нормы отбора жидкости из скважин, предельно
допустимые динамические забойные давления, выбор расчетно-
математического аппарата для прогнозирования гидродинами-
ческих показателей разработки, определения объемов добычи
жидкости и газа, расчета процесса обводнения скважин,
а также и тех мероприятий по воздействию на залежь, кото-
рые необходимы при разработке для достижения максимально
возможного конечного коэффициента нефтеотдачи.
Однако определить режим залежи не всегда просто, так как
в ряде случаев многие факторы, определяющие режим, прояв-
ляются одновременно.
24
Рассмотрим идеализированные условия, когда тот или иной
режим проявляется в «чистом виде», т. е. когда изменения
в залежи в процессе ее разработки обусловлены действием
только одного режима, а проявление других режимов либо
отсутствует вовсе, либо столь незначительно, что им возможно
пренебречь.
§ 4.	ВОДОНАПОРНЫЙ РЕЖИМ
При этом режиме фильтрация нефти происходит под дейст-
вием давления краевых или законтурных вод, имеющих регу-
лярное питание (пополнение) с поверхности за счет талых или
дождевых вод или за счет непрерывной закачки воды через
систему нагнетательных скважин.
Условие существования водонапорного режима
Рпл Рнас>
где рпл — среднее пластовое давление, рнас — давление насы-
щения.
При этом условии свободного газа в пласте нет и фильтру-
ется только нефть или нефть с водой. Проницаемый пласт 2
(рис. П.З) обеспечивает гидродинамическую связь области от-
бора нефти 1 с областью питания 3, которой может служить
естественный водоем — русло реки. В результате процессов
складкообразования пористый и проницаемый пласты могут
получить выход на дневную поверхность в районе, например,
речного русла 3, из которого происходит непрерывная подпитка
пласта водой при отборе нефти через скважины 4. Пласт-кол-
лектор должен иметь достаточную проницаемость на всем про-
тяжении от залежи до мест поглощения поверхностных вод. Это
и обусловливает активность законтурной воды.
Как правило, пластовое давление в подобных залежах равно
гидростатическому давлению столба воды высотой, равной глу-
бине залегания пласта. Причем давление после некоторого сни-
жения в начальной стадии разработки остается в дальнейшем
практически постоянным при установленных темпах отбора
жидкости (2—8 % от извлекаемых запасов в год).
При водонапорном режиме извлечение нефти сопровожда-
ется ее замещением законтурной или нагнетаемой водой, что
объясняет достаточно стабильные во времени дебиты скважин,
пластовое давление и газовый фактор. Стабильность газового
фактора обусловлено еще и тем, что при рПл>Рнас выделения
газа в пласте не происходит, поэтому с каждой тонной нефти
добывают только то количество газа, которое было в ней рас-
творено при пластовых условиях (рис. II.4). Обводнение сква-
жин происходит относительно быстро. Однако при сильной слои-
стой неоднородности пласта обводнение скважин может
25
Рис. П.З. Схемы геологических условий
существования естественного водонапор-
ного режима
Рис. II.4. Изменение во вре-
мени основных характеристик
водонапорного режима
растягиваться во времени, так как по хорошо проницаемым про-
слоям пластовая вода быстро достигает забоев скважин, а по
плохо проницаемым — медленно. При водонапорном режиме
происходит достаточно эффективное вытеснение нефти и дости-
гаются наиболее высокие коэффициенты нефтеотдачи.
В отличие от естественного водонапорного режима при ис-
кусственном непрерывный напор воды, вытесняющей нефть, со-
здают ее нагнетанием с поверхности через систему нагнетатель-
ных скважин. В таком случае пласт-коллектор не обязательно
должен иметь выход на дневную поверхность для получения
непрерывного питания.
При водонапорном режиме количество отобранной жидкости
из залежи (нефть, вода) всегда равно количеству вторгшейся
в залежь законтурной воды в пластовых термодинамических
условиях.
Перераспределение давления в пласте, которое происходит
при изменении отборов жидкости из скважин, должно при этом
режиме происходить быстро (теоретически мгновенно), по-
этому этот режим еще называют жестким. Депрессионная во-
ронка вокруг скважины устанавливается также мгновенно. Этот
режим теоретически изучен наиболее полно. В настоящее время
более 80 % всей добываемой нефти получается из месторож-
дений, разрабатываемых в условиях водонапорного режима
(главным образом искусственного).
§ 5.	УПРУГИЙ РЕЖИМ
При этом режиме вытеснение нефти происходит под дейст-
вием упругого расширения самой нефти, окружающей нефтя-
ную залежь воды и скелета пласта. Обязательным условием
существования этого режима (как и водонапорного) является
превышение пластового давления над давлением насыщения
(Рпл>Рнас). Пласт должен быть замкнутым, но достаточно
большим, чтобы его упругой энергии хватило для извлечения
основных запасов нефти.
26
Объемный коэффициент упругости среды определяется как
доля первоначального объема этой среды, на которую изменя-
ется этот объем при изменении давления на единицу, т. е.
(П.43>
VAp
где ДУ — приращение объема (за счет упругого расширения);
Др — приращение давления (понижение давления); V — перво-
начальный объем среды.
Поскольку отрицательному приращению давления соответ-
ствует положительное приращение объема, то впереди ставится
знак минус.
Твердый скелет пористого пласта при изменении внутрен-
него давления деформируется вследствие изменения объема
самих частиц оседания кровли пласта при уменьшении внутри-
порового давления, что приводит к уменьшению пористости и
к дополнительному вытеснению жидкости. Из эксперименталь-
ных данных известно:
для воды 0В = (2,74-5)’1О-10-^—;
для нефти	₽„ = (? +30) 10-10—!—;
Па
для породы ₽п = (0,3 + 2) 10-10—!—.
Па
Обычно для оценки сжимаемости пласта пользуются приве-
денным коэффициентом сжимаемости, который называют коэф-
фициентом упругости пласта. Это усредненный коэффициент
объемной сжимаемости некоторой фиктивной среды, имеющей
объем, равный объему реального пласта с насыщающими его
жидкостями, совокупное упругое приращение которых равно-
упругому приращению объема фиктивной среды.
Согласно определению можно найти упругие приращения
объемов воды, нефти и породы для единичного элемента объ-
ема пласта
₽*УАр = РвУвДр + рнУнДр^₽пУпДр,	(Ц.44>
где V — объем фиктивной среды, равный сумме объемов воды,
нефти и твердого скелета пласта; Vn, VB, — общие объемы
твердого скелета пласта и насыщающих его воды и нефти со-
ответственно; р* — приведенный коэффициент упругости пласта.
Обозначая т, ав, ан соответственно пористость, водо- и нефте-
насыщенность пласта, можем вместо (П.4) записать
Р*УДр = PBVmaBAp + PHVmaHAp-!-PnV(l — т) кр,	(II.45>
или
Р* = m(PBaB+ PHaH) + pn (1 -щ).	(11.46}
27
Это и будет наиболее общее выражение для приведенного объ-
емного коэффициента упругости пластовой системы.
При экспериментальном определении рп часто упругую де-
формацию породы относят не к истинному объему твердого ске-
лета, а ко всему видимому объему породы V. При этом
в (11.46) множитель (1—т) = 1. Кроме того, полагая, что ав=0,
а ан = аж=1, т. е. что все поры заполнены однородной жидко-
стью с коэффициентом 0 = рж, получим
Р* = трж + рп.	(11.47)
В таком виде эта формула и встречается в литературе.
Упругий режим, относящийся к режиму истощения, суще-
ственно неустановившийся. Давление в пласте по мере отбора
жидкости падает. Для него характерны непрерывно разрастаю-
щаяся вокруг скважины воронка депрессии, систематическое
падение дебита во времени при сохранении постоянства депрес-
сии или систематическое увеличение депрессии во времени при
сохранении дебита. Однако во всех случаях при упругом ре-
жиме газовый фактор должен оставаться постоянным ио тем
же причинам, что и при водонапорном режиме. Темп падения
среднего пластового давления может быть различным в зави-
симости от общего запаса упругой энергии в пласте (от разме-
ров окружающего залежь водного бассейна). Формулу (11.43)
можно записать в дифференциальной форме
dV
Vdp '
Разделяя переменные, найдем
p*dp=--^.	(11.48)
Интегрируя в пределах от р} до рг и от V! до V2, полагая при
этом, что р* от давления не зависит, найдем
0* (Pi—р2) = — In
У	2
ИЛИ
0*(P!-p2) = ln^.	(П.49)
Умножая левую часть на 1пе = 1, перепишем
lne₽‘(P.-P1) =1п±2_.
Vi
28
Опуская логарифмы, получим
е₽* (Р1 — Ра) _ V»
V, ’
(11.50)
где V2, Vi — объемы при давлении р2 и pi соответственно. Число
ех всегда можно представить в виде численного ряда
ех= 1 4- х-\--+ . . .
Разлагая левую часть (11.50) в ряд и пренебрегая членами, со-
держащими х2, за малостью, получим
1 + р*(Р1-р2) = ^.
Откуда
V2 = V1[l + P*(p1—р2)].	(11.51)
Отнимая от обеих частей равенства по Vi, найдем упругое
приращение объема
AV=172-V1 = V1p*(p1_p2).	(11.52)
Аналогично, из (11.50) упругое приращение объема будет равно
Д7 = У2—v1 = v1[ep’<₽1-p’) — 1].	(11.53)
Для малых р* приближенная формула (11.52) дает результат
достаточно точный.
Полагая, что р2 в (11.52)—переменное, текущее среднее
пластовое давление рх, решим (11.52) относительно рх
Рх = РнаЧ--^-,	(П.54)
где Р1=Рнач — начальное пластовое давление, AV—отобранное
количество жидкости. V — общий объем пласта и насыщающих
его жидкостей, р* — приведенный коэффициент упругости.
Деля (11.54) на рпач, получим относительное падение давле-
ния в пласте в долях единицы
р = -^ = 1-—AV	.
Рнач	Р*РначУ
(П.55)
Полагая, что годовой отбор q остается постоянным, a W = qt,
получаем
р = 1-------
Р*Рнач^
(II.56)
29
Годовой отбор q можно выразить через так называемый темп
отбора 6, т. е. как годовую добычу в долях от извлекаемых за-
пасов, которые равны произведению коэффициента конечной
нефтеотдачи ц на геологический запас Ун. Тогда из (11.55)
получим
р = 1 _
Р*РначГ
(11.57)
Выразив геологические запасы нефти как долю п от всего объ-
ема упругой системы (пласт + вода + нефть) так, что VH = nVr
и подставив значение Гн в (11.57), получим
-=1--------ттб£	(11.58)
₽*Рнач
Это и будет формула, определяющая падение безразмерного
среднеинтегрального пластового давления р при упругом ре-
жиме во времени t, при постоянном темпе отбора жидкости
(6 = const). Можно получить аналогичную формулу при пере-
менном темпе отбора, когда функция 6(0 задана, например
линейно возрастает или изменяется по любому другому закону.
Общий отбор жидкости АГ к моменту времени t будет равен
t
\V=^q(f)dt.	(11.59)
о
Годовой отбор q(t) может быть выражен через темп отбора
6(t), конечный коэффициент нефтеотдачи т] и геологический
запас Гн зависимостью
?(О = б(0УиП.	(П.60)
Подставляя (11.60) в (11.59) и далее в (11.55), получим
МнЛ 6 (/) dt
р = 1---------2-------
₽*РначГ
(П.61)
Используя соотношение VH = nV, подставляя его в (11.61) и
сокращая на V, получим
t
nr] § 6 (/) dt
р=1--------°-------.	(II.62)
Р*Рнач
При 6 = const формула (11.60) превращается в формулу
(11.58). Таким образом, при </ = const изменение давления р(0
[формула (11.58)] соответствует прямолинейному закону, так как
формула (11.58) — уравнение прямой, не проходящей через на-
30
Рис. II.5. Изменение во вре-
мени безразмерного среднеин-
тегрального пластового давле-
ния при упругом режиме
чало координат. При переменном
темпе отбора закон изменения
средкеинтегрального давления в
пласте будет криволинейный.
Из (11.58) следует, что чем
меньше множитель при t, тем мед-
леннее падает пластовое давление
р. Необходимо помнить, что полу-
ченные соотношения справедливы
только до тех пор, пока пластовое давление остается выше дав-
ления насыщения.
Геологическими условиями, благоприятствующими существо-
ванию упругого режима, являются:
залежь закрытая, не имеющая регулярного питания;
обширная водонасыщенная зона, находящаяся за пределами
контура нефтеносности; отсутствие газовой шапки;
наличие эффективной гидродинамической связи нефтенасы-
щенной части пласта с законтурной областью;
превышение пластового давления над давлением насыщения.
Рассмотрим влияние различных факторов на темп падения
давления.
Пример. Исходные данные.
Начальное пластовое давление рнач = 20 МПа; пористость т = 0,2; объем-
ные коэффициенты упругости жидкости и пласта
рж = 5.ю-1о м2/Н и рп = 1 1О-10 м2/Н;
приведенный коэффициент упругости
0* = трж + рп= 0,2-5-10-10+ I-10-1» = 2-Ю-1® м2/Н;
конечный коэффициент нефтеотдачи т) = 0,5; темп отбора 6 = 0,05 1/г; период
разработки £=10 лет; геологические запасы в долях от объема всей упругой
•системы
1
п —------;
200
1 1
400 ’	800
Определим
ния по всей системе (рис. II.5):
по (11.58) относительное падение среднеинтегрального давле-
1 0,5 0,05-10
при п =-------р = 1 — ——2." ."’“"„ГД— = i — 0, 3125 =
200	200-2-107-2-10~10
= 0,6875 (кривая 3);
1 _
при п =	- р = 0,844 (кривая 2);
1 _
при п = —— р = 0,922 (кривая 1).
800
Из графиков видно, что нужно иметь очень большое отношение объема
упругой системы к геологическим запасам нефти, чтобы при приемлемом
снижении среднего давления в пласте (р) за разумные сроки отобрать за-
пасы нефти.
31
При разработке залежи в условиях упругого режима быстрое понижение
давления происходит в пределах самой залежи, а во всей системе, питающей
залежь упругой энергией давления (в законтурной области), снижается мед-
ленно. В формуле (11.58) используют среднее по объему давление всей упру-
гой системы, т. е. среднеинтегральное пластовое давление. Поэтому сильному
падению пластового давления в зоне отбора и особенно в призабойной зоне
отдельных скважин будет соответствовать незначительное падение среднеин-
тегрального давления.	_
Предположим, что текущее среднеинтегральное давление р=0,9. Опреде-
лим из (П.58) значения п, при которых будет достигаться р=0,9, если
остальные величины заданы. Из (11.58) имеем
Подставляя в (П.63) принятые ранее значения всех входящих в формулу ве-
личин и принимая /=20 лет, получим
_ (1 — 0,9)2-10~10-2-10? _ 1
0,5-0,05-20	~ 1250
Это означает, что отбирая ежегодно из залежи по 5 % (6 = 0,05) извлекае-
мого запаса, составляющего 50 % (т]=0,5) от геологического, в течение
20 лет (/ = 20) и допуская при этом снижение среднеинтегрального давления
зо всей упругой системе на 10 % (р=0,9), необходимо, чтобы объем всей
упругой системы в 1/п=1250 раз превышал объем геологического запаса
нефти в залежи. Далее предположим, что залежь нефти и упругая система
имеют круговую форму. Определим, чему должно быть равно соотношение
радиусов упругой системы и залежи, чтобы темпы отбора, падения давления
и сроки разработки соответствовали реальным. По определению n= Va/V, гео-
логический запас
Ун = nr2hma„,	(11.64)
а объем упругой системы
V = nR*h,	(11.65)
где г — радиус контура нефтеносности; R— радиус внешней границы упругой
системы (водонасыщенной области); h — средняя толщина пласта; т — сред-
няя пористость; ан — коэффициент нефтенасыщенности.
Подставляя (11.64) и (11.65) в (11.63), получим
_ Ун _ лггИтан _ (1 — Р) Р Рнач
" “	~ nR*h ~	Г|6/
Откуда после сокращения получим
R __	/ т]д/гиан
г N (1—р)Р*Рнач
Принимая все величины прежними и ан = 0,85, получим
(II.66)
0,5-0,05-20-0,2-0,85
= 14,58.
— 0,9) 2-10~10-2-10?
R
г
Таким образом, радиус упругой системы или водонасыщенной части пла-
ста R должен ~ в 15 раз превышать радиус залежи нефти г, чтобы за 20 лет
эксплуатации в условиях упругого режима при ежегодном отборе по 5 % от
32
извлекаемых запасов среднеинтегральное давление во всем пласте снизилось
на 10 % (р=0,9). Отсюда видно, что реализация упругого режима для отбора
промышленных запасов нефти возможна только лишь при очень больших
размерах водонасыщенных областей, окружающих нефтяную залежь.
Можно показать, что за счет упругой энергии пласта в пределах контура
нефтеносности можно извлечь лишь примерно 2 % извлекаемого запаса. Для
добычи остальных запасов нужны другие источники энергии, например, за-
качка в пласт воды или переход на другие режимы.
Упругое приращение объема пласта и насыщающих его жидкостей чис-
ленно равно количеству извлеченной жидкости, так что
AV = ₽*VAp.	(П.67)
Деля все на геологические запасы нефти, равные произведению всего объема
пласта V на пористость т и коэффициент насыщенности ан, выражая все
в процентах, получим
а% = АУ100% = (Рнач - Р) 100% .	(11.68)
Утан	Утан
Далее, деля и умножая числитель правой части в (11.68) на рвлч, найдем
Д1/100%	Р‘(1~р)рначЮ0%
а % = —-------=--------------------
VmaH	тан
Задаваясь прежними числовыми значениями величин и р = 0,5, получим
 2-	—0,5) 2-Ю7-100% _
Таким образом, только 1,17 % от геологических запасов удается извлечь
за счет использования упругой энергии самого пласта _в пределах контура
нефтеносности при снижении давления в нем на 50 % (р=0,5). Если добытую
нефть отнести к извлекаемым запасам, то при конечном коэффициенте нефте-
отдачи 0,5 эта цифра удвоится и составит 2,34 %.
Однако это не значит, что упругий режим и связанные с ними процессы
играют такую незначительную роль при добыче нефти. При определенных
благоприятных условиях весь запас нефти может быть извлечен за счет
упругого режима (при большей упруго-водонапорной системе). Последний
играет существенную роль при переходных процессах, возникающих в резуль-
тате изменения режимов работы скважин. При этом в пласте происходят
затяжные процессы перераспределения давления, протекающие по законам
упругого режима.
§ 6. РЕЖИМ ГАЗОВОЙ ШАПКИ
Этот режим проявляется в таких геологических условиях,
при которых источником пластовой энергии является упругость
газа, сосредоточенного в газовой шапке. Для этого необходимо,
чтобы залежь была изолирована по периферии непроницае-
мыми породами или тектоническими нарушениями. Законтурная
вода, если она имеется, не должна быть активной. Нефтяная
залежь должна находиться в контакте с газовой шапкой. При
таких условиях начальное пластовое давление будет равно дав-
лению насыщения, так как дренирование залежи происходит
при непрерывном расширении газовой шапки и нефть постоянна
находится в контакте с газом.
2 Заказ № 325	34
Темп изменения среднего пластового давления при разра-
ботке такой залежи может быть различным в зависимости от
темпов разработки и от соотношения объемов газовой шапки
и нефтенасыщенной части залежи.
Будем рассматривать такую залежь как сосуд с жидкостью
и газом, причем отбор жидкости сопровождается расширением
газа.
Введем обозначения: Vi— объем газовой шапки при началь-
ном давлении рнач; Ун — объем нефти в залежи при начальных
пластовых условиях — геологический запас; р — текущее сред-
непластовое давление; V — текущий объем газовой шапки при
текущем давлении р; Ул— объем нефти, добытой к моменту t,
приведенный к пластовым условиям; q— объем годовой добычи
нефти, приведенный к пластовым условиям; ц— предполагаемый
конечный коэффициент нефтеотдачи; 6 — годовой отбор нефти
в долях единицы от извлекаемых запасов.
Полагая отбор нефти постоянным, запишем
Уд = ^ = ИнГ1б/.	(П.69)
Текущий объем газовой шапки
v = v1+vA=y1+vHT16;,	(П.70)
где Vi — начальный объем газовой шапки. Полагая при этом,
что вторжение законтурной воды не происходит (вода не ак-
тивная) и газ из газовой шапки не извлекается. Согласно за-
конам газового состояния для некоторого количества реального
газа запишем уравнения состояния
У,Р,  УрРо У2Р2	УрРр	(1171)
T\zt ~ То ’	Т222	То
Индекс 0 соответствует стандартным условиям, индексы 1—со-
стоянию газа (того же количества) в момент tt, а индексы 2 —
то же, в момент Ь.
Поскольку правые части в (П.71) равны, то равны и левые.
Или
ViPi = УаРг	(11.72)
т 1^1	Т222
Полагая, что изменения температуры газа в пласте при расши-
рении газовой шапки не происходит, можем в (11.72) Т сокра-
тить. Полагая далее, что в (11.72) 1Л—начальный объем га-
зовой шапки при давлении рпач, а У%=У— текущий объем
газовой шапки при давлении pi = p, можем уравнение (П.72)
переписать
У1Рнач  (У1 + УнП&О Р	(П.73]
Zi	z2
34
Vh
Деля в (11.73) все на рнач и Vi, обозначая ---= п и вводя без-
размерное давление р, можем (11.73) переписать
J = (1 + ПГ]60 pzi
22
Откуда
р =--------------,	(П.74)
(1 + ПТ)6/) Z1
где р — безразмерное изменение пластового давления (в долях
единицы) к моменту t, zlt z2 — коэффициенты сжимаемости газа
для начальных условий и для текущего давления р соответст-
венно.
В начальный момент t = 0 z2 = Zi и р=1.
Если предположить, что к моменту t из газовой шапки ото-
бран некоторый объем газа Уг, приведенный к начальным плас-
товым условиям, то это необходимо учесть в уравнении состоя-
ния. Оставшийся газ (за вычетом выпущенного) к моменту t
займет объем У=У1 + УД. Если этот объем газа сжать до на-
чального давления рначу то он будет иметь объем меньше на
величину выпущенного газа Уг. Это означает как бы расшире-
ние газовой шапки, имевшей уменьшенный начальный объем,
равный Vi—Vr. С учетом этого уравнение состояния запишется,
по аналогии с (11.73), так:
(Vi— Уг) Риач  (V1 + УнЛ^О Р	(JJ 75}
Z1	?2	’
Деля все в (11.75) на р„ач и Vi, обозначая VH/Vi = n, р!рвач =
= р и Vr/Vi = m (объем выпущенного газа в долях от первона-
чального объема газовой шапки) и решая относительно р, най-
дем
- = —(1 —m)z2	(JJ 76}
(1 4- ш]6/) г,
Если предположить, что в залежь, в результате снижения дав-
ления, вторглась вода объемом VB, то это равносильно тому, что
из залежи отобрано нефти не Vn = qt, а меньше на объем вторг-
шейся воды, т. е. Уд—VB. Подставляя это в уравнение состоя-
ния (11.75), получим
(Уг — Уг) Рнач  (Уг 4- V	— У в) Р	(1177)
Zi	Z2
2*
35
Рис. П.6. Изменение во вре-
мени безразмерного среднеин-
тегрального пластового давле-
ния при разных отношениях
объема нефтяной оторочки и
газовой шапки:
J — л = 0,25;	2 — л = 0,5; 3 — л=1;
4 — п = 2; 5 — п=4, 6 — л=8
Деля все в (11.77) на рнач и
обозначая VB/V = S и используя
ранее введенные обозначения р, т
и п, получим
1 — т _ (1 + пг]6/ — з) р
21	z2
откуда
- =---------------- (П 78)
(1 +	— s) ?i
Для количественной оценки
влияния различных факторов (рис.
II.6) вычислим р при следующих
исходных данных: 2i=z2; т) = 0,5;
д = 0,05; п = 0,25; 0,5; 1; 2; 4 и 8 и для
i от 0 до 10 лет, т = 0 и s = 0.
Из рисунка видно, что изменение пластового давления про-
исходит по криволинейному закону и темп падения давления
тем больше, чем меньше объем газовой шапки по отношению
к объему нефтяной части залежи (чем больше п). При объеме
нефти в залежи, в четыре раза превышающем объем началь-
ной газовой шапки, через десять лет давление снизится на 50 %
(р = 0,5). Тогда как при объеме нефти, составляющем 0,25 от
объема газовой шапки, к тому же времени давление снизится
только на 5,8 % (р = 0,942).
Таким образом, разработка месторождения при режиме га-
зовой шапки неизбежно сопровождается падением пластового
давления со всеми вытекающими из этого последствиями
(уменьшение дебитов, сокращение периода фонтанирования, пе-
реход нефтяных скважин на газ и др.). В реальных условиях
разработка такого месторождения может быть осуществлена
в условиях смешанного режима с помощью искусственного под-
держания пластового давления закачкой воды в законтурную
область или закачкой газа в газовую шапку. Конечная нефтеот-
дача в условиях режима газовой шапки не достигает тех вели-
чин, что при режимах вытеснения нефти водой, и не превышает
но приблизительным оценкам 0,4—0,5.
Для этого режима характерен закономерный рост газового
фактора и переход скважин на добычу чистого газа по мере
выработки запасов нефти и расширения газовой шапки. Режим
газовой шапки в общем имеет подчиненное значение и сравни-
тельно небольшое распространение. Продукция скважин, как
правило, безводная.
36
•§ 7. РЕЖИМ РАСТВОРЕННОГО ГАЗА
Дренирование залежи нефти с непрерывным выделением из
нефти газа и переходом его в свободное состояние, увеличением
за счет этого объема газонефтяной смеси и фильтрации этой
смеси к точкам пониженного давления (забои скважин) назы-
вается режимом растворенного газа. Источником пластовой
энергии при этом режиме является упругость газонефтяной
смеси.
Условия существования режима растворенного газа следую-
щие:	I
Рпл<Днас (пластовое давление меньше давления насыщения);
отсутствие законтурной воды или наличие неактивной за-
контурной воды;
отсутствие газовой шапки;
геологическая залежь должна быть запечатана. При этих
условиях пластовая энергия равномерно распределена во всем
объеме нефтенасыщенной части пласта. При таком режиме
правомерен принцип равномерного размещения скважин по пло-
щади залежи.
Рассмотрим законы изменения среднего пластового давле-
ния в залежи в условиях режима растворенного газа. Примем
следующие исходные условия:
РнаЧ = Рнас — начальное среднее пластовое давление равно
давлению насыщения (абсолютному);
р— текущее среднепластовое давление (абсолютное); VH —
объем нефти в пластовых условиях, составляющий геологиче-
ский запас; а — среднее значение коэффициента растворимости
таза в интервале изменения давления от рнач до текущего р;
Ро — атмосферное давление (абсолютное); Та — стандартная
температура, К; Т— пластовая температура, К; zp— поправка
на сжимаемость газа в пластовых условиях.
Полагая, что линейный закон растворимости газа Генри при
изменении давления от рнач до р справедлив, можно определить
объем выделившегося газа из объема нефти VH при понижении
давления.
V=a(pHa4-p) V„,	(П.79)
где а — коэффициент растворимости, приведенный к стандарт-
ным условиям; V — объем выделившегося газа, также приве-
денный к стандартным условиям.
Приведя этот объем к пластовым текущему давлению р и
температуре Т, будем иметь
у   VРоГгр  Д (Рнач ~ Р) УнРчТгр	/ту
Р? о	РТа
Выделившийся свободный газ будет равномерно распределен
в нефти, образуя газонефтяную смесь. Поскольку объем смеси
37
будет больше объема пор пласта, то и ее избыток будет фильт-
роваться к забоям скважин.
Общий текущий объем образующейся смеси будет равен
VCM = VH + Vr = VH [1 + a (?',ач ~p-} P-°T-Zp] .	(II.81>
L	pTa J
Предположим, что в начальный момент поры пласта запол-
нены только нефтью, так что КПОр = VH (наличие связанной воды
не меняет конечных результатов). Следовательно при снижении
давления из общего объема пор пласта Vпор должнз выделиться
смесь, объем которой Квс будет равен разности
т/ _ т/ т/ ___17 Г1 а(Рнач Р) P«Tzp 1	,,
Г вс — Г см v пор — г н 1 г	_	г н.
L	рто J
Этот объем будет состоять из нефти и газа.
Определим долю нефти в смеси, как отношение объема всей
нефти в пласте к объему всей образовавшейся смеси, т. е.
а = Ун = Ун=рТ0____________________________________
Усм V Г, , «(Рнач — Р)РоТгР ] рТ0 г а(р„ач — р) p0Tzp
v Н 1 '	-
L	рто
(11.82)
(11.83)
Это среднее содержание жидкой фазы — нефти в смеси. Но не-
обходимо различать: щ— долю жидкой фазы в выделившейся
из пор смеси и долю жидкой фазы в смеси а2, остающейся в по-
рах пласта на данной стадии разработки.
Доля нефти в выделившейся смеси (at) всегда значительно
меньше доли нефти в остающейся смеси (а2)- Это объясняется
следующим:
1.	Вязкость газа значительно меньше вязкости нефти, по-
этому, обладая большей подвижностью, он скорее достигает
забоя скважины.
2.	В результате дегазации нефти ее вязкость увеличивается,
а следовательно, уменьшается подвижность.
3.	С увеличением газонасыщенности пористой среды фазо-
вая проницаемость для газа возрастает, а для нефти уменьша-
ется (согласно кривым фазных или относительных проницае-
мостей).
Перечисленные факторы приводят к уменьшению жидкой
фазы в выделившейся из пор газожидкостной смеси, другими
словами, к росту газового фактора.
Предположим, что
а! = a/k,
т. е. доля нефти в выделившейся смеси в k раз меньше, чем
ее среднее значение. Количество выделившейся нефти Квн (или
добытой нефти) можно определить так:
Квн ~ VВсД1.
38
Подставляя значения ai и VBC, получим
у  а (Рнач — Р) РдТ2рУн рТ0
рТ’о	[р7"о а (Рнач Р) PoTZp] k
__ а (Рнач — Р) РлТZpVн	ц j
[рГ0 + а (Рнач Р) PqTгр] k
Количество добытой нефти VBH можем определить через геоло-
гические запасы Ун, конечный коэффициент нефтеотдачи ц, го-
довой темп отбора 6 и время разработки в годах t следующим
образом:
Vbh = Vh4&.	(П.85)
Подставляя (11.85) в (II.84), сокращая на Уи и решая (П.84)
относительно искомого текущего давления р, получим
а (Рнач — Р) Р»Т2р_
k[pTll 'i(ptl
ач — Р)РоТгр] '
откуда
р__ аРоРнач^гр (I feT]6l)	zJJ gg\
Тok^t + ap0T2р (1 — ЙТ|6/)
Деля все на рНач т. е. выражая результат в виде безразмерного
пластового давления, найдем
- р = аррТгр (1 —
Рнач Tokt\f>t + ар07’гр(1 — Й46О
(П.87)
По формуле (П.87) произведем численную оценку безразмер-
ного пластового давления р и его изменение во времени при
следующих исходных данных: а = 0,05 МПа-1 — коэффициент
растворимости газа; ро = О,1 МПа — атмосферное давление; zp =
= 1 (принимаем для упрощения расчетов); т] = 0,4— конечный
коэффициент нефтеотдачи; 6 = 0,05 — годовой темп отбора (при-
нимаем постоянным); (=0; 2; 4;
6; 8; 10 лет; 7=313 К — пласто-
вая температура; 7’о = 293 К —
нормальная температура (при
которой определено а). К = 2 и
4. Результаты расчета представ-
лены на рис. II.7.
Как видим, закон падения
давления — криволинейный. К
исходу 10 лет эксплуатации ме-
сторождения при k = 2 и отборе
5 % от извлекаемых запасов
в год пластовое давление дол-
жно упасть на 55,5 % и соста-
вить 44,5 % от первоначального,
Рис. И.7. Изменение во времени
безразмерного среднеинтеграль-
ного пластового давления при ре-
жиме растворенного газа:
I — k-2; 2 — k=4
39
равного давлению насыщения (см. рис. II.7, линия I). За это
время (/=10 лет) будет отобрано 50 % (61 = 0,05• 10 = 0,5, или
50%) извлекаемых запасов, которые составляют 40 % геологи-
ческих (ц = 0,4). При k = i то же давление через 10 лет соста-
вит 11,8% от первоначального. Из формулы (11.87) следует
также, что при больших / (время разработки) выражение, стоя-
щее в круглых скобках, может стать отрицательным (при
&цб/> 1). Это означает, что пластовое давление р будет отри-
цательным. Физически это невозможно. Поэтому полное исто-
щение месторождения наступает при /гг)6/=1.
Режим растворенного газа характеризуется быстрым паде-
нием пластового давления и закономерным увеличением газо-
вого фактора, который на определенной стадии разработки дос-
тигает максимума, а затем начинает падать в результате об-
щего истощения и полной дегазации месторождения. Режим
отличается самым низким коэффициентом нефтеотдачи, в редких
случаях достигающим значений 0,25. Без искусственного воз-
действия на залежь (например, закачкой воды или другими ме-
тодами) режим считается малоэффективным. Однако в началь-
ные периоды разработки скважины бурно фонтанируют, хотя и
непродолжительное время.
При дренировании залежи в условиях режима растворенного
газа (при отсутствии искусственного воздействия) вода в про-
дукции скважин отсутствует.
§8. ГРАВИТАЦИОННЫЙ РЕЖИМ
Гравитационным режимом дренирования залежей нефти на-
зывают такой режим, при котором фильтрация жидкости к
забоям скважин происходит при наличии «свободной поверх-
ности». Свободной поверхностью называют поверхность фильт-
рующей жидкости или газонефтяной контакт, устанавливаю-
щийся в динамических условиях фильтрации, на котором давле-
ние во всех точках остается постоянным. Этот режим называют
еще иногда безнапорным, хотя это принципиально не точно.
Гравитационный режим может возникнуть в любой залежи на
последней стадии ее разработки как естественное продолжение
режима растворенного газа. Наглядным и в то же время точным
примером дренирования в условиях гравитационного режима
может служить высачивание воды по периметру конической кучи
песка, предварительно смоченного водой. При гравитационном
режиме скважины имеют углубленный забой-зумф для накоп-
ления нефти и погружения в него насоса.
Из определения этого режима следует, что если в затруб-
ном пространстве такой скважины существует атмосферное дав-
ление, то такое давление установится на всей свободной по-
верхности, разделяющей нефтенасыщенную и газонасыщенную
части пласта, и фильтрация жидкости в скважину будет про-
40
исходить только под действием разности уровней жидкостей
в удаленной части пласта и непосредственно на стенде сква-
жины. При избыточном давлении в затрубном пространстве
скважины фильтрация жидкости по-прежнему будет происхо-
дить под воздействием разности уровней жидкости, так как это
давление устанавливается на всей свободной поверхности.
Гравитационный режим может иметь решающее значение
при шахтных методах добычи нефти.
В горизонтальных пластах его эффективность чрезвычайно
мала. Скважины характеризуются очень низкими, но устойчи-
выми дебитами. Однако в крутопадающих пластах эффектив-
ность гравитационного режима увеличивается. Этот режим
практического значения в процессах нефтедобычи по существу
не имеет и важен только для понимания процессов, происходя-
щих в нефтяных залежах при их разработке.
Глава Ш
ТЕХНОЛОГИЯ И ТЕХНИКА ВОЗДЕЙСТВИЯ
НА ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ
§ 1	ЦЕЛИ И МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ
Целями воздействия на залежь нефти являются поддержание
пластового давления и, что более важно, увеличение конечной
нефтеотдачи. В последнем случае методы воздействия могут
быть иными, и они часто находят применение на истощенных
месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки,
хотя пластовое давление может оставаться на уровне первона-
чального или превышать его.
Часто методы воздействия преследуют обе цели, т. е. под-
держание пластового давления и увеличение конечного коэффи-
циента нефтеотдачи.
Масштабы применения методов воздействия на залежи нефти
очень велики. Около 85 % нефти добывается из пластов, под-
вергнутых методам воздействия. Среди них доминирующим ме-
тодом остается поддержание пластового давления (ППД) за-
качкой в пласт воды.
Существуют следующие основные методы воздействия на
пласт:
А.	Поддержание пластового давления закачкой в пласт
воды, к которому относятся:
(1. Законтурное заводнение.
12. Приконтурное заводнение.
В.	Внутриконтурное заводнение.
Последнее можно разделить на:
а)	разрезание залежи линейными или круговыми рядами на-
гнетательных скважин;
б)	блочная система заводнения;
в)	очаговое заводнение;
г)	избирательное заводнение;
д)	площадное заводнение.
Б. Поддержание давления закачкой газа:
1.	Закачка воздуха.
2.	Закачка сухого газа.
3.	Закачка обогащенного газа.
4.	Закачка газа при параметрах, близких к критическим..
В. Тепловые методы воздействия.
1.	Закачка в пласт горячей воды.
2.	Закачка перегретого пара.
3.	Создание в пласте подвижного фронта горения.
4.	Тепловая обработка призабойной зоны пласта.
42
Существуют так же, хотя в очень ограниченных масштабах
и другие специальные методы воздействия, которые являются
сочетанием названных выше. К этим методам можно отнести
закачку различных веществ в пласт, таких как растворители
с последующим их проталкиванием сухим газом или водой (за-
качка сжиженного газа); карбонизированная вода с последую-
щим ее проталкиванием водой; углекислый газ; мицеллярные
растворы в виде оторочек, смешивающихся с пластовой нефтью
и вытесняющим агентом — водой; газогенераторные газы, полу-
чаемые сжиганием нефти при давлениях закачки в специальных
аппаратах — газогенераторах.
Основное назначение многих из этих методов — не поддер-
жание пластового давления, а повышение коэффициента нефте-
отдачи в сочетании с попутным эффектом — частичным поддер-
жанием пластового давления.
Как показывают исследования, объем растворителей при за-
качке должен составлять от 5 до 15 % объема пласта между
линиями нагнетания и отбора.
Для закачки газа требуются очень мощные компрессорные
установки высокого давления (превышающие пластовое), что
приводит к большим удельным расходам энергии на единицу
добытой нефти по сравнению, например, с закачкой воды. Для
реализации перспективного метода—закачки карбонизирован-
ной воды и СО2 — необходимы очень большие количества угле-
кислого газа, получение которого в нужных количествах также
вызывает большие технические трудности и требует специаль-
ных капитальных вложений.
§ 2.	ТЕХНОЛОГИЯ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ
ЗАКАЧКОЙ ВОДЫ
Размещение скважин
Законтурное заводнение. Воздействие на пласт в этом случае
осуществляется через систему нагнетательных скважин, распо-
ложенных за внешним контуром нефтеносности. Линия нагне-
тательных скважин располагается примерно в 300—800 м от
контура нефтеносности для создания более равномерного воз-
действия на него, предупреждения образования языков обвод-
нения и локальных прорывов воды в эксплуатационные сква-
жины.
Законтурное заводнение целесообразно:
при хорошей гидродинамической связи нефтеносного пласта
с областью размещения нагнетательных скважин;
при сравнительно малых размерах залежи нефти, когда от-
ношение площади залежи к периметру контура нефтеносности
составляет 1,5—1,75 км (хотя известны случаи разработки мес-
торождений при иных соотношениях этих величин);
43
при однородном пласте с хорошими коллекторскими свойст-
вами как по толщине пласта, так и по площади.
В этих условиях система законтурного заводнения позволяет
наиболее полно выработать запасы и вытеснить нефть к цент-
ральной возвышенной части пласта, к так называемому стягива-
ющему ряду добывающих скважин или к одной скважине.
Законтурное заводнение имеет и недостатки. К их числу
можно отнести следующие:
повышенный расход энергии (дополнительные затраты мощ-
ностей насосных установок) на извлечение нефти, так как на-
гнетаемой воде приходится преодолевать фильтрационное сопро-
тивление зоны пласта между контуром нефтеносности и линией
нагнетательных скважин;
замедленное воздействие на залежь из-за удаленности ли-
нии нагнетания;
повышенный расход воды вследствие ее оттока во внешнюю
область пласта за пределы линии нагнетания.
Приконтурное заводнение. Ускорения воздействия на залежь
можно достигнуть размещением нагнетательных скважин в не-
посредственной близости от контура нефтеносности или даже
между внешним и внутренним контурам^ нефтеносности.
Приконтурное заводнение применяется:
при ухудшенной гидродинамической связи пласта с внешней
областью;
при сравнительно малых размерах залежи (см. законтурное
заводнение);
для интенсификации процесса эксплуатации, так как филь-
трационные сопротивления между линиями нагнетания и от-
бора уменьшаются за счет их сближения.
Однако вероятность образования языков обводнения и про-
рыва воды к отдельным скважинам эксплуатационных рядов
увеличивается. С этим связаны некоторые возможные потери
нефти вследствие образования целиков между нагнетательными
скважинами. Нефть из этих целиков может быть вытеснена
только при очень тщательном регулировании процесса выра-
ботки, включая бурение дополнительных скважин.
С энергетической точки зрения приконтурное заводнение бо-
лее экономично, хотя при хорошей гидропроводности внешней
области потери нагнетаемой воды неизбежны.
Внутриконтурное заводнение. Воздействие на пласт в этом
случае осуществляется через систему нагнетательных скважин,
расположенных по той или иной схеме внутри контура нефте-
носности. Это более интенсивная система воздействия на за-
лежь нефти, позволяющая сократить сроки выработки запасов
и быстро наращивать добычу нефти.
Различают несколько разновидностей внутриконтурного за-
воднения: разрезание залежи линиями нагнетательных скважин
на полосы, кольца, создание центрального разрезающего ряда
44
с несколькими поперечными рядами и в сочетании с прикон-
турным заводнением.
Выбор схемы расположения нагнетательных скважин опре-
деляется конкретными геологическими условиями, экономически
целесообразными сроками выработки запасов и величиной не-
обходимых капвложений. Как правило, линии нагнетательных
скважин располагают в зонах пласта с улучшенными коллек-
торскими свойствами и перпендикулярно к доминирующему
простиранию линз и проницаемых песчаников, что позволяет
устранить или уменьшить блокировку нагнетаемой воды и по-
высить охват пласта воздействием.
Законтурное заводнение при наличии внутриконтурного дол-
жно предотвратить вытеснение нефти во внешнюю — законтур-
ную область, а также интенсифицировать процесс. С энергети-
ческой точки зрения использование внутриконтурного заводне-
ния более эффективно, чем законтурного и приконтурного, так
как почти вся нагнетаемая вода используется в этом случае
для вытеснения нефти по обе стороны разрезающего ряда. При
внутриконтурном заводнении скважины разрезающих рядов
эксплуатируются на нефти «через одну» для формирования
фронта вытеснения, т. е. полосы водонасыщенной части пласта.
Перечисленные системы заводнения, как правило, применя-
ются на больших оконтуренных месторождениях с установлен-
ными границами и достаточно достоверными данными о харак-
теристиках пласта.
Блочное заводнение целесообразно на больших неоконтурен-
ных месторождениях, когда по данным разведочных скважин
очевидна промышленная нефтеносность в районе их расположе-
ния. В этом случае до окончательной разведки месторождения
и определения контуров нефтеносности возможен ускоренный
ввод объекта в эксплуатацию путем разрезания рядами нагне-
тательных скважин месторождения на отдельные блоки с само-
стоятельными сетками эксплуатационных скважин. Тогда вну-
три каждого блока бурят добывающие скважины в виде рядов,
число и плотность которых на площади блока определяют гид-
родинамическими и технико-экономическими расчетами. При
окончательной разведке и оконтуривании месторождения блоки,
введенные в эксплуатацию раньше, технологически вписыва-
ются в общую схему разработки и составляют с ней органически
целое.
Очаговое заводнение используют в сочетании с любой дру-
гой системой заводнения для улучшения охвата пласта вытес-
нением, а также для выработки запасов из отдельных линз или
участков пласта (застойных зон), на которые не распространя-
ется влияние закачки от ближайших нагнетательных рядов. Как
правило, при очаговом заводнении используют под нагнетание
одну из добывающих скважин, расположенную рационально по
отношению к окружающим добывающим скважинам и в зоне
45
пласта с повышенной проницаемостью. Однако для очагового
заводнения возможно бурение специальной скважины или даже
группы скважин для увеличения охвата воздействием большего
объема нефтенасыщенной части пласта или его слабопроницае-
мых зон.
При достаточно детальной геологической изученности объ-
екта разработки очаговое заводнение может применяться и как
самостоятельное на всех этапах разработки и доразработки
месторождения и в известном смысле является средством ре-
гулирования процесса вытеснения.
Избирательную систему заводнения применяют, как и оча-
говую, при выработке запасов нефти из сильно неоднородных
прерывистых как по простиранию, так и по толщине коллек-
торов. При этой системе точки бурения нагнетательных скважин
определяют с учетом детального изучения геологических усло-
вий распространения продуктивного пласта, его связей с за-
боями ближайших добывающих скважин и таким образом,
чтобы обеспечить максимально возможную интенсивность вы-
теснения нефти водой и свести до минимума влияние неодно-
родности и линзовидности пласта на полноту выработки и ко-
нечный коэффициент нефтеотдачи. Вследствие этого нагнета-
тельные скважины оказываются расположенными на площади
хаотично, отражая естественную неоднородность коллектора.
Это осложняет систему водоснабжения нагнетательных скважин.
На первых этапах разработки, когда геологическая информация
ограничена или просто недостаточна, эта система не может быть
применена. Она эффективна лишь на последующих этапах,
когда выявляются детали строения пласта и результаты влия-
ния на скважины закачки основной системы заводнения.
Площадное заводнение — наиболее интенсивная система воз-
действия на пласт, обеспечивающая самые высокие темпы раз-
работки месторождений. Добывающие и нагнетательные сква-
жины при этой системе располагаются правильными геометри-
ческими блоками в виде пяти-, семи- или девятиточечных сеток,
в которых нагнетательные и добывающие скважины чередуются
(рис. III.1). При разбуривании площади по таким равномерным
сеткам скважин оказывается, что при пятиточечной схеме на
каждую нагнетательную скважину приходится одна добываю-
щая, при семиточечной схеме две добывающие, а при девяти-
точечной три добывающие скважины. Учитывая, что нагнета-
тельные скважины не дают продукцию, становится очевидным,
что девятиточечная схема экономически выгоднее, однако ин-
тенсивность воздействия на залежь при этом меньше и вероят-
ность существования целиков нефти при прорыве воды в добы-
вающие скважины больше. Исторически сложилось так, что
площадное заводнение использовали на последних стадиях раз-
работки как вторичные методы добычи нефти. Однако система
площадного заводнения имеет самостоятельное значение, может
46
Рис. Схемы размещения скважин при площадном заводнении:
а — 5-точечная система; б — 7-точечная система; в — 9-точечная система. Пунктиром
выделены симметричные элементы
эффективно использоваться на ранних этапах разработки при
хорошей изученности пласта.
В заключение необходимо заметить, что перечисленные
схемы размещения скважин могут применяться не только при
закачке воды, но и при закачке газа или при проталкивании
газом или водой различных растворителей в виде оторочек. Од-
нако масштабы применения других методов воздействия, по
сравнению с закачкой воды, настолько малы, что приходится
говорить главным образом о размещении скважин при завод-
нении.
§ 3.	ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО
ДАВЛЕНИЯ ЗАКАЧКОЙ ВОДЫ
Техника и технология ППД закачкой воды связана с неко-
торыми понятиями и определениями, которые характеризуют
процесс, его масштабы, степень компенсации отборов закачкой,
сроки выработки запасов, число нагнетательных и добывающих
скважин и др. К числу таких характеристик относится количе-
ство нагнетаемой воды. При искусственном водонапорном ре-
жиме, когда отбор нефти происходит при давлении в пласте
выше давления насыщения, объем отбираемой жидкости, при-
веденный к пластовым условиям, должен равняться объему на-
гнетаемой жидкости, также приведенной к пластовым условиям,
т. е. к пластовой температуре и давлению. Поскольку в этих
условиях пластовая продукция состоит только из нефти и воды,
а газ находится в растворенном состоянии, то можно написать
следующее уравнение баланса расходов жидкостей, приведен-
ных к пластовым условиям:
Снаг — объемный расход нагнетаемой воды при стандартных ус-
ловиях (например, м3/г); Ьв — объемный коэффициент нагнетае-
мой воды, учитывающий увеличение объема воды при нагре-
47
вании до пластовой температуры и уменьшение ее объема при
сжатии до пластового давления. (Для обычных пластовых тем-
ператур и давлений Ьв=1,01)', QH— объемная добыча нефти
(суммарный дебит) при стандартных условиях (дебит товарной
нефти); Ьн — объемный коэффициент нефти, учитывающий ее
расширение за счет растворения газа, повышения температуры
и незначительное сжатие от давления. (Для каждого конкрет-
ного пласта Ьи определяется экспериментально на установках
pVT или приближенно рассчитывается по статистическим фор-
мулам. Обычно 6н = 1,05—1,30, но иногда достигает величины
2,5 для нефтей грозненских месторождений верхнего мела);
QB — объемная добыча извлекаемой из пласта воды, измерен-
ная при стандартных условиях; Ьв—объемный коэффициент
извлекаемой минерализованной воды, который может отли-
чаться от объемного коэффициента для пресной воды; QyT —
объемный расход воды, уходящей во внешнюю область (утечки);
k — коэффициент, учитывающий потери воды, при периодиче-
ской работе нагнетательных скважин на самоизлив, при поры-
вах водоводов и по другим технологическим причинам. Обычно
коэффициент /г=1,1 —1,15.
Из уравнения (III.1) находят расход нагнетаемой воды QHar-
Очевидно, число нагнетательных скважин «наг, их средний
дебит ^наг и расход нагнетаемой воды QHar связаны соотноше-
нием
Qnar = ^наг^наг*	(Ш-2)
Если по результатам опытной эксплуатации нагнетательных
скважин или по результатам расчета известен их дебит ^Наг,
то из (III.2) определяют необходимое число нагнетательных
скважин «наг- Если «наг предопределено схемой размещения
скважин, то из (III.2) определяют средний дебит нагнетатель-
ной скважины <7наг, который зависит от гидропроводности пласта
в районе нагнетательной скважины и от репрессии, т. е. от ве-
личины давления нагнетания воды.
Дебит нагнетательной скважины находят гидродинамиче-
скими расчетами всей системы добывающих и нагнетательных
скважин или приближенно по формуле радиального притока,
преобразованной для репрессии. Давление нагнетания и дебиты
должны находиться в технически осуществимых пределах и не
должны превышать возможностей технологического оборудова-
ния. Некоторое регулирование этих величин возможно воздейст-
вием на призабойную зону нагнетательных скважин для улуч-
шения их поглотительной способности (кислотные обработки,
гидроразрывы и др.).
Для оценки степени компенсации отборов жидкостей из
пласта закачкой вводится понятие коэффициента компенсации.
48
Коэффициент текущей ком-
пенсации
тт =  ------------------ (П1.3)
+ Qtfie + Фут) k
— отношение дебита нагнетае-
мой воды к дебиту отбираемых
жидкостей, приведенных к пла-
стовым условиям за единицу
времени (год, месяц, сутки и
т. д.). Этот коэффициент пока-
зывает, насколько скомпенсиро-
ван отбор закачкой в данный
момент времени. Если тт < 1,
закачка отстает от отбора и сле-
дует ожидать падения среднего
пластового давления. Если
Рис. Ш.2. Схема участка пласта,
разрабатываемая тремя рядами
скважин:
/ — линия нагнетания; 2 — контур неф-
теносности; 3 — I ряд скважин; 4 — И
ряд скважин; 5 —III ряд скважин
тт>1, закачка превышает отбор и давление в пласте должно
расти. При тт=1 должна наблюдаться стабилизация теку-
щего пластового давления на существующем уровне, незави-
симо, каким он был в начале разработки.
Коэффициент накопленной компенсации
тн
t
§ (Фнаг^в) (0 dt
О * S
(III.4)
t
S [ (Фнйн + Фв6в + Qy-rj (0
О
Числитель в (Ш.4)—суммарное количество закачанной
в пласт воды от начала закачки до данного момента времени t.
Знаменатель — суммарное количество отобранной из пласта
нефти и воды, приведенное к пластовым условиям, а также сум-
марные утечки за время нагнетания в течение всей эксплуата-
ции залежи, включая отбор жидкости разведочными скважи-
нами. При этом, если mH< 1, текущее среднее пластовое давление
меньше первоначального, так как закачка не скомпенсировала
суммарный отбор. Если шн=1, среднее пластовое давление
восстанавливается до начального пластового давления, так
как закачка полностью компенсирует суммарный отбор жид-
костей.
Если тн>1, текущее среднее пластовое давление превышает
первоначальное, так как закачано в пласт жидкости больше,
чем отобрано.
Продолжительность выработки запасов части пласта или
всего объекта является важнейшей характеристикой процесса
ППД. Рассмотрим в качестве примера участок пласта, подверг-
нутый законтурному заводнению и дренируемый тремя рядами
49
добывающих скважин (рис. III.2). Извлекаемые запасы нефти
в зоне А между контуром нефтеносности и внешним рядом до-
бывающих скважин будут равны
Qa = ^А^тАаг]к,	(П 1.5)
где — площадь нефтенасыщенной части пласта в пределах
зоны A; hA — нефтенасыщенная толщина пласта; тА — средняя
пористость зоны А; а — средний коэффициент нефтенасыщен-
ности; т]к — ожидаемый конечный коэффициент нефтеотдачи.
Эти запасы извлекаются добывающими скважинами пер-
вого, второго и третьего рядов. Суммарный дебит каждого до-
бывающего ряда может во времени измениться в результате
замещения нефти водой и изменения фильтрационных сопротив-
лений. Поэтому обозначим суммарный дебит всех добывающих
рядов Q(t).
Очевидно,
Q(0 = ?i(0 + ^(0 FQ3t+ .. .,	(III.6)
где <72(0J <7з(О—суммарные дебиты первого, второго и
третьего рядов скважин.
Среднее интегральное значение суммарного дебита всех ря-
дов в интервале времени от 0 до 6 равно
t
$ <2л (0 dt
Q =-9—t------•	(Ш-7)
Тогда продолжительность первого этапа разработки, т. е.
отбора запасов, из зоны А будет в общем виде равна
z = £а = FAhAmAatl« .
S' <?А(о
0
Поскольку величина Л неизвестна и она входит в
часть равенства при определении среднеинтегрального
то решение (III.8) может быть получено с любой заданной точ-
ностью методом последовательных приближений.
Продолжительность выработки запасов из зоны пласта Б
межлу первым и вторым добывающими рядами можно опреде-
лить по аналогии с (III.8):
(Ш.8>
правую
дебита,
S <?в (0 dt
о
где
Q£ = v2(0	• • 	ШЬЮ)
50
Рис. Ш.З. Изменение давления вдоль
линии нагнетания
Рис. III.4. Изменение Давления
вдоль линии отбора
Так как к концу периода скважины первого добывающего
ряда практически перестанут давать нефть, поэтому <71 = 0. За
нуль отсчета для второго периода принимается конец первого
h. Аналогично определяется продолжительность последующих
этапов разработки. Общая продолжительность разработки
Т = /1 -|- /о + /3 -|- . . . .
Если дебиты рядов во времени не изменяются, то
Qa ~ <71 + Яз 4"   • = X Qi = const
i
и продолжительность первого периода Л будет
t = Ол . FAhA тАа^ .
(Ш.11)
(III.12)
Аналогично для других периодов.
При учете неоднородности пласт иногда рассматривают как
пакет прослоев, имеющих различную проницаемость и толщину
в соответствии с распределением этих параметров в реальном
пласте. В этом случае расчеты вытеснения, обводнения и про-
должительностей этапов разработки сильно осложняются, хотя
в основе по отношению к каждому прослою остаются такими
же, как было изложено выше.
В технологии добычи нефти часто пользуются такими поня-
тиями, как «давление на линии нагнетания» и «давление на ли-
нии отбора». Введение этих понятий упрощает физическую кар-
тину фильтрации жидкости от линии расположения нагнетатель-
ных скважин к рядам добывающих скважин, а также позволяет
однозначно характеризовать депрессию обусловливающую при-
ток жидкости к линиям отбора. Давление на линии нагнета-
ния— это среднеинтегральное давление в пласте вдоль линии
51
нагнетательных скважин. Вокруг нагнетательных скважин об-
разуются репрессионные воронки, обращенные вверх с наиболь-
шим давлением (вершина воронки) на забоях нагнетательных
скважин (рис. III.3). На рисунке ординаты заштрихованной
части эпюры — абсолютные величины давлений в пласте, изме-
няющиеся вдоль S. Средняя ордината, т. е. высота ри прямо-
угольника длиной S и площадью pKS,— среднеинтегральное дав-
ление. По определению
s
$ Р (S) dS
Pn=^-S--------	(Ш.13),
или
pH = F/S,	(III.14)
где F— заштрихованная площадь эпюры давлений.
Забойные давления нагнетательных скважин могут быть раз-
личны. Закон распределения давления вокруг забоя скважин
близок к логарифмическому. Используя формулу для распреде-
ления давления при радиальном течении, можно построить кри-
вые распределения давления между нагнетательными скважи-
нами. Таким образом, по эпюре распределения давления вдоль
линии нагнетания в реальном конкретном случае может быть
определена площадь эпюры F, а по формуле (III.14) найдено
давление на линии нагнетания. Существуют весьма простые
расчетные методы определения давления на линии нагнетания,
однако эти методы справедливы только при одинаковых забой-
ных давлениях во всех нагнетательных скважинах, равных рас-
стояниях между скважинами и однородном пласте.
Расчетная формула имеет вид
Рн-Рн-Qw,	(III.15)
где р» — давление на забоях нагнетательных скважин (во всех
скважинах одинаковое); Q — суммарный дебит нагнетательного
ряда; <о =—-—1п—----------внутреннее фильтрационное сопро-
inkhn лгпр
тивление нагнетательного ряда.
Здесь ц— вязкость воды; k — проницаемость; h — толщина
пласта; п — число скважин в ряду; о — половина расстояния
между нагнетательными скважинами; гПр — приведенный" радиус
нагнетательной скважины.
Давление на линии отбора определяется аналогично, т. е.
как среднеинтегральное давление вдоль линии добывающих
скважин.
52
В добывающих скважинах депрессибнная воронка обращена
вершиной вниз (рис. III.4). Давление на линии отбора равно
s
\p(S)dS
Рс = -^------ (Ш.16>
или
Pc = F/S,
где F — площадь заштрихованной эпюры.
При аналитических расчетах
Pc = Pc + Q®.
где рс — давление на забоях добывающих скважин данного1
ряда (одинаковые во всем ряду); Q — дебит добывающих сква-
жин данного ряда, расположенных в пределах длины S.
Среднее давление на линии нагнетания меньше забойных
давлений в нагнетательных скважинах (ра<.рн), а среднее дав-
ление на линии отбора больше забойных давлений в добываю-
щих скважинах (рс>рс)- Величина рн — рс = Ар, называется деп-
рессией между линией нагнетания и линией отбора. От вели-
чины этой депрессии зависит дебит добывающих рядов скважин,
который увеличивается с ростом Лр. Увеличение депрессии мо-
жет быть достигнуто как за счет увеличения давления на линии
нагнетания рн, так и за счет снижения давления на линии от-
бора рс.
§ 4.	ВОДОСНАБЖЕНИЕ СИСТЕМ ППД
Основное назначение системы водоснабжения при поддержа-
нии пластового давления — добыть нужное количество воды,
пригодной для закачки в пласт, распределить ее между нагне-
тательными скважинами и закачать в пласт.
Конкретный выбор системы водоснабжения зависит от того,,
на какой стадии разработки находится данное месторождение.
В настоящее время ППД стремятся осуществить с самого на-
чала разработки месторождения. В этом случае необходимо
большое количество (практически 100%) пресной воды, так
как добывающие скважины на этой стадии практически дают
безводную продукцию. В дальнейшем скважины все больше об-
водняются, появляется во все возрастающих количествах попут-
ная вода, которая должна быть утилизирована. В связи с этим
системы водоснабжения должны видоизменяться и приспосабли-
ваться к конкретным условиям разработки месторождения. Про-
ектируемая система водоснабжения должна предусматривать
рост обводненности продукции скважин и необходимость утили-
зации всех так называемых промысловых сточных вод, включая
53-
ливневые, попутные, воды установок по подготовке нефти и др.
Для соблюдения мер по охране природы и окружающей среды
•система водоснабжения в любом случае должна предусматри-
вать 100%-ную утилизацию сточных вод и работу всей системы
ППД по замкнутому технологическому циклу.
Это усложняет и несколько удорожает систему водоснабже-
ния, так как возникает необходимость специальной подготовки
сточных вод, очистки их от нефтепродуктов и взвеси, борьбы
с возрастающей коррозией технологического оборудования и во-
доводов. Однако сточные воды, как правило, содержащие
ПАВы, вводимые на установках по обезвоживанию и обессоли-
ванию нефти, обладают улучшенными отмывающими и нефтевы-
тесняющими способностями, что должно привести к увеличению
нефтеотдачи пласта.
Конкретный выбор системы водоснабжения зависит от ис-
точников воды для закачки в пласт, которыми могут быть:
открытые водоемы (рек, озер, морей),
грунтовые, к которым относятся подрусловые воды;
водоносные горизонты данного месторождения;
сточные воды, состоящие из смеси добытой вместе с нефтью
пластовой воды, воды отстойных резервуарных парков, уста-
новок по подготовке нефти, ливневые воды промысловых объек-
тов. Сточные воды загрязнены нефтепродуктами и требуют спе-
циальной очистки.
Используемая для ППД вода не должна вызывать образо-
вание нерастворимых соединений при контакте с пластовой во-
дой, что может привести к закупорке пор, или, как говорят,
должна обладать химической совместимостью с пластовой. Ка-
чество воды оценивают в первую очередь следующими пара-
метрами: количеством механических примесей (КВЧ — количе-
ство взвешенных частиц), нефтепродуктов, железа и его соеди-
нений, дающих при окислении кислородом нерастворимые
осадки, закупоривающие поры пласта, сероводорода (H2S), спо-
собствующего коррозии водоводов и оборудования, микроорга-
низмов, а также солевым составом воды и ее плотностью.
Практика показала, что в большинстве случаев можно исклю-
чить специальную химическую подготовку воды и не предъяв-
лять жесткие требования к КВЧ, а в ряде случаев в десятки
раз увеличить допустимое КВЧ без заметного уменьшения по-
глотительной способности скважин. Например, для высокопро-
ницаемых пластов Ромашкинского месторождения была дока-
зана возможность нагнетания воды с содержанием до 30 мг/л
нефти и до 40—50 мг/л твердых частиц размером 5—10 мкм.
Однако опыт показал, что нормирование качества воды для
нагнетания в пласт нецелесообразно, так как пористость, про-
ницаемость и трещиноватость пластов могут в широком диа-
пазоне изменять требования к воде и к содержанию КВЧ в част-
ности. Обычно при опытной закачке выявляются как пригод-
54
3
5
Рис. IH.5. Типовая схема водоснабжения системы ППД:
/ — водозаборные устройства; 2 — станция I подъема; 3 — буферные емкости для гряз-
ной воды; 4 — станция водоподготовки; <5 — буферные емкости для чистой воды; 6 — на-
сосная станция II подъема; 7 — кустовые насосные станции (КНС); 8 — нагнетательные
скважины; 9— разводящий водовод; 10 — водоводы высокого давления (10—20 МПа)
ность имеющейся воды, так и возможная приемистость нагие-
тательных скважин и требуемое давление.
Система водоснабжения состоит обычно из нескольких дос-
таточно самостоятельных звеньев или элементов, к которым от-
носятся водозаборные устройства, напорные станции первого-
подъема, станция водоподготовки (при необходимости), напор-
ная станция второго подъема, нагнетающая очищенную воду
в разводящий коллектор и напорные станции третьего подъема
или так называемые кустовые насосные станции (КНС), зака-
чивающие воду непосредственно в нагнетательные скважины.
Между отдельными звеньями системы водоснабжения соз-
даются промежуточные буферные емкости для запаса воды,,
обеспечивающие непрерывность работы системы при кратковре-
менных изменениях пропускной способности отдельных элемен-
тов в результате остановок по технологическим причинам или
при авариях: порывах водоводов, остановке скважин.
Такая система водоснабжения — типичная для восточных
районов европейской части СССР и некоторых других райо-
нов— показана на рис. III.5. При использовании сточных вод
необходимое количество пресных вод (или морских) сокраща-
ется. Это приводит к уменьшению мощности водозаборных со-
оружений, станции первого подъема, а также буферных емкос-
тей перед станцией водоподготовки. Давление, развиваемое на-
сосами (как правло, центробежными) станции первого подъема,,
обычно невелики и зависят в известной мере от рельефа мест-
ности, удаления станции водоподготовки и расхода жидкости.
Как правило, оно не превышает 1,0 МПа. Давление развиваемое
насосами станции второго подъема, обычно больше и обуслов-
лено необходимостью создания подпора на приеме насосов вы-
сокого давления самых удаленных станций третьего подъема
(КНС). Давление подпора иногда достигает 3,0 МПа.
55-
Разводящий водовод, питающий КНС, иногда выполняется
в виде кольцевого водовода, замыкающего все КНС в единое
кольцо, если они размещаются по периметру промысловой пло-
щади. Кольцевая схема обеспечивает непрерывность питания
всех КНС при порыве водовода практически в любом месте.
Совершенно новые технические решения системы водоснаб-
жения были найдены для условий Западной Сибири, Тюменской
области и некоторых других районов. Мощная и широко распро-
страненная пластовая водонапорная система, залегающая на
глубинах от 900 до 1100 м, в этих районах позволила решить
проблему водоснабжения проще и экономически дешевле, ис-
пользовать для ППД подземные воды мощных водонапорных
комплексов апт-сеноманских и альб-сеноманских отложений.
Дебиты водяных скважин, пробуренных на эти пласты, дости-
гают 3000—4000 м3/сут при депрессиях, измеряемых несколь-
кими метрами водяного столба. Сущность новых технических
решений заключалась в устранении ряда промежуточных эле-
ментов типовой схемы, в совмещении нагнетательных скважин
 с водозаборными и создании КНС непосредственно в водозабор-
ных скважинах. В принципе эти схемы не являются оригиналь-
ными, так как на ряде месторождений межпластовый переток
воды из водоносных пластов, залегающих выше или ниже неф-
теносного, был осуществлен как в условиях естественного, так
и в условиях принудительного перетока. Однако масштабы при-
менения этих схем и широкое использование новых технических
средств для их осуществления на месторождениях Тюменской
области являются исключительно большими. Необходимо отме-
тить, что пластовые высоконапорные воды, как правило, доста-
точно чисты, не нуждаются в особой подготовке и могут непо-
средственно закачиваться в нагнетательные скважины по герме-
тичным системам без контакта с воздухом.
Это существенно упрощает водоснабжение по крайней мере
на начальных этапах разработки, когда попутной воды нет или
ее очень мало. На последующих этапах разработки, когда воз-
никает необходимость утилизации сточных вод, их подготовки и
очистки от нефти и подавления коррозионной активности, сис-
тема водоснабжения с использованием вод глубинных пластов
будет осложнена новыми элементами и станет похожей на ти-
повую схему.
§ 5.	техника поддержания давления закачкой воды
Водозаборы
Водозаборы открытых водоемов обычного типа, применяемые
в коммунальном хозяйстве,— самые простые водозаборы. Суще-
ственный технологический недостаток открытых водозаборов,
сооружаемых в реках,— это непостоянство качества воды. В па-
56
водковый и ливневые периоды вода сильно загрязняется илом:
и взвесью, что затрудняет ее подготовку. Очистные сооружения,
рассчитываемые на установившийся режим работы, обычно не
справляются с пиковой нагрузкой, а это приводит к снижению
производительности станции водоподготовки и качества воды.
Всасывающая труба открытого водозабора оборудуется
приемной сеткой для предупреждения попадания водорослей,
щепы и других крупных предметов, выносится на некоторое
расстояние от берега и устанавливается глубже, чем возможный
минимальный уровень в реке (водоеме) для непрерывного от-
бора более чистой воды и защиты водозабора от ледохода при
паводке. Размер всасывающих труб, высота всасывания и дру-
гие элементы конструкции рассчитываются обычными методами
трубной гидравлики. Закрытый водозабор или так называемый
подрусловый представляет собой одну или несколько групп мел-
ких водозаборных скважин вблизи реки, пробуренных на под-
стилающие дно реки аллювиальные хорошо проницаемые по-
роды и имеющие глубины 10—50 м.
Скважины закрепляются колонной с фильтром в нижней ча-
сти. Из скважин вода откачивается либо специальными погруж-
ными центробежными насосами, либо (если динамический уро-
вень достаточно высок) с помощью сифонных, т. е. вакуумных,
устройств.
Как показала практика, сифонный водозабор на 15—25 %
дешевле механизированного и поэтому более предпочтителен.
Подрусловый водозабор подает воду, прошедшую естественную’
фильтрацию в пласте, поэтому качество получаемой воды вы-
сокое и практически не зависит от паводков.
Оголовок скважины обычно размещается в подземной бе-
тонной шахте глубиной 2—4 м. Шахта на поверхности закры-
вается люком и имеет стремянку для доступа оператора к обо-
рудованию устья скважины. Вдоль линии расположения водо-
заборных скважин в грунте укладывается приемный коллектор,
к которому присоединяется каждая скважина через запорную
задвижку низкого давления и обратный клапан.
При сифонном водозаборе коллектор от группы скважин
подсоединяется к вакуумным котлам, в которых создается ва-
куум до 0,08 МПа с помощью небольших специальных ваку-
умных насосов. Вода подрусловых скважин не содержит газа,
поэтому вакуумные насосы требуются только для поддер-
жания постоянного разрежения в коллекторе. Вакуумных
котлов обычно два. Один — резервный. Котлы имеют большую
высоту (около 7 м) и устанавливаются вместе с насосами
станции первого подъема в бетонной шахте. В верхней части
шахты размещаются электрические станции управления элек-
тродвигателями с необходимой местной и, если нужно, ди-
станционной автоматикой. В шахте обычно устанавливаются
центробежные насосы 8НДВ с подачей Q = 540 м3/ч и напором
57
Рис. II1.6. Схема сифонного водоза-
бора
/ — фильтр; 2 — колонна; 3 — водоподъем-
ная труба; 4 — вакуум-котел; 5 — вакуум-
ный насос; 6 — вакуумметр; 7 — насос I
подъема; 8 — резервуар для чистой воды;
-9 — насосная станция
тем при возможных порывах и
Н = 1А м с приводом от элек-
тродвигателя мощностью
180 кВт.
Один из насосов — резерв-
ный для обеспечения непре-
рывности работы при ремон-
тах . Всасывающие линии цен -
тробежных насосов всегда
находятся под заливом, так как
уровень воды в котлах высо-
кий. На выкидных линиях ус-
танавливают задвижки, об-
ратный клапан и расходомер.
Обычно выкидных линий две.
Это повышает надежность сис-
ремонтах. Часто все задвижки,
клапаны, фланцевые соединения, расходомеры и другие уст-
ройства группируются и устанавливаются в отдельной неболь-
шой шахте для предотвращения затопления основной шахты
с электрооборудованием в случае неисправностей и порывов.
В случае механизированного водозабора в скважины опускаются
на глубину ниже динамического уровня специальные погруж-
ные артезианские центробежные электронасосы (тип АП — ар-
тезианский погружной) с подачей от 7 до 100 м3/ч, напором
от 65 до 200 м и мощностью погружного электродвигателя от
2,5 до 150 кВт. Эти центробежные насосы имеют общий вал
-с погружным электродвигателем.
Кроме того, применяются насосы АТН-10 или АТН-8 с чис-
лом ступеней от 14 до 26. Насосы АТН отличаются от насосов
АП тем, что у них электродвигатель располагается над устьем
скважины вертикально и соединяется валом с центробежным
насосом, находящимся под динамическим уровнем. Вал прохо-
дит внутри труб, на которых спускается насос, и выводится из
труб через сальник.
Насосы АНТ-8 и АТН-10 развивают напор от 57 до 106 м,
а их подача равна 30—90 м3/ч (720—2160 м3/сут). Мощность
электродвигателей 10—20 кВт. При механизированном водоза-
боре напор, развиваемый погружными насосами, может быть
достаточным для подачи воды в буферную емкость станции
второго подъема или станции водоподготовки. В этом случае
надобность в станции первого подъема отпадает.
Водозаборные скважины, особенно с механизированным во-
доподъемом, требуют периодического обслуживания, ремонта,
контроля за их работой и за положением динамического
уровня. Фильтровая часть водозаборных скважин со временем
заиливается, и для восстановления их дебита требуются перио-
дические чистки и промывки. Эти работы, связанные с подня-
тием тяжестей, выполняются через горловину бетонной шахты
58
оголовка скважины с помощью простых треног и подъемных
механизмов. Дебит скважины определяется с помощью шайб-
ных измерителей расхода или по перепаду давления на корот-
ком эталонном участке выкидной трубы. Динамический уро-
вень достаточно просто и точно можно определить с помощью-
тонкой трубки, опускаемой под уровень жидкости. К верхнему
концу трубки присоединяется водяной, ртутный или образцовый'
манометр низкого давления. Через тройник на трубке нагнета-
ется воздух шинным насосом. Когда воздух начнет выходить
из погруженного конца трубки, давление, показываемое мано-
метром, стабилизируется и будет соответствовать глубине по-
гружения трубки под динамический уровень воды в скважине..
Насосные станции первого подъема
При сифонных водозаборах насосы станции первого подъ-
ема (обычно три, из которых один резервный) устанавливаются
в большой полуподземной шахте вместе с вакуумными котлами.
При механизированном водоподъеме функции станции первого
подъема выполняют насосы, установленные в каждой водоза-
борной скважине. В этом случае результирующий напор насо-
сов, выкидные линии которых объединены общим коллектором,,
должен быть достаточным для подачи воды к буферным емко-
стям, к станции водоподготовки или к станции второго подъема.
Если этого напора недостаточно, очевидно, потребуются дожим-
ные насосы соответствующей производительности.
Буферные емкости
Они необходимы для обеспечения резерва воды обычно для:
шестичасовой непрерывной работы при прекращении подачи
воды со станции первого подъема. Предполагается, что за 6 ч
можно устранить причины (порыв водовода, прекращение по-
дачи электроэнергии и др.) остановки подачи воды со стороны
станции первого подъема.
В северных и восточных районах получили широкое распро-
странение подземные железобетонные резервуары, открываю-
щиеся на поверхность земли только своими люками-лазами.
Подземные резервуары предотвращают замерзание воды
в зимний период, не требуют оборгева, не загромождают тер-
риторию и не корродируют. В иных условиях (жаркий климат)
временно могут применяться обычные стальные резервуары на
поверхности земли. На заболоченных территориях заглубление
в грунт невозможно, поэтому используются металлические бу-
ферные емкости, устанавливаемые на поверхности с подогрева-
тельными змеевиками в придонной части и внешней теплоизо-
ляцией для обеспечения работы в зимний период.
59>
Станции второго подъема
Насосные станции второго подъема осуществляют распре-
деление воды по магистральным водоводам и снабжение ею
непосредственно КНС. Располагаются они, как правило, в ме-
стах сосредоточения основных сооружений систем ППД (стан-
ции водоподготовки, ремонтные цехи и др.) и часто совмеща-
ются с одной из КНС. На станциях второго подъема исполь-
зуют центробежные двух-, шестиступенчатые насосы с электро-
приводом. Число насосов, их подача и напор подбираются
в соответствии с общими требованиями системы и гидрав-
лическим расчетом. При этом предусматривается установка
резервных насосов из расчета на два работающих один резерв-
ный, чтобы избежать в работе системы ППД остановок для
замены изношенных насосов и для выполнения ремонтных ра-
бот. Такие остановки вредно отражаются на работе всей си-
стемы и, в частности, на поглотительной способности нагнета-
тельных скважин.
Современные станции второго подъема имеют блоки местной
автоматики, которые обеспечивают работу станции на автома-
тическом режиме с самозапуском при подаче энергии после
обесточивания фидеров, включением резервного насоса при на-
личии определенных аварийных признаков (перегрев подшип-
ников, обмоток электродвигателя, прекращение подачи смазки,
падение давления на приеме и пр.) у основных рабочих насо-
сов и подачей различных сигналов на центральный диспетчер-
ский пункт.
Обычно станции второго подъема развивают такое давле-
ние, которое необходимо для преодоления гидравлических по-
терь до самых удаленных КНС с учетом разницы в гипсомет-
рических отметках, путевого отбора воды на промежуточных
КНС и обеспечения некоторого подпора (в некоторых случаях
до 3 МПа) на приемах главных насосов КНС. Подпор на прие-
мах насосов КНС позволяет на такую же величину увеличить
давление на выкиде насосов, т. е. давление нагнетания, что
в некоторых случаях существенно увеличивает поглотительную
способность скважин.
Каждая КНС обеспечивает водой ближайшие три —• шесть
нагнетательных скважин, которые группируются по давлению.
Обслуживание одной КНС большего числа нагнетательных
скважин нецелесообразно, так как это приводит к необходимо-
сти прокладки более длинных водоводов высокого давления
к удаленным нагнетательным скважинам.
Как правило, каждая нагнетательная скважина соединя-
ется с КНС самостоятельным водоводом, так как в этом случае
обеспечивается централизованный (в КНС) индивидуальный
замер поглотительной способности каждой скважины, возмож-
ность группировки скважин по давлениям нагнетания и раз-
60
дельного нагнетания, а также более независимая работа нагне-
тательных скважин и системы в целом в случаях порывов водо-
водов.
Водоводы, идущие от КНС к нагнетательным скважинам, ра-
ботают под очень высоким давлением, достигающим 25 МПа,
изготавливаются из труб диаметром 89 или 102 мм и уклады-
ваются в траншеи на глубину ниже глубины промерзания. Рас-
ход жидкости замеряется централизованно на распределитель-
ной гребенке внутри КНС с помощью диафрагменных счетчи-
ков высокого давления.
Поскольку расход воды на каждую скважину и давление
нагнетания достаточно стабильны, то отпадает необходимость
в постоянном измерении этих величин. Поэтому регистрирую-
щий прибор — расходомер может быть установлен один. Он по-
очередно может быть подключен к измерительной диафрагме
(измеряется перепад давления при прохождении жидкости че-
рез диафрагму) во фланцевом соединении каждого водовода.
§ 6.	ОБОРУДОВАНИЕ КУСТОВЫХ НАСОСНЫХ СТАНЦИЙ
Кустовые насосные станции оборудуются насосами различ-
ных типов: АЯП, 5МС7Х10; 6МС7ХЮ и др.
В последнее время разработаны центробежные насосы спе-
циально для поддержания пластового давления. Некоторые тех-
нические характеристики этих насосов приведены ниже:
ЦНС-150Х 100, 2 = 8,	<2=150м3/ч,	р = 10,0 МПа
ЦНС-150Х125, 2 = 10,	То же	р = 12,5 »
ЦНС-150Х 150, 2 =	12,	»	р	=	15,0	»
ЦНС-150Х175, 2 =	14,	»	р	=	17,5	»
ЦНС-150Х200, 2=	16,	»	р	=	20,0	»
Размеры насосов, м:
длина................................................. 2,5—3,3
ширина................................................ 1,5
высота ............................................... 1,5
Масса, т.................................................. 4—5,5
Номинальное давление р этих насосов соответствует режиму
наивысшего коэффициента полезного действия. Расчетный
к. п. д насосов — 0,7; частота вращения вала «=3000 '/мин.
Насосы допускают подпор 0,8—3 МПа и при некотором сни-
жении подачи развивают повышенное давление (насос
ЦНС-150Х200 при Q=100 м3/ч развивает давление до
25 МПа).
Насосы изготавливаются в так называемом черном и нержа-
веющем (НЖ) исполнении (проточная часть выполнена из де-
ржавеющей стали) для перекачки агрессивных сточных вод.
Насосы НЖ примерно в 4 раза дороже насосов черного испол-
нения.
Привод насосов— синхронный электродвигатель мощностью
ют 700 до 1500 кВт с массой до 6,5 т и напряжением электро-
питания 3 кВт (электродвигатели СТД).
61
Насосы ЦНС имеют замкнутую циркуляционную систему
смазки, приводимую в действие масляным насосом мощностью
3 кВт и поддерживающим давление в системе 0,28 МПа. В по-
следнее время созданы так называемые блочные кустовые на-
сосные станции — БКНС, изготавливающиеся индустриальным
способом и доставляющиеся на место установки в виде отдель-
ных блоков, число которых определяется проектируемой про-
изводительностью. На месте установки они монтируются с по-
мощью мощных автокранов. Основной блок представляет
собой раму из таврового проката, на которой установлены на-
сос, двигатель с масляной системой и другими элементами.
Рама заделана в железобетонную плиту, служащую общей опо-
рой. Сверху для укрытия оборудования от осадков предусмот-
рена металлическая кабина, состоящая из каркаса, на котором
укрепляются панели с минераловатными матами для утепле-
ния (при необходимости). БКНС могут работать при темпера-
турах до —55 °C (специально для условий Севера), причем
обогрев осуществляется за счет теплоты, выделяемой электро-
двигателями. В кабинах также имеется вентиляционная си-
стема.
Кроме основных блоков в состав БКНС входят вспомога-
тельные блоки, в которых размещаются электрические распре-
делительные устройства, распределительная гребенка напор-
ного коллектора, низковольтное оборудование и блок для уп-
равления и автоматики. БКНС, созданные на базе насоса
ЦНС-150Х150, рассчитаны на подачу 3600, 7200 и 10 800 м3/сут.
В соответствии с этим в состав БКНС входит один, два или три
рабочих насоса ЦНС-150Х150 и, кроме того, в обязательном
порядке один насос резервный (табл- III.1).
Таблица III. 1
Основные характеристики БКНС
Блок	Шифр блока	Масса с обору- дованием, т	Размеры, м	Число блоков при числе насосов		
				2	3	4
Насосный крайний (резерв- ный)	НБ-1	19	9,8X3,1X3	1	1	1
Насосный средний (рабочий)	НБ-2	18	9,8X3X3	1	2	3
Низковольтный	А-1	10	9,8X3X3	1	1	1
Блок управления и автома- тики	А-2	10	9,8X3X3	1	1	1
Распределительная	гре- бенка напорного коллектора	БГ-1	9,85	6,2X3X3	2	2	2
Электрическое распредели- тельное устройство	РУ-6	—	9X7,5X4,2	1	1	1
62
Нагрев обмотки
статора
Схема унифицированного блока местной автоматики БМА-19
БКНС не лишены известных недостатков. К их числу отно-
сится повышенная вибрация вследствие отсутствия фундамента,
в результате которой может наблюдаться смещение блоков
(сползание) на слабых грунтах. Кроме того, при ремонте насо-
сов, их разборке и смене возникает необходимость снятия
крышки кабины, а также использования для этих целей авто-
кранов. Несмотря на эти недостатки, БКНС позволили сильно
сократить сроки строительно-монтажных работ при сооруже-
нии системы ППД и осуществлять поддержание пластового
давления на ранних стадиях разработки месторождения, не
допуская существенного снижения пластового давления. Совре-
менные КНС и БКНС — высокоавтоматизированные объекты
системы ППД. Они могут работать практически без обслужи-
вающего персонала при периодической проверке функциониро-
вания отдельных элементов и узлов оборудования. Это дости-
гается благодаря использованию местной автоматики, с по-
мощью которой контролируют важнейшие узлы и элементы
оборудования. Обычно такой контроль за работой КНС осуще-
ствляется с помощью унифицированного блока местной авто-
матики БМА-19.
63
Как видно из схемы, при нарушении хотя бы одного из уста-
новленных параметров работы станции, например при падении
давления в нагнетательной линии, нагреве статора или подшип-
ника электродвигателя, возникает электрический сигнал, кото-
рый дает команду в цепях управления на остановку соответ-
ствующего агрегата. При этом управление работой станции мо-
жет быть как местное, так и дистанционное с центрального дис-
петчерского пункта.
Кроме того, станция БМА-19 предусматривает возможность
автоматического пуска резервного насоса при заданном сниже-
нии давления в нагнетательной гребенке. Выкидные линии ав-
томатизированной КНС должны быть снабжены дистанционно
управляемыми задвижками высокого давления с электропри-
водами, а также обратными клапанами.
§ 7.	ТЕХНОЛОГИЯ И ТЕХНИКА ИСПОЛЬЗОВАНИЯ
ГЛУБИННЫХ ВОД ДЛЯ ППД
Использование вод глубинных водоносных пластов, залегаю-
щих выше или ниже нефтеносного пласта, для поддержания
давления известно давно. Вначале такое использование своди-
лось к одновременному вскрытию водоносного и нефтеносного
пластов одной скважиной. Если давление в водоносном пласте
было больше, чем в нефтеносном пласте, происходил переток
воды и вытеснение нефти в продуктивном горизонте.
Воды глубинных пластов, как правило, очень чистые, без
взвеси, с малым содержанием окислов железа, минерализован-
ные, являются хорошим вытесняющим нефть агентом. На ме-
сторождениях с водоносными горизонтами, использование воды
которых допустимо с точки зрения охраны природы и санитар-
но-гигиенических норм, эти горизонты могут быть идеальными
источниками водоснабжения системы ППД.
При использовании глубинных вод необходимо различать-.
1.	Системы с естественным перетоком воды из водоносного
пласта в нефтеносный под воздействием естественной репрес-
сии приведенных давлений без применения механических
средств для принудительной закачки (дожимных насосов).
2.	Системы с принудительным перетоком, в которых необхо-
димая для закачки воды репрессия создается с помощью спе-
циальных погружных или поверхностных дожимных насосов.
Обе системы в свою очередь могут подразделяться на си-
стемы с нижним перетоком, когда водоносный пласт залегает
выше нефтеносного и системы с верхним перетоком, когда водо-
носный пласт залегает ниже нефтеносного.
Кроме того, использование глубинных вод может быть осу-
ществлено по схеме с внутрискважинным перетоком, при кото-
рой вода глубинного водоносного горизонта закачивается
в нефтяной пласт без выхода ее на поверхность и по схеме
64
с внескважинным перетоком, при
котором вода глубинного водо-
носного горизонта подается (ес-
тественно или принудительно) на
поверхность, а затем закачива-
ется в соседние нагнетательные
скважины или в ту же водоза-
борную скважину по второму ка-
налу (рис. III.7).
В последнем случае происхо-
дит совмещение функций водоза-
борной и нагнетательной сква-
жин.
При нижнем перетоке (рис.
III.7, а) вода поступает из ниж-
него водоносного пласта по НКТ,
проходит камеру, где устанавли-
вается расходомер, спускаемый
на кабеле (при дистанционной
Рис. III.7. Схема оборудования
скважины при естественном внут-
рискважинном перетоке-
1 — нефтяной пласт; 2 — камера для
установки дебитомера (расходомера);
3 — разделительный пакер; 4 — водо-
носный пласт; 5 — перекрестная муфта
регистрации) или на стальной
проволоке (при местной регистрации) с поверхности в НКТ.
Пройдя расходомер, вода через отверстия в НКТ поступает
в нефтяной пласт.
При верхнем перетоке (рис. III.7, б) вода поступает из верх-
него водоносного пласта, проходит по каналам перекрестной
муфты и попадает в НКТ. Выше перекрестной муфты распо-
ложена камера для расходомера, спускаемого с поверхности-
Через отверстия в НКТ над камерой вода попадает в кольце-
вое пространство и далее в хвостовую часть НКТ и в пласт.
При естественном перетоке пакер, герметизирующий коль-
цевое пространство между НКТ и обсадной колонной, вообще
говоря, необязателен, так как давление жидкости над пакером
и под ним почти одинаковое. (Разница обусловлена только по-
терями давления на трение.) Однако для направления всего
потока воды через расходомер кольцевое пространство должно
быть герметизировано, поэтому установка пакера, хотя бы са-
мого простого, не рассчитанного на значительный перепад дав-
ления, необходима.
При принудительном перетоке установка пакера для герме-
тизации кольцевого пространства обязательна не только для
того, чтобы направить весь поток жидкости через расходомер,
а главным образом для того, чтобы обеспечить перепад давле-
ния, создаваемый дожимным насосом для принудительного
перетока. Поэтому пакер, на который будет действовать пере-
пад давления, создаваемый дожимным насосом, должен на-
дежно герметизировать кольцевое пространство между НКТ и
обсадной колонной. Кроме того, для предупреждения смеще-
ния пакера по обсадной колонне под действием страгивающей
3 Заказ № 325
65
силы, обусловленной разностью давлений и достигающей
150 кН (в зависимости от давления), пакер закрепляют на об-
садной колонне устройством, называемым якорем.
При приведенных схемах оборудования можно измерять, но
нельзя регулировать расход жидкости, что бывает нужно для
управления процессом ППД. Для регулировки расхода воз-
можна установка глубинных штуцеров — диафрагм, заранее от-
тарированных на поверхности, или установка иных устройств,
изменяющих местное гидравлическое сопротивление и спускае-
мых с помощью, например, канатной техники.
Использование устройств для естественного перетока может
оказаться эффективным для заводнения истощенных нефтяных
пластов, в которых пластовое давление достаточно мало. В этих
случаях разница приведенных давлений на отметке нефтяного
пласта может быть большой и достаточной для поглощения
нужных объемов воды. В неистощенных пластах, поскольку
давления, как правило, равны гидростатическим, необходимой
для поглощения естественной репрессии получить нельзя, по-
этому возникает необходимость в принудительном перетоке.
В практике ППД на нефтяных промыслах Башкирии, Куй-
бышевской области и других районов нашли применение (хотя
и очень ограниченное) различные конструкции для принуди-
тельного перетока. Большинство из них основано на использо-
вании погружных центробежных электронасосов, предназначен-
ных для эксплуатации нефтяных скважин. В некоторых схемах
для принудительного перетока используются штанговые насосы,
а также появившиеся недавно центробежные электронасосы,
спускаемые в скважину не на НКТ, а на кабеле-канате. Кабель-
канат одновременно выполняет роль кабеля, подводящего элек-
троэнергию к электродвигателю, и роль каната, на котором вся
установка опускается в скважину и извлекается на поверх-
ность. Насос, спускаемый на кабеле-канате, фиксируется в сква-
жине на пакере, предварительно установленном на требуемой
глубине с помощью НКТ, которые затем извлекаются. Пода-
ваемая насосом жидкость движется по обсадной колонне и
омывает кабель-канат. В настоящее время промышленностью
уже освоены установки, спускаемые на кабеле-канате
(табл. Ш.2).
Таблица III.2
Характеристика погружных установок, спускаемых на кабеле-канате
Марка	Подача. ма/сут	Напор, м
УЭЦНБ5А-160-1100	160	1100
УЭЦНБ5А-250-800	250	800
УЭЦНБ5А-250-1050	250	1050
66
При нижнем перетоке (рис.
III.8, а) вода из нижнего пласта
проходит через внутреннюю по-
лость пакера 1, многоступенча-
тый центробежный насос 4 и вы-
брасывается в кольцевое прост-
ранство, омывая расположенный
выше электродвигатель 2.
При верхнем перетоке вода
проходит по кольцевому прост-
ранству, омывает двигатель (что
необходимо для его охлажде-
ния), попадает в приемную сетку
7 насоса 4 и далее выходит из
насоса под высоким давлением
через внутреннюю полость гид-
равлического якоря 5, удержива-
ющего установку от смещения,
и пакер 1, герметизирующий
кольцевое пространство. Рабочие
колеса на валу центробежного
насоса в этом случае «перевора-
чиваются» для нагнетания жид-
кости сверху вниз.
В последнее время отече-
ственной промышленностью соз-
даны специальные высокопроиз-
водительные погружные центро-
бежные установки для ППД при
использовании глубинных вод
для условий Западной Сибири.
Их краткая характеристика при-
ведена в табл. Ш.З.
Эти насосы имеют соответ-
ствующее электрооборудование,
т. е. станцию управления с необ-
ходимой автоматикой и транс-
форматор с регулируемым на-
пряжением во вторичной обмотке
для компенсации потерь напря-
жения в питающем кабеле. По
сравнению с обычными они
Рис. III.8. Схема оборудования скважины погружным центробежным элек-
тронасосом на кабеле-канате для принудительного перетока:
а — переток из нижнего пласта в верхний; б — переток из верхнего пласта в нижний;
/ — разделительный пакер; 2 — электродвигатель (ПЭД); 3 — гндрозащита; 4 — центро-
бежный насос; 5 — якорь; 6 — кабель-канат; 7 — приемная сетка насоса
3*	67
Таблица 111.3
Характеристика погружных высокопроизводительных насосов
для ППД
Показатели	УЭЦН-16-3000-1000	УЭЦН-16-2000-)400
Подача (номинальная), м3/сут	3000	2000
Напор (номинальный), м	1000	1400
Рекомендуемый режим работы:		
подача, м3/сут	2600—3800	1500—2500
напор, м	1000—720	1500—1200
Мощность электродвигателя, кВт	500	500
Напряжение электродвигателя, В	3000	3000
Частота вращения вала, об/мин	2970	2970
Диаметр, мм	375	375
Длина, м	7,6	9,5
Масса, кг	3225	4200
имеют увеличенные диаметры, поэтому могут быть спущены
только в скважины с внутренним диаметром не менее 402 мм.
Технические возможности этих насосов в сочетании с осо-
бенностями апт-альб-сеноманских водоносных горизонтов
(обильные водопритоки, высокие уровни) в условиях нефтяных
месторождений Тюменской области позволили по-новому ре-
шить вопросы техники ППД и, в частности, совместить водоза-
борную скважину с нагнетательной и подземной кустовой на-
сосной станцией. Водозаборные скважины, пробуренные на
апт-альб-сеноманские горизонты, являются фонтанирующими
с незначительным статическим давлением на устье (0—
0,5МПа). Эти скважины дают притоки в несколько тысяч ку-
бических метров в сутки при очень малых депрессиях.
Воды этих скважин минерализованы, содержат растворен-
ные газы углеводородного состава с большим содержанием
азота. Газовые факторы достигают 1—3 м3/м3. Температура —
40—50 °C. Относительная плотность 1,05—1,1. При интенсив-
ных отборах жидкости в воде может появиться песок. В этом
случае необходим предварительный отстой воды перед закачкой
в пласты.
Широкое распространение этих водоносных комплексов по-
зволило размещать водозаборные скважины непосредственно
у нагнетательных и оборудовать их насосами УЭЦН-16-3000-1000
с большой подачей. Поскольку динамические уровни в водоза-
борных скважинах близки к поверхности, то давление, разви-
ваемое этими насосами, достаточно для обеспечения требуемой
приемистости нагнетательных скважин. Одна из возможных
схем использования этих вод показана на рис. III.9. (Водоза-
борная скважина специальной конструкции с увеличенным диа-
метром обсадной колонны в верхней части оборудуется центро-
68
Рис. III.9. Схема подземной насосной станции для закачки пластовой воды
в нагнетательные скважины:
/ — нагнетательные скважины; 2 — водоводы высокого давления; 3 — погружной электро-
насос водозаборной скважины; 4— станция управления; 5 — трансформатор; 6 — водо-
распределительный и замерный узел
бежным насосом УЭЦН-16-3000-1000, спускаемым на НКТ, на
малую глубину (50—150 м). Выкид насоса присоединяется
к устью нескольких нагнетательных скважин, число которых
зависит от подачи погружного насоса и поглотительной способ-
ности нагнетательных скважин. Объем нагнетаемой воды опре-
деляется с помощью счетчиков-расходомеров. Такая техника ис-
пользования глубинных вод для ППД возможна при отсутствии
песка в продукции водозаборных скважин.
Однако при отборах из апт-альб-сеноманских водоносных
горизонтов, превышающих 3000 м3/сут, в водозаборных сква-
жинах непосредственно после пуска появляется песок в коли-
чествах, доходящих до 5 г/дм3 и более. В дальнейшем количе-
ство песка убывает и через 0,5—2 сут достигает следов или
нескольких десятков миллиграммов на литр воды. При таких
количествах песка центробежные насосы могут работать нор-
мально, тем не менее присутствие песка в откачиваемой жидко-
сти нежелательно, так как песок вызывает износ рабочих орга-
нов погружных центробежных насосов, сокращает межремонт-
ный период работы установок, вызывает засорение призабойной
69
Рис. III.10. Схема подзем-
ной кустовой насосной стан-
ции, питающая дополни-
тельно две нагнетательные
скважины, в которой водо-
заборная скважина совме-
щена с нагнетательной
зоны пласта нагнетательных скважин и снижение их поглоти-
тельной способности.
Для предупреждения вредного влияния песка забои водо-
заборных скважин оборудуются соответствующими песочными
фильтрами (щелевые, гравийные и др.) и на выкидных линиях
насосов, на поверхности земли устанавливают отстойники вы-
сокого давления для улавливания песка, которые периодически
промываются.
В тех случаях, когда обильное количество песка и высокое
давление не позволяют осуществить нормальный отстой песка,
приходится идти на снижение давления воды перед отстоем
в сосудах низкого давления и последующее повышение давле-
ния после отстоя дожимными насосами для закачки в нагнета-
тельные скважины. Другим возможным решением проблемы
использования глубинных вод может быть совмещение нагнета-
тельной и водозаборной скважин. Часть воды, подаваемой на-
сосом водозаборной скважины (подземной КНС), направляется
в совмещенную нагнетательную скважину, а избыток (если он
есть) направляется в соседние нагнетательные скважины
(рис. ШЛО).
Под динамический уровень водозаборной скважины 1 опус-
кается насос 2, который откачивает воду из водоносного пласта
(ВП) и подает ее по НКТ малого диаметра 3 к замерному рас-
пределительному узлу 4 через отстойник высокого давления 5.
Расход воды измеряется диафрагменными расходомерами 6.
Часть воды по НКТ большого диаметра 7 и обводному ка-
налу 8 поступает в хвостовую часть НКТ под насос и далее
70
в нефтяной пласт (НП). Хвостовая часть НКТ уплотняется
в обсадной колонне пакером 9. Таким образом, водоносный и
нефтяной пласты разобщаются. Центробежный насос 2 приво-
дится во вращение погружным электродвигателем 10, который
связан электрокабелем со станцией управления и трансформа-
тором 11. Избыток воды подается в нагнетательные сква-
жины 12.
Глубина погружения насоса под динамический уровень оп-
ределяется давлением, при котором начинается выделение из
воды растворенного газа, и количеством этого газа. Для усло-
вий Западной Сибири глубина погружения составляет обычно
150—200 м. В тех случаях, когда дебит водозаборных скважин
при фонтанном режиме их работы оказывается достаточно
большой, насосная блочная станция третьего подъема (КНС)
сооружается на поверхности, а устья одной или нескольких во-
дозаборных скважин через герметизированный отстойник и се-
паратор низкого давления соединяются непосредственно с при-
емным коллектором КНС. Отстойник и сепаратор устанавлива-
ются для отделения взвеси и газа.
В условиях сильной заболоченности территории промыслов
Западной Сибири водозаборные скважины приходится бурить
в виде куста, в котором одна из скважин вертикальная, а не-
сколько других — наклонные. Забои таких наклонных водоза-
борных скважин удается разнести на расстояние до 500 м от
вертикали. Этим достигается снижение взаимного влияния сква-
жин друг на друга и, следовательно, повышение их дебита.
Описанные технические схемы водоснабжения системы ППД,
как показал опыт их использования в условиях Западной Си-
бири, позволили:
1.	Уменьшить металлоемкость системы ППД.
2.	Сократить энергетические затраты, так как существенно
сокращается общая длина водоводов.
3.	Уменьшить более чем в 2 раза удельные капиталовложе-
ния на получение 1 м3 воды.
4.	Уменьшить также более чем в 2 раза себестоимость 1 м3
добываемой воды.
5.	Добиться высокой стабильности работы всей системы
ППД и качества нагнетаемой воды вследствие отсутствия кон-
такта воды с воздухом и сокращения времени контакта воды
с железом в результате уменьшения длины водоводов.
§ 8. ПОДДЕРЖАНИЕ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ ЗАКАЧКОЙ ГАЗА
присут-
его сма-
В продуктивных коллекторах, в составе которых
ствует много глинистого материала, разбухающего при
чивании пресной водой, закачка волы для 11ПД, как правило?-
неэффективна. Нагнетательные скважины обладают очен1ГТП13-
кой поглотительной способностью с большим затуханием при-
емистости, требует специальной обработки воды и высоких дав-
71
лений нагнетания. Однако в этих же условиях закачка сухого
углеводородного газа, не взаимодействующего с породами кол-
лектора, может оказаться достаточно эффективной, так как при
этом обеспечиваются технически приемлемые параметры про-
цесса, такие как приемистость и давление.
С энергетической точки зрения ППД закачкой газа — про-
цесс более энергоемкий по сравнению с закачкой воды. Дру-
гими словами, на вытеснение единицы объема нефти при за-
качке газа затрачивается энергии больше, чем при вытеснении
нефти водой. Это объясняется двумя главными причинами.
1. При закачке воды необходимое забойное давление созда-
ется как давлением воды на устье нагнетательной скважины,
так и большим гидростатическим давлением водяного столба
в скважине. При закачке газа, плотность которого значительно
меньше плотности воды, гидростатическое давление газового
столба мало (примерно в 7—15 раз меньше, чем водяного).
Поэтому необходимое забойное давление приходится создавать
за счет увеличения давления на устье (давление нагнетания),
вследствие чего возрастают затраты энергии на закачку газа
в пласт.
2. При закачке газа, вследствие его большой сжимаемо-
сти, необходимый объем газа нужно предварительно сжать до
забойного давления, на что расходуется большое количество
энергии. Тогда как при закачке воды, вследствие ее «жестко-
сти», энергия на сжатие практически равна нулю.
Кроме того, некоторое количество нагнетаемого углеводо-
родного газа растворяется в пластовой нефти, отчего общее
количество закачиваемого газа увеличивается.
П оэтому ППД закачкой газа не нашло широкого рас п р о -
странёния и применяется главным образом на истощенных неф-
тяных месторождениях, пластовое давление которых мало, или
на неглубоких месторождениях.
Количество газа, необходимое для нагнетания в пласт
только для поддержания пластового давления на существую-
щем уровне, очевидно, равняется сумме объемов добытой
нефти, воды и газа, приведенных к пластовым условиям (рТ),
так что
V = VH + VB + Vr,	(III.17)
где V — расход нагнетаемого газа; Vn — суточный отбор нефти;
Кв — суточная добыча воды; Уг— суточная добыча газа.
Величины Ун и Ув определяются по фактическим данным
с учетом соответствующих объемных коэффициентов для нефти
₽и и воды рв:
VH = VHO0H, VB = VBOpB,
где Ун0, Уво — суточный дебит нефти и воды соответственно
при стандартных условиях.
72
Поскольку в добытом газе есть часть, выделившаяся из
нефти, то 14 определяется с учетом растворимости газа в нефти
при пластовых давлении и температуре:
у	[Его— «(Рп—Ра) V но] PpzT„	(III 18)
РпТ о
где а — коэффициент растворимости газа; рп— абсолютное
пластовое давление; 14о— суточный дебит нефти при стандарт-
ных условиях; ро — абсолютное атмосферное давление; z— ко-
эффициент сжимаемости газа для пластовых температуры и
давления; Тп, То— абсолютные пластовая и стандартная тем-
пературы; 14о — суточный дебит газа, приведенный к стандарт-
ным условиям.
Кроме того, могут существовать различные утечки газа и
случайные поглощения в пропластки или области пласта, из
которых извлечение нефти не происходит. Это учитывается по-
правочным коэффициентом п.
Таким образом, количество нагнетаемого газа, приведенное
к пластовым условиям, должно равняться
VHar = nV.	(Ш.19)
Обычно принимается /1=1,15—1,20.
Если КНаг>«Е — превышение нагнетания над отбором, то
будет наблюдаться замедленное повышение пластового дав-
ления.
Если КНаг=«Е, пластовое давление будет стабилизироваться
на текущем уровне.
Если КНаг</гЕ — нагнетается меньше отбора, то пластовое
давление будет падать медленно.
Суточный расход нагнетаемого газа ЕНаг, приведенный
к стандартным условиям, равен
(V,.ar)o- -п-?нагРпТ° .	(III.20)
Р<Р* п
Из теории фильтрации известно, что приемистость нагнета-
тельной газовой скважины, приведенная к стандартным усло-
виям, с учетом реальных свойств газа равна
<7о-------------—
ЦггР(4пл 1п
'с
где k, h, цг — проницаемость, толщина пласта и вязкость газа
в пластовых условиях; рэ, ри — забойное и пластовое давления,
соответственно; /?, гс — радиус изобары, на которой существует
давление ра, и радиус скважины соответственно; z— коэффи-
циент сжимаемости газа для условий рп и Та.
Вывод формулы (III.21) состоит в следующем.
(III.21)
73
Предположим, что существует круговой однородный пласт
радиусом А?к, на котором существует постоянное давление р„.
На скважине радиусом гс давление р3. Поток радиальный. Для
расхода газа q через кольцевой элемент толщиной dr, высотой
h, находящийся на расстоянии г от оси скважины, запишем
2nkhr dp
4 =----------а-
р. dr
Выражая объемный расход q через расход при нормальных ус-
ловиях до, получим
рТ л	PnZT
qt)=q-^- или q = q0-!^—.
Ро2‘	рТ^о
Подставляя значение q, получим
рогТ	2nfe/i	dp
</о—— —-------г---•
рТ0 р,	dr
Разделим переменные
г iip3zTq3
Интегрируя по г в пределах от гс до А?к и по р соответ-
ственно от р3 до рп, получим
Irj  21lkhTg f Р3	Рп А
гс PPf>zTqa \ 2	2 /
Откуда
RK
WT In —
rc
Расход q0 в формуле (Ш.21) имеет размерность м3/с. Тогда
суточная приемистость нагнетательной скважины Qo будет
равна
Qo = 86 4OOgo,
где 86 400 — число секунд в сутках.
Для поддержания пластового давления закачкой газа не-
обходимое число нагнетательных скважин будет равно
«наг = (V„ar)o/Qo.	(Ш.22)
В формуле (III.21) р3 — забойное давление, необходимое
для закачки в скважину д0 м3/с газа, приведенных к стандарт-
ным условиям. Давление на устье нагнетательной скважины
ру будет меньше забойного р3 на величину гидростатического
давления газового столба (Арг) и больше на величину потерь
давления на трение (ртР), так что
ру = р3—Ар, -t ртг.	(Ш.23)
74
Величину Арг определяют по барометрической формуле
с учетом веса газа или по более простым соотношениям; по-
тери давления на трение — по обычным формулам трубной гид-
равлики для движения газа. Обычно величина ртр мала и не
превышает долей мегапаскаля для реальных глубин, диамет-
ров НКТ и расходов газа. Величина Арг более существенна и
составляет примерно 13 % от устьевого давления на каждые
1000 м глубины скважины.
Компрессоры, необходимые для осуществления ППД, под-
бираются в соответствии с давлением на устье и общим расхо-
дом нагнетаемого газа.
При наличии на данном месторождении или поблизости
мощного источника природного г аза достаточно'“высикиго-дав -
ТТения-его можно эффективно использбвать~дляППД.-Это при-
водит к большому сокращению капитальных вложений, так как
отпадает необходимость в строительстве компрессорных стан-
ций, и к сокращению энергетических затрат на закачку газа,
составляющих главные статьи расходов на осуществление ППД
закачкой газа в пласт. В качестве рабочего агента может быть
использован не только сухой углеводородный газ, но и воздух,
а также и углекислый газ — СО2, если имеются его источники.
Использование углеводородного и углекислого газов более
предпочтительно, так как их высокая растворимость в нефти
приводит к снижению вязкости нефти на контакте с газом
в пласте и увеличению коэффициента вытеснения. Кроме того,
закачка чистого углеводородного газа, а тем более углекислоты
более безопасна, чем закачка воздуха, при котором возможно
образование взрывоопасных смесей с углеводородами.
Газ в нагнетательные скважины обычно закачивают через
НКТ, спускаемые до верхней части ф ильтра кблбнныГК ольце-
вое пространство между НКТ и обсадной колонной перекрыва-
ется пакером, устанавливаемым в нижней части НКТ. Это
делается для изоляции колонны, которая не всегда выдерживает
высокие давления закачки, а на истощенных месторождениях
обсадные колонны из-за коррозии бывают негерметичными.
Прорывы нагнетаемого газа в отдельные добывающие сква-
жины увеличивают его удельный расход и энергетические за-
траты на процесс. Поэтому важно своевременное их выявление
и устранение. Прорывы газа в добывающие скважины происхо-
дят по наиболее проницаемым прослоям после вытеснения из
них жидкости (нефти и воды). Для их выявления следят за
величиной газового фактора в добывающих скважинах и за хи-
мическим составом газа. Особенно просто выявляются такие
прорывы при закачке воздуха, когда в извлекаемом газе резко
увеличивается содержание азота, сопровождаемое увеличением
газового фактора.
Борьба с прорывами нагнетаемого газа ведется уменьше-
нием отборов жидкости из скважин, в которых отмечается про-
75
рыв. В результате чего возрастает забойное давление в сква-
жине и снижается или полностью прекращается поступление
газа. Иногда приходится полностью закрывать скважину, в ко-
торую произошел прорыв газа. В некоторых случаях борьбу
с прорывами ведут со стороны нагнетательной скважины, в ко-
торую вместе с газом закачивают воду, нефть или другую вяз-
кую жидкость, заполняющую проницаемый прослой и таким
образом затрудняющую фильтрацию газа по такому прослою.
§ 9.	МЕТОДЫ ТЕПЛОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ
Эти методы являются перспективными для добычи высоко-
вязких нефтей и нефтей с неньютоновскими свойствами. Однако
существуют месторождения с такими условиями залегания и
свойствами нефти, при которых тепловые методы воздействия
могут оказаться единственными, допускающими промышлен-
ную разработку.
Если пластовая температура равна или близка к темпера-
туре начала кристаллизации парафина в пластовых условиях,
то вытеснение нефти холодной водой приведет к охлаждению
пласта, выпадению парафина и закупорке пор, что усилится при
сильной послойной неоднородности пласта. Нагнетаемая хо-
лодная вода, быстро продвигаясь по наиболее проницаемому
прослою, станет источником охлаждения выше и ниже залегаю-
щих менее проницаемых прослоев. Охлаждение приведет в луч-
шем случае к загустению нефти, а в худшем — к выпадению
растворенных парафинов в твердую фазу и консервации запа-
сов нефти в пропластках. Указанные особенности свойств нефти
и сильная послойная неоднородность пласта могут привести
к получению значительного эффекта при закачке в такой пласт
теплоносителя. В этом случае горячая вода (или пар), прони-
кая по хорошо проницаемому прослою, будет прогревать выше-
и нижезалегающие слои пласта, что приводит к снижению вяз-
кости нефти и способствует более полному извлечению запасов.
Методы теплового воздействия на пласт перспективны как
методы увеличения нефтеотдачи пластов и как едва ли не един-
ственный способ добычи высоковязких нефтей и битумов.
Различают следующие основные виды тепловых методов.
1.	Закачка в пласт горячих теплоносителей (вода и пар).
2.	Создание внутрипластового подвижного очага горения.
3.	Циклическая тепловая обработка призабойной зоны пла-
ста.
Если первые два технологических процесса относятся к ме-
тодам воздействия на пласт, то последний имеет большее отно-
шение к методам воздействия на призабойную зону пласта.
Наилучшие теплоносители среди технически возможных —
вода и пар. Это объясняется их высокой энтальпией (теплосо-
держанием на единицу массы). Вообще теплосодержание пара
76
Са5,«^187 кДж/м3
LT,*V57 кДж/кг
Рис. Ш.11. Зависимость удель-
ного объемного сОб и массо-
вого Ст теплосодержания пара
от давления в состоянии насы-
щения
выше, чем воды, однако с увеличением давления они прибли-
жаются друг к другу (рис. III. 11). С увеличением давления на-
гнетания преимущества пара по сравнению с водой уменьша-
ются, если их оценивать только с позиций количества вводимой
в пласт теплоты. Это также указывает на то, что наибольшая
эффективность достигается при закачке пара в неглубокие
скважины, когда требуются низкие давления. Следует иметь
в виду, что теплосодержание единицы объема пара меньше, чем
воды, и особенно при низких давлениях. Однако приемистость
нагнетательных скважин при закачке пара выше, чем при за-
качке воды, вследствие меньшей вязкости пара.
При движении горячей воды по трубопроводам и пласту про-
исходит ее охлаждение. При движении пара такого снижения
температуры не происходит благодаря скрытой теплоте парооб-
разования и изменению его сухости. Процессы теплового воз-
действия связаны с потерей теплоты в трубопроводах, скважине
и в самом пласте на прогрев кровли и подошвы. К. п. д. приме-
няемых парогенераторов около 80%. Теплопотери в поверхно-
стных паропроводах оцениваются примерно от 0,35 до 3,5 млн.
кДж/сут на каждые 100 м трубопровода. Это сравнительно ма-
лая доля, так как современные парогенераторы имеют произ-
водительность порядка 250—650 млн. кДж/сут.
Теплопотери в скважине составляют примерно 1,7 млн.
кДж/сут на каждые 100 м длины НКТ. Для снижения потерь
теплоты кольцевое пространство заполняют газом (теплопро-
водность газа меньше теплопроводности жидкости). Расчеты
показывают, что при осуществлении мер по снижению потерь
теплоты в скважине их можно довести до 2—3 % от общего
количества теплоты, вводимой в скважину при закачке горячей
воды, и до 3—5 % при закачке пара на каждые 100 м длины
ствола. Потери в стволе скважины существенно ограничивают
эффективные глубины залегания пластов для теплового воздей-
77
Рис. 111.13. Зависимость коэф-
фициента отставания а от дли-
тельности нагнетания теплоно-
сителя:
1 — Л = 30 м; 2 —h=20 м; 3 — h =
= 10 м
Рис. 111.12. Зависимость коэффици-
ента теплоиспользования от безраз-
мерного времени x=4ntl№ (по Ру-
бенштейну) : х — коэффициент темпе-
ратуропроводности окружающих по-
род, м2/ч; t — время закачки тепло-
носителя, ч; h — толщина пласта, м
ствия: для воды 1000—1200 м и для пара 700—1000 м при мак-
симально возможных темпах закачки теплоносителя. Увеличе-
ние скорости закачки почти не сказывается на абсолютной ве-
личине теплопотерь, поэтому увеличение темпов закачки при-
водит к уменьшению доли теплопотерь от общего количества
вводимой в пласт теплоты.
Тепловая эффективность воздействия на пласт оценивается
отношением накопленной в объеме пласта теплоты Qn- к об-
щему количеству введенной теплоты QB. Это отношение назы-
вают коэффициентом теплоиспользования. Теплопотери
в кровлю и подошву пласта увеличиваются по мере увеличения
фронта нагнетания и площади, охваченной теплоносителем.
При уменьшении толщины пласта доля потерь в кровлю и по-
дошву возрастает — коэффициент теплоиспользования умень-
шается. Оценки теплопотерь показывают, что по истечении
определенного времени потери становятся равными количеству
вводимой теплоты и коэффициент теплоиспользования обраща-
ется в нуль (рис. III.12).
Оценка реальных потерь теплоты (см. рис. III.12) показы-
вает, что через 86,8 сут закачки в пласт толщиной h = 5 м при
х = 0,003 м2/ч теплопотери достигнут 42%. Причем эти так на-
зываемые интегральные потери не зависят от геометрии течения
теплоносителя по пласту (радиальная или линейная). Эти
оценки указывают также, что темп ввода теплоносителя в пласт
должен быть максимально возможным, так как при этом коэф-
фициент теплоиспользования возрастает.
Теплопередача в пласте осуществляется конвективным (по-
током горячей воды или пара) и диффузионным (за счет тепло-
78
проводности пористой среды) способами. В результате в пласте
формируется температурный фронт перемещающийся в направ-
лении фильтрации теплоносителя. Однако теплоперенос, т. е.
движение теплового фронта, и массоперенос, т. е. движение са-
мого теплоносителя в пласте, происходят с разными скоростями
вследствие утечки теплоты на нагрев не только самого пласта,
по которому происходит фильтрация теплоносителя, но и окру-
жающих пород.
При закачке горячей воды в пласте формируется две зоны:
зона с падающей температурой и зона, не охваченная тепловым
воздействием, с первоначальной пластовой температурой.
При закачке пара формируется три зоны: первая зона с при-
мерно одинаковой температурой, насыщенная паром, темпера-
тура которой зависит от давления в этой зоне. Вторая зона —
зона горячего конденсата (воды), в которой температура сни-
жается от температуры насыщенного пара до начальной пла-
стовой. Третья зона — зона, не охваченная тепловым воздей-
ствием, с пластовой температурой.
Вследствие расхода теплоты, содержащейся в теплоноси-
теле, на прогрев пласта и окружающих пород тепловой фронт
отстает от фронта вытеснения (теплоносителя), причем чем
меньше толщина пласта, тем отставание больше при прочих
равных условиях. Это объясняется тем, что при малой толщине
пласта доля потерь теплоты в кровлю и подошву пласта больше
и охлаждение теплоносителя происходит быстрее.
Однако такое отставание теплового фронта зависит еще и от
теплофизических и коллекторских свойств пласта и теплоноси-
теля, а также от эффективности вытеснения нефти водой
(рис. III.13). Из рисунка видно, что при толщине пласта 10 м
(линия 3) через год температурный фронт отстанет от фронта
вытеснения в 13,3 раза (а = 0,075), а при толщине 'пласта 30 м
(линия 1) —в 9,1 раза (а = 0,11).
При закачке пара также происходит отставание температур-
ного фронта от фронта вытеснения. Однако за счет скрытой
теплоты парообразования при конденсации пара прогретая зона
пласта увеличивается в 3—5 раз (в зависимости от сухости на-
гнетаемого пара и давления) по сравнению с закачкой горячей
воды. В этом заключается одно из преимуществ использования
пара по сравнению с горячей водой в качестве теплоносителя.
При закачке горячей воды в зоне, не охваченной тепловым
воздействием, происходит вытеснение нефти водой в изотерми-
ческих условиях, а в нагретой зоне, в которой температура из-
меняется от пластовой до температуры воды на забое сква-
жины,— в неизотермических. При этом понижается вязкость
нефти, улучшается соотношение подвижностей нефти и воды,
происходит тепловое увеличение объема нефти и ослабление
молекулярно-поверхностных сил. Все это приводит к увеличе-
нию нефтеотдачи.
79
При закачке пара в зоне конденсации механизм вытесне-
ния аналогичен механизму вытеснения при закачке горячей
воды. В первой зоне благодаря высокой температуре происхо-
дит частичная разгонка легких компонентов нефти и переход
их из зоны пара в зону конденсаций, что также приводит к еще
большему увеличению нефтеотдачи.
Роль каждого из перечисленных факторов зависит как от
температурной обстановки в пласте, так и от физико-химиче-
ских свойств пластовой нефти (плотность, вязкость, наличие
легких компонентов и пр.).
Кроме того, на практике замечены увеличение и последую-
щая стабильность приемистости нагнетательных скважин при
закачке горячей воды. Однако при закачке пара в результате
действия пресного конденсата на глинистые компоненты пори-
стой среды, приводящего к разбуханию глин, может наблю-
даться и снижение приемистости.
§ 10.	ТЕХНИКА ЗАКАЧКИ ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ В ПЛАСТ
Приготовление горячих теплоносителей для закачки их
в пласт может осуществляться как на поверхности, так и на за-
бое нагнетательной скважины. В первом случае (паровые или
водогрейные котлы или различного рода нагреватели) неиз-
бежны большие потери теплоты, а следовательно, и темпера-
туры теплоносителя при его движении от устья скважины до за-
боя. Поэтому закачка теплоносителя в глубокие скважины во-
обще может быть неэффективной. При установке генератора
теплоты непосредственно на забое такие потери исключа-
ются.
Технически гораздо проще приготовить теплоноситель на
поверхности, нежели на забое скважины. Создание забойных
теплогенераторов нужной производительности и надежности
пока осуществить не удается.
Охлаждение горячей воды при закачке можно рассчитать,
например, по формуле, полученной согласно упрощенной рас-
четной схеме А. Ю. Намиотом:
T(Z, t) = T0 + J-^z-\)+ (ту-7о+ 1Г-Лехр ( —pz). (Ш.24)
р	\	Гр 7
Здесь Т(z, t)—искомая температура на заданной глубине z
через t часов после начала закачки горячего теплоносителя, °C;
То — приведенная к устью скважины температура нейтрального
слоя земли, °C; Ту — температура закачиваемого теплоносителя
на устье скважины, °C; Г — геотермический градиент, °С/м; z—
глубина от устья в м; р — показатель, характеризующий тепло-
обмен с окружающей средой и имеющий размерность м-1.
80
Рис. III.14. Изменение температуры
забоя от длительности закачки (Q =
= 600 мэ/сут) горячей воды с устье-
вой температурой 180 °C при разных
глубинах скважины диаметром
168 мм:
1 — 500 м; 2 — 1000 м; 3 — 1500 м
Рис. 111.15. Динамика прогрева ли-
нейного пласта во времени:
1 — через 1 г.; 2—через 2 г.; 3 — через
4 г.; 4 — через 8 лет
Причем
в=-----------—-------
9^жРж , 2г (/)
---;---ш-----
(II 1.25)
где q — расход нагнетаемой воды, м3/ч; Сжрж — объемная теп-
лоемкость воды, кДж/м3 °C; X — средний коэффициент тепло-
проводности среды, окружающей трубу, по которой закачи-
вается вода, кДж/(м-ч-°С); d — наружный диаметр трубы, по
которой ведется закачка, м; r(t) — радиус теплового влияния,
зависящий от времени закачки теплоносителя, м,
г(0 = 2д/<	(III.26)
где t — продолжительность закачки, ч; х— средний коэффи-
циент температуропроводности среды, окружающей трубу, по
которой производится закачка, м2/ч.
Результаты расчетов по формуле (III.24) показаны на
рис. III.14.
Как видно из рисунка, температура забоя в результате про-
грева повышается и через некоторое время стабилизируется.
Потери температуры при глубине 500 м составляют примерно
10 °C, при 1000 м — 17 °C и при 1500 м — 25 °C.
Представление о динамике прогрева самого пласта можно
получить из рис. III.15. Начальная температура пласта при-
нята 20 °C, забойная температура 170 °C (постоянная), филь-
трация горячей воды по пласту происходит с постоянной скоро-
стью 0,006 м/ч. Такая скорость соответствует суточной закачке
720 м3/сут через нагнетательные скважины, расположенные на
расстоянии 1000 м друг от друга (или 360 м3/сут при расстоя-
нии 500 м между скважинами). Толщина пласта принята 10 м.
81
Рис. III.16. Принципиальная схема
нагревателя морской воды погруж-
ного типа.
1 — насос для подачи воды; 2 — нагрева-
тель; 3—пламя горелки; 4 — подача воз-
духа для горения; 5 — подача газа; 6 —
выброс шлама; 7 — сепаратор для отделе-
ния газов; 8 — сброс газов; 9 — горячая
вода к насосам высокого давления
Как видно из рис. III.15,
тепловой фронт при этих па-
раметрах лишь через год до-
стигает расстояния около
80 м. Впереди этого фронта
температура пласта будет ос-
таваться первоначальной, и
вытеснение нефти в основном
объеме пласта будет проис-
ходить при обычных усло-
виях.
Промышленная закачка
горячей воды в больших мас-
штабах была осуществлена на
Узеньском месторождении
(п-ов Мангышлак). Вначале
воду готовили по двухконтур-
ной схеме, так как питание
котлов осуществлялось специ-
ально обработанной водой для
предупреждения отложения
солей. В скважины нагнеталась морская соленая вода, которая
до поступления на КНС нагревалась во втором контуре в спе-
циальных теплообменниках. Опыт показал, что работа по такой
схеме оказалась малоэффективной. Частые неполадки были свя-
заны с коррозией, отложениями солей, водорослей, с прогора-
нием труб котельной установки и другими причинами. В нагне-
тательных скважинах необходимо было установить специальную
устьевую арматуру, допускающую температурные расширения
труб. Стоимость процесса оказалась высокой, а энергетический
к. п. д. — низким.
В последнее время созданы новые нагреватели (рис. III.16),
так называемого погружного типа. В них смесь газа с воздухом
горит непосредственно в воде. Нагреватель устанавливается пе-
ред КНС. В нем осуществляется контактный нагрев морской
воды, подаваемой центробежным насосом. Образующийся в на-
гревателе шлам периодически удаляют из котла продувкой. Не-
растворимые газообразные продукты горения отделяются в спе-
циальном сепараторе и сбрасываются в атмосферу или исполь-
зуются для предварительного подогрева холодной воды. К- п. д.
погружных нагревателей достигает 0,92—0,95. В подогревателе
поддерживается небольшое давление, создаваемое насосом,
для транспортировки воды и недопущения ее вскипания. Воздух
и газ в горелки подается в необходимой пропорции и количе-
ствах, зависящих от расхода воды и установленного режима
работы.
Насосы, нагреватель и сепаратор снабжены соответствую-
щей автоматикой, регулирующей параметры работы отдельных
82
узлов установки и обеспечивающей необходимые соотношения
между температурой, давлением, расходами воды, газа и воз-
духа. Преимущество таких нагревателей состоит в том, что они
не требуют предварительной обработки питаемой воды. Темпе-
ратура получаемой воды не превышает 100 °C. В погружных
водоподогревателъных аппаратах вода обогащается углекислым
газом и кислородом, содержание которых колеблется от 30 до
70 мг/л в зависимости от температуры й давления в аппаратах.
Это вызывает активную коррозию технологических трубопрово-
дов, насосных агрегатов и запорной арматуры. Для получения
воды с более высокой температурой существуют специальные
двухконтурные установки производительностью до 600 м3/ч.
При нагреве воды до температуры 150—200 °C используются
водогрейные теплофикационные котлы.
При закачке горячей воды, особенно при высоких устьевых
температурах, трубы, через которые ведется закачка, и все си-
стемы горячего водоснабжения испытывают значительные тем-
пературные деформации, так как при эксплуатации системы
неизбежны остановки и охлаждения. Если в поверхностных го-
рячих водоводах вопрос о компенсации температурных дефор-
маций решается сравнительно просто, то в нагнетательных
скважинах при закачке горячей воды по НКТ, башмак которых
снабжен пакером и зафиксирован якорем, положение осложня-
ется. В таких условиях аппаратура должна обеспечивать не
только нужную прочность сооружения, так как вода закачива-
ется при давлениях до 20 МПа и температурах до 200 °C, но и
возможность относительного перемещения НКТ в устьевом
сальнике. Соединение арматуры с водоводом делается шарнир-
ным (рис. III.17).
Техническая характеристика арматуры АП60-150
Давление, МПа:
пробное ........................................................30
рабочее .......................................................20
Максимальная температура, °C .......................................320
Максимальное температурное удлинение НКТ, мм .......................500
Диаметр проходного сечения, мм ..................................... 60
Арматура АП60-150 комплектуется термостойким лубрика-
тором для спуска в скважину глубинных приборов и специ-
альной колонной головкой.
При закачке теплоносителя в пласт, особенно такого как
пар, башмак НКТ герметизируется специальным термостойким
пакером для предотвращения попадания в затрубное простран-
ство скважины закачиваемого пара или воды, что снижает теп-
лопотери в стволе скважины.
Закачка пара в пласты используется в несколько больших
масштабах, чем закачка горячей воды. Применяется как непре-
рывная закачка пара через систему нагнетательных скважин,
&з
Рис. III.17. Шарнирная ар
матура устья нагнетатель-
ной скважины для закачки
горячего теплоносителя:
1 — центральная задвижка;
2 — сальниковая труба колон-
ны НКТ; 3 — термостойкий
сальник; 4 — корпус сальника;
5 — задвижка межтрубного про-
странства
так и циклическая в добывающие скважины для прогрева при-
забойной зоны и последующего перевода скважины на режим
отбора жидкости. Для закачки пара используются передвижные
и стационарные парогенераторные и котельные установки.
На каждой установке предусмотрены системы подготовки и
подачи топлива (газ, нефть) и воздуха, а также необходимая
автоматика и контрольно-измерительная аппаратура для авто-
матического или полуавтоматического регулирования подго-
товки пара. К обязательным элементам процесса подготовки
пара в парогенераторной установке относятся:
1.	Предварительная фильтрация питательной воды через ос-
ветлительный фильтр для удаления механических примесей.
2.	Фильтрация питательной воды через натрий-катионитовые
фильтры для умягчения воды, т. е. для удаления из нее солей
жесткости. При снижении смягчающей способности катионитов
последнюю восстанавливают пропусканием через катионат рас-
твора поваренной соли.
3.	Деаэрация для удаления из воды агрессивных газов и кис-
лорода. Деаэрация может быть горячей и холодной, высокого
и низкого давления. Для связывания остаточного кислорода
в воду вводят химические реагенты (гидрозингидрат или гидро-
зинсульфат).
4.	Подача подготовленной воды насосом высокого давления
в прямоточный паровой котел для генерации пара нужной тем-
пературы и давления обычно с сухостью около 80 %. Это позво-
84
Таблица III.4
Техническая характеристика передвижных парогенераторов
Параметры	ППГУ-4/120	ППГУ-4/120М	«Такума»	KSK
Теплопроизводитель- ность, кВт/ч Давление на выходе из парогенератора, МПа:	2,32	2,32	5,45	5,5
максимальное	13,2	13,2	11,6	13,2
рабочее	6—12	6—12	10,5	4,5—12
Давление пара на выходе из установки, МПа	0—2	0—12	0—10,5	0—12
Сухость пара, %	80	80	80	80
Расход пара на скважи- ну, т/ч То пливо:	2—4	2—4	4,5—9	2,7—9
основное	Нефть, газ	Нефть, газ	Нефть	Нефть, ди- зельное топливо
вспомогательное пусковое	Дизельное топливо Баллонный газ			
Расход основного топли- ва, кг/ч Установленная электри- ческая мощность, кВт Емкость баков, м3	310	310	670	690
	70	75	200	160
основного топлив- ного	0,5	1,0	—	—
вспомогательного топливного	0,5	—	—	—
сырой воды	5,0	5,0	—	—
очищенной воды Масса блоков, т:	5,0	5,0	—	—
парогенератора	36,5	29,5	44,0	45,0
подготовки Габариты блоков, м:	18,0	10,2	8,0	12,0
парогенератора	12,2ХЗ,7Х	12.1Х3.85Х	14,2ХЗ,ЗХ	13,0X3,ОХ
	Х3,25	Х3,2	Х3,2	Х3,8
подготовки	8,5ХЗ,7Х	6,25ХЗ,9Х	3,0Х2,85Х	4,0ХЗ,8Х
	Х3,25	Х3,2	Х2,6	Х3,7
ляет снизить требования к процессу смягчения воды, так как ос-
тавшиеся растворенные соли удерживаются в капельной влаге
котловой воды и уносятся вместе с паром.
В настоящее время применяются отечественные передвиж-
ные парогенераторные установки ППГУ-4/120 и ППГУ-4/120М,
а также японские «Такума» и KSK. Установки состоят из двух
блоков: парогенераторного и водоподготовки, работа которых
полностью автоматизирована (табл. Ш.4).
При непрерывной закачке телоносителя, даже такого как
вода, пласт прогревается медленно. За год прогретая зона со-
ставляет несколько десятков метров, причем основное количе-
ство вносимой теплоты локализуется не перед областью вытес-
85
нения, а позади ее. При непрерывной закачке пара, на генера-
цию которого расходуется больше топлива, чем на подогрев
воды, и массовое теплосодержание которого больше, чем у воды,
зона прогрева будет несколько больше.
Таким образом, закачка теплоносителя может быть эффек-
тивной при малых глубинах залегания пластов (сотни метров)
и незначительных расстояниях между нагнетательными и добы-
вающими скважинами (десятки метров).
В связи с этим циклическая закачка пара в добывающие
скважины для очистки призабойной зоны, расплавления в ней
смол и парафинов с последующим переводом таких скважин на
режим отбора нашла более широкое распространение.
§ 11. ВНУТРИПЛАСТОВОЕ ГОРЕНИЕ
Создание подвижного фронта горения непосредственно
в пласте сокращает потери теплоты и поднимает эффективность
теплового воздействия. В пористой среде, насыщенной частично
коксоподобными остатками нефти, возможно непрерывное горе-
ние при подаче в пласт воздуха в необходимых количествах.
В результате горения в пласте происходит термическая пе-
регонка нефти и унос продуктов разложения в зону перед фрон-
том горения. Коксоподобные остатки термической перегонки
нефти в пористой среде и являются топливом, которое поддер-
живает очаг горения. Зона горения перемещается от стенок наг-
нетательной скважины в радиальном направлении. Образую-
щиеся горячие газы проталкивают нефть и воду к добывающим
скважинам. В результате создания теплового фронта, темпера-
тура которого достигает 450—500 °C, происходит следующее.
1.	Переход в газовую фазу некоторых (наиболее легких)
компонентов нефти, насыщающей породу перед фронтом го-
рения.
2.	Расщепление (крекинг) некоторых углеводородов, состав-
ляющих нефть.
3.	Горение коксоподобного остатка, образовавшегося в ре-
зультате крекинг-процесса.
4.	Плавление парафинов и асфальтенов в порах породы.
5.	Переход в паровую фазу пластовой воды, находящейся
перед фронтом.
6.	Уменьшение вязкости нефти перед фронтом в результате
ее нагревания и смешивания с легкими фракциями нефти, пере-
носимыми потоком газов от фронта горения.
7.	Конденсация продуктов перегонки нефти и образование
подвижной зоны повышенной нефтенасыщенности перед фрон-
том горения по мере снижения температур.
8.	Образование сухой выгоревшей массы пористой породы
часто с разрушенными связями между твердыми частицами
вследствие термического воздействия за фронтом горения.
86
Рис. III.18. Схема внут-
рипластового горения:
1 — нагнетательная скважи-
на (воздух); 2 — добываю-
щая скважина; <3 — распре-
деление нефтенасыщенно-
сти; 4 — распределение во-
донасыщенности; 5 — рас-
пределение температуры
При внутрипластовом горении в пласте формируется не-
сколько зон (рис. III.18).
I.	Выгоревшая зона со следами несгоревшей нефти или
кокса, в которой закачанный воздух нагревается теплотой, ос-
тавшейся в этой зоне после прохождения фронта горения.
II.	Зона горения, в которой максимальная температура до-
стигает 300—500 °C. Теплота в этой зоне передается главным
образом за счет конвекции.
III.	Зона испарения, в которой происходит разгонка нефти
на фракции и крекинг остаточной нефти в результате ее нагрева
горячими газами, поступающими из зоны горения. Пластовая
и связанная воды в этой зоне превращаются в пар сухой или
влажный в зависимости от температуры и давления в пласте.
IV.	Зона конденсации, в которой происходит конденсация уг-
леводородов и паров воды вследствие понижения температуры.
Нефть и вода проталкиваются к добывающим скважинам не-
сконденсировавшимися газами и газами, образовавшимися в ре-
зультате горения, такими как СО2, СО и N2.
V.	Зона увеличенной водонасыщенности, содержащая все
три компонента — нефть, воду и газы.
VI.	Зона увеличенной нефтенасыщенности, образующаяся
в результате перемещения нефти из предыдущих зон и содер-
жащая маловязкую нефть вследствие обогащения ее легкими
фракциями углеводородов. Температура в этой зоне близка
к первоначальной.
VII.	Невозмущенная зона, в которой пластовая температура
практически остается первоначальной, а поэтому и вязкость вы-
тесняемой нефти низкой.
Термодинамический и гидродинамический расчеты процесса
внутрипластового горения представляют сложную задачу, но
в специальной литературе имеются приближенные методы рас-
чета параметров процесса. Горение в пласте происходит в ре-
зультате выгорания коксоподобного остатка, крекинга и раз-
гонки нефти, на что расходуется от 5 до 15 % запасов пласто-
вой нефти. Это количество зависит от пластовых параметров,
87
химического состава нефти и других факторов. Эксперимен-
тально определяется количество коксового остатка на единицу
объема пласта. Затем расчетным путем или также эксперимен-
тально определяется количество окислителя (воздуха), необхо-
димого для сжигания единицы массы коксового остатка. При-
чем считается, что не весь кислород воздуха используется на
процесс, а только часть. Это учитывают введением коэффици-
ента использования воздуха, равного 0,8—0,9. По мере расши-
рения фронта горения в пласте количество нагнетаемого воздуха
соответственно должно увеличиваться.
Горение коксоподобного остатка нефти происходит при тем-
пературе около 375°C. Для поддержания такой температуры,
а следовательно, непрерывного горения необходимо сжечь от 20
до 40 кг кокса на 1 м3 породы. Такое количество кокса могут
дать только тяжелые нефти с относительной плотностью выше
0,870. Легкие нефти не дают нужного для процесса количества
коксоподобного остатка. С другой стороны, очень тяжелые
нефти, с относительной плотностью свыше 1, также приводят
к неэффективности процесса, поскольку в этом случае содержа-
ние кокса в нефти чрезмерно велико и объем вытесняемой нефти
может оказаться незначительным.
Для сжигания I кг кокса требуется примерно 11,3 м3 воз-
духа при 100%-ном использовании кислорода воздуха. Однако
для расчетов принимают коэффициент использования от 70 до
90 %. Таким образом, для обеспечения процесса горения на 1 м3
породы, содержащей от 20 до 40 кг кокса, потребуется при-
мерно от 325 до 500 м3 воздуха.
Воспламенение кокса в пласте происходит либо принуди-
тельно, либо самопроизвольно. Так, например, на залежи нефти
Павлова Гора на одном участке)фронт горения был создан са-
мопроизвольно после прокачки около 600 тыс. м3 воздуха в те-
чение 66 сут (около 4-х месяцев с учетом перерывов). Для ус-
корения процесса на другом участке инициирование горения
в пласте было осуществлено с помощью забойной газовой го-
релки в течение 54 ч. За это время на забое было введено около
25 млн. кДж теплоты. Для розжига пласта используются также
забойные электронагреватели и зажигательные химические
смеси. Дальнейшее поддержание горения осуществляется закач-
кой необходимого количества окислителя — воздуха.
- Различают прямоточный процесс внутрипластового горения
и противоточный. При прямоточном процессе очаг горения пе-
ремещается по пласту в направлении нагнетаемого воздуха,т.е.
от нагнетательной скважины к окружающим эксплуатацион-
ным. В этом случае пласт разжигается со стороны нагнетатель-
ной скважины. Считается, что прямоточный процесс горения
эффективен при сравнительно легких нефтях. Нефть вытес-
няется по всему пласту впереди фронта горения при температу-
рах, близких к пластовой, что является недостатком. При про-
88
тивоточном процессе очаг горения перемещается по пласту в на-
правлении, противоположном нагнетаемому воздуху, т. е. от
эксплуатационных скважин к нагнетательной. В этом случае
пласт разжигается на забоях эксплуатационных скважин при
последующей подаче окислителя через центральную нагнета-
тельную скважину. При этом прогретая зона остается не за
фронтом горения, как при прямоточном процессе, а перед ним,
что способствует более эффективному вытеснению нефти.
Кроме того, различают сухое и влажное и сверхвлажное вну-
трипластовое горение. Сухое горение осуществляется при по-
даче окислителя атмосферного воздуха, практически не содер-
жащего водяных паров. При влажном горении на 1 м3 воздуха
добавляется около 1 л воды. При сверхвлажном горении содер-
жание воды доводится до 5 л.
Учитывая, что при генерации пара в зоне внутрипластового
очага горения при испарении связанной воды пар способствует
наиболее полному вытеснению нефти из плохопроницаемых зон,
предложено в нагнетаемый воздух добавлять некоторое количе-
ство распыленной влаги для генерации пара в зоне горения.
При избытке кокса и при малом количестве связанной воды
такое мероприятие может привести к некоторому понижению
температуры в зоне горения и переносу теплоты в зону, распо-
ложенную впереди фронта горения, за счет испарения воды и
последующей ее конденсации. Кроме того, добавление некото-
рого количества воды снижает удельный расход воздуха, а сле-
довательно, и мощности компрессорной станции. Имеются дан-
ные, указывающие, что при влажном горении удается снизить
удельный расход воздуха в 1,5—3 раза.
Контроль за процессом горения в пласте осуществляется как
с помощью измерения температур на забоях добывающих и спе-
циальных наблюдательных скважин, так и путем анализа выхо-
дящих газов, главным образом на содержание в них СО2.
Г лава IV
ПОДГОТОВКА СКВАЖИН К ЭКСПЛУАТАЦИИ
Пробуренные нефтедобывающие скважины обычно эксплуа-
тируются несколько десятков лет. В течение этого времени
месторождение проходит различные стадии разработки — от
начальной, когда добывается безводная нефть и, как правило,
фонтанным способом, до последних стадий, когда добывается
в больших количествах сильно обводненная продукция механи-
зированным способом. Пластовое давление в процессе разра-
ботки также снижается, и поэтому на последующих этапах при-
ходится извлекать большие объемы жидкости при низких дина-
мических уровнях. В ряде случаев в результате накопления
информации о неоднородности пласта и расчлененности его на
самостоятельные пропластки выявляется необходимость их раз-
дельной эксплуатации или раздельной закачки воды в разные
пропластки через одну и ту же сквджину. Надежно определить
условия эксплуатации данной скважцыы на весь период ее ра-
боты не представляется возможным.ХОднако чем лучше кон-
струкция скважин соответствует всемуШозможному разнообра-
зию условий их работы в будущем, тем-'дегче выбрать оборудо-
вание для оптимальных условий эксплуатации как отдельных
скважин, так и месторождений в целом на разных стадиях его
разработки. В связи с этим особое значение приобретает диа-
метр эксплуатационной колонны. Часто именно он^дираничивает
подачу насосного оборудования для откачки боль|дах объемов
жидкости или специального оборудования для раздельной экс-
плуатации пластов.
В связи с этим нельзя не отметить, что в ряде случаев эко-
номия, достигаемая при бурении скважин малого или умень-
шенного диаметра, оборачивается убытками вследствие невоз-
можности оптимальной эксплуатации таких скважин на после-
дующих этапах разработки месторождения.
Конструкция крепления скважины определяется геологиче-
скими и техническими факторами с учетом ее длительной экс-
плуатации. Важным элементом конструкции скважины является
конструкция призабойной части.
§ 1.	КОНСТРУКЦИЯ ОБОРУДОВАНИЯ ЗАБОЕВ СКВАЖИН
В любом случае конструкция забоя скважины должна обес-
печивать:
механическую устойчивость призабойной части пласта, до-
ступ к забою скважин спускаемого оборудования, предотвраще-
ние обрушения породы;
90
Рис. IV.l. Способы вскрытия пласта:
а — открытый забой; б — забой, перекрытый хвостовиком колонны, пер-
форированным перед ее спуском; в — забой с фильтром; г — перфори-
рованный забой
эффективную гидродинамическую связь забоя скважины
с нефтенасыщенным пластом;
возможность избирательного вскрытия нефтенасыщенных и
изоляцию водо- или газонасыщенных пропластков, если из по-
следних не намечается добыча продукции;
возможность избирательного воздействия на различные про-
пластки или на отдельные части (по толщине) монолитного
пласта;
возможность дренирования всей нефтенасыщенной толщины
пласта.
Геологические и технологические условия разработки место-
рождений различны, поэтому существует несколько типовых
конструкций забоев скважин.
1.	При открытом забое (рис. IV. 1, а) башмак обсадной ко-
лонны цементируется перед кровлей пласта. Затем пласт вскры-
вается долотом меньшего диаметра, причем ствол скважины
против продуктивного пласта оставляется открытым. Такая кон-
струкция возможна при достаточно устойчивых горных по-
родах;
при сравнительно однородном пласте, не переслаивающимся
глинами, склонными к набуханию и обрушению без газоносных
и водоносных прослоев; при наличии до вскрытия пласта доста-
точно точных данных об отметках кровли и подошвы продук-
тивного пласта; при относительно малой толщине пласта, остав-
ляемого без крепления, а также в том случае, если при экс-
плуатации такой скважины не может возникнуть необходимость
избирательного воздействия на отдельные пропластки.
Существенным достоинством открытого забоя является его
гидродинамическая эффективность.
91
Скважина с открытым забоем принимается за эталон и^ее
коэффициент гидродинамического совершенства принимается
равным единице. Вместе с тем, невозможность избирательного
вскрытия нужных пропластков и избирательного воздействия на
них вместе с постоянной угрозой обвалов в призабойной зоне
при создании больших депрессий сильно ограничивают возмож-
ности использования открытого забоя. Поэтому менее 5 % всего
фонда скважин имеют открытый забой.
2.	Если забой скважины оборудован фильтром, то возможны
два варианта конструкции.
Первый вариант (рис. IV.1, б): скважина бурится сразу до
подошвы пласта, крепится обсадной колонной с заранее насвер-
ленными отверстиями в нижней части, приходящимися против
продуктивной толщи пласта, затем выше кровли пласта ко-
лонна цементируется по способу манжетной заливки. Простран-
ство между перфорированной частью колонны и вскрытой по-
верхностью пласта остается открытым.
Условия применения такой конструкции по существу одина-
ковы с условиями для применения открытого забоя. Однако
в этом случае более надежно крепление забоя и гарантируется
сохранение полного диаметра колонны до самого забоя даже
в случаях частичного обрушения пород в призабойной части.
Второй вариант (рис. IV. 1, в): башмак обсадной колонны
спускается до кровли пласта и цементируется. В открытой ча-
сти пласта находится фильтр с мелкими круглыми или щеле-
видными отверстиями. Кольцевое пространство между верхней
частью фильтра и низом обсадной колонны герметизируется спе-
циальным сальником или пакером. Основное назначение филь-
тров — предотвращение поступления песка в скважину. Одно
время широкое применение нашли фильтры с продольными ще-
левыми отверстиями длиной 50—80 мм и шириной 0,8—1,5 мм.
Кроме того, применялись так называемые кольцевые фильтры,
в которых щели создавались между торцами металлических
колец, одеваемых на перфорированную трубу. Между торцами
колец в нескольких точках по периметру устанавливались про-
кладки из калиброванной металлической ленты, определявшие
ширину кольцевых щелей. В ряде случаев использовались гра-
вийные фильтры, представляющие собой две перфорированные
мелкими отверстиями концентрично расположенные трубы.
В кольцевое пространство между трубами утрамбовывался от-
сортированный гравий диаметром 4—6 мм, который и являлся
основным фильтрующим элементом, задерживающим пластовый
песок. Известны также металлокерамические фильтры, изготов-
ляемые путем спекания под давлением керамической дроби.
Кольца из такого материала одеваются на перфорированную
трубу и на ней закрепляются. Металлокерамические фильтры
обладают малым гидравлическим сопротивлением и задер-
живают самые мелкие фракции песка. Кроме того, известны
92
другие конструкции фильтров, которые не нашли распростра-
нения.
Конструкция забоя с фильтром применяется редко и только
как средство борьбы с образованием песчаных пробок в сква-
жинах, вскрывающих несцементированные нефтенасыщенные
песчаные пласты, склонные к пескопроявлению.
3.	Скважины с перфорированным забоем (рис. IV. 1, г) на-
шли самое широкое распространение (более 90 % фонда).
В этом случае пробуривается ствол скважины до проектной от-
метки. Перед спуском обсадной колонны ствол скважины и осо-
бенно его нижняя часть, проходящая через продуктивные пла-
сты, исследуется геофизическими средствами. Результаты таких
исследований позволяют четко установить нефте-, водо- и газо-
насыщенные интервалы и наметить объекты эксплуатации.
После этого в скважину опускается обсадная колонна, которая
цементируется от забоя до нужной отметки, а затем перфори-
руется в намеченных интервалах.
Скважина с перфорированным забоем имеет следующие пре-
имущества.
Упрощение технологии проводки скважины и выполнения
комплексных геофизических исследований геологического раз-
реза.
Надежная изоляция различных пропластков, не вскрытых
перфорацией.
Возможность вскрытия пропущенных или временно закон-
сервированных нефтенасыщенных интервалов.
Возможность поинтервального воздействия на призабойную
зону пласта (различные обработки, гидроразрыв, раздельная
закачка или отбор и др.).
Устойчивость забоя скважины и сохранение ее проходного
сечения в процессе длительной эксплуатации. Перфорированный
забой при вскрытии пласта, склонного к пескопроявлению, не
обеспечивает надежную защиту скважины от поступления песка
и образования песчаных пробок на забое. Поэтому при вскры-
тии рыхлых коллекторов для защиты от песка против перфори-
рованного интервала размещают дополнительный фильтр для
задержки песка. Однако в этом случае фильтрационное сопро-
тивление потоку пластовой жидкости резко возрастает.
Кроме того, перфорированный забой вызывает сгущение ли-
ний тока у перфорационных отверстий, что приводит к увеличе-
нию фильтрационного сопротивления по сравнению с открытым
забоем.
§ 2.	ПРИТОК ЖИДКОСТИ к ПЕРФОРИРОВАННОЙ СКВАЖИНЕ
При фильтрации жидкости, подчиняющейся линейному за-
кону, приток жидкости к скважине можно выразить следующим
образом:
’	93
2nkh(p„ — pc)
4	i
|1 In---
Pn Pc
P- , Як
------In------
2л£Я rc
Pn - Pc
Яф
(IV.l)
где /?ф — фильтрационное сопротивление.
Приток жидкости к перфорированной скважине
_ __ Рп --- Рс
Яф + Ядоп
(IV.2)
будет отличаться тем, что вследствие сгущения линий тока
у перфорационных отверстий возникнет дополнительное филь-
трационное сопротивление 7?дОП:
R доп
= I1 с
2itkh
где С—некоторая геометрическая характеристика.
Подставляя (IV.3) в (IV.2), получим
=Рп —Рс=	(рп — рс)
И Г. 1 <.1	1 I л!
——— 1п-----4- С и, 1п--------4- С
2nkh L гс J [ rc J
(IV.3)
(IV.4)
Можно представить два крайних случая геометрической ха-
рактеристики забоя.
1.	Нет ни одного отверстия в обсадной колонне. Тогда, оче-
видно ^п = 0, С=оо.
2.	Вся поверхность обсадной колонны в пределах толщины
пласта покрыта перфорационными отверстиями. В этом случае
сгущения линий тока не происходит и геометрия потока не будет
отличаться от геометрии потока к забою скважины с открытым
забоем. Очевидно, в этом случае С = 0.
Таким образом, величина С должна изменяться от 0 до со.
С увеличением числа перфорационных отверстий п, их диа-
метра d, а также глубины I перфорационных каналов в породе
пласта дополнительное фильтрационное сопротивление /?доп
должно уменьшаться, а следовательно, должно уменьшаться С.
Таким образом,
C = f(n, d, /).	(IV.5)
Задача о притоке жидкости к перфорированной скважине была
решена методом электрогидродинамических аналогий (ЭГДА),
основанном на тождественности уравнений фильтрации и рас-
пространения электрического тока в геометрически подобных
системах. Отношение дебита перфорированной скважины к де-
биту скважины с открытым забоем, принятой за эталон, при
94
Рис. IV.2. Зависимость Cf(nD, а, I) при 1=0:
п — плотность перфорации; D — диаметр скважин, d' — диаметр отверстий; I' — глу-
бина перфорационных отверстий; l-d'jD, a=d'/D. 1 — а—0,02; 2 — а-0,04;	3 — а=
-0,06; 4 — а-0,08; 5 — а=0,1; 6 — а-0,12; 7 — а-=0,14; 3 — а=0,16; 9 — а-0,18; 10 — а=0.2
Рис. IV Вины не-
совершен’’-' х сква-
жин:
а — сква: 1на, несо
вершенная по степе-
и вскрытия; о" —
скважина, несовер
шейная по характеру
вскрытия, в — сква
жина с двойным ви-
дом несовершенст-
ва -- по степени и
карактеру вскрытия
прочих равных условиях принято называть коэффициентом гид-
родинамического совершенства г]
т)=?п/?.	(IV.6)
Подставляя вместо qn его значение из (IV.4) и вместо q —
из (IV.1) и сокращая, найдем
R	, Rk
2nkh (рп — Рс) И In —	In---
n =	--------------------------------•	(IV. 7)
ц In —— + C 2nkh (pn — pc)	In —— + C
L rc J	rc
В методе ЭГДА в геометрически подобных системах токи
являются аналогом расходов фильтрующейся жидкости, напря-
жения перепадов давлений и омические сопротивления — филь-
трационных сопротивлений.
Используя гладкий цилиндрический электрод в качестве
электрической модели скважины с открытым забоем и цилиндр
из изоляционного материала с вмонтированными электродами
в качестве модели перфорированной скважины, сравнивают про-
текающие через них токи при последовательном помещении
этих моделей в токопроводящую среду (электролит) геометри-
чески подобную пластовой системе и определяют коэффициент
совершенства системы т] и, используя (IV.7), находят С
(рис. IV.2).
Меняя число электродов п, их диаметр d и длину /, можно
установить зависимость C = f(n, d, I) (Приложение. Рис.
I—IV).
Несовершенные скважины бывают трех видов: скважина
с открытым забоем, частично вскрывающая пласт на величину b
(рис. IV.3, а) — несовершенная скважина по степени вскры-
тия— b = blh\ скважина с перфорированным забоем и вскры-
вающая пласт на полную толщину (рис. IV.3, б) —несовершен-
ная скважина по характеру вскрытия; скважина, перфориро-
96
Рис. IV.4. Зависимость C=f(a, 6) для скважин, несовершенных по степени
вскрытия
ванная не на всю толщину пласта и вскрывающая его частично
(рис. TV.3, в) — несовершенная по степени и характеру вскры-
тия (двойной вид несовершенства).
Используя метод ЭГДА для определения притока ь с за-
жины, несовершенные по степени вскрыт’йя, получим зависимо*
сти C—f(a, 6) для различных безразмерных толщин пласта а=
— h/D, где h — полная толщина пласта, D — диаметр скважины
(рис. IV.4).
Для скважины с двойным несовершенством величина С
может быть найдена следующим образом. Представим приток
4 Заказ № 325	97
Рис. IV5. Схема фильтра-
ции жидкости к скважине
с двойным видом несовер-
шенства
в скважину с двойным несовершенством состоящим из двух по-
следовательных притоков (рис. IV.5): — притока в фиктивную
несовершенную по степени вскрытия скважину увеличенного ра-
диуса 7? и притока в несовершенную по характеру вскрытия
скважину с действительным радиусом гс и плотностью перфо-
рации п. При этом движении поток жидкости на своем пути от
контура питания RK до стенки скважины гс будет последова-
тельно преодолевать несколько фильтрационных сопротивле-
ний: Ri—фильтрационное сопротивление от RK до стенки фик-
тивной скважины R, R2 — дополнительное фильтрационное со-
противление, вызванное несовершенством скважины по степени
вскрытия и равное ——Сь где С\ — коэффициент, учитываю-
2nkh
щий несовершенство по степени вскрытия фиктивной скважины
радиусом R; 7?3 — фильтрационное сопротивление от R до стенки
скважины гс при толщине пласта b = 8h, где 6 — степень вскры-
тия; R4 — дополнительное фильтрационное сопротивление, вы-
званное несовершенством по характеру вскрытия при толщине
пласта также b = hb и учитываемое коэффициентом С2. Приток
в такую сложную систему определится следующим образом:
-----Рп-Рс-----
R1 + Т?2 + Ra + Т?4
Из формул (IV.1) и (IV.3) следует
И
2nAh
R1
2nkh
Rs
И
2лШ
in А;
р _ Iх f
4 2яййб
(IV.8)
(IV.9)
(IV.10)
(1V.11)
(IV.12)
Rx
1п^;
R
98
Тот же приток можно определить через сумму двух филь-
трационных сопротивлений. Одно из них есть фильтрационное
сопротивление, возникающее при течении от RK до гс для плос-
ко-радиального течения и равное
r;=—(iv.i3)
' 2nkh rc
Второе — дополнительное фильтрационное сопротивление
R*2, обусловлено двойным видом несовершенства скважины и
характеризуется коэффициентом С:
R'=-£—C,	(IV.14)
2 2nkh	v
так что
q = Рп-Рс .	(IV.15)
+ ^2
Из условия равенства расходов, т. е. приравнивая (IV.8) и
(IV. 15), найдем
R'l + R'2 = R1 + R2 + R3-± R4.	(IV.16)
После подстановки в (IV.16) значений согласно (IV.9) —
(IV. 14) и сокращений получим
ln^-+C = ln4£-+C1+4-ln-^ + C2.	(IV.17)
гс	к	о гс
Решая (IV. 17) относительно искомого С и после преобразо-
ваний логарифмов найдем
C = C14--^C2+-!^-ln	(IV.18)
6	б гс
Величина R принимается равной 5гс из условия выравнива-
ния струек тока и перехода их в достаточно правильный плоско-
радиальный поток. При этом условии
С = С1 + 4с2 + -^±1п5.	(IV.19)
О	о
Здесь Ci определяется по графику Ci=f(6, а) для скважин, не-
совершенных по степени вскрытия. Причем безразмерная тол-
щина вычисляется по соотношению a = h!2R\ b = b]h— относи-
тельное вскрытие пласта фиктивной скважины; С2 определяется
по одному из графиков C2 = f(nD, а, I) или интерполяцией зна-
чений, определяемых из графиков.
Определение С для скважины с двойным видом несовершен-
ства по формуле (IV. 19) более правильно учитывает дополни-
тельное фильтрационное сопротивление такой скважины и дает
большую величину для С, нежели простое сложение Ci и С2>
4*
99
как это необоснованно делается в ряде литературных источ-
ников.
Для расчетов притока жидкости к системе взаимодействую-
щих гидродинамически несовершенных, т. е. перфорированных,
скважин важное значение имеет понятие приведенного радиуса
гпр. Приведенным радиусом называется радиус такой фиктивной
совершенной скважины, дебит которой, при прочих равных ус-
ловиях, равен дебиту реальной гидродинамически несовершен-
ной скважины.
Из определения следует
„_ 2л£А (рп Рс) _ (рп  рс)	.	20\
/ Як	Як ’	V • )
4'п~ + с) ИП —
Поскольку дебиты приравниваются при прочих равных ус-
ловиях, то из (IV.20) следует, что
1п-5«_+С= In .
гс	^пр
Умножая С на 1 = 1пе и делая некоторые преобразования,
получим
1п-^--1п-^- = 1пес,
гс	гпр
откуда
Гпр =	•	(IV.21)
ес
Таким образом, зная гпр для перфорированной скважины из
(IV.21) и подставляя его значение вместо действительного ра-
диуса скважины Гс в любые формулы радиального притока или
притока группы взаимодействующих скважин, получим приток
для перфорированной скважины или их системы. Подставляя
вместо гс значение гпр, мы как бы заменяем одну скважину или
систему реальных перфорированных скважин их гидродинами-
ческими эквивалентами — совершенными скважинами с фиктив-
ными приведенными радиусами гпр. Таким образом, введение
понятия приведенного радиуса позволяет распространить слож-
ные расчетно-аналитические формулы по определению дебитов
системы взаимодействующих идеальных совершенных скважин
с плоской фильтрацией на такую же систему реальных перфо-
рированных скважин с пространственной фильтрацией вблизи
забоев.
§ 3. ТЕХНИКА ПЕРФОРАЦИИ СКВАЖИН
Существует четыре способа перфорации: пулевая, торпед-
ная, кумулятивная, пескоструйная.
Первые три способа перфорации осуществляются на про-
мыслах геофизическими партиями с помощью оборудования,
100
имеющегося в их распоряжении. Поэто-
му детально техника и технология этих
видов перфорации первыми тремя спо-
собами изучается в курсах промысло-
вой геофизики. Пескоструйная перфо-
рация осуществляется техническими
средствами и службами нефтяных про-
мыслов. При пулевой перфорации в
скважину на электрическом кабеле спу-
скается стреляющий пулевой аппарат,
состоящий из нескольких (8—10) камор-
стволов, заряженных пулями диаметром
12,5 мм. Каморы заряжаются взрывча-
тым веществом (ВВ) и детонаторами.
При подаче электрического импульса
происходит залп. Пули пробивают ко-
лонну, цемент и внедряются в породу.
Существует два вида пулевых перфора-
торов:
перфораторы с горизонтальными
стволами. В этом случае длина стволов
мала и ограничена радиальными габа-
ритами перфоратора;
перфораторы с вертикальными ство-
лами с отклонителями пуль на концах
для придания полету пули направления,
близкого к перпендикулярному по отно-
шению к оси скважины.
Пулевой перфоратор ПБ-2 собирает-
ся из нескольких секций. Вдоль секции
просверлено два или четыре вертикаль-
ных канала, пересекающих каморы
с ВВ, стволы которых заряжены пулями
и закрыты герметизирующими проклад-
ками. Верхняя секция — запальная имеет
ройства. При подаче по кабелю тока срабатывает первое за-
пальное устройство и детонация распространяется по вертикаль-
ному каналу во все каморы, пересекаемые этим каналом. В ре-
зультате почти мгновенного сгорания ВВ давление газов
в каморе достигает 2 тыс. МПа, под действием которых пуля
выбрасывается.
Происходит почти одновременный выстрел из половины всех
стволов. При необходимости удвоить число прострелов по вто-
рой жиле кабеля подается второй импульс и срабатывает вто-
рая половина стволов от второго запального устройства. В этом
перфораторе масса заряда ВВ одной каморы мала и составляет
4—5 г, поэтому пробивная способность его невелика.
Длина образующихся перфорационных каналов составляет
101
Рис. IV. 6. Пулевой пер-
форатор с вертикально-
криволинейными ство-
лами . ,	. , •
два запальных уст-
65—145 мм (в зависимости от прочности породы и типа перфо-
ратора). Диаметр канала 12 мм.
На рис. IV.6 показан пулевой перфоратор с вертикально-кри-
волинейными стволами ПВН-90.
При вертикальном расположении стволов объем камор и
длина стволов больше.
Одна камора отдает энергию взрыва сразу двум стволам.
Масса ВВ в одной каморе достигает 90 г. Давление газов в ка-
морах здесь ниже и составляет 0,6—0,8 тыс. МПа, но действие
их более продолжительное. Это позволяет увеличить начальную
скорость вылета пули и пробивную способность перфоратора.
Длина перфорационных каналов в породе получается 145—
350 мм при диаметре около 20 мм. В каждой секции перфора-
тора имеются четыре вертикальных ствола, на концах которых
сделаны плавные желобки — отклонители. Пули, изготовленные
из легированной стали, для уменьшения трения в отклонителях
покрываются медью или свинцом. Выстрел из всех стволов про-
исходит практически одновременный, так как все каморы с ВВ
сообщаются огнепроводным каналом.
В каждой секции два ствола направлены вверх и два вниз.
Это позволяет компенсировать реактивные силы, действующие
на перфоратор.
Торпедная перфорация осуществляется аппаратами, спускае-
мыми на кабеле и стреляющими разрывными снарядами диа-
метром 22 мм. Внутренний заряд ВВ одного снаряда равен 5 г.
Аппарат состоит из секций, в каждой из которых имеется по
два горизонтальных ствола. Снаряд снабжен детонатором на-
кольного типа. При остановке снаряда происходит взрыв внут-
реннего заряда и растрескивание окружающей горной породы.
Масса ВВ одной камеры — 27 г. Глубина каналов по результа-
там испытаний составляет 100—160 мм, диаметр канала —
22 мм. На 1 м длины фильтра обычно делается не более четы-
рех отверстий, так как при торпедной перфорации часты слу-
чаи разрушения обсадных колонн.
Пулевая и торпедная перфорации применяются ограниченно,
так как все больше вытесняются кумулятивной перфора-
цией.
Кумулятивная перфорация осуществляется стреляющими
перфораторами, не имеющими пуль или снарядов. Прострел пре-
грады достигается за счет сфокусированного взрыва. Такая фо-
кусировка обусловлена конической формой поверхности заряда
ВВ, облицованной тонким металлическим покрытием (листовая
медь толщиной 0,6 мм). Энергия взрыва в виде тонкого пучка
газов — продуктов облицовки пробивает канал. Кумулятивная
струя приобретает скорость в головной части до 6—8 км/с и
создает давление на преграду до 0,15—0,3 млн. МПа. При вы-
стреле кумулятивным зарядом в преграде образуется узкий пер-
форационный канал глубиной до 350 мм и диаметром в средней
102
части 8—14 мм. Размеры каналов зависят от прочности породы
и типа перфоратора.
Все кумулятивные перфораторы имеют горизонтально распо-
ложенные заряды и разделяются на корпусные и бескорпусные.
Корпусные перфораторы после их перезаряда используются
ШГбгЗкратно. Бескорпусные — одноразового действия. Однако
разработаны и корпусные перфораторы одноразового действия,
в которых легкий корпус из обычной стали используется только
лишь для герметизации зарядов при погружении их в сква-
жину. Перфораторы спускаются на кабеле (имеются малогаба-
ритные перфораторы, опускаемые через~ПКТ), а также перфо-
раторы, спускаемые на насосно-компрессорных трубах. В по-
следнем случае инициирование взрыва производится не
электрическим импульсом, а сбрасыванием в НКТ резинового
шара, действующего как поршень на взрывное устройство.
Масса ВВ одного кумулятивного заряда составляет (в зависи-
мости от типа перфоратора) 25—50 г.
Максимальная толщина вскрываемого интервала кумуля-
тивным перфоратором достигает 30 м, торпедным — 1 м, пуле-
вым — до 2,5 м. Это является одной из причин широкого рас-
пространения кумулятивных перфораторов.
Рассмотрим устройство корпусного кумулятивного перфора-
тора ПК-Ю5ДУ (рис. IV.7), нашедшего широкое распростране-
ние. Электрический импульс подается на взрывной патрон 1, на-
ходящийся в нижней части перфоратора. При взрыве детонация
передается вверх от одного заряда к другому по детонирую-
щему шнуру 2, обвивающему последовательно все заряды.
Корпусные перфораторы позволяют простреливать интервал
до 3,5 м за один спуск, корпусные одноразового действия — до
10 м и бескорпусные или так называемые ленточные — до 30 м.
Ленточные перфораторы (IV.8) намного легче корпусных,
однако их применение ограничено величинами давления и тем-
пературы на забое скважины, так как их взрывной патрон и де-
тонирующий шнур находятся в непосредственном контакте со
скважинной жидкостью. В ленточном перфораторе заряды смон-
тированы в стеклянных (или из другого материала), герметич-
ных чашках, которые размещены в отверстиях длинной сталь-
ной ленты с грузом на конце. Вся гирлянда спускается на ка-
беле. Обычно при залпе лента полностью не разрушается, но
для повторного использования не применяется. Головка, груз,
лента после отстрела извлекаются на поверхность вместе с ка-
белем. К недостаткам бескорпусных перфораторов надо отнести
невозможность контролирования числа отказов, тогда как в кор-
пусных перфораторах такой контроль легко осуществим при ос-
мотре извлеченного из скважины корпуса.
Кумулятивные перфораторы нашли самое широкое распро-
странение. Подбирая необходимые ВВ, можно в широких ди-
апазонах регулировать их термостойкость и чувствительность
103
Рис. IV.7. Устройство корпусного ку-
мулятивного перфоратора ПКЮ5ДУ:
/ — взрывной патрон; 2 — детонирующий
шнур; 3 — кумулятивный заряд; 4 — элек-
тропровод
Рис. IV.8. Ленточный кумулятив-
ный перфоратор ПКС105:
К.Н — кабельный наконечник; 1—го-
ловка перфоратора; 2 — стальная лен-
та; 3 — детонирующий шнур; 4 — куму-
лятивный заряд; 5 — взрывной патрон;
6 — груз
к давлению и этим самым расширить возможности перфорации
в скважинах с аномально высокими температурами и давле-
ниями. Однако получение достаточно чистых, с точки зрения
фильтрации, и глубоких каналов в породе остается актуальной
104
проблемой и до сих пор. В этом отношении определенным ша-
гом вперед было осуществление пескоструйной перфорации, ко-
торая позволяет получить достаточно чистые и глубокие перфо-
рационные каналы в пласте.
§ 4. ПЕСКОСТРУЙНАЯ ПЕРФОРАЦИЯ
При гидропескоструйной перфорации разрушение преграды
происходит в результате использования абразивного и гидромо-
ниторного эффектов высокоскоростных песчано-жидкостных
струй, вылетающих из насадок специального аппарата — песко-
струйного перфоратора, прикрепленного к нижнему концу на-
сосно-компрессорных труб. Песчано-жидкостная смесь закачи-
вается в НКТ насосными агрегатами высокого давления, смон-
тированными на шасси тяжелых автомашин, поднимается из
скважины на поверхность по кольцевому пространству.
Это сравнительно новый метод вскрытия пласта. В настоя-
щее время ежегодно обрабатываются около 1500 скважин этим
методом. Область и масштабы применения гидропескоструйного
метода обработки скважин постоянно расширяются, и кроме
вскрытия пласта он нашел применение при капитальных ремон-
тах, вырезке колонн и в сочетании с другими методами воз-
действия.
При гидропескоструйной перфорации (ГПП) создание от-
верстий в колонне, цементном камне и канала в породе дости-
гается приданием песчано-жидкостной струе очень большой
скорости, достигающей нескольких сотен метров в секунду.
Перепад давления при этом составляет 15—30 МПа. В породе
вымывается каверна грушеобразной формы, обращенной узким
конусом к перфорационному отверстию в колонне. Размеры ка-
верны зависят от прочности горных пород, продолжительности
воздействия и мощности песчано-жидкостной струи. При стен-
довых испытаниях были получены каналы до 0,5 м.
Размеры канала увеличиваются сначала быстро и затем ста-
билизируются в результате уменьшения скорости струи в ка-
нале и поглощения энергии встречным потоком жидкости, вы-
ходящей из канала через перфорационное отверстие.
Стендовые испытания ГПП, проведенные ВНИИ, позволили
установить соотношения между параметрами процесса
(рис. IV.9), необходимые для его проектирования.
Результаты, приведенные на рис. IV.9, получены при разру-
шении цементных блоков, утопленной под уровень жидкости
струей водопесчаной смеси.
Время воздействия на преграду не должно превышать 15—
20 мин, так как при более продолжительном воздействии ка-
налы не увеличиваются.
Перфорация производится пескоструйным аппаратом, спус-
каемым на насосно-компрессорных трубах. Аппарат АП-6М кон-
105
Рис. IV.9. Зависимость расхода водо-
песчаной смеси и глубины образую-
щихся каналов ZK от перепада давления
Ар в насадке для трех ее диаметров 3;
4,5 и б мм:
/ —<7ж=/(Лр) ДЛЯ d = 6 мм; 2 —<7ж=/(Др)
для j=4,5 мм; 3— q^ =f(&p) для d = 3 мм;
4— /к = /(Др) для d=6 мм; 5 —/к=/(Др)
для d=4,5 мм; 6 — ZK = f( Др) для </ = 3 мм
Рис. IV.10. Аппарат для пескоструйной
перфорации АП-6М:
/ — корпус^ 2—шар опрессовочного клапана;
3 — узел насадки; 4 — заглушка; 5 — шар
клапана; 6 — хвостовик; 7 — центратор
струкции ВНИИ (рис. IV. 10) имеет шесть боковых отверстий,
в которые ввинчиваются шесть насадок для одновременного соз-
дания шести перфорационных каналов. При малой подаче на-
сосных агрегатов часть отверстий может быть заглушена проб-
ками. Насадки в стальной оправе изготавливаются из твердых
сплавов, устойчивых против износа водопесчаной смесью, трех
стандартных диаметров 3; 4, 5 и 6 мм.
Насадки диаметром 3 мм применяются для вырезки прихва-
ченных труб в обсаженной скважине, когда глубина резания
должна быть минимальной. Насадки диаметром 4,5 мм исполь-
зуются для перфорации обсадных колонн, а также при других
работах, когда возможный расход жидкости ограничен. На-
садки диаметром 6 мм применяют для получения максимальной
глубины каналов и при ограничении процесса по давлению.
Медленно вращая пескоструйный аппарат или вертикально
его перемещая, можно получить горизонтальные или вертикаль-
ные надрезы и каналы. В этом случае сопротивление обратному
потоку жидкости уменьшается и каналы получаются примерно
в 2,5 раза глубже.
В пескоструйном аппарате предусмотрены два шаровых кла-
пана, сбрасываемых с поверхности. Диаметр нижнего клапана
106
меньше, чем седло верхнего клапана, поэтому нижний шар сво-
бодно проходит через седло верхнего клапана.
После спуска аппарата, обвязки устья скважины и присое-
динения к нему насосных агрегатов система опрессовывается
давлением, превышающим рабочее в 1,5 раза. Перед опрессов-
кой в НКТ сбрасывается шар диаметром 50 мм от верхнего кла-
пана для герметизации системы. После опрессовки обратной
промывкой, т. е. закачкой жидкости в кольцевое пространство,
верхний шар выносится на поверхность и извлекается. Затем
в НКТ сбрасывается малый — нижний шар, и при его посадке
на седло нагнетаемая жидкость получает выход только через
насадки. После этого проводится перфорация закачкой в НКТ
водопесчаной смеси. Концентрация песка в жидкости обычно
составляет 80—100 кг/м3. При пескоструйной перфорации НКТ
испытывают большие напряжения.
Усилия в муфтовом соединении НКТ в верхнем — наиболее
опасном сечении от веса колонны НКТ и давления жидкости не
должны превосходить усилия, страгивающего резьбовое соеди-
нение Муфт, Рстр.
Из этого условия можно составить равенство
Р„р = k(qLbFpy),	(IV.22)
где k — запас прочности. Обычно /г=1,3—1,5; F — площадь се-
чения НКТ; Ь = ——— =0,87 — поправка на потерю веса труб
Рст
в жидкости за счет архимедовой силы; ру — рабочее давление на
устье скважины; q— вес 1 м НКТ с учетом муфтовых соедине-
ний в воздухе; L — глубина спуска труб.
Решая равенство (IV.22) относительно L, получим предель-
ную глубину спуска НКТ при заданном ру
^--Fpy
Тпр=———---------,	(IV.23)
яь
или, решая относительно ру, получим предельно допустимое дав-
ление на устье скважины
-b^-qbL	(IV.24)
(Ру)пр =	~
г
Очевидно, процесс можно осуществлять, если оба условия
(IV.23) и (IV.24) выполняются. В противном случае должна
быть использована либо ступенчатая колонна НКТ, для которой
среднее значение q меньше, чем для одноразмерной колонны
труб, либо уменьшен расход жидкости, при этом потери на тре-
ние, которые существенны, уменьшатся, либо должны быть ис-
пользованы насадки большего диаметра.
107
Страгивающие усилия для различных НКТ, изгот'овй eiifii.4
из сталей разных марок, даются в справочниках на трубы илй
определяются по формуле Яковлева
=-------й----------’
1 + n — ctg (0 + <Р)	+ S
где 6 — толщина стенки трубы по впадине первой полной нитке
резьбы, находящейся в зацеплении; D — средний диаметр
трубы по первой полной нитке, находящейся в зацеплении; <тп—
предел прочности материала труб; I — длина резьбы до основ-
ной плоскости (нитки с полным профилем); 0—угол конус-
ности, измеряемый у вершин нитки резьбы, градус; <р — угол
трения, tp = 9°, s — толщина тела трубы.
Общие гидравлические потери при гидропескоструйной пер-
форации складываются из следующих: pi — потерь давления на
трение в НКТ при движении песчано-жидкостной смеси от устья
до пескоструйного аппарата; Др — потерь давления в насадках,
определяемых по графикам или расчетным путем; р2 — потерь
на трение восходящего потока жидкости в затрубном кольце-
вом пространстве; р3 — противодавления на устье скважины
в затрубном пространстве при работе по замкнутой системе.
Так как гидростатические давления жидкости в НКТ и коль-
цевом пространстве уравновешены, то давление нагнетания на
устье ру будет равно сумме всех потерь:
Ру = Pi +	+ РгА Рз-	(IV.26)
Величина pi определяется по формулам трубной гидравлики
L
Pi=^~Pg,	(IV.27)
dB 2g
где коэффициент трения X определяется как обычно, через число
Re, но увеличивается на 15—20 % вследствие присутствия песка
в жидкости; /.-—длина НКТ; dB — внутренний диаметр НКТ;
40
цт — линейная скорость потока в НКТ, vT =—р — плотность
песчано-жидкостной смеси.
Величина Ар определяется по графикам (см. рис. IV.13).
Величина р2 также определяется по формуле трубной гид-
равлики для движения жидкости по кольцевому пространству
L vk
р2 = (1,15-1,20) X	L — ~^pg,	(IV.28)
DB — dH 2g
где DB — внутренний диаметр обсадной колонны, dH — наруж-
ный диаметр НКТ.
108
40

, „ линейная скорбеть восходящего потока жидкО-
сти в кольцевом пространстве, которая не должна быть меньше
0,5 м/с для полного выноса песка и предупреждения прихвата
труб.
Во ВНИИ были определены суммарные потери на трение
(Р1+Р2) в реальных скважинах при прокачке водопесчаных сме-
сей (рис. IV.11). Суммарный расход жидкости равен произведе-
нию числа действующих насадок п на расход жидкости через
одну насадку
Q=q*n.
(IV.29)
Например, при шести насадках и расходе через одну на-
садку 4 л/с общий расход составит 24 л/с, а потери на трение
в скважине глубиной 1700 м при 168-мм колонне и 73-мм НКТ
составит около 8,2 МПа (см. рис. IV.11). При расходе через
4,5-мм насадку, равном 4 л/с, перепад давления в насадках Др
составит около 40,0 МПа (см.
рис. IV.9).
При выборе перепада давле-
ния в насадках следует иметь
в виду, что нижний предел до-
пустимых перепадов должен обе-
спечить эффективное разруше-
ние колонны, цементного камня
и породы, а поэтому не должен
быть меньше 12,0—14,0 МПа для
6-мм насадок и 18,0—20,0 МПа
для насадок 4,5 и 3 мм. При
очень большой прочности горных
пород (<Тсж>20,0—30,0 МПа)
нижние пределы, как показывает
опыт, целесообразно увеличить
до 18,0—20,0 МПа для 6-мм на-
садки и 25,0—30,0 МПа для 4,5-
и 3-мм насадки.
Для точной установки перфо-
ратора против нужного интер-
вала применяют в колонне НКТ
муфту-репер. Это короткий
(0,5—0,7 м) патрубок с утол-
щенными стенками (15—20 мм),
который устанавливают выше
перфоратора на расстоянии одной
или двух труб. После спуска ко-
лонны НКТ в нее опускают на
кабеле малогабаритный геофи-
Рис. IV.11. Потери давления в
трубах и межтрубном пространст-
ве при прокачке водопесчаной сме-
си на каждые 100 м длины:
/ — для 140-мм колонны и 73-мм НКТ;
2 — для 140-мм колонны и 89-мм НКТ;
3 — для 168-мм колонны и 73-мм НКТ;
4 — для 168-мм колонны н 89-мм НКТ
109
Зический индикатор, реагирующий на утолщение металла. По-
лучая таким образом отметку муфты-репера, определяют поло-
жение перфоратора по отношению к разрезу продуктивного
пласта. Однако при этом необходимо учитывать дополнительное
удлинение НКТ при создании в них давления. Это удлинение,
пропорциональное нагрузке, определяется формулой Гука
M=P^L,	(IV.30)
где ру — давление на устье скважины; F — площадь сечения
НКТ; L — длина НКТ; Е — модуль Юнга, Па (обычно
20-104 МПа); f — площадь сечения металла труб, м2; z— ко-
эффициент, учитывающий трение труб о стенки обсадной ко-
лонны (принимают 1,5—2).
Эти дополнительные удлинения могут быть значительными
и достигать 1 м.
При гидропескоструйной перфорации применяется то же обо-
рудование, как и при гидроразрыве пласта.
Устье скважины оборудуется стандартной арматурой типа
1АУ-700, рассчитанной на рабочее давление 70,0 МПа. Для
прокачки песчано-жидкостной смеси используются насосные аг-
регаты, смонтированные на платформе тяжелых грузовых авто-
мобилей 2АН-500 * или 4АН-700, развивающие максимальные
давления соответственно 50 и 70 МПа. При меньших давлениях
используют цементировочные агрегаты, предназначенные для
цементировочных работ при бурении. Число агрегатов п опреде-
ляется как частное от деления общей необходимой гидравличе-
ской мощности на гидравлическую мощность одного агрегата,
причем для запаса берется еще один насосный агрегат,
n = QPy_|_1,	(IV.31)
1№₽а
где Q — расчетный суммарный расход жидкости; ру — давление
на устье скважины; да — подача одного агрегата на расчетном
режиме; ра — давление, развиваемое агрегатом; г]—коэффи-
циент, учитывающий техническое состояние насосных агрегатов
и их износ т) = 0,75—1.
Агрегат 4АН-700 снабжен дизелем мощностью 588 кВт при
2000 об/мин трехплунжерным насосом 4Р-700 с диаметрами
плунжеров 100 или 120 мм. Ход плунжера 200 мм. Коробка пе-
редачи имеет четыре скорости.
Характеристика агрегата приведена в табл. IV. 1.
Песчано-жидкостная смесь готовится в пескосмесительном
агрегате (2ПА; ЗПА и др.), который представляет собой бункер
для песка емкостью 10 м3 с коническим дном. В нижней части
Насосный агрегат 2АН-500 в настоящее время не изготовляется.
НО
Таблица IV. 1
Характеристика насосного агрегата 4АН-700
Скорость	Частота вращения. 1/мин	Теоретическая подача, л/с, при втулках		Давление, МПа	
		100 мм	120 мм	100 мм	120 мм
I	80	6,3	9	71,9	50,0
2	109	8,5	12,3	52,9	36,6
3	153	12,0	17,3	37,4	26,0
4	192	15,0	22,0	29,8	20,7
Примечание: к. п. д. агрегата — 0,83; коэффициент наполнения — 1; частота вращения
вала двигателя — 1800 1/мин.
бункера вдоль продольной оси установлен шнек. Скорость вра-
щения шнека ступенчато изменяется от 13,5 до 267 об/мин. В со-
ответствии с этим подача песка изменяется от 3,4 до 676 кг/мин.
Кроме того, агрегат снабжен насосом 4НП (насос песковый)
низкого давления для перекачки песчано-жидкостной смеси. /
Бункер со всем оборудованием смонтирован на шасси тяжелого-
автомобиля.
Специальные рабочие жидкости завозят на скважину авто-
цистернами или приготавливают в небольших (10—15 м3) ем-
костях, установленных на салазках. В обвязку поверхностного
оборудования монтируют фильтры высокого давления — шла-
моуловители, предупреждающие закупорку насадок крупными
частицами породы. Песчано-жидкостная смесь готовится тремя
способами:
с повторным использованием песка и жидкости (закольцо-
ванная схема);
со сбросом отработанного песка с повторным использова-
нием жидкости;
со сбросом жидкости и песка.
Наиболее экономична закольцованная схема, так как при
этом расходы жидкости и песка минимальные. Кроме того, при
использовании специальных жидкостей (нефть, раствор кис-
лоты, глинистый раствор и др.) не загрязняется территория.
Для сравнения можно привести фактические данные, получен-
ные на Узеньском месторождении. При работе по кольцевой
схеме было израсходовано 20 м3 воды и 4,1 т песка, а при
работе со сбросом воды и песка потребовалось 275 м3 воды
и 14 т песка.
Схема (рис. IV.12) предусматривает также необходимые
операции по промывке скважины как через колонну НКТ, так
и через кольцевое пространство. Обязательным элементом
схемы обвязки является установка обратных клапанов на вы-
кидных линиях агрегатов и лубрикатора или байпаса для ввода
шаров-клапанов пескоструйного аппарата.
]П
Рис. IV.12. Схема обвязки поверхностного оборудования яри
работе по замкнутому циклу:
1 — АН-700; 2 — ЦА-320; 3 — шламоуловнтель; 4—пескосмеситель;
5—емкость; 6 — скважина; 7 — обратный клапан; 8 — открытые кра-
ны; 9 — закрытые краны
В качестве рабочей используют различные жидкости, исходя
из условия ее относительной дешевизны, предотвращения ухуд-
шения коллекторских свойств пласта и открытого фонтаниро-
вания. Состав жидкости устанавливают в лабораториях. Для
целей ГПП используют воду, 5—6%-ный раствор ингибирован-
ной соляной кислоты, дегазированную нефть, пластовую сточ-
ную или соленую воду с ПАВами, промывочный раствор. В слу-
чае если плотность рабочей жидкости не обеспечивает глушение
скважины, добавляют утяжелители: мел, бентонит и др.
Объем рабочей жидкости принимается равным 1,3—1,5 объ-
ема скважины при работе по замкнутому циклу. При работе
со сбросом объем жидкости определяют из простого соотно-
шения
V = qaniN,	(IV.32)
где qH— принятый расход жидкости через одну насадку; п —
число одновременно действующих насадок; t — продолжитель-
ность перфорации одного интервала (15—20 мин); N—-число
перфорационных интервалов,
П2
Количество песка принимается из расчета 50—100 кг песка
на 1 м3 жидкости.
Процесс ГПП связан с работой насосных агрегатов, разви-
вающих высокие давления, и в некоторых случаях с примене-
нием горячих жидкостей. Поэтому проведение этих работ рег-
ламентируется особыми правилами по охране труда и пожар-
ной безопасности, несоблюдение которых может привести
к очень тяжелым последствиям. Перед началом работ обяза-
тельна опрессовка всех коммуникаций на давление, в 1,5 раза
превышающее рабочее. ГПП осуществляют, начиная с нижних
интервалов.
Пескоструйная перфорация в отличие от кумулятивной или
пулевой перфорации позволяет получить каналы с чистой по-
верхностью и сохранить проницаемость на обнаженной поверх-
ности пласта.
Громоздкость операции, задалживание мощных технических
средств и большого числа обслуживающего персонала опре-
деляют довольно высокую стоимость этого способа перфорации
и сдерживают ее широкое применение по сравнению с кумуля-
тивной перфорацией.
§ 5. МЕТОДЫ ОСВОЕНИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН
Освоение скважины — комплекс технологических операций
по вызову притока и обеспечению ее продуктивности, соответ-
ствующей локальным возможностям пласта. После проводки
скважины, вскрытия пласта и перфорации обсадной колонны,
которую иногда называют вторичным вскрытием пласта, при-
забойная зона и особенно поверхность вскрытого пласта бывают
загрязнены тонкой глинистой взвесью или глинистой коркой.
Кроме того, воздействие на породу ударных волн широкого
диапазона частот при перфорации вызывает иногда необрати-
мые физико-химические процессы в пограничных слоях тонко-
дисперсной пористой среды, размеры пор которой соизмеримы
с размерами этих пограничных слоев с аномальными свойст-
вами. В результате образуется зона с пониженной проницае-
мостью или с полным ее отсутствием.
Цель освоения — восстановление естественной проницаемо-
сти коллектора на всем протяжении вплоть до обнаженной по-
верхности пласта перфорационных каналов и получения про-
дукции скважины, соответствующей ее потенциальным возмож-
ностям. Все операции по вызову притока и освоению скважины
сводятся к созданию на ее забое депрессии, т. е. давления ниже
пластового. Причем в устойчивых коллекторах эта депрессия
должна быть достаточно большой и достигаться быстро, в рых-
лых коллекторах, наоборот, небольшой и плавной.
Различают методы освоения пластов с высоким начальным
113
давлением, когда ожидаются фонтанные проявления, и с малым
давлением (на разработанных площадях), когда угрозы откры-
того фонтанирования нет и предполагается механизированный
способ эксплуатации. В практике нефтедобычи известно много
случаев открытого нерегулируемого фонтанирования скважин
с длительными пожарами в результате нарушения технологии
вскрытия пласта и освоения скважины. Такие явления не
только выводят из строя саму скважину, не и приводят к исто-
щению самого месторождения.
Можно выделить шесть основных способов вызова притока:
тартание, поршневание, замена скважинной жидкости на более
легкую, компрессорный метод, прокачка газожидкостной смеси,
откачка глубинными насосами.
Перед освоением на устье скважины устанавливается арма-
тура или ее часть в соответствии с применяемым методом и
предлагаемым способом эксплуатации скважины. В любом слу-
чае на фланце обсадной колонны должна быть установлена
задвижка высокого давления для перекрытия при необходи-
мости ствола скважины.
Тартание — это извлечение из скважины жидкости желон-
кой, спускаемой на тонком (16 мм) канате с помощью лебедки.
Желонка изготавливается из трубы длиной 8 м, имеющей
в нижней части клапан со штоком, открывающимся при упоре
на шток. В верхней части желонки предусматривается скоба
для прикрепления каната. Диаметр желонки обычно не пре-
вышает 0,7 диаметра обсадной колонны. За один спуск желонка
выносит жидкость объемом, не превышающим 0,06 м3.
Тартание — малопроизводительный, трудоемкий способ с
очень ограниченными возможностями применения, так как
устьевая задвижка при фонтанных проявлениях не может быть
закрыта до извлечения из скважины желонки и каната. Однако
возможность извлечения осадка и глинистого раствора с забоя
и контроля за положением уровня жидкости в скважине дают
этому способу некоторые преимущества.
Поршневание. При поршневании (свабировании) поршень
или сваб спускается на канате в НКТ. Поршень представляет
собой трубу малого диаметра (25—37,5 мм) с клапаном, в ниж-
ней части открывающимся вверх. На наружной поверхности
трубы (в стыках) укреплены эластичные резиновые манжеты
(3—4 шт.), армированные проволочной сеткой. При спуске
поршня под уровень жидкость перетекает через клапан в про-
странство над поршнем. При подъеме клапан закрывается,
а манжеты, распираемые давлением столба жидкости над ними,
прижимаются к стенкам НКТ и уплотняются. За один подъем
поршень выносит столб жидкости, равный глубине его погру-
жения под уровень жидкости. Глубина погружения ограничена
прочностью тартального каната и обычно не превышает 75—•
150 м. Поршневание в 10—15 раз производительнее тартания.
114
Устье при Поршневаний также остается открытым, что связано
с опасностями неожиданного выброса.
Замена скважинной жидкости. Замена осуществляется при
спущенных в скважину НКТ и герметизированном устье, что
предотвращает выбросы и фонтанные проявления. Выходящая
из бурения скважина обычно заполнена глинистым раствором.
Производя промывку скважины (прямую или обратную) водой
или дегазированной нефтью, можно получить уменьшение за-
бойного давления на величину
AP = (Pi—P2)i-gcosp,	(IV.33)
где pi — плотность глинистого раствора; р2— плотность промы-
вочной жидкости; L — глубина спущенных НКТ; 0 — средний
угол кривизны скважины.
Таким способом осваиваются скважины с большим пласто-
вым давлением pn>P2g£cos0 и при наличии коллекторов, хо-
рошо поддающихся освоению. Как видно из формулы (IV.33),
при смене глинистого раствора (pi = 1200 кг/м3) на нефть
(р2 = 900 кг/м3) максимальное снижение давления составит
всего лишь 25 % от давления, создаваемого столбом глинистого
раствора.
Этим по существу и ограничиваются возможности метода.
Замена жидкости в скважине проводится с помощью на-
сосных агрегатов, а иногда и буровых насосов. В некоторых
случаях, когда по опыту освоения скважины данного месторож-
дения имеется уверенность в безопасности, применяют допол-
нительно поршневание для отбора части жидкости из скважины
и дальнейшего снижения забойного давления.
Компрессорный способ освоения. Этот способ нашел наибо-
лее широкое распространение при освоении фонтанных, полу-
фонтанных и частично механизированных скважин. В скважину
спускается колонна НКТ, а устье оборудуется фонтанной арма-
турой. К межтрубному пространству присоединяется нагнета-
тельный трубопровод от передвижного компрессора.
При нагнетании газа жидкость в межтрубном пространстве
оттесняется до башмака НКТ или до пускового отверстия
в НКТ, сделанного заранее на соответствующей глубине. Газ,
попадая в НКТ, разгазирует жидкость в них. В результате
давление на забое сильно снижается. Регулируя расход газа
(воздуха), можно изменять плотность газожидкостной смеси
в трубах, а следовательно, давление на забое р3. При р3<Рпл
начинается приток, и скважина переходит на фонтанный или
газлифтный режим работы. После опробований и получения
устойчивого притока скважина переводится на стационарный
режим работы.
Освоение ведется с непрерывным контролем параметров
процесса при герметизированном устье скважины. Поэтому этот
способ наиболее безопасен и позволяет быстро получить зна-
115
Читальные депрессии на пласт, что особенно важно для эффект
тивной очистки призабойной зоны скважины. Однако примене-
ние компрессорного способа освоения ограничено в скважинах,
пробуренных в рыхлых и неустойчивых коллекторах. В неко-
торых районах возникает необходимость освоения скважин глу-
биной 4500—5500 м, а увеличение глубины также ограничивает
использование компрессорного способа.
Для более полного использования пластовой энергии, вы-
носа жидкости с забоя и возможных промывок скважин баш-
мак НКТ опускают до верхних перфорационных отверстий.
Чтобы оттеснить уровень жидкости до башмака НКТ, особенно
при больших глубинах, нужны компрессоры, развивающие дав-
ление в несколько десятков мегапаскалей. Это осложняет ос-
воение. Поэтому в колонне труб на заранее определенной глу-
бине делают так называемое пусковое отверстие (пусковые
муфты или пусковой клапан). Опускающийся в межтрубном
пространстве уровень жидкости обнажает это отверстие, нагне-
таемый газ поступает через него в НКТ и разгазирует столб
жидкости выше отверстия. Если давление внутри НКТ на
уровне отверстия после разгазирования обозначить рь то за-
бойное давление рс будет равно
Рс = Р1 + (Н — Ь) Pig cos р,	(IV.34)
где Н — глубина забоя (до верхних перфораций); L — глубина
пускового отверстия; pi — плотность скважинной жидкости; р —
средний угол кривизны скважины.
Забойное давление до нагнетания газа равно
Рдо =//pig cos р.	(IV.35)
Вычитая из (IV.35) (IV.34), найдем депрессию на пласт
Ap = £p!gcosp — ръ	(IV.36)
Чем больше давление, развиваемое компрессором, тем на
большей глубине L может быть предусмотрено пусковое отвер-
стие или башмак НКТ, а следовательно, больше Др при прочих
равных условиях.
Однако с увеличением L увеличивается и pit которое, во-
обще говоря, зависит от расхода газа, но оно не может быть
снижено менее чем до 7—10 % от гидростатического давления,
определяемого первым слагаемым в (IV.36). Поэтому для ос-
воения глубоких скважин требуются компрессоры, развиваю-
щие высокое давление. В момент оттеснения уровня жидкости
к башмаку НКТ или пусковому отверстию давление в межтруб-
ном пространстве, а следовательно, и на выходе компрессора
максимально. По мере разгазирования жидкости в НК.Т дав-
ление pi (внутри НКТ на уровне отверстия) будет снижаться
и давление на забой падать.
116
Поэтому процесс освоения рассчитывают на э!от, ^йк Ска-
зать, критический момент.
Освоение скважин закачкой газированной жидкости. Освое-
ние скважин путем закачки газированной жидкости заключа-
ется в том, что вместо чистого газа или воздуха в межтрубное
пространство закачивается смесь газа с жидкостью (обычно
Вода или нефть). Плотность такой газожидкостной смеси зави-
сит от соотношения расходов закачиваемых газа и жидкости.
Это позволяет регулировать параметры процесса освоения. По-
скольку плотность газожидкостной смеси больше плотности чи-
стого газа, то это позволяет осваивать более глубокие скважины
компрессорами, создающими меньшее давление.
Для такого освоения к скважине подвозится передвижной
компрессор, насосный агрегат, создающий по меньшей мере
такое же давление, как и компрессор, емкости для жидкости
и смеситель для диспергирования газа в нагнетаемой жидкости.
При нагнетании газожидкостная смесь движется сверху вниз
при непрерывно изменяющихся давлении и температуре. Про-
цесс этот сложный. Однако можно записать уравнение баланса
давлений с усредненными параметрами смеси и расхода.
При закачке газожидкостной смеси (ГЖС) на пузырьки
воздуха действует архимедова сила, под действием которой они
всплывают в потоке жидкости. Скорость всплытия зависит от
размеров газовых пузырьков, вязкости жидкости и разности
плотностей: чем мельче пузырьки, тем меньше скорость их
всплытия. Обычно эта скорость относительно жидкости состав-
ляет 0,3—0,5 м/с. Поэтому скорость движения жидкости вниз
должна быть больше скорости всплытия пузырьков газа. Иначе
газ не достигнет башмака НКТ и давление на забое не сни-
зится. Для создания достаточно больших скоростей жидкости
необходимы большие расходы. Поэтому при закачке ГЖС пред-
почтительно это делать не через кольцевое пространство, а че-
рез НКТ, так как малое их сечение позволяет получить доста-
точно большие нисходящие скорости при умеренных объемных
расходах жидкости. Считается, что для успешного осуществле-
ния процесса достаточно иметь нисходящую скорость жидкости
порядка 0,8—1 м/с.
Для выноса с забоя тяжелых осадков (глинистого раствора,
утяжелителя и частиц породы) обычно применяется обратная
промывка. Поэтому закачка ГЖС, которая осуществляется
после промывки, также производится по схеме обратной про-
мывки без изменения обвязки скважины.
Запишем баланс давлений при закачке ГЖС в кольцевое
пространство в тот момент, когда давление на насосе будет мак-
симально. Рассмотрим случай, когда НКТ до башмака запол-
нены жидкостью, а затрубное пространство заполнено ГЖС;
причем обе системы движутся со скоростями, соответствую-
щими темпу нагнетания ГЖС.
117
(IV.39)
Обозначим:
ат — удельные потери на трение в НКТ при движении по
ним жидкости, выраженные в м столба жидкости;
ак— удельные потери на трение в кольцевом пространстве,
выраженные в м столба ГЖС.
При обратной промывке давление у башмака НКТ со сто-
роны кольцевого пространства равно
Рем = Рсм^Т cos 0 — aKpCMgL + рк.	(IV.37)
Давление у башмака со стороны НКТ равно
Рт = P*gLcos 0 -ратрж£Т + ру>	(IV.38)
где рсм — среднеинтегральное значение плотности ГЖС в коль-
цевом пространстве; рж — плотность скважинной жидкости;
L — длина НК.Т; 0 — средний угол отклонения ствола скважины
от вертикали; рк—давление нагнетания на устье скважины
в кольцевом пространстве; ру — противодавление на выкиде;
g— ускорение свободного падения.
Очевидно, рт = рсм, поэтому, приравнивая (IV.37) и (IV.38)
и решая относительно L, получим
£  ____________Рк — Ру___________
(рж Рсм) 8 C0S 0 + (°тРж + акрсм) 8
Формула (IV.39) определяет предельную глубину спуска
башмака НКТ при заданных параметрах процесса (рж, рсм, Рк,
ру, ат, ак). Решая формулу (IV.39) относительно рк, получим
давление на устье скважины, необходимое для закачки ГЖС
при заданной глубине L спуска НКТ:
Рк = Ру “h Lg [(рж Рсм) COS 0 )- ОтРж "Ь ^кРсм1-	(IV.40)
Величины ру, L, рж, 0 обычно известны. Величины ат, ак
и рсм определяются: ат — по обычным формулам трубной гид-
равлики, а ак и рсм — сложными вычислениями с использова-
нием ЭВМ для численного интегрирования дифференциального
уравнения движения ГЖС.
При освоении скважины газированной жидкостью к устью
присоединяется через смеситель линия от насосного агрегата,
ко второму отводу смесителя — выкидная линия компрессора.
Сначала запускается насос и устанавливается циркуляция.
Скважинная жидкость (глинистый раствор) сбрасывается в зем-
ляной амбар или другую емкость. При появлении на устье на-
гнетаемой чистой жидкости (вода, нефть) запускается компрес-
сор, и сжатый газ подается в смеситель для образования тон-
кодисперсной ГЖС.
По мере замещения жидкости газожидкостной смесью дав-
ление нагнетания увеличивается и достигает максимума, когда
118
ГЖС подойдет к башмаку НКТ. При попадании ГЖС в НКТ
давление нагнетания снижается.
Освоение скважиными насосами. На истощенных месторож-
дениях с низким пластовым давлением, когда не ожидаются
фонтанные проявления, скважины могут быть освоены откачкой
из них жидкости скважинными насосами (ШСН или ПЦЭН),
спускаемыми на проектную глубину в соответствии с предпола-
гаемыми дебитом и динамическим уровнем. При откачке из
скважины жидкости насосами забойное давление уменьшается,
пока не достигнет величины рс<рпл, при которой устанавли-
вается приток из пласта. Такой метод эффективен в тех слу-
чаях, когда по опыту известно, что скважина не нуждается
в глубокой и длительной депрессии для очистки призабойной
зоны от раствора и разрушения глинистой корки.
Перед спуском насоса скважина промывается до забоя во-
дой или лучше нефтью, что вызывает необходимость подвоза
к скважине промывочной жидкости — нефти и размещения на-
сосного агрегата и емкости. При промывке водой в зимних
условиях возникает проблема подогрева жидкости для предот-
вращения замерзания.
В заключение необходимо отметить, что в различных неф-
тяных районах вырабатывались и другие практические приемы
освоения скважин в соответствии с особенностями того или
иного месторождения. В качестве примера можно указать и
на такой прием, когда при компрессорном методе в затрубное
пространство, заполненное нагнетаемым воздухом, подкачивают
некоторое количество воды для увеличения плотности смеси и
снижения давления на компрессоре. Это позволяет осуществить
продавку скважины при большей глубине спуска НКТ.
§ 6 ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИНЫ
ЗАКАЧКОЙ ЖИДКОСТИ
Обозначим: рщ!—плотность и вязкость жидкости, запол-
няющей скважину перед освоением; р2ц2— плотность и вяз-
кость жидкости, нагнетаемой в скважину для понижения дав-
ления на забое; рн — давление нагнетаемой жидкости на устье;
рв — давление жидкости на выходе из скважины.
Рассмотрим случай обратной промывки, т. е. когда более
легкая жидкость (р2, ц2) нагнетается в межтрубное простран-
ство, а тяжелая жидкость (раствор) вытесняется через НКТ.
На рис. IV. 13 показано положение границы раздела двух
жидкостей х в некоторый момент времени t.
Весь процесс разделим на два этапа: перемещение по коль-
цевому пространству границы раздела х от устья скважины до
башмака НКТ — 0<x<L, перемещение границы раздела х от
башмака до устья внутри НКТ: L<x<0.
119
Рис. IV.13. Текущее
положение границы

Уравнение баланса давлений
где рх — потери на трение нагнетаемой
жидкости (р2, р,2) в кольцевом простран-
стве на длине х; —потери на трение
скважинной жидкости (pi, щ) в кольцевом
пространстве на участке L — х; pL— по-
теря на трение скважинной жидкости
в НКТ на всей длине НКТ L; рг— давле-
ние, необходимое для уравновешивания
разности гидростатических давлений на
участке х, обусловленной наличием в меж-
трубном пространстве более легкой жидко-
сти (р2) и в НКТ более тяжелой жидкости
(pi), а также кривизной скважины (угол
кривизны р).
Противодавление на выходе жидкости
из скважины (из НКТ) рв обусловлено си-
стемой выкида
Рг = (Р1 — p2)gXCOS0.
(IV.42)
раздела двух жидко-
стей в скважине
Величины рх, рь-ъ, Pl могут быть опре-
делены как произведение потерь на трение
на 1 м длины трубы или межтрубного
пространства, выраженных в м столба жидкости, на длину
участка, т. е.
Рх — &lPtgX>
(IV.43)
Pl-x = W(l~ Д
(IV.44)
Pl — asPiS^<
(IV.45)
где ai, а2, йз — потери давления на трение, выраженные в м
столба соответствующей жидкости, на 1 м длины трубы или
межтрубного пространства.
Согласно законам трубной гидравлики
d\ — Ai------------,
2g(DB-dH)
где DB—dH = d3 — эквивалентный диаметр кольцевого простран-
ства, м; v — линейная скорость движения жидкости, м/с.
Учитывая, что скважины искривлены и НКТ в них распо-
лагаются эксцентрично, в формулу (IV.46) вводится поправка
на эксцентричность
. _ 1
Ь ’ (1 + 1,5е2)0’25
120
где эксцентриситет
е =-------—-----
Од du
Здесь dM— наружный диаметр муфт НКТ; dH— наружный диа-
метр НКТ; DB — внутренний диаметр колонны.
Кроме того, для учета того, что течение происходит по коль-
цевому пространству, в формулу (IV.46) вводится уточняющая
поправка Девиса
1
Ов
Од — dg
.0,1
(iv.46)
(IV.49)
(IV.50)
(IV.51)
С учетом поправок
1 о’вх
От — Ai-----------
^(Dg-dg)
Xi — коэффициент трения для жидкости с р2 и р2, зависящий
от параметра Re.
Рекомендовано несколько формул для A.(Re):
для ламинарного течения Re<1200
Re
для переходного и турбулентного течений 1200<Re<50000 и
диаметров от 6 до 100 мм по данным зарубежных источников
х = .012365..	(IV.52)
(Re)0'21	1	'
Таким образом, для кольцевого пространства при Re>1200
формула (IV.52) перепишется следующим образом:
. _	0,2365
Г ° (Рв — dg) Ра
L и» J
Скорость v определяется через подачу насосного
м3/с:
v = -^-=____
F
Определив по (IV.54)) V, находим число Re для
пространства
Re — ° (^в — Ан) Ра
Ра
Если найденный Re<1200 (ламинарное течение), то Xi опре-
деляем по формуле (IV.51), если Re>1200 (турбулентное тече-
ние), то по (IV.53).
(IV.53)
агрегата q,
(IV.54)
кольцевого
(IV.55)
x
121
Далее вычисляем эксцентриситет по (IV.48) и поправку ё
по (IV.47). По формуле (IV.49) находим х, затем определяем
а\. Тогда по формуле (IV.43) найдем потери на трение рх для
любого значения х. Для расчета и построения графика рв(х)
достаточно задаться тремя-пятью значениями х в пределах
от 0 до L.
На участке кольцевого пространства L—х движется сква-
жинная жидкость (глинистый раствор или вода рь рц). Для
этого участка используемые формулы аналогичны:
л	о2ех
Ло — ^2-------------»
2g(DB-d„)
где
.______________0,2365
~ Г v(DB-dH)pt 1°'21
I Mi
(IV.56)
(IV.57)
Зная Хг и а2 из (IV.57) и (IV.56), определяем pL-x— потери
на трение в кольцевом пространстве для участка, занятого сква-
жинной жидкостью, используя формулу (IV.44). Причем при-
нимаем прежние три-пять значений х от 0 до L.
Величина Pl Для любых значений х от 0 до L, т. е. для
первого этапа, постоянная. Она определяется по формуле
(IV.45). Поскольку pL определяет потери на трение в НКТ,
в которых в течение всего первого этапа движется скважинная
жидкость, то а3 определяется по формуле для течения в круг-
лой трубе. Поэтому
0,=^.	(IV-58)
2gdB
где Vt = qlf— линейная скорость течения жидкости в НКТ,
a f = — dl ~~ площадь сечения НКТ
4
л	0,2365
(IV.59)
(MbPi J’21
Таким образом,
ваясь различными
(IV.41) определить
зная подачу насосного агрегата q и зада-
значениями 0<х<Л, можно по формуле
динамику давления нагнетания рв на устье
скважины для первого этапа.
Во время второго этапа граница раздела двух жидкостей
перемещается в НКТ от башмака до устья. Потери на трение
в межтрубном пространстве, заполненном нагнетаемой жидко-
стью (р2, Цг), будут постоянны, а потери в НКТ будут изме-
няться в результате замещения скважинной жидкости нагне-
таемой. Для второго этапа отсчет х будем вести от башмака
НКТ.
122
Уравнение баланса давлений можно записать аналогично
(IV.41), но слагаемые должны определяться по иным форму-
лам, а именно:
Рх = a4pigx,
(IV.60)
где а4— потери давления на трение в НКТ в м столба нагне-
таемой жидкости (р2, ц2) на 1 м НКТ.
0,2365
( Мврэ J’21
(IV.61)
(IV.62)
pL_x = a8Pig(T—х),
PL^aiPzgL.
Все величины, нужные для расчета по двум последним урав-
нениям, известны из предыдущего.
Гидростатически неуравновешенный столб жидкости в НКТ
для второго этапа будет иметь высоту по вертикали (L—x)cos0.
Поэтому соответствующее давление рг будет равно
Рг = (Р1 — P2)g(£—x)cos0.	(IV.63)
По мере увеличения х величина рг будет уменьшаться и
при x = L обратится в нуль. Задаваясь несколькими х в преде-
лах 0<х<Т, получим динамику давления нагнетания рп для
второго этапа.
Имея значения ptt для различных х при первом и втором
этапах закачки, можно построить график изменения рн во вре-
мени закачки t при известной подаче насосного агрегата на
каждом интервале времени.
Для первого этапа имеем
Fx = qt,	(IV.64)
где Fx — объем кольцевого пространства, заполненного нагне-
таемой жидкостью, к моменту времени t; qt— объем жидкости,
поданной насосным агрегатом с подачей q, за то же время t
от начала закачки.
Из (IV.64)
' = V	<IV.65>
123
Таким образом, задаваясь различными х, для гидравличе-
ского расчета первого этапа по (IV.65), находим соответствую-
щие значения времени t. На втором этапе нагнетания жидкость
движется по НКТ. Поэтому
fx = qt или t = -Lx = -^~ 	(IV.66)
Соответствующие значения t для второго этапа должны опре-
деляться по заданным х по формуле (IV.66).
При гидравлическом расчете процесса освоения заменой
жидкости представляет интерес динамика забойного давления
в скважине рс.
Величину рс можно подсчитать через потери давления
в кольцевом пространстве и через потери в трубах, так как
у башмака НКТ эти давления равны.
Если забой скважины глубже башмака НКТ (Я>£), то
Рс = Pig (Н — Е) cos’P + рб,	(IV.67)
где ре — давление у башмака равное:
для первого этапа
Рб = Рн—Рх—Pl-x + Pig (L—x)cos p + p2gx cos p;	(I V.68)
для второго этапа
Рб = Рн + Pag^ cos p—pL.	(IV.69)
В данном случае pL для второго этапа определяется по
формуле
Pl~ aiPzgL.
Зная функцию рн(х), можно х выразить через t и получить
Pa(t) — зависимость давления нагнетания от времени для обоих
этапов и далее определить рб(() также для обоих этапов. За-
тем по формуле (IV.67) определить динамику забойного дав-
ления во времени рс(0-
Зная пластовое давление рпл и сопоставляя его с получен-
ными значениями pc(t), найдем момент времени t с начала за-
качки, когда забойное давление в осваиваемой скважине
сравняется с пластовым или станет меньше его. В этот момент
времени можно ожидать начала проявления пласта.
Если рпл остается меньше минимального значения рс, ко-
торое достигается при полном замещении жидкости в скважине
на менее плотную, то освоить скважину этим методом не пред-
124
ставляется возможным и возникает необходимость дальнейшего
понижения рс другим методом.
Аналогичный расчет с использованием тех же расчетных
формул может быть произведен и при закачке более легкой
жидкости в НКТ и вытеснении скважинной жидкости через
затрубное пространство. Площадь сечения затрубного простран-
ства F, как правило, примерно в 4 раза больше сечения
НКТ — f, поэтому потери на трение в затрубном пространстве
меньше, чем в НКТ. Это приводит к тому, что забойное давле-
ние ре при закачке через затрубное пространство будет больше,
чем при закачке через НКТ, при прочих равных условиях, так
как к забойному давлению прибавляется потеря давления на
трение в НКТ.
§ 7. РАСЧЕТ ПРОЦЕССА ОСВОЕНИЯ КОМПРЕССОРНЫМ МЕТОДОМ
Определим предельную глубину спуска башмака НКТ (или
глубину установки пусковой муфты), исходя из возможностей
используемого компрессора при закачке газа в кольцевое про-
странство скважины. Наибольшее давление на компрессоре
возникнет в момент подхода уровня жидкости к башмаку НКТ.
Давление газа рг на уровень жидкости, находящейся у баш-
мака НКТ, будет в этот момент равно давлению столба жидко-
сти рт, действующего со стороны НКТ.
Величина рг обусловлена давлением компрессора рк, дав-
лением, создаваемым весом газового столба Арь и потерей на
трение при движении газа по кольцевому пространству pTpi
со знаком минус. Так что
pr = pK + ApL—ртр1.	(IV .70)
С другой стороны,
Рт= Ру ~Ь Арж -f- pTp<j.	(IV.71)
Здесь ру противодавление в выкидной трубе, обусловленное си-
стемой сбора; Арж — гидростатическое давление столба негази-
рованной жидкости в НКТ, которое с учетом кривизны сква-
жины равно
Ap« = p«g^ cosp,	(IV.72)
где рж — плотность скважинной жидкости; L — предельная глу-
бина оттеснения уровня жидкости газом (глубина спуска баш-
мака НКТ или пусковой муфты); р — средний угол кривизны
скважины; ртр2— потери на трение жидкости в НКТ, которые
прибавляются к давлению у башмака и поэтому должны быть
взяты со знаком плюс.
125
Потери на трение (pT₽i и дтр2) могут быть определены как
произведение падения давления на единице длины трубы (1 м)
на общую длину, так что
pTpl = aKL,	(IV.73)
pTp2 = oIL,	(IV.74)
где ак и ат определяются по обычным формулам трубной гид-
равлики
«K = \<-^r-L—7LPrg)	(IV.75)
DB — dH 2g
ат = Лт _ _L p»g.	(IV.76)
UB *g
Здесь DB — внутренний диаметр обсадной колонны; dH, dB —
наружный и внутренний диаметры НКТ соответственно; vK,
и? — скорости движения газа в кольцевом пространстве и
жидкости в НКТ соответственно; рг, рж — средняя плотность
газа в межтрубном пространстве и жидкости в НКТ соответ-
ственно; Лк, Лт — коэффициенты трения для газа в межтруб-
ном пространстве и жидкости в НКТ соответственно, опреде-
ляемые через число Рейнольдса.
Между скоростью понижения уровня жидкости vK в кольце-
вом пространстве и скоростью движения жидкости в трубах ит
существует очевидная связь
цт = цку,	(IV.77)
где F = — (£>2—— площадь сечения межтрубного простран-
ства;
f = — d2 — площадь сечения НКТ.
4 в
Поэтому
D2-d2
vT = vK^-^.	(IV.78)
Определим связь скоростей с подачей компрессора Не-
обычно По дается в м3/ мин газа, приведенного к стандартным
условиям ро и То. Та же подача, приведенная к данным термо-
динамическим условиям р и Т на основании законов состояния
газов, будет равна
=	(IV.79)
126
(IV.80)
(IV.81)
Зная подачу компрессора q, определим скорость понижения
уровня vR при его приближении к башмаку НКТ
Ок = ^- =-----4^7--------, м/с
Т n(Dl-typTo6O
Подставляя (IV.80) в (IV.78), получим
гт= -У"2Г , м/с.
шЦрТ’цбО
В формулах (IV.80) и (IV.81) в качестве р и Т могут быть
приняты средние значения давления и температуры газа в меж-
трубном пространстве.
Если предварительное вычисление средних значений р и Т
вызывает трудности, то без значительной погрешности можно
принять
т Ту Т
р = рк и Т =	\
где Ту — температура газа на устье скважины; TL — темпера-
тура на глубине L в абсолютных градусах К-
Давление от веса газового столба Лрь может быть опреде-
лено по барометрической формуле.
Рассмотрим столб газа высотой dx и плотностью рг. Его
гидростатическое давление равно
dp = Prgdx.
Если направление отсчета х не совпадает с направлением
силы тяжести, т. е. с вертикалью, и составляет с этой верти-
калью угол р, то
dp = p^dx cos р.	(IV.82)
По законам состояния газа
Pr = Po-^-	(IV.83)
PozT
Подставляя (IV.83) в (IV.82), имеем
dp = ро -^-gcos pdx.	(IV.84)
PozT
Разделяя переменные и полагая при этом, что z, Т и р вдоль
оси скважины не изменяются и равны средним значениям, и
интегрируя в пределах по р от рк до рь(рк<Рь) и по х соот-
ветственно от 0 до L, где L — глубина до башмака НКТ вдоль
оси скважины, получим
pl	l
[dp Т„	г. Г ,
\ -^- = Ро——geos р \dx
₽к	0
127
йЛй
]n PL_ = PpTog cos flL
Pk p^zT
Умножая правую часть на 1=1пе и освобождаясь от лога-
рифмов, найдем
paTog cos PL
— = е Рс*т .	(IV.85)
или
п ovnfPogbT0cosP
Pl — Рк exp I--------- 
\ PozT )
Здесь ро — плотность газа при стандартных условиях, т. е.
при До и То; z — коэффициент сжимаемости газа; Т = Тср — сред-
няя абсолютная температура в скважине; z = zcp — средний ко-
эффициент сжимаемости газа; р = рсР— средний угол кривизны
скважины.
По формуле (1V.85) можно определить давление газа рь
на глубине L, если известно давление на устье рк.
Функцию е* можно разложить в ряд
е* = 1+^ + —•	(IV.86)
1! г 2!	п!
В формуле (IV.85) показатель степени при е
х = PogLTa cos р
PazT
мал. Обычно х = 0,1—0,2, поэтому квадратом х можно прене-
бречь и ограничиться двумя первыми членами ряда (IV.86).
Тогда формулу (IV.85) можно переписать следующим образом:
Pl = Рк (1 + P°gLr°C0SPA.	(IV.87)
\	РогТ )
Давление, создаваемое весом газового столба Арь, равно
&Pl = Pl—Р*-	(IV.88)
Подставляя (IV.87) в (IV.88), найдем
&pL = рк P«gLr<>C0SP = Ро	Lg cos р = t^Lg cos р.	(I V.89)
PozT	pozT
По формуле (IV.89) наиболее просто определить давление
от веса газового столба с достаточной для практических расче-
тов точностью (6 % = 1—2 %) 
Таким образом, все слагаемые в равенствах (IV.70) и
(IV.71) могут быть определены. Величины рк и ру заданы.
Остальные Apr, Арж, рТрь рТр2 имеют множитель L.
У башмака НКТ давление газа на уровень жидкости со
стороны кольцевого пространства и давление жидкости Со сто-
роны НКТ равны. Поэтому
Рк-НЛрь—ртР1 = Ру + Арж Тртра-	(IV.90)
128
Подставляя в (IV.90) значения слагаемых, пропорциональ-
ных глубине L, согласно (IV.89); (IV.72); (IV.73) и (IV.74)
найдем
Рк - Ру
(IV.91)
Рк + bigL cos 0 — aKL = ру +- b^gL cos 0 + arL.
Откуда
L-----------------------,
(6a hj) g cos 0 -|- aT -|- aK
где
bz = рж,
^ = Pr=Po-^--
РогТ
Величины ак и ат вычисляются по (IV.75) и (IV.76).
Формула (IV.91) позволяет определить предельную глубину
спуска НКТ, при которой компрессором, развивающим макси-
мальное давление рк, можно оттеснить уровень жидкости до
башмака. Обычно башмак НКТ необходимо спускать до забоя
скважины (промывка, глушение, лучшее использование пласто-
вой энергии и т. д.), т. е. на заданную глубину L, тогда давле-
ние для освоения скважины компрессора рк может быть опре-
делено решением той же формулы (IV.91) относительно иско-
мого давления рк
PK = Py + L[(b2—b1)gcos^ + aT + aK].	(IV.92)
При современных глубинах и давлениях нельзя пренебре-
гать, как это обычно делают, давлением веса газового столба,
которое составляет примерно 10—13 % от давления газа на
устье на каждые 1000 м глубины. Расчеты показывают, что
величина ак очень мала и для обычных подач компрессоров
ею вполне можно пренебречь. Что касается ат, то учет этого
коэффициента дает изменение величины L на 30—60 м.
По изложенной методике были рассчитаны предельные глу-
бины спуска башмака НКТ, обеспечивающие продавку сква-
жины и ее освоение имеющимися типовыми компрессорами при
различной плотности жидкости в вертикальной (0 = 0) сква-
жине и при закачке в нее газа (рис. IV.14).
Если имеющимися техническими средствами не удается от-
теснить уровень жидкости до башмака НКТ, то на предельной
глубине L или на 20—30 м выше в колонне перед ее спуском
в скважину устанавливается пусковая муфта с двумя-тремя
отверстиями диаметром 2—4 мм. Оттесняемый давлением газа
уровень жидкости в кольцевом пространстве обнажает отвер-
стия пусковой муфты, и газ проникает через них в НКТ.
Жидкость разгазируется, и давление на забое скважины сни-
зится до величины, при которой начинается приток.
5 Заказ № 325
129
Рис. IV. 14. Зависимость предельной глубины сиуска башмака НКТ пли муфты
с рабочим отверстием от давления компрессора при разных плотностях сква-
жинной жидкости:
I — р=1250 кг/м3; 2(1=1200;	3 — р-1150; 4 —р = 1100; 5 — р=1050; 6 — р =1000;
7 —р=950 ; 8 — р=900
Отверстия в колонне НКТ при установившейся работе сква-
жины несколько снижают эффективность подъема и вызывают
осложнения при промывке или глушении скважины. Поэтому
вместо пусковой муфты на расчетной глубине L устанавливают
специальные клапаны, о которых будет сказано позже.
Определение продолжительности нагнетания газа
Время на нагнетание газа до его прорыва через башмак
НКТ определяется объемом межтрубного пространства сква-
жины до башмака НКТ и подачей компрессора. К моменту про-
рыва газа через башмак НКТ объем межтрубного пространства
должен быть заполнен газом, сжатым до среднего давления
(IV-93)
где — давление компрессора на устье скважины*; pL — дав-
ление газа на уровень жидкости в момент его подхода к баш-
маку НКТ.
* Давление здесь и везде в абсолютных единицах.
130
(IV.94)
(IV.95)
(IV.96)
Величина рк определяется по формуле (IV.92), a pL— по
формуле (IV.85) или по упрощенной формуле (IV.87). Объем
межтрубного пространства равен
Q=~(^B-d2H) L.
Этот объем заполняется газом, имеющим среднее давление
Рср и среднюю температуру Тср. Приводя этот объем к стан-
дартным условиям ро и То по законам состояния газов, найдем
п п РерТ0 n(Dl-dl)Lp То
40 ~= ц/ --- —----------------
Ро2Т'ср	4pozTCp
Деля Qo на подачу компрессора qo и полагая при этом, что
подача поршневого компрессора от давления не зависит, полу-
чим время /, мин, необходимое для непрерывной закачки газа
в межтрубное пространство скважины для оттеснения уровня
жидкости до башмака НКТ,
f _ Qo __ л (Рв ~ ^РсрТр
<7о	4рлгТсрд0
Расчеты показывают, что продолжительность закачки газа
до его прорыва через башмак НКТ может изменяться от не-
скольких часов до двух суток при глубинах порядка 4000 м
и подаче компрессора 3,5 м3/мин.
После этого давление нагнетаемого газа будет плавно сни-
жаться при непрерывной работе компрессора, а скважина пе-
рейдет на газлифтный или фонтанный режим работы. После
достижения устойчивого режима работы скважины компрессор
отключается.
Передвижные компрессорные установки
Для освоения скважин и вызова притока используются раз-
личные передвижные компрессорные установки. Широкий диа-
пазон климатических и технологических условий потребовал
создания передвижных компрессорных установок различных
конструкций. Наиболее распространена передвижная компрес-
сорная установка УКП-80. Она смонтирована на гусеничной
тележке ТГТ-20 «Восток» и имеет на общей раме дизель
В2-300, редуктор и компрессор КП-80 с подачей 8 м3/мин при
стандартных условиях.
Техническая характеристика УКП-80
Рабочее давление, МПа ............................................... 8
Подача, м®/мин ...................................................... 8
Расход топлива, кг/ч ............................................... 43
Общая масса установки, кг..........................................16	100
Длина, мм.......................................................... 6615
Высота, мм ........................................................ 2870
Ширина, мм ........................................................ 2650
Мощность дизеля, кВт................................................ 173
5*	131
УКП-80 транспортируется к скважинам трактором-тягачом.
Для облегчения транспортировки УКП-80 к скважинам ее мон-
тируют на шасси тяжелых грузовиков КрАЗ-257.
Новая станция КС-16/100 смонтирована на трехосном авто-
прицепе, закрытом цельнометаллическим кожухом. Общая
масса станции 23 т. Станция имеет дизель 1Д12Б, редуктор,
трансмиссию и четырехступенчатый компрессор с подачей
16 м3/мин при давлении 10 МПа, теплозвукоизолированную ка-
бину для машиниста, в которую вынесены приборы для кон-
троля и управления. Эта станция расширяет возможности ос-
воения скважин, так как имеет в 2 раза большую подачу и рас-
считана на повышенное давление. Однако для условий севера
ее использование затруднено из-за заболоченности территорий
и отсутствия дорог.
Существенным достижением в этой области явилось исполь-
зование относительно легких и компактных свободнопоршневых
дизелей-компрессоров ДК-10. Эти машины не имеют шатунно-
кривошипного механизма, поэтому лучше уравновешены. Сво-
боднопоршневой дизель-компрессор (СПДК) имеет двухтакт-
ный дизель и четырехступенчатый поршневой компрессор со
свободными поршнями, движущимися в противоположных на-
правлениях с одинаковой длиной хода. Он выполнен в одном
корпусе, имеет общую для дизеля и компрессора пусковую си-
стему, системы смазки и охлаждения. Поршневые группы дви-
жутся возвратно-поступательно в противоположных направле-
ниях. В машине отсутствуют передаточные механизмы (редук-
тор, трансмиссия), нет маховиков, муфт сцепления и т. п. Это
и обусловливает малую массу, компактность и высокий к. п. д.
На базе дизелей-компрессоров ДК-10 создан передвижной
агрегат АК-7/200, состоящий из двух компрессоров ДК-10,
смонтированных под кожухом на металлических санях. Пере-
движной агрегат АК-7/200 может транспортироваться на внеш-
ней подвеске вертолета. Масса агрегата 6,8 т при подаче
7 м3/мин и давлении 20 МПа. Температура воздуха на выходе
из последней ступени 35 °C. Расход топлива 34 кг/ч. Запуск
производится от баллонов сжатым воздухом без предваритель-
ного подогрева. Имеется изолированная кабина для машиниста.
Это позволило использовать агрегат в северных условиях и
на заболоченных территориях Кроме того, имеется аналогич-
ный агрегат (дизель-компрессорная станция ДКС 7/100 А),
смонтированный на шасси автомобиля высокой проходимости
КрАЗ-2556.
Для условий северных нефтяных месторождений создан
также агрегат ДКС-3,5/200 Тп, состоящий из одного компрес-
сора ДК-Ю, смонтированного на плавающем гусеничном транс-
портере ГТ-Т. Подача его 3,5 м3/мин, давление 20 МПа, расход
топлива 17 кг/ч. Для освоения очень глубоких скважин ис-
пользуют агрегат ДКС-1,7/400, состоящий из одного дизеля-
132
компрессора ДК-10 с подачей 1,7 м3/мин и развивающий дав-
ление 40 МПа. Он смонтирован на металлических санях. Его
масса 3,5 т. Однако малые подачи сильно увеличивают продол-
жительность освоения скважин.
§ 8. ОСВОЕНИЕ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН
Если целью освоения эксплуатационной скважины является
получение возможно большего коэффициента продуктивности
при данных параметрах пласта, то цель освоения нагнетатель-
ной скважины — получение возможно большего коэффициента
поглощения или приемистости, который можно определить как
отношение изменения количества нагнетаемой воды к соответ-
ствующему изменению давления нагнетания
или в дифференциальном виде
При больших Ка возможна закачка в пласт расчетных ко-
личеств воды при относительно низких давлениях нагнетания.
Это приводит к сокращению энергетических затрат на поддер-
жание пластового давления и к некоторому сокращению необ-
ходимого числа нагнетательных скважин.
Нагнетательные скважины бурятся в водонасыщенной (на-
пример, законтурные) и в нефтенасыщенной (скважины раз-
резающих рядов или внутриконтурные) частях пласта. Методы
их освоения различны. Если первые осваиваются сразу под на-
гнетание воды, то вторые обычно предварительно эксплуати-
руются на нефть для получения самой нефти, а также для
понижения пластового давления в зоне скважины. Если осваи-
вается под нагнетание внутриконтурный ряд нагнетательных
скважин, то они осваиваются через одну, т. е. одна скважина
ряда используется под нагнетание воды, а соседняя эксплуати-
руется как нефтяная с максимально возможным отбором жидко-
сти. Следующая скважина также осваивается под нагнетание,
а соседняя — как эксплуатационная и т. д.
Максимально возможный отбор нефти из скважин нагнета-
тельного ряда производится до тех пор, пока в их продукции
появится пресная вода, нагнетаемая в соседние водяные сква-
жины. Такой порядок освоения позволяет сформировать в неф-
тенасыщенной части пласта линейный фронт нагнетаемой воды,
вытесняющий нефть к эксплуатационным рядам скважин.
По степени трудности освоения нагнетательные скважины
можно условно разделить на три группы.
133
I группа. Скважины, пробуренные в монолитные сравни-
тельно однородные песчаники с хорошей проницаемостью
[(0,5—0,7) 1012 м2] с толщиной пласта более 10 м. Они осваи-
ваются простейшими способами, например, после тщательной
промывки (допустимое КВЧ порядка 3—5 мг/л) последующим
интенсивным поршневанием для создания чистых дренажных
каналов в призабойной части пласта. Такие скважины обычно
имеют высокие удельные коэффициенты приемистости (более
0,25 м3/(сут МПа) на 1 м толщины пласта) и работают с вы-
сокими устойчивыми расходами, превышающими 700—
1000 м3/сут.
II группа. Скважины, вскрывающие пласты с глинистыми
прослоями, песчаники которых имеют пониженную проницае-
мость. Общая толщина песчаных прослоев обычно составляет
от 6 до 12 м. Средний удельный коэффициент приемистости та-
ких скважин примерно в 2 раза меньше, чем у скважин
I группы. Скважины II группы трудно осваиваемые и требуют
специальных методов освоения или целого комплекса таких
методов. Характеризуются затуханием поглотительной способ-
ности и периодическими остановками для мероприятий по вос-
становлению приемистости.
III группа. Скважины, вскрывающие пласты с глинистыми
прослоями, чередующимися с проницаемыми песчаниками с ма-
лой суммарной толщиной и низкой проницаемостью. Удельные
коэффициенты приемистости составляют менее 0,1 м3/(сут
МПа).
Освоение таких скважин под нагнетание затягивается на
несколько месяцев и требует применения самых эффективных
методов воздействия на их призабойную зону, как, например,
поинтервального гидроразрыва пласта, кислотных обработок
и очень больших давлений нагнетания, соизмеримых с горным.
Приемистость скважин III группы быстро затухает и через
2—3 мес в них снова проводятся работы по ее восстановлению.
Для таких скважин особенно жесткими становятся требования
к закачиваемой воде, которая не должна содержать взвесь и
гидроокись железа.
При освоении нагнетательных скважин используют следую-
щие технические приемы.
1. Интенсивные промывки прямые и обратные с расходом
1200—1500 м3/сут до минимально возможного и стабильного
содержания КВЧ в обратном потоке. Их продолжительность
обычно 1—3 сут. Воду для промывки берут из нагнетательного
водовода или закачивают насосным агрегатом по закольцован-
ной схеме с обязательным предварительным отстоем воды в спе-
циальных емкостях. При этом тщательно контролируются вы-
ходящая и нагнетаемая воды на содержание КВЧ. Вообще
скважины промывают после всех операций, проводимых для
увеличения их поглотительной способности.
134
2. Интенсивный дренаж скважины для очистки призабой-
ной зоны.
Дренаж осуществляется различными методами.
а)	Поршневанием при максимально возможной глубине
спуска поршня, при этом необходимо устанавливать пакер, изо-
лирующий кольцевое пространство. В последнем случае уда-
ется получить большие депрессии на пласт (до 12 МПа).
б)	Компрессорным способом. Жидкость из скважины отби-
рается с помощью передвижного компрессора при условии, что
последний позволяет продавить жидкость до башмака НКТ.
Трубы в этом случае должны быть спущены до верхних дыр
фильтра. Сверление в НКТ пускового отверстия для снижения
необходимого давления компрессора в данном случае нежела-
тельно, так как при последующем нагнетании воды через это
отверстие давление будет передаваться в затрубное простран-
ство. Использование пускового отверстия возможно только
лишь в период интенсивного дренирования. Дренирование про-
изводится до стабилизации КВЧ при постоянном контроле за
его содержанием.
в)	Насосным способом (ПЦЭН) до стабилизации КВЧ.
г)	Самоизливом при интенсивном водопритоке, т. е. сбро-
сом воды из скважины в канализацию. Такая операция более
эффективна при многократных кратковременных изливах, ко-
гда скважина периодически в течение 6—15 мин работает на
излив с максимальной производительностью. Такую операцию
повторяют до стабилизации КВЧ. К такому способу целесооб-
разно прибегать в тех случаях, когда дебит скважины превы-
шает несколько десятков кубометров в сутки. Кратковремен-
ными изливами удается в 4—6 раз сократить расход воды по
сравнению с непрерывным самоизливом для достижения ста-
бильного содержания КВЧ.
3.	Солянокислотные обработки призабойных зон скважин,
вскрывших карбонатные пласты или пласты, содержащие кар-
бонатный цементирующий материал, а также для растворения
окалины. Для этого в пласт закачивают 0,8—1,5 м3 на 1 м
толщины пласта 10—15%-ного раствора ингибированной соля-
ной кислоты и оставляют скважину на сутки. Затем после дре-
нирования и промывки скважину переводят под нагнетание.
4.	Гидравлический разрыв пласта (ГРП). Скважины III
группы обычно удается освоить только после ГРП и ряда по-
следующих операций (дренаж, промывка). Однако в горизон-
тах, представленных чередованием глин и песчаников, ГРП не
эффективен, так как трещины образуются в одном наиболее
проницаемом прослое. Лучшие результаты получаются при по-
интервальном ГРП, т. е. гидроразрыве каждого прослоя. При
этом необходимо применение двух пакеров, спускаемых на НКТ
и устанавливаемых выше и ниже намечаемого для обработки
интервала.
135
5.	Промывка скважины НКТ и водоводов водопесчаной
смесью. Часто малоэффективность освоения нагнетательных
скважин или малые приемистости являются результатом быст-
рого загрязнения поверхности пласта окалиной и твердыми ча-
стицами, приносимыми водой из водоводов.
Для их очистки водоводы и скважины промывают водопес-
чаной смесью (50 кг песка на 1 м3 воды) с помощью цементи-
ровочных агрегатов. При таких промывках из скважины или
водовода выходит густая, черная водопесчаная смесь с ржавчи-
ной, но через 20—30 мин, в зависимости от интенсивности про-
качки, вода светлеет и содержание в ней КВЧ и железа умень-
шается до следов. После таких промывок уменьшаются почти
наполовину потери на трение в водоводах.
6.	Нагнетание в скважину воды в течение нескольких часов
под высоким давлением, превышающим нормальное давление
нагнетания, в тех случаях, если коллектор имеет некоторую
естественную трещиноватость. Для этого к скважине подклю-
чают три-четыре насосных агрегата и создают дополнительное
давление, при котором естественные трещины в пласте расши-
ряются и поглотительная способность скважины резко возра-
стает. Такая операция представляет собой упрощенный вариант
ГРП> после которого в пласте происходит необратимый процесс
раскрытия трещин, через которые глубоко в пласт прогоняются
взвесь и глинистые осадки.
7.	Предварительная обработка горячей водой или нефтью
нефтяных скважин, предназначенных под нагнетание, для уда-
ления парафиновых и смолистых накоплений в призабойных зо-
нах. Подогрев осуществляют от паровых передвижных уста-
новок, смонтированных на автомобильном ходу (ППУ).
Расход нагнетаемой воды обычно увеличивается быстрее,
чем растет давление нагнетания. Другими словами, коэффи-
циент поглотительной способности увеличивается с ростом дав-,
ления нагнетания. Глубинные исследования расходомерами по-
казали, что при этом возрастает и интервал поглощения, а сле-
довательно, и охват пласта процессом вытеснения по толщине
в результате увеличения раскрытое™ естественных трещин и
присоединения дополнительных прослоев пласта к процессу
поглощения жидкости.
Для расширения интервала поглощения иногда закачивают
в скважину 2—5 м3 известковой суспензии концентрации 15 кг
СаО на 1 м3 воды с последующим добавлением сульфит-спирто-
вой барды (ССБ) вязкостью примерно 500-10—3 Па-с для уп-
лотнения поглощающего прослоя. При последующем увеличе-
нии давления нагнетания таким приемом удается расширить
интервал поглощения и выравнять или расширить профиль при-
емистости. При получении отрицательных результатов закачан-
ная известковая суспензия растворяется слабым раствором НС1
и последующей промывкой скважины.
Глава V
МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ
ЗОНУ СКВАЖИНЫ
§ 1. НАЗНАЧЕНИЕ МЕТОДОВ И ИХ ОБЩАЯ
ХАРАКТЕРИСТИКА
Извлечение нефти из пласта и любое воздействие на него
осуществляются через скважины. Призабойная зона скважины
(ПЗС)—область, в которой все процессы протекают наиболее
интенсивно. Здесь как в единый узел сходятся линии токов при
извлечении жидкости или расходятся — при закачке. Здесь
скорости движения жидкости, градиенты давления, потери
энергии, фильтрационные сопротивления максимальны. От со-
стояния призабойной зоны пласта существенно зависит эффек-
тивность разработки месторождения, дебиты добывающих
скважин, приемистость нагнетательных и та доля пластовой
энергии, которая может быть использована на подъем жидкости
непосредственно в скважине.
Очень важно сохранить ПЗС в таком состоянии, чтобы энер-
гия, расходуемая на преодоление фильтрационных сопротивле-
ний ПЗС, была бы достаточно мала как при отборе жидкости
из пласта, так и при нагнетании в пласт. Само бурение сква-'
жины уже вносит изменения в распределение внутренних на-
пряжений в окружающей забой породе. Перфорация обсадной
колонны сопровождается кратковременным воздействием на
ПЗС ударных волн различных частот, которые воздействуют
на кристаллы, слагающие породу, и вызывают пьезоэлектриче-
ский эффект на гранях этих кристаллов. Возникающее электри-
ческое поле, в зависимости от его полярности, интенсивности и
продолжительности существования, может либо тормозить,
либо способствовать фильтрации (явление осмоса), влиять на
формирование аномальных жидкостных слоев на границе с по-
верхностью пор пласта.
В процессе добычи нефти вся извлекаемая пластовая
жидкость — нефть, вода и газ — проходит через призабойные
зоны добывающих скважин и вся нагнетаемая в пласты вода —
через ПЗС нагнетательных скважин.
Эти процессы происходят при температурах и давлениях,
отличных от тех, при которых эти жидкости (или газы) были
первоначально на поверхности или в пласте. В результате
в ПЗС, как в фильтре, могут откладываться как различные
углеводородные компоненты (смолы, асфальтены, парафины
и др.), так и различные соли, выпадающие из растворов в ре-
зультате нарушения термодинамического равновесия.
137
Для снижения фильтрационных сопротивлений необходимо
осуществлять мероприятия по воздействию на ПЗС для повы-
шения проницаемости, улучшения сообщаемое™ со стволом
скважины и увеличению системы трещин или каналов для об-
легчения притока и снижения энергетических потерь в этой ог-
раниченной области пласта.
Все методы воздействия на ПЗС можно разделить на три
основные группы: химические, механические, тепловые.
Химические методы воздействия целесообразно применять
только в тех случаях, когда можно растворить породу пласта
или элементы, отложение которых обусловило ухудшение про-
ницаемости ПЗС, как например, соли или железистые отложе-
ния и др. Типичным методом воздействия является простая
кислотная обработка.
Механические методы воздействия эффективны в твердых
породах, когда создание дополнительных трещин в ПЗС позво-
ляет приобщить к процессу фильтрации новые удаленные ча-
сти пласта. К этому виду воздействия относится ГРП. Тепло-
вые методы целесообразны только в тех случаях, когда в ПЗС
произошло отложение твердых или очень вязких углеводоро-
дов, таких как парафина, смол, асфальтенов, а также и при
фильтрации вязкой нефти. К этому виду воздействия относятся
прогревы ПЗС глубинным электронагревателем, паром или
другими теплоносителями.
Существуют разновидности методов воздействия на ПЗС,
которые сочетают характерные особенности перечисленных трех
основных. Например, термокислотная обработка скважин соче-
тает в себе как химическое воздействие на породу пласта, так
и тепловое воздействие в результате выделения большого ко-
личества теплоты при химической реакции со специально вво-
димыми веществами и т. д.
Таким образом, выбор метода воздействия основывается на
тщательном изучении термодинамических условий и состояния
ПЗС, состава пород и жидкостей, а также систематического
изучения накопленного промыслового опыта на данном место-
рождении.
§ 2. ОБРАБОТКА СКВАЖИН СОЛЯНОЙ КИСЛОТОЙ
Обработка скважин соляной кислотой нашла наиболее ши-
рокое распространение вследствие своей сравнительной про-
стоты, дешевизны и часто встречающихся благоприятных для
ее применения пластовых условий.
В нефтесодержащих породах нередко присутствуют в тех
или иных количествах известняки, доломиты или карбонатные
цементирующие вещества. Такие породы соляная кислота хо-
рошо растворяет, при этом происходят следующие основные ре-
акции.
138
При воздействии на известняк
2НС1 + СаСО3 = СаС12 + НаО СО2.
При воздействии на доломит
4НС1 + CaMg (С03)а = СаС12 + MgCl2 + 2НаО + 2СОа.
Хлористый кальций (СаС12) и хлористый магний (MgCl2) —
это соли, хорошо растворимые в воде — носителе кислоты, об-
разующейся в результате реакции. Углекислый газ (СО2) также
легко удаляется из скважины либо при соответствующем давле-
нии (свыше 7,6 МПа) растворяется в той же воде.
В количественных соотношениях реакция соляной кислоты
с известняком запишется следующим образом:
2НС1 + СаСОз = СаС12 + Н2О + СО2
2(1 + 35,5) + 40 +12 + 3-16 = 40+2-35,5-4-2-1 +16 +12 + 2-16.
Таким образом, при взаимодействии с известняком 73 г чи-
стой НС1 при полной ее нейтрализации растворяется 100 г
известняка. При этом получается 111 г растворимой соли хло-
ристого кальция, 18 г воды и 44 г углекислого газа. Таким
образом, на 1 кг известняка надо израсходовать следующее ко-
личество чистой НС1:
1000
х = 73-----= 730 г.
100
Известно, что 1 л 15 %-кого раствора кислоты содержит
161,2 г чистой НС1. Следовательно, для растворения 1 кг из-
вестняка потребуется
х 730	. гп
у=------=------= 4,53 л раствора.
161,2	161,2	г н
Аналогично для второй реакции воздействия НС1 на доломит
146 г+ 184,3 г =111 г+ 95,3 г+ 36 г+ 88 г.
Таким образом, при взаимодействии 146 г чистой НС1
с 184,3 г доломита [CaMg(CC>3)2] при полной нейтрализации
получается ,111 г растворимой соли хлористого кальция; 95,3 г
MgCl2; 36 г воды (Н2О) и 88 г углекислоты. Для растворения
1 кг доломита потребуется кислоты
х = 146 _Ю°+_ 792,2 г (НС1)
184,3
или
у = —-— = 792,2 = 4 914 л 15 о/ ного раствора НО.
161,2	161,2
139
Однако в кислоте всегда присутствуют примеси, которые
при взаимодействии с ней могут образовать не растворимые
в растворе нейтрализованой кислоты осадки. Выпадение этих
осадков в порах пласта снижает проницаемость ПЗС.
К числу таких примесей относятся следующие.
1.	Хлорное железо (FeCl3), образующееся в результате гид-
ролиза гидрата окиси железа [Fe(OH)3], выпадающего в виде
объемистого осадка.
2.	Серная кислота H4SO2 в растворе при ее взаимодействии
с хлористым кальцием СаС12 образует гипс (CaSO4-2H2O), ко-
торый удерживается в растворе лишь в незначительных количе-
ствах. Основная масса гипса выпадает в осадок в виде волок-
нистой массы игольчатых кристаллов.
3.	Некоторые реагенты, вводимые в раствор кислоты в ка-
честве антикоррозионных добавок (например, ингибитор ПБ-5).
4.	Фтористый водород и фосфорная кислота, которые при
некоторых технологических схемах производства соляной кис-
лоты в ней присутствуют и при реагировании с карбонатами
образуют в пласте нерастворимые осадки фтористого кальция
(CaF2) и фосфорнокислого кальция [Са3(РО4)2].
Для обработки скважин обычно готовится раствор соляной
кислоты с содержанием чистой НС1 в пределах 10—15 %, так
как при большом ее содержании нейтрализованный раствор по-
лучается очень вязким, что затрудняет его выход из пор пла-
ста. Температура замерзания 15 %-ного раствора НС1 равна
минус 32,8 °C.
Рецептуру приготовления раствора отрабатывают либо в про-
мысловых лабораториях, либо в исследовательских институтах.
К раствору НС1 добавляют следующие реагенты:
1.	Ингибиторы — вещества, снижающие коррозионное воз-
действие кислоты на оборудование, с помощью которого рас-
твор НС1 транспортируют, перекачивают и хранят. Обычно ин-
гибиторы добавляются в количестве до 1 % в зависимости от
типа ингибитора и его исходной концентрации.
В качестве ингибиторов используют:
формалин (0,6%), снижающий коррозионную активность
в 7—8 раз;
уникод— липкую темно-коричневую жидкость (например,
уникод ПБ-5) (0,25—0,5 %), снижающую коррозионную актив-
ность в 30—42 раза. Однако поскольку уникод не растворяется
в воде, то из нейтрализованной (отреагированной) кислоты он
выпадает в осадок, поэтому его концентрацию уменьшают до
0,1 %, что снижает коррозионную активность только до 15 раз.
Для высоких температур и давлений разработан ингиби-
тор— реагент И-1:А (0,4 %). в смеси с уротропином.(0,8 %),
снижающий коррозионную активность (при /=87 °C и р =
= 38 МПа) до 20 раз. Ингибитор катапин А считается одним
из лучших. При дозировке 0,1 % от объема рабочего кислотного
140
раствора он в 55—65 раз снижает коррозионную активность
раствора, при 0,025 % (0,25 кг на 1 м3 раствора)—в 45 раз.
Однако его защитные свойства сильно ухудшаются при высо-
ких температурах. Поэтому при / = 80—100 °C его дозировка
увеличивается до 0,2 % с добавкой 0,2 % уротропина. Кроме
того, катапин А является хорошим катионоактивным ПАВ.
Имеются и другие реагенты, используемые для снижения
коррозионной активности раствора НС1.
2.	Интенсификаторы — поверхностно-активные вещества
(ПАВ), снижающие в 3—5 раз поверхностное натяжение на
границе нефти — нейтрализованная кислота, ускоряющие и об-
легчающие очистку призабойной зоны от продуктов реакции
и от отреагировавшей кислоты. Добавка ПАВ увеличивает эф-
фективность кислотных обработок. Некоторые ингибиторы, та-
кие как катапин А, катамин А, мервелан К (0), одновременно
выполняют роль интенсификаторов, так как являются и актив-
ными ПАВами. В качестве интенсификаторов используют также
такие ПАВы, как ОП-10Г ОП-7, 44—11, 44—22 и ряд других.
Учитывая потерю ПАВ на поверхности породы в результате
абсорбции в головной части нагнетаемого раствора НС1, кон-
центрацию реагента увеличивают примерно в 2—3 раза.
3.	Стабилизаторы — вещества, необходимые для удержива-
ния в растворенном состоянии некоторых продуктов реакции
примесей раствора НС1 с железом, цементом и песчаниками,
а также для удаления из раствора соляной кислоты вредной
примеси серной кислоты и превращения ее в растворимую соль
бария
H2SO4 ф- ВаС12 = BaSO4 д 2НС1.
В этом случае раствор НС1 перед закачкой в скважину об-
рабатывают раствором хлористого бария (ВаС12). Образую-
щийся сернокислый барий (BaSO4) легко удерживается в рас-
творе и удаляется из пор пласта в жидком состоянии вместе
с другими продуктами реакции.
Соляная кислота, взаимодействуя с глинами, образует соли
алюминия, а с цементом и песчаником — гель кремниевой кис-
лоты, выпадающие в осадок. Для устранения этого и исполь-
зуют стабилизаторы — уксусную (СН3СООН) и плавиковую
(HF) (фтористоводородную) кислоты, а также ряд других (ли-
монная, винная и др.).
Добавление плавиковой кислоты (HF) в количестве 1—2 %
предупреждает образование геля кремниевой кислоты, закупо-
ривающего поры коллектора, и способствует лучшему раство-
рению цементной корки. Уксусная кислота (СН3СООН) удер-
живает в растворенном состоянии соли железа и алюминия и
сильно замедляет реакцию раствора НС1 с породой, что позво-
ляет закачать концентрированный раствор НС1 в более глубо-
кие участки пласта.
141
Рабочий раствор кислоты готовят на центральных промыс-
ловых кислотных базах или редко у скважины. Существует
строгая последовательность операции приготовления кислоты.
Точный рецептурный состав компонентов и их количества оп-
ределяют по соответствующим руководствам или расчетным
таблицам в лабораториях или НИИ.
Для приготовления рабочего раствора в расчетное количе-
ство воды вводят сначала ингибитор и стабилизатор, затем тех-
ническую соляную кислоту. После перемешивания добавляют
хлористый барий, снова перемешивают до исчезновения хлопьев
хлористого бария, что контролируется анализом проб. Затем
добавляют интенсификатор, перемешивают снова и далее дают
возможность раствору отстояться до полного осветления щ
осаждения сернокислого бария.	4
Растворы НС1 готовят с обязательным соблюдением правил
по технике безопасности, которые предусматривают наличие
специальной одежды, резиновых перчаток и очков. Особые
меры предосторожности необходимы при обращении с фтори-
стоводородной кислотой (HF), пары которой ядовиты.
Соляную кислоту перевозят в гуммированных железнодо-
рожных цистернах или автоцистернах. Иногда для защиты же-
леза цистерн от коррозии их внутри окрашивают в несколько
слоев химически стойкой эмалью (ХСЭ-93). Фтористоводород-
ную кислоту транспортируют в эбонитовых 20-литровых со-
судах.
Различают несколько видов обработки соляной кислотой
скважин, вскрывших карбонатные коллекторы: кислотные
ванны, простые кислотные обработки и обработки под давле-
нием ПЗС, термокислотные обработки, кислотные обработки че-
рез гидромониторные_насадки, серийные поинтервальные кис-
лотные обработки.
Кислотные ванны применяются во всех скважинах с от-
крытым забоем после бурения и при освоении, для очистки по-
верхности забоя от остатков цементной и глинистой корки,
продуктов коррозии, кальцитовых выделений из пластовых вод
и др. Для скважин, забой которых обсажен колонной и перфо-
рирован, кислотные ванны проводить не рекомендуют. Объем
кислотного раствора должен быть равен объему скважины от
забоя до кровли обрабатываемого интервала, а башмак НКТ,
через который закачивают раствор, спускается до подошвы
пласта или забоя скважины. Применяется раствор НС1 повы-
шенной концентрации (15—20%), так как его перемешивания
на забое не происходит.
Время выдержки для нейтрализации кислоты для данного
месторождения устанавливается опытным путем по замерам
концентрации кислоты в отработанном и вытесненном на по-
верхность через НКТ растворе.
Обычно время выдержки составляет 16—24 ч.
142
Таблица V.l
Рекомендуемые объемы раствора НС1 на 1 м толщины пласта
Порода	Объем раствора HCI, м3/м	
	при первичных обработках	при вторичных обработках
Малопроницаемые тонкопористые	0,4—0,6	0,6—1,0
Высокопроницаемые	0,5—1,0	1,0—1,5
Трещиноватые	0,6—0,8	1,0—1,5
Простые кислотные обработки — наиболее распространен-
ные, осуществляются задавкой раствора НС1 в ПЗС (табл-V.l).
При многократных обработках для каждой последующей
операции растворяющая способность раствора должна увели-
чиваться за счет наращивания объема закачиваемого раствора,
повышения концентрации кислоты, а также и за счет увеличе-
ния скорости закачки. Исходная концентрация раствора— 12 %,
максимальная — 20%.
Простые кислотные обработки, как правило, осуществляются
с помощью одного насосного агрегата в тщательно промытой
и подготовленной скважине без применения повышенных темпе-
ратур и давления. При парафинистых и смолистых отложениях
в НКТ и на забое их удаляют промывкой скважины соот-
ветствующими растворителями: керосином, пропан-бутановыми
фракциями и другими нетоварными продуктами предприятий
нефтехимии. При открытом забое кислотная обработка прово-
дится только после кислотной ванны. После закачки расчетного
объема раствора кислоты в НКТ закачивают продавочную
жидкость в объеме, равном объему НКТ.
В качестве продавочной жидкости обычно используется
нефть для добывающих скважин и вода с добавкой ПАВ типа
ОП-10 для нагнетательных скважин. В процессе закачки рас-
твора НС1 уровень кислоты в межтрубном пространстве под-
держивается у кровли пласта.
Время выдержки кислоты зависит от многих факторов.
Лабораторные опыты показывают, что кислота реагирует с кар-
бонатами очень быстро, особенно в пористой среде. Повышен-
ная температура ускоряет реакцию, а, следовательно, сокращает
время выдержки кислоты на забое. При низких темпера-
турах, открытом забое и сохранении объема кислоты в преде-
лах обрабатываемого интервала выдержка продолжается от 8
до 24 ч, при задавливании всей кислоты в пласт при пластовой
температуре 15—30 °C — до 2 ч, при температуре 30—60 °C —
1—1,5 ч. При более высоких температурах выдержка не пла-
нируется, так как перевод скважины на режим эксплуатации
потребует больше времени, чем это нужно для полной нейтра-
лизации кислоты.
143
Многочисленные опыты и исследования показали, что кис-
лота в карбонатных породах не образует радиальных равно-
мерно расходящихся каналов. Обычно это промоины — рукаво-
образные каналы неправильной формы, которые формируются
преимущественно в каком-либо одном или нескольких направ-
лениях. В пористых коллекторах с карбонатным цементирую-
щим веществом |растворение протекает более равномерно во-
круг ствола скважины или перфорационных отверстий. Но все
равно образующиеся каналы растворения далеки от правиль-
ной радиальной системы. Увеличение глубины проникновения
раствора кислоты в породу достигается увеличением концен-
трации HCI в исходном растворе и скорости прокачки, а также
применением различных добавок, замедляющих реакцию.
Увеличение исходной концентрации — недостаточно эффек-
тивный способ, так как он вызывает коррозию металла и обо-
рудования, способствует образованию нерастворимых осадков
в продуктах реакции. Увеличение скорости закачки считается
эффективным средством, но оно лимитируется поглотительной
способностью скважины и мощностью применяемого насосного
оборудования. Применение добавок — более эффективное сред-
ство. Количество уксусной кислоты в растворе, применяемом
для замедления, увеличивают в несколько раз по сравнению
с необходимым для стабилизации. Так, при ее содержании 4—
5 % от общего объема раствора скорость нейтрализации замед-
ляется в 4—5 раза. Это означает, что раствор сохранит свою
активность на расстояниях (при одномерном движении) в 4—
4,5 раз больших при прочих равных условиях.
Кислотная обработка под давлением. При простых соляно-
кислотных обработках (СКО) кислота проникает в хорошо про-
ницаемые прослои, улучшая их и без того хорошую проницае-
мость. Плохо проницаемые прослои остаются неохваченными.
Для устранения этого недостатка, связанного со слоистой не-
однородностью пласта, применяют кислотные обработки под
повышенным давлением. При этом четко выраженные высоко-
проницаемые прослои изолируются пакерами или предвари-
тельной закачкой в эти прослои буфера — высоковязкой эмуль-
сии типа кислота в нефти. Таким способом при последующей
закачке кислотного раствора можно значительно увеличить ох-
ват пласта по толщине воздействием кислоты.
СКО под давлением обычно является третьей операцией
после ванн и простых СКО.
Сначала на скважине проводятся обычные подготовитель-
ные мероприятия: удаление забойных пробок, парафиновых от-
ложений, изоляция обводнившихся прослоев или создание на
забое столба тяжелой жидкости в пределах обводнившегося
низа скважины. Обычно перед проведением СКО под давле-
нием продуктивный пласт изучается для выявления местополо-
жения поглощающих прослоев и их толщины. Для предохране-
144
ния обсадной колонны от высокого давления у кровли пласта
на НКТ устанавливают пакер с якорем. Для изоляции или для
снижения поглотительной способности высокопроницаемых про-
слоев в пласт нагнетают эмульсию.
Эмульсию приготавливают прокачкой смеси 10—12%-ного
раствора НС1 и нефти центробежным насосом из одной емкости
в другую. К легким нефтям добавляют присадки с эмульгирую-
щими свойствами, например окисленный мазут, кислый газойль
ГрозНИИ рекомендует добавлять амины, диаминдиолеат и дру-
гие вещества.
Эмульсия обычно составляется из 70 % по объему раствора
НС1 и 30 % нефти. В зависимости от способа и времени пере-
мешивания можно получить эмульсии различной вязкости,
вплоть до 10 Па-с. При продолжительном перемешивании до-
стигается большая дисперсность эмульсии и увеличение ее вяз-
кости. Объемы нефтекислотной вязкой эмульсии для закачки
в проницаемые прослои определяются объемом пор пласта
в пределах предполагаемого радиуса закачки R, толщиной про-
ницаемых прослоев h и их пористостью т по формуле
V3 = n(R2—r^htn.
Обычно на 1 м толщины высокопроницаемого прослоя необ-
ходимо 1,5—2,5 м3 эмульсии. Рабочий раствор закачивается
в тех же объемах, что и при простых СКО. Эмульсия в объеме
НКТ и подпакерного пространства закачивается при открытом
затрубном пространстве и негерметизированном пакере.
Затем спущенным на НКТ пакером герметизируют кольце-
вое пространство, и в пласт закачивается оставшийся объем
эмульсии под меньшим давлением. После эмульсии закачива-
ется рабочий раствор НС1 объемом, равным внутреннему объ-
ему НКТ, также при умеренном давлении, а по достижении
кислотой башмака НКТ закачка продолжается на максималь-
ных скоростях для создания на забое необходимого давления.
После рабочего раствора НС1 без снижения скорости закачи-
вается продавочная жидкость объемом равным объему НКТ и
подпакерного пространства. Время выдержки раствора для
полной нейтрализации такое же, как и при простых СКО. После
выдержки пакер с якорем и НКТ извлекаются, и скважина пус-
кается в эксплуатацию.
§ 3. ТЕРМОКИСЛОТНЫЕ ОБРАБОТКИ
Этот вид воздействия на ПЗС заключается в обработке за-
боя скважины горячей кислотой, нагрев которой происходит
в результате экзотермической реакции соляной кислоты с маг-
нием или некоторыми его сплавами (МЛ-1, МА-1 и др.)в спе-
циальном реакционном наконечнике, расположенном на конце
145
нкт, через который прокачивается рабочий раствор НС1. При
этом происходит следующая реакция.
Mg + 2НС1 + Н2О = MgCl2 + Н2О + Н2 + 461,38 кДж.
Хлористый магний (MgCb) остается в растворе.
В количественных соотношениях реакция запишется следую-
щим образом:
Mg -1- 2НС1 + Н2О - MgCl, + Н2О + Н2
24,3 + 2(1 +35,5) +(2 + 16) = (24,3 + 2-35,5) +(2 + 16) + 2.
Таким образом, при взаимодействии 73 г чистой НС1
с 24,3 г Mg происходит полная нейтрализация раствора, при ко-
торой выделяется 461,38 кДж тепловой энергии. Легко подсчи-
тать, что при взаимодействии 1000 г магния выделится
18 987 кДж теплоты.
Определим количество 15 %-кого раствора НС1 для раство-
рения 1 кг магния.
х = 73 1 000 = 3004 г чистой НО.
24,3
Для растворения 1 кг Mg потребуется
v = 3004/161,2 = 18,61 л 15 °/0-ного раствора НО.
Необходимое количество 15 %-ной соляной кислоты для по-
лучения различных температур раствора (на 1 кг Mg) приве-
дено ниже.
Количество НС1, л ............
Температура раствора, °C . . .
Остаточная концентрация НС1, %
50	60	70	80	100
120	100	85	75	60
9,6	10,5	Н	11,4	12,2
Из уравнения баланса теплоты
Q = VcvM
следует, что при реализации всей выделившейся теплоты Q
кДж на нагрев V л раствора, имеющего теплоемкость cv
(кДж/л-°C), нагрев раствора произойдет на А/ °C или
А/ = Q/Vcu.
Принимая приближенно теплоемкость раствора 15 %-ной
НС1, равной теплоемкости воды, т. е. cv = 4,1868 кДж/л-°C, по-
лучим
.,	18 987
А/ =--------------
18,61-4,1868
= 243,2 сС.
На столько градусов увеличится температура раствора при
полном использовании теплоты на нагрев только продуктов ре-
акции. (По некоторым данным температура раствора может до-
стигать 300 °C).
146
При таком расчете получается только тепловой эффект и
полностью нейтрализованная кислота. Чтобы сохранить актив-
ность раствора кислоты для взаимодействия с породой, его ко-
личество на 1 кг Mg надо брать не 18,61 л, а больше, однако
при этом и температура раствора получится ниже, так как об-
щий объем продуктов реакции увеличится.
В табл. V.2 приведены количества 15 %-ной кислоты на 1 кг
магния и получаемые при этом температура и остаточные кон-
центрации HCI.
Обычно в наконечники загружают от 40 до 100 кг магния
в зависимости от обрабатываемого интервала пласта и желае-
мой температуры. При этом прокачивается от 4 до 10 м3
15 %-ного раствора НС1.
Существуют два вида обработки.
Термохимическая обработка ПЗС — обработка горячей кис-
лотой, при которой для растворения магния подается избыточ-
ное количество кислоты для растворения карбонатов породы
пласта так, чтобы сохранялась концентрация НС1 10—12 %.
Термокислотная обработка ПЗС — сочетание термохимиче-
ской и непрерывно следующей за ней кислотной обработки
ПЗС. Причем кислотная обработка может быть как обычной,
так и под давлением.
Скорость прокачки раствора НС1 должна быть такой, чтобы
в течение всего процесса на выходе наконечника была одина-
ковая запланированная температура и постоянная остаточная
кислотность раствора. Это условие трудно выполнимо, так как
при прокачке кислоты через магний непрерывно изменяются
его масса, поверхность соприкосновения с кислотой, темпера-
тура реакционной среды, концентрация кислоты и др. Это за-
трудняет расчет режима прокачки кислоты.
С помощью опытных прокачек в поверхностных условиях
определили, что при давлениях на глубине установки реакцион-
ного наконечника, превышающих 3 МПа, рекомендуется приме-
нять магний в виде стружки, причем чем больше давление, тем
магниевая стружка должна быть мельче и' тоньше. При давле-
ниях ниже 3 МПа — в виде брусков квадратного и круглого се-
чения. Причем чем ниже давление, тем площадь поперечного
сечения этих брусков может быть больше. Так, при давлении
до 1 МПа используются бруски с площадью 10—15 см2. При
давлении от 1 до 3 МПа размеры брусков уменьшают так,
чтобы площадь сечения каждого была 1—5 см2.
Термохимические солянокислотные обработки ПЗС эффек-
тивны в скважинах с низкими пластовыми температурами,
в призабойной зоне которых наблюдается отложение твердых
углеводородов (смолы, парафины, асфальты). Этот вид обра-
ботки может быть применен как для карбонатных коллекторов,
так и для терригенных при достаточно высокой их карбонат-
ности.
147
§4. ПОИНТЕРВАЛЬНАЯ ИЛИ СТУПЕНЧАТАЯ СКО
При вскрытии нескольких самостоятельных прослоев общим
фильтром или общим открытым забоем, а также при вскрытии
пласта большой толщины, в разрезе которого имеются интер-
валы с различной проницаемостью, одноразовая солянокислот-
ная обработка всего интервала всегда положительно сказы-
вается на наиболее проницаемом прослое. Другие прослои
с ухудшенной гидропроводностью фактически остаются необра-
ботанными. В таких случаях применяют поинтервальную соля-
нокислотную обработку, т. е. обработку каждого интервала пла-
ста или пропластка. Для этого намечаемый для обработки ин-
тервал изолируется двумя пакерами, которые устанавливаются
непосредственно у границ интервала или пропластка. При обса-
женном и перфорированном забое используют обычные шлип-
совые пакеры типа ПШ5 или ПШ6. Эффективность обработки
существенно зависит от герметичности затрубного цементного
камня, предотвращающего перетоки нагнетаемого раствора
НС1 по затрубному пространству в другие пропластки. При от-
крытых забоях намеченный для СКО интервал также выделяют
с помощью пакерных устройств, используемых в испытателях
пластов. После обработки одного интервала и последующей
его пробной эксплуатации для оценки полученных результатов
переходят к СКО следующего интервала.
§ 5. КИСЛОТНЫЕ ОБРАБОТКИ ТЕРРИГЕННЫХ
КОЛЛЕКТОРОВ
Особенность СКО терригенных (песчаники, алевролиты и
др.) коллекторов заключается в том, что кислота в них не фор-
мирует отдельные каналы, проникающие в пласт на различную
глубину, как в карбонатных и тем более трещиноватых коллек-
торах.
В данном случае кислотный раствор проникает в пласт бо-
лее равномерно и контур ее проникновения близок к круговому.
Однако радиус такого контура проникновения по толщине пла-
ста будет различный в зависимости от проницаемости и порис-
тости прослоев, которых в данном интервале может быть не-
сколько. Если известны проницаемости, пористости, толщины и
карбонатность отдельных прослоев в слоистонеоднородном пла-
сте, то приближенно можно рассчитать глубину проникновения
кислоты в пласт по прослоям при закачке данного объема рас-
твора или наоборот, задаваясь глубинами проникновения кис-
лоты по прослоям, можно определить необходимый объем рас-
творов НС1.
Другой особенностью СКО является то, что в карбонатных
коллекторах кислота реагирует фактически с неограниченной
массой карбонатного вещества по всей глубине образующегося
148
канала, тогда как в терригенных карбонаты составляют всего
лишь несколько процентов от общего объема породы. Поэтому
фронт нагнетаемого раствора растворяет эти карбонаты и
нейтрализуется, а последующие порции раствора, двигаясь по
порам, в которых карбонаты уже удалены, сохраняет свою пер-
воначальную активность. Это приводит к тому, что при после-
дующем дренировании из скважины сначала поступает концен-
трированный раствор НС1, а за ним нейтрализованная кислота.
Соляная кислота практически взаимодействует только с карбо-
натными компонентами, не вступая в реакцию с основной мас-
сой породы терригенного коллектора, состоящего из силикат-
ных веществ (кварц) и каолинов. Эти вещества взаимодейст-
вуют с фтористоводородной кислотой (HF), называемой также
плавиковой.
Взаимодействие HF с кварцем происходит по следующей
реакции:
SiO2 + 4HF = 2Н2О + SiF4.
Образующийся фтористый кремний (SiF4) далее взаимодей-
ствует с водой
2SiF4 + 4Н2О = Si (ОН)4 + 2H2SiFe.
Кремнефтористоводородная кислота FUSiFe остается в рас-
творе, а кремниевая кислота Si (ОН) 4 по мере снижения кис-
лотности раствора может образовать студнеобразный гель, за-
купоривающий поры пласта. Для предотвращения этого фтори-
стая кислота употребляется только в смеси с соляной кислотой
для удержания кремниевой кислоты в растворе. Рабочий рас-
твор кислоты для воздействия на терригенные коллекторы
обычно содержит 8—10 % соляной кислоты и 3—5 % фтористо-
водородной. Фтористоводородная кислота растворяет алюмоси-
ликаты согласно следующей реакции:
H4Al2Si2O9 + 14HF = 2 A1F3 + 2SiF4 + 9Н2О.
Образующийся фтористый алюминий AIF3 остается в рас-
творе, а фтористый кремний SiF4 далее взаимодействует с во-
дой, образуя кремниевую кислоту.
Количественная оценка реакции дает следующие соотно-
шения:
H4Al2Si2O9 + 14HF = 2AIF3 4- 2SiF4 + 9Н2О.
(4+ 2-27 + 2-28+ 9-16)+ 14(1 +19) = 2 (27+ 3-19)4-
+ 2(28 + 4-19) -г 9(2+ 16).
Таким образом, для растворения 1 кг алюмосиликата (као-
лина) необходимо
х = — 1000 1085,3 г HF?
258
149
Из справочных таблиц известно, что 4%-ный раствор HF
в 1 л раствора содержит 40 г чистой HF. Тогда количество
4 %-ного раствора фтористоводородной кислоты, необходимое
для растворения 1 кг алюмосиликата, будет равно
х	1085,3	п-7	/
и = — =-------= 27,13 л/кг.
40	40
Взаимодействие HF с зернистым кварцем протекает чрез-
вычайно медленно, а с алюмосиликатом H4Al2Si2O9 происходит
быстро, но медленнее, чем взаимодействие НС1 с карбонатами.
Поэтому обработка терригенных коллекторов смесью соляной
и фтористоводородной кислот целесообразна как для удаления
карбонатных цементирующих веществ, так и для растворения
глинистого материала. По этим причинам смесь НС1 и HF на-
зывают глинокислотой.
Для приготовления раствора применяют техническую HF
кислоту с содержанием HF не менее 40 % и примесей: кремне-
фтористоводородной кислоты H2SiFg не более 0,4 % и серной
кислоты не более 0,05%. Наличие этих примесей приводит
к образованию в продуктах реакций нерастворимых осадков и
закупорке пор пласта.
Пары фтористоводородной кислоты ядовиты, и обращение
с ней требует мер предосторожности. Кроме того, она имеет
высокую стоимость. Последнее время широкое применение на-
ходит порошкообразное вещество бифторид-фторид аммония
NH4FHF + NH4F, который менее опасен в обращении, сравни-
тельно дешев, хотя также требует мер защиты. Порошок би-
фторид-фторид аммония при растворении его в растворе соля-
ной кислоты частично ее нейтрализует. Поэтому для приготов-
ления глинокислоты в этом случае используется раствор НС1
повышенной концентрации. Реакция происходит по следующей
схеме:
NH4FHF +- НС1 = 2HF + NH4C1,
NH4F + HC1 = HF + NH4C1.
Для получения глинокислоты, содержащей 4 % HF и 8 %
НС1, необходимо иметь исходную концентрацию НС1 13 % и
в 1 м3 такой кислоты растворить 71 кг товарного бифторид-фто-
рид-аммония с содержанием 56 % фтора.
Для глинокислоты с содержанием HF 5 % и НС1 10 % ис-
ходная концентрация НС1 16 %, и на 1 м3 раствора необходимо
80 кг порошка.
Глинокислота (4 % HF + 8% НС1) как таковая употребля-
ется для обработки пород, содержащих карбонатов не более
0,5%. Поскольку она растворяет цементирующее вещество тер-
ригенных коллекторов, ее количество для обработки подбира-
ется опытным путем во избежание нарушения устойчивости по-
150
роды в ПЗС. В связи с этим для первичных обработок ограни-
чиваются объемами глинокислоты в 0,3—0,4 м3 на 1 м толщины
пласта.
Для первичных обработок трещиноватых пород рекомендуе-
мые объемы более значительны — 0,75—1,0 м3 на 1 м толщины
пласта. Закачанная глинокислота выдерживается в пласте в те-
чение 8—12 ч. Объем продавочной жидкости обычно равен
объемам НКТ и забойной части скважины (до верхней границы
перфорации).
Как правило, терригенные породы содержат мало карбона-
тов (девонский пласт в Туймазинском месторождении около
2%, месторождения Усть-Балык от 1 до 5%). Поэтому приме-
няют двухступенчатую кислотную обработку. Сначала обраба-
тывают ПЗС обычным раствором НС1 (обычно 12—15 % со-
става), а затем закачивают глинокислоту. Соляная кислота
растворяет карбонаты в ПЗС, что предотвращает при последую-
щей закачке раствора HF образование в порах пласта осадков
фтористого кальция и других фторидов, осложняющих процесс,
и сохраняет довольно большое количество HF для растворения
глин, аргиллитов, слюд и других породообразующих силикат-
ных компонентов. Кроме того, удаление карбонатов из ПЗС
позволяет сохранить на нужном уровне кислотность отреагиро-
ванного раствора HF для предупреждения образования студне-
образного геля кремниевой кислоты, закупоривающего пласт.
Количество карбонатов в пласте, подлежащее растворению
за первый этап обработки, определяется следующим образом:
Рсасо3 = л(^2-ге)Рб/г- кг
где /? — намечаемый радиус обрабатываемой зоны; гс — радиус
скважины; р — плотность горной породы, кг/м3; 6 — содержание
карбонатов (в пересчете на СаСО3) в породе пласта в долях
единицы; h — обрабатываемая толщина пласта. Необходимое
для обработки количество 15%-ного раствора будет равно
у =4gtP п
У HC1	СаСО., л-
Количество глинокислоты определяется объемом пор в пре-
делах намеченного радиуса обработки R, а именно
Угк = л (я2 —Гс) tnh,
где т — пористость.
Для предотвращения смешивания нейтрализованной НС1 со
следующей за ней глинокислотой и образования осадка количе-
ство соляной кислоты берется на 0,2—0,8 м3 больше расчетного
для сохранения кислотности раствора.
В пласты кислоты закачивают медленно для лучшего выще-
лачивания карбонатов и наибольшего растворения силикатных
компонентов. Продавочной жидкостью обычно служит пресная
вода с добавками ПАВ.
151
§ 6. ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ КИСЛОТНЫХ
ОБРАБОТОК СКВАЖИН
На обустроенных нефтяных промыслах, на которых проек-
тируются кислотные обработки скважин (СКО), как правило,
сооружаются кислотные базы с соответствующими подъезд-
ными путями (включая железнодорожную ветку), насосными
помещениями, лабораторией, гуммированными емкостями,
складскими помещениями, душевыми и помещениями для
бригады, а также при необходимости и котельными для подо-
грева растворов в зимнее время.
На. скважины рабочий раствор доставляется в автоцистер-
нах 4ЦР емкостью 9,15 м3 или УР-20 емкостью 17 м3. Для пе-
ревозки концентрированных неингибированных кислот емкости
должны быть гуммированы. Для перевозки ингибированных
кислот достаточно покрытия этих емкостей химически стойкими
эмалями. На скважинах часто используют передвижные емко-
сти (на салазках) объемом 14 м3, которые в зимних условиях
работы оборудуют змеевиком для обогрева растворов паром.
Для перекачки кислот используются только специальные кис-
лотоупорные центробежные насосы с подачей от 7 до 90 м3/ч
и напора от 8 до 30 м.
Для закачки ингибированных растворов кислоты в пласт
используется, например, специальный насосный агрегат на ав-
томобильном шасси — «Азинмаш-ЗОА» (рис. V.1) с гуммирован-
ной резиной цистерной, состоящей из двух отсеков емкостью
2,7 м3 и 5,3 м3, а также с дополнительной емкостью на прицепе
с двумя отсеками по 3 м3 каждый. Агрегат снабжен основным
трехплунжерным горизонтальным насосом высокого давления
2НК500 одинарного действия для закачки кислоты в скважину.
Насос имеет привод через специальную коробку от основного
двигателя автомобиля мощностью 132 кВт. Конструкция сило-
вого насоса предусматривает сменные плунжеры диаметром
110 и 90 мм. Насосы обеспечивают подачу от 1,03 до 12,2 л/с
и давление от 7,6 до 50 МПа в зависимости от частоты враще-
ния вала (5 скоростей от 25,7 до 204 в мин-1). Наряду с этим
основным агрегатом при кислотных обработках скважины ис-
пользуют цементировочные агрегаты ЦА-320М, а также насос-
ный агрегат для гидроразрыва АН-700.
Для предотвращения быстрого изнашивания агрегатов при
прокачке даже ингибированного раствора кислоты необходима
обязательная их промывка водой непосредственно после завер-
шения работ. В промывочную воду желательно добавлять три-
натрийфосфат в количестве 0,3—0,5 % для лучшей нейтрализа-
ции остатков кислоты. Схема обвязки скважины при простых
кислотных обработках или в ваннах показана на рис. V.2. Си-
ловой насос агрегата «Азинмаш-ЗОА» может забирать жидкость
не только из емкостей, установленных на платформе агрегата,
152
Рис. 1. Насосный агрегат для кислотных обработок Азинмаш ЗОА:
/ — кабина машиниста (пульт управления); 2 — коробка отбора мощности; 3—емкость
для реагента; 4 — насос 4НК-500 ; 5 — выкидной трубопровод; 6 — редуктор; 7 — шланг
для забора раствора кислоты из цистерны; 8 — цистерна для раствора кислоты; 9 —-
комплект присоединительных шлангов; 10 — ящик для инструментов; // —горловина ци-
стерны
но и с помощью резиновых шлангов откачивать ее из емкостей
на автоприцепе и из передвижных емкостей.
При кислотных обработках используется дополнительно це-
ментировочный агрегат ЦА-320М в качестве подпорного насоса,
подающего жидкость на прием силового насоса агрегата «Азин-
маш ЗОА». Кроме того, агрегат ЦА-320М со вспомогательным
ротационным насосом низкого давления и двумя емкостями на
платформе позволяет перемешивать растворы кислоты при вве-
дении в них различных реагентов, а также при необходимости
перекачки растворов из одних емкостей в другие.
Ротационный насос используют также при приготовлении
нефтекислотных эмульсий для закачки в поглощающие интер-
валы с целью расширения охвата обработкой большой толщины
пласта. Для создания более высоких скоростей закачки, если
подачи одного агрегата при данном давлении оказывается не-
достаточно, используют два и более параллельно работающих
агрегатов. Устье скважины при обработке под давлением обо-
рудуется специальной головкой, рассчитанной па высокие дав-
153
Рис. 2. Схема обвязки скважины ири проведении простых кислотных обра-
боток:
/—устье скважины; 2 — обратный клапан; 3 — задвижка высокого давления; 4— насос
4НК-500; 5— агрегат Азинмаш ЗОА; 6 — емкость для кислоты на агрегате; 7 —емкость
для кислоты на прицепе; 8 — емкость для продавочной жидкости; 9 — емкость для кис-
лоты; 10 — линия для обратной циркуляции
ления, с быстросъемными соединениями. Головка скважины
с обязательным обратным клапаном и задвижкой высокого дав-
ления соединяется с выкидом насосного агрегата прочными ме-
таллическими трубами. Обычно в этих случаях используется
оборудование для гидравлического разрыва пласта или песко-
струйной перфорации.
При термокислотной обработке используются реакционные
наконечники, изготавливаемые из обычных нефтепроводных
труб диаметром 100 и 75 мм. Внутренняя полость трубы загру-
жается магнием в виде стружки или в виде брусков, а ее по-
верхность перфорируется мелкими отверстиями.
§ 7. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТА
Сущность этого процесса заключается в нагнетании в про-
ницаемый пласт жидкости при давлении, под действием кото-
рого пласт расщепляется, либо по плоскостям напластования,
либо вдоль естественных трещин. Для предупреждения смыка-
ния трещин при снятии давления в них вместе с жидкостью за-
качивается крупный песок, сохраняющий проницаемость этих
трещин, в тысячи раз превышающую проницаемость ненару-
шенного пласта.
Гидравлический разрыв проводится при давлениях, доходя-
щих до 100 МПа, с большим расходом жидкости и при исполь-
зовании сложной и многообразной техники.
154
На пористый пласт в вертикальном направлении действует
сила, равная весу вышележащих пород. Средняя плотность гор-
ных осадочных пород обычно принимается равной 2300 кг/м3.
Тогда давление горных пород будет равно
Pr = PngH.	(V.1)
Поскольку плотность воды 1000 кг/м3, то давление горных
пород рг примерно в 2,3 раза больше гидростатического на той
же глубине Н залегания пласта.
Можно предполагать, что за многие миллионы лет сущест-
вования осадочных пород внутреннее напряжение породы по
всем направлениям стало одинаковым и равным горному. Ис-
ходя из этого, следует, что для расслоения пласта, т. е. для об-
разования в пласте горизонтальной трещины, необходимо вну-
три пористого пространства создать давление рр, превышающее
горное на величину временного сопротивления горных пород на
разрыв oz, так как надо преодолеть силы сцепления частиц по-
роды, т. е.
РР = Рг + а2.	(V .2)
Однако фактические давления разрыва часто оказываются
меньше горного, т. е. в ПЗС создаются области разгрузки, в ко-
торых внутреннее напряжение меньше горного рг, определяе-
мого соотношением (V.1). Это может быть обусловлено причи-
нами чисто геологического характера, например, в процессе го-
рообразования могло произойти не только сжатие пород, но и
их растяжение. Но существует и другое объяснение локального
уменьшения рт — сама проводка ствола скважины нарушает
распределение напряжений в примыкающих породах, и эти на-
рушения (уменьшения) тем больше, чем ближе порода к стен-
кам скважины. Локальное уменьшение внутреннего напряжения
особенно сильно, если в разрезе имеются слои глин, обладаю-
щие свойствами пластичности, которые в процессе бурения на-
бухают и часто выпучиваются в ствол скважины, вынуждая
буровиков перебуривать ее.
В результате расщепление пласта, т. е. образование трещин,
происходит при давлении меньшем, чем полное горное давле-
ние. Давление на забое скважины, при котором происходит
гидравлический разрыв пласта (ГРП), называется давлением
разрыва рР. Оно не поддается надежному теоретическому оп-
ределению, ибо связано с необходимостью знания некоторых
параметров пласта, измерение которых недоступно. Существует
также ряд других причин, затрудняющих аналитическое опре-
деление рр.
Гидроразрыв пласта осуществляется следующим образом.
Поскольку при ГРП в большинстве случаев (за исключением
мелких скважин) возникают давления, превышающие допусти-
мые для обсадных колонн, то предварительно в скважину спус-
155
кают НКТ, способные выдержать это давление. Выше кровли
пласта или пропластка, в котором намечается произвести раз-
рыв, устанавливают пакер, изолирующий кольцевое простран-
ство и колонну от давления, и устройство, предупреждающее
его смещение и называемое якорем. По спущенным НКТ на-
гнетается сначала жидкость разрыва в таких объемах, чтобы
получить на забое давление, достаточное для разрыва пласта.
Момент разрыва на поверхности отмечается как резкое увели-
чение расхода жидкости (поглотительной способности сква-
жины) при том же давлении на устье скважины или как резкое
уменьшение давления на устье при том же расходе. Более объ-
ективным показателем, характеризующим момент ГРП, явля-
ется коэффициент поглотительной способности
*п=-----2----.	(V. 3)
Рз Рп
где Q — расход нагнетаемой жидкости; рп — пластовое давле-
ние в районе данной скважины; р3 — давление на забое сква-
жины в процессе ГРП.
При ГРП происходит резкое увеличение ka. Однако вследст-
вие трудностей, связанных с непрерывным контролем за вели-
чиной Цз, а также вследствие того, что распределение давлений
в пласте — процесс существенно неустановившийся, о моменте
ГРП судят по условному коэффициенту k.
k = Q/Py,	(V.4)
где ру — давление на устье скважины.
Резкое увеличение k в процессе закачки также интерпрети-
руется как момент ГРП. Имеются приборы для снятия этой ве-
личины.
После разрыва пласта в скважину закачивают жидкость-
песконоситель при давлениях, удерживающих образовавшиеся
в пласте трещины в раскрытом состоянии. Это более вязкая
жидкость, смешанная (180—350 кг песка на 1 м3 жидкости)
с песком или другим наполнителем. В раскрытые трещины вво-
дится песок: на возможно большую глубину для предотвраще-
ния смыкания трещин при последующем снятии давления и пе-
реводе скважины в эксплуатацию. Жидкости-песконосители
проталкивают в НКТ и в пласт продавочной жидкостью, в ка-
честве которой используется любая маловязкая недефицитная
жидкость.
Для проектирования процесса ГРП очень важно определить
давление разрыва рр, которое необходимо создать на забое
скважины.
Накоплен большой статистический материал по величине
давления разрыва пласта рр по различным месторождениям
мира и при различных глубинах скважин, который говорит об
отсутствии четкой связи между глубиной залегания пласта и
156
давлением разрыва. Однако все фактические значения рр ле-
жат в пределах между величинами полного горного и гидро-
статического давлений. Причем при малых глубинах (менее
1000 м) /?р ближе к горному давлению и при больших глуби-
нах — к гидростатическому.
На основании этих данных можно рекомендовать такие при-
ближенные значения для давления разрыва:
для неглубоких скважин (до 1000 м)
рр = (1,74—2,57) р„,
для глубоких скважин (Н> 1000 м)
рр = (1,32—1,97) рст?
где рст — гидростатическое давление столба жидкости, высота
которого равна глубине залегания пласта.
Сопротивление горных пород на разрыв обычно мало и ле-
жит в пределах ор=1,5—3 МПа, поэтому оно не влияет суще-
ственно на рр.
Давление разрыва на забое рр и давление на устье сква-
жины ру связаны очевидным соотношением
Рр = Ру 4“ Рст РтР1	(V.5)
где ртр — потери давления на трение в НКТ.
Из уравнения (V.5) следует
Ру = Рр+ртр —Рст!	(V.6)
Рст — статическое давление, определяется с учетом кривизны
скважины
Рст = PxgH cos р,	(V.7)
где Н — глубина скважины; р — угол кривизны (усредненный);
рж — плотность жидкости в скважине, причем если жидкость
содержит наполнитель (песок, стеклянные шарики, порошок из
полимеров и др.), то плотность подсчитывается как средневзве-
шенная
p=p»fl-—(V.8)
V Рн )
где п — число килограммов наполнителя в 1 м3 жидкости;
рн — плотность наполнителя (для песка рн = 2650 кг/м3).
Потери на трение определить труднее, так как применяемые
жидкости иногда обладают неньютоновскими свойствами. При-
сутствие в жидкости наполнителя (песка) увеличивает потери
на трение.
В американской практике используются различные графики
зависимости потерь давления на трение на каждые 100 фут
НКТ разного диаметра при прокачке различных жидкостей
157
Рис. V.3. График зависимости попра-
вочного коэффициента для определе-
ния потерь давления на трение от
концентрации песка для жидкостей
разной плотности:
1 - <2ж = 800 кг/м’; 2 — 850 кг/м1; 3-
900 км/м1; 4 — 950 кг/м1; 5 — 1000 кг/м1
с заданным объемным расхо-
дом. При больших темпах за-
качки, соответствующих тур-
булентному течению, струк-
турные свойства используемых
жидкостей (с различными за-
густителями и химическими
реагентами) обычно исчезают,
п достаточно приближенно по-
тери на трение для этих
жидкостей можно определить
по обычным формулам труб-
ной гидравлики.
Ртр	— pgfa, (V.9)
a 2g
где X — коэффициент трения,
определяемый по соответст-
вующим формулам в зависи-
мости от числа Рейнольдса;
w—линейная скорость по-
тока в НКТ; d — внутренний
диаметр НКТ; р — плотность
жидкости [см. (V. 8); Н —
длина НКТ; g = 9,81 м/с2; а — поправочный коэффициент, учи-
тывающий наличие в жидкости наполнителя (для чистой жид-
кости а=1) и зависящий от его концентрации (рис. V.3).
Применяемые жидкости. Применяемые для ГРП жидкости
приготавливаются либо на нефтяной, либо на водной основе.
Сначала использовались вязкие жидкости на нефтяной ос-
нове для уменьшения поглощения жидкости пластом и улучше-
ния песконесущих свойств этих жидкостей.
С развитием и усовершенствованием технических средств
для ГРП, увеличением подачи насосных агрегатов удается обес-
печить необходимые расходы и песконесущую способность при
маловязких жидкостях на водной основе. Переход на жидкости
на водной основе привел к тому, что гидростатические давле-
ния за счет увеличения плотности этих жидкостей возросли,
а потери на трение в НКТ уменьшились. Это в свою очередь
уменьшило необходимые для ГРП давления на устье.
По своему назначению жидкости разделяются на три кате-
гории: [жидкость разрыва, жидкость-песконоситель и продавоч-
ная жидкость.
Жидкость разрыва должна хорошо проникать в пласт или
в естественную трещину, но в то же время иметь высокую вяз-
кость, так как в противном случае она будет рассеиваться
в объеме пласта, не вызывая необходимого расклинивающего
действия в образовавшейся трещине.
158

В качестве жидкостей разрыва используют сырые дегазиро-
ванные нефти с вязкостью до 0,3 Па-с; нефти, загущенные ма-
зутными остатками; нефтекислотные эмульсии (гидрофобные);
водонефтяные эмульсии (гидрофильные) и кислотно-керосино-
вые эмульсии.
Эмульсии приготавливаются путем механического переме-
шивания компонентов центробежными или шестеренчатыми на-
сосами с введением необходимых химических реагентов.
Как правило, жидкости на углеводородной основе приме-
няют при ГРП в добывающих скважинах.
В нагнетательных скважинах в качестве жидкости разрыва
используют чистую или загущенную воду. К загустителям от-
носятся компоненты, имеющие крахмальную основу, полиакрил-
амид, сульфит-спиртовая барда (ССБ), КМЦ (карбоксилметил-
целлюлоза).
При использовании жидкости на водной основе необходимо
учитывать ее взаимодействие с породой пласта, так как неко-
торые глинистые компоненты пластов чувствительны к воде и
склонны к набуханию. В таких случаях в жидкости на водной
основе вводят химические реагенты, стабилизирующие глины
при смачивании.
Обычно рецептура жидкостей составляется и исследуется
в промысловых лабораториях и НИИ.
I Жидкости-песконосители также изотавливают на нефтяной
и водной основах. Для них важна пескоудерживающая способ-
ность и низкая фильтруемость. Это достигается как увеличе-
нием вязкости, так и приданием жидкости структурных свойств.
В качестве жидкостей-песконосителей используются те же
жидкости, что и для разрыва пласта. Для оценки фильтруемо-
сти используется стандартный прибор ВМ-6 для определения
водоотдачи глинистых растворов.
При высокой фильтруемости перенос песка в трещине
жидкостью ухудшается, так как довольно быстро скорость те-
чения ее по трещине становится равной нулю, и развитие ГРП
затухает в непосредственной близости от стенок скважины. Хо-
рошей песконесущей способностью обладают эмульсии, осо-
бенно кислотно-керосиновые, обладающие высокой стойкостью,
не разрушающиеся в жаркую погоду и выдерживающие дли-
тельную транспортировку с наполнителем. Известные трудности
возникают при закачке песконосительной жидкости, так как
из-за большой вязкости, наличия в ней наполнителя — песка и
необходимости вести закачку на большой скорости возникают
большие устьевые давления. Кроме того, насосные агрегаты
хотя и делаются в износостойком исполнении, при работе на
высоких давлениях быстро изнашиваются. Для снижения по-
терь давления на трение на 12—15 % разработаны химические
добавки к растворам на мыльной основе, которые хотя не-
сколько увеличивают вязкость, но уменьшают трение при дви-
159
жении жидкости по НКТ. Другим типом таких добавок явля-
ются тяжелые высокомолекулярные углеводородные полимеры.
Заметим, что недостаточная песконесущая способность жидко-
сти может быть всегда компенсирована увеличением ее рас-
хода. В качестве жидкости-песконосителя как в нагнетатель-
ных, так иногда и в добывающих скважинах используется чи-
стая вода. Дешевизна воды, повсеместное ее наличие, присущие
ей свойства хорошего растворителя при введении различных
облагораживающих добавок привели к тому, что в настоящее
время около 90 % операций ГРП осуществляются с использова-
нием жидкостей на водной основе.
Продавочные жидкости закачивают в скважину только для
того, чтобы довести жидкость-песконоситель до забоя сква-
жины. Таким образом, объем продавочной жидкости равен объ-
ему НКТ, через которые ведется закачка жидкости-песконоси-
теля. К расчетному объему НКТ прибавляется объем затруб-
ного пространства между башмаком НКТ и верхними дырами
фильтра.
В качестве продавочной жидкости используется практически
любая недорогая жидкость, имеющаяся в достаточном количе-
стве, и чаще всего обычная вода.
Наполнитель служит для заполнения образовавшихся тре-
щин и предупреждения их смыкания при снятии давления.
Известны факты эффективного ГРП без применения напол-
нителя. Однако в этих случаях эффект менее продолжителен.
Наполнитель при заполнении трещины воспринимает нагрузку
от горного давления после снижения давления жидкости. В ре-
зультате он частично разрушается, а частично вдавливается
в породу стенок трещин. Поэтому он должен обладать высокой
прочностью на смятие. В идеале наполнитель должен иметь
плотность, равную плотности жидкости-песконосителя. В этом
случае перенос его по трещине и ее заполнение были бы наибо-
лее успешными. Размеры зерен наполнителя должны обеспе-
чить его проникновение в самые удаленные части трещины и
высокую их проницаемость при последующей эксплуатации
скважин. Для ГРП применяют песок размером от 0,5 до 1,2 мм.
Обычно в первые порции жидкости-песконосителя замешива-
ется более мелкая фракция (0,5—0,8 мм), а в последующую
часть расчетного объема — более крупные фракции.
В качестве наполнителя наиболее часто используется чи-
стый кварцевый песок. Однако песок имеет очень большую
плотность (2650 кг/м3), которая сильно отличается от плотно-
сти жидкости, что способствует его оседанию из потока жидко-
сти и затрудняет заполнение трещин. Кроме того, его плот-
ность на смятие в ряде случаев бывает недостаточной. В связи
с этим в мировой практике в последнее время находят приме-
нение в качестве наполнителя стеклянные шарики, а также
зерна агломерированного боксита соответствующего размера и
160
молотая скорлупа грецкого ореха. Плотность стеклянных ша-
риков примерно равна плотности кварца, т. е. 2650 кг/м3, но они
прочнее и меньше вдавливаются в породу. Плотность порошка
агломерированного боксита 1400 кг/м3. Производятся промыш-
ленные испытания наполнителя из особо прочных искусствен-
ных синтетических полимерных веществ, имеющих плотность,
близкую к плотности жидкости (1100 кг/м3) песконосителя.
В настоящее время современная техника и применяемые
жидкости позволяют осуществлять успешную закачку при сред-
ней концентрации песка порядка 200 кг/м3 жидкости. Однако
применяются как большие, так и меньшие концентрации. Коли-
чество закачиваемого песка, расходуемого на одну операцию
ГРП, по данным фирмы Халибуртон, к настоящему времени
доведено в среднем до 22,5 т, а количество закачанной жидко-
сти в среднем (жидкость разрыва+ жидкость-песконоситель) до
151,4 м3.
§ 8.	ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА
Осуществление ГРП рекомендуется в следующих скважинах.
1.	Давших при опробовании слабый приток.
2.	С высоким пластовым давлением, но с низкой проницае-
мостью коллектора.
3.	С загрязненной призабойной зоной.
4.	С заниженной продуктивностью.
5.	С высоким газовым фактором (по сравнению с окружаю-
щими) .
6.	Нагнетательных с низкой приемистостью.
7.	Нагнетательных для расширения интервала поглощения.
Не рекомендуется проводить ГРП в скважинах, технически
неисправных и расположенных близко от контура водоносности
или от газовой шапки. Очевидно, что эффективность ГРП за-
висит от размеров трещины. В зарубежной литературе приво-
дится формула для оценки радиуса трещины

(V.10)
Причем для коэффициента С рекомендованы такие значения:
для скважин глубиной Н = 600м— С = 0,025; для скважин сглу-
биной Я = 3000 м — с = 0,0173.
Используя линейную интерполяцию, можно получить для С
следующее выражение:
С = 0,0269 — 3,21 10-6Я.
6 Заказ № 325
(V.11)
161
Подставляя (V.11) в (V.10), получим
гт = (0,0269—3,21 -10-6Я)

(V.12)
где Q — подача насосных агрегатов при ГРП, л/мин; ц— дина-
мическая вязкость жидкости разрыва, мПа-с; t — продолжи-
тельность закачки жидкости, мин; k — проницаемость пласта;
h — глубина залегания пласта, м. Формула (V.12), переведенная
в СИ, имеет вид
гт = (0,0134-1,6-
(V.13)
где Q — л/с; ц — Па-с; t — с; k — м2; Н — м; гт — м.
Определение ширины трещины затруднительно, хотя и име-
ются формулы для ее вычисления. У стенки скважины ширина
трещины наибольшая и к концу убывает до нуля. При закачке
в пласт маловязкой жидкости, легко проникающей в горизон-
тальный проницаемый прослой, возникает, как правило, гори-
зонтальная трещина, в которой давление превышает локальное
горное. В результате происходит упругое расщепление пласта
по наиболее слабым плоскостям. При закачке нефильтрующейся
жидкости образуются вертикальные трещины, так как вслед-
ствие отсутствия фильтрации в пласт явление разрыва стано-
вится подобным разрыву длинной трубы с бесконечно толстыми
стенками. При наличии в пласте естественных трещин разрыв
будет происходить по их плоскостям независимо от фильтруе-
мости жидкости.
Предугадать эти явления, конечно, трудно. В специальной
литературе приводится формула для определения ширины и
объема вертикальной трещины
w_=	——ApZ,	(V.14)
где w — ширина вертикальной трещины у стенки скважины;
v—коэффициент Пуассона (примерно 0,1—0,2); Ар — превыше-
ние давления на забое скважины над локальным горным; Е —
модуль Юнга для горной породы [примерно (1—2)-104 МПа];
I — длина трещины.
Полагая, что вертикальная трещина имеет форму клина
с основанием w высотой / и длиной h, равной толщине пласта,
получим ее объем
VT =	4 (1- у)2^ Др/1/2	(у15)
2	Е
Имеется ряд других формул для вертикальных и горизон-
тальных трещин (Ю. П. Желтов и С. А. Христианович). Однако
они достаточно сложны для использования.
162
Т а б л и ц а V .2
Оценка размеров горизонтальных трещин
Площади трещины, м2	Эквивалент- ный радиус, м	Объем трещины, м3, при ширине			
		2 см	1 см	0,5 см	0,25 см
20	2,523	0,4	0,2	0,1	0,05
40	3,570	0,8	0,4	0,2	0,1
80	5,046	1,6	0,8	0,4	0,2
160	7,136	3,2	1,6	0,8	0,4
320	10,092	6,4	3,2	1,6	0,8
640	14,273	12,8	6,4	3,2	1,6
По различным оценкам ширина трещин может достигать не-
скольких сантиметров. Имеются факты закачки в трещины при
ГРП шариков диаметром более 1 см, которые заклинивались
в трещинах и не извлекались при последующей эксплуатации
скважины. Количество закачиваемого песка при обычном одно-
кратном разрыве составляет 2—6 т. Известны успешные опера-
ции ГРП, при которых количество закачанного песка достигало
нескольких десятков тонн. Все это подтверждает, что раскрытие
трещин и их протяженность получаются достаточно большими.
Объем трещины Гт можно определить как произведение ее пло-
щади на среднюю толщину. Приравнивая площадь трещины f
равновеликому кругу, найдем приближенно ее объем
VT=/w=nr?w.	(V.16)
Оценка размеров горизонтальной трещины и ее объема по
(V.16) показывает следующие результаты (табл. V.2).
Скорость движения жидкости-песконосителя с увеличением
радиуса трещины также уменьшается.
Следует, однако, иметь в виду, что не вся жидкость, зака-
чиваемая агрегатами, движется по трещине. Часть отфильтро-
вывается через стенки трещины в пласт, что снижает скорость
движения жидкости по трещине, затрудняя или вовсе прекра-
щая перенос песка по трещине.
Поэтому важно для достижения положительных результатов
ГРП применять песконосительную. жидкость с низкой фильтруе-
мостью и закачивать ее с большой скоростью.
Для оценки гидродинамической эффективности ГРП необ-
ходимо знать уравнение радиального притока жидкости к сква-
жине, имеющей в призабойной зоне трещину. Эта задача в стро-
гой постановке сложна. Достаточно точные результаты в свое
время были получены автором методом электролитического мо-
делирования для различных случаев расположения горизонталь-
ных и вертикальных трещин, их размера и их проницаемости.
6*	163
Обработка результатов электромоделирования позволила по-
лучить следующую формулу для оценки гидродинамической эф-
фективности ГРП в скважине с открытым забоем:
<p = QT/Q0=l	,	(V.17)
\ rc J
где <р — кратность увеличения дебита после ГРП; QT — дебит
скважины после ГРП; Qo — дебит до ГРП при прочих равных
условиях; NB— коэффициент, зависящий от величины b = hl<2.rc\
h — толщина пласта; гт — радиус трещины; гс — радиус сква-
жины; п(Ь) —коэффициент, также зависящий от b (табл. V.3).
Для промежуточных значений b соответствующие величины
п и N находятся интерполяцией. Имеются приближенные фор-
мулы для оценки гидродинамической эффективности ГРП. На-
пример, можно предположить, что вся притекающая к скважине
жидкость на расстоянии г = гт попадает в трещину и далее без
сопротивления движется по ней до стенки скважины. Это соот-
ветствует радиальному притоку жидкости к скважине с радиу-
сом, равным радиусу трещины гт- В таком случае можно за-
писать
QT = 2л/г/1Ар 	(V.18)
pin А.
Г т
Деля (V.18) на дебит Qo несовершенной скважины, имею-
щей приведенный радиус гГф, получим
(V.19)
Числовые оценки показывают, что при Ri; = 200 м; Гпр = /'с = 0,1 м;
гт = 20 м ср = 3,3; при /?к = 400 м; Гпр = гс = 0,1 м; гт=10 м <р = 2,25.
Таблица V.3
Значения коэффициентов У (&) и п (&)
ъ	п (6)	N (Ь)
17,0	0,44	0,15
22,72	0,55	0,106
28,41	0,61	0,064
38,65	0,70	0,041
89,80	0,93	0,0108
164
Таким образом, дебит в лучшем случае увеличивается в 2—
3 раза. При другой схематизации течения жидкости к скважине
предполагается что от контура питания Як до радиуса г=гт
жидкость движется по пласту, имеющему гидропроводность
£1= ----, а от радиуса г = гт до стенки скважины г=гс по
трещине с гидропроводностью е2 — k*w  Здесь k2 — проницае-
мость трещины и w — ширина трещины (раскрытость). При та-
кой схематизации приток может быть выражен через сумму
фильтрационных сопротивлений этих двух областей, а именно:
QT= ------------Рк~Рс------------ (V.20)
—— in	—£— in
2^,71! Гт 2л^2Й2	ГС
Деля (V.20) на дебит несовершенной скважины, имеющей при-
веденный радиус гпр, т. е. на
___Рк Ре
---—Ш-^-
2nklh1 гпр
получим после некоторых сокращений
(V.21)
Деля числитель и знаменатель на
получим
(V.22)
При гпр = гс, т. е. при гидродинамически совершенной скважине,
оценки значений по формуле (V.22) будут еще меньше, чем
в предыдущем случае [формула (V.19)].
Практически значения <р часто бывают намного больше.
Это может быть объяснено плохим гидродинамическим со-
вершенством скважины до ГРП (малым значением гпр), вы-
званным различными причинами, как, например, отложением
парафина или глинистого раствора в ПЗС, малой плотностью
перфораций или отложениями солей. Создание хорошего филь-
трационного канала в виде трещины может существенно снизить
фильтрационное сопротивление в ПЗС.
165
Выше была рассмотрена гидродинамическая эффективность
ГРП в монолитном однородном пласте. Если пласт сложен из
нескольких самостоятельных пропластков, эффективность ГРП
в таком пласте будет значительно меньше, так как образование
трещины (хотя и большой) в одном пропластке может суще-
ственно изменить приток жидкости только из этого пропластка,
но не суммарный приток из всех пропластков. Приток жидкости
из нескольких пропластков можно записать как сумму
п
Qo = 7i + Яг 4~ • • • •+?»= S Яь	(V.23)
1
Если в результате ГРП в одном (скажем, в первом) пропластке
произошло увеличение дебита в 4 раза, (<р = 4) то новый дебит
скважины будет равен
п
Qt = ?i<p + Яг + Яз Г • • • • + Я( — £71<Р + 2L Я(-	(V.24)
2
В таком случае кратность увеличения дебита скважины по-
сле гидроразрыва слоистого пласта составит
п
<71Ф + X
(fi =	=--------------.	(V.25)
Прибавляя и отнимая в числителе qi, получим после упро-
щений и деления
<р£- =	= ?1(?~-1) - + 1.	(V.26)
1
Поскольку приток из одного пропластка мал по сравне-
п
нию с притоком всех пропластков £ то общее увеличение
1
дебита такой слоистой системы <р< будет также мало. В таком
случае надлежащий эффект в многослойном пласте или в пла-
сте со слоистой неоднородностью по разрезу может быть до-
стигнут двумя методами:
1. Либо созданием одной вертикальной трещины, рассекаю-
щей все прослои, за одну операцию ГРП.
2. Либо созданием горизонтальных трещин в каждом про-
пластке при поинтервальном или многократном ГРП.
К сожалению, управлять процессом образования трещин
практически невозможно. Имеются основания полагать (выте-
кающие из теоретических предпосылок), что вероятность обра-
зования вертикальной трещины больше при закачке нефиль-
трующейся жидкости разрыва.
166
Многократный разрыв — это осуществление нескольких раз-
рывов в пласте за одну операцию. В этом случае после реги-
страции разрыва какого-то прослоя и введения в него нужного
количества наполнителя в нагнетаемый поток жидкости вво-
дятся упругие пластмассовые шарики, плотность которых при-
мерно равна плотности жидкости. Потоком жидкости шарики
увлекаются и закрывают те перфорационные отверстия, через
которые расход жидкости наибольший. Диаметр этих шариков
примерно 12—18 мм, так что один шарик может перекрывать
одно перфорационное отверстие. Этим достигается уменьшение
или даже прекращение потока жидкости в образовавшуюся тре-
щину. Давление на забое возрастает и это вызывает образова-
ние новой трещины в другом прослое, что регистрируется на
поверхности изменением коэффициентов поглотительной способ-
ности скважины. После этого в поток снова вводятся шарики
без снижения давления через специальное лубрикаторное уст-
ройство, устанавливаемое на устье скважины для закупорки
второй образовавшейся трещины. Разработаны и иные техноло-
гические приемы многократного ГРП с использованием закупо-
ривающих шаров, а также с помощью временно закупориваю-
щих мелкодисперсных веществ (нафталин), которые растворя-
ются в нефти при последующей эксплуатации скважины. При
последующем дренировании скважины закачанные шарики
вымываются на поверхность и открывают все образовавшиеся
трещины.
Поинтервальный разрыв — это ГРП в каждом прослое, при
котором намеченный для ГРП интервал изолируется сверху и
снизу двумя пакерами и, таким образом, подвергается обработке
только намеченный интервал. После окончания операции ГРП
пакеры освобождаются и устанавливаются в пределах второго
интервала, который обрабатывается как самостоятельный.
Поинтервальный разрыв возможен в случаях, когда общим
фильтром разрабатываются несколько пластов или пропластков,
изолированных друг от друга слоями непроницаемых пород,
имеющих толщину несколько десятков метров, с хорошим пе-
рекрытием— цементным камнем заколонного пространства. Это
необходимо для размещения пакеров и якорей выше и ниже
намеченного для ГРП интервала, а также для предотвращения
ухода жидкости в пласты, не предназначенные для обработки
во время данной операции.
Для определения места образовавшейся трещины используют
активированный радиоактивными изотопами песок, который
в небольшом объеме вводят в последние порции закачиваемого
наполнителя. Сравнивая результаты гамма-каротажа, снятого
до и после ГРП, определяют глубину с повышенной по сравне-
нию с естественным фоном интенсивностью гамма-излучения.
Для той же цели используют специальные шарики из синтети-
ческого материала диаметром 3—5 мм, активированные также
167
радиоактивными изотопами. Перед завершением закачки напол-
нителя в него вводят через лубрикатор 7—10 шт. таких шари-
ков, местоположение которых определяют также с помощью
гамма-каротажа.
Второй метод определения местоположения трещины заклю-
чается в сравнении результатов скважинных измерений дебито-
мерами в добывающей скважине или интенсивности поглощения
вдоль перфорированного интервала в нагнетательной скважине,
снятых до и после ГРП.
§ 9. техника для гидроразрыва пласта
Гидроразрыв пласта всегда предпочтительно делать через
обсадную колонну, если ее состояние, герметичность и проч-
ность позволяют создать на забое скважины необходимые дав-
ления (Рр).
Потери давления на трение при закачке жидкостей через
обсадную колонну малы по сравнению с потерями при закачке
через НКТ, поэтому при данном давлении на устье скважины
можно получить более высокое давление на забое.
Для защиты обсадных колонн от высокого давления в сква-
жину опускают НКТ с пакером и якорем на нижнем конце, ко-
торые устанавливаются выше кровли пласта, намеченного для
ГРП (рис. V.4). Для того чтобы пакер загерметизировал коль-
цевое пространство, его эластичный элемент (обычно специаль-
ная резина) надо сжать за счет веса труб. Для сжатия пакера
необходимо создать опору. Такой опорой могут быть те же НКТ,
башмак которых ставится на забой, либо особый подвижный
элемент самого пакера с плашками, которые, освобождаясь при
повороте НКТ, скользят по специальному конусу пакера, раз-
двигаются и вдавливаются во внутреннюю поверхность обсадной
колонны. В связи с этим все пакеры разделяются на пакеры
с опорой на забой (пакеры ПМ6"; ПМ8"; ОПМ6"; ОПМ8") и
пакеры без опоры на забой (плашечные пакеры ПШ6", ПШ8",
ПШ5"-500, ПШ6"-500, ПС5"-500, ПС6"-500, ПГ5"-500, ПГ6"-500).
Пакеры допускают перепад давления (при правильной посадке)
30—50 МПа над ним и под ним и имеют проходное сечение от
47 до 68 мм в зависимости от типа и размера обсадной колонны.
При создании под пакером давления рр на него действует
очень большая страгивающая сила
p=^-(D2_d2)(p _pr)(	(V.27)
4
где D — внутренний диаметр колонны; d — диаметр проходного
сечения пакера; рр— ожидаемое давление под пакером; рг —
гидростатическое давление столба жидкости над пакером в коль-
цевом пространстве.
168
Рис. V.4. Схема оборудования забоя
скважины для ГРП:
/ — обсадная колонна; 2 — насосно-ком-
прессорные трубы; 3 — скважинные мано-
метры; 4 — якорь; 5 — пакер; 6 — продук-
тивный пласт; 7 — хвостовик для опоры
на забой
Рис. V.5. Якорь плашечный гидрав-
лический для ГРП:
1 — плашки с насечками; 2 — резиновый
цилиндр
Это страгивающее усилие может сместить пакер и вызвать
продольный изгиб НКТ. Вес части НКТ ниже пакера будет
частично уравновешивать страгивающую силу Р. Для разгрузки
НКТ от продольных сжимающих усилий и удержания пакера
на месте выше пакера устанавливают гидравлические якоря.
Якорь (рис. V.5) имеет в теле корпуса 8—16 плашек с насеч-
ками, которые могут перемещаться в горизонтальном направле-
нии. Плашки удерживаются от выпадания пластинчатыми пру-
жинками. При создании в якоре избыточного (по отношению
к внешнему) давления плашки раздвигаются резиновым ци-
линдром, имеющимся в корпусе якоря, и вдавливаются в обсад-
ную колонну. Чем больше внутреннее (в НКТ) давление, тем
сильнее плашки прижимаются к обсадной колонне, предотвра-
щая смещение пакера. Якоря рассчитаны на те же условия ра-
боты, что и пакеры, т. е. на перепады давлений 30—50 МПа.
169
Максимальные страгивающие усилия, воспринимаемые якорем
(в зависимости от типоразмера) достигают 1250 кН. Длина
якорей около 2 м, масса 80—140 кг, проходной диаметр 36—•
72 мм.
Для осуществления ГРП применяются специальные насос-
ные агрегаты (рис. V.6) в износостойком исполнении, смонти-
рованные на шасси трехосных тяжелых грузовых машин
КрАЗ-257 грузоподъемностью 10—12 т. В качестве привода
к силовому насосу используется дизельный двигатель мощ-
ностью 588 кВт. Двигатель установлен на платформе и через
коробку скоростей связан с приводным валом силового насоса
(см. табл. IV. 1). Для приготовления жидкости-песконосителя
служат пескосмесительные агрегаты, иногда со сложными авто-
матическими дозирующими жидкость и песок устройствами.
Обычный пескосмесительный агрегат ЗПА (рис. V.7) представ-
ляет собой смонтированный на шасси тяжелого грузовика
КрАЗ-257 бункер 5 с коническим дном. Бункер перегорожен
продольной перегородкой для перевозки мелкого и крупного
песка. Под дном бункера имеется два горизонтальных шнеко-
вых вала, приводимых во вращение тяговым двигателем через
коробку отбора мощности.
Скорость вращения шнека можно изменять как путем пере-
ключения скоростей коробки передачи, так и изменением числа
оборотов двигателя автомобиля.
Техническая характеристика пескосмесительного агрегата ЗПА
Производительность агрегата (по	песку), т/ч	2—40
Емкость бункера, м3 ......................................... 5
Песковый насос ............................................ 4ПС-9
Подача, м3/ч ..................................... 60; 130 и 200
Напор, м ......................................... 30; 27,5 и 22
Частота вращения вала, мин-1 ............................. 1460
Потребляемая мощность, кВт ....................... 28
Диаметр напорного и приемного патрубков, мм . .	100
Привод насоса ........................................ двигатель	ГАЗ-51
Размеры агрегата ЗПА, м:
длина ................................................ 8,9
ширина.................................................. 2,9
высота................................................ 3,55
Масса заправленного агрегата, т ............................ 24
Общая емкость бункера — Ют песка. Горизонтальные
шнеки подают песок из одного или другого отсека к наклон-
ному шнеку 4 для подачи песка в смесительную камеру 3, рас-
положенную позади кабины автомашины. Одновременно по тру-
бопроводам в смесительную камеру подается жидкость-песко-
носитель из автоцистерн. Смесительная камеры емкостью 0,5 м3
имеет три четырехлопастные мешалки с приводом от бензино-
вого двигателя 2 (ГАЗ-51 мощностью 50 кВт), установленного
также позади кабины.
170
Рис. V.6. Насосный агрегат для ГРП 4АН-700:
f — автомобиль КрАЗ-257; 2 — кабина управления; 3 — силовой агрегат; 4 — коробка
скоростей; 5 — муфта сцепления; 6 — насосный агрегат; 7 — выкидной манифольд; 8 —
соединительные трубы высокого давления
SIB2
Рис. V.7. Пескосмесительный агрегат ЗПА:
1— центробежный насос 4ПС; 2 — силовой блок двигателя ГАЗ-51;	3 — смесительное
устройство; 4 — наклонный шнек; 5 — бункер для песка; приемный трубопровод; 7 —
раздаточный трубопровод; 8 — автомобиль КрАЗ-257
171
Приготовленная песчано-жидкостная смесь центробежным
песковым насосом 4ПС9 с приводом от бензинового двигателя
(ГАЗ-51) 2 подается на прием главного насосного агрегата вы-
сокого давления. Песковой насос 4ПС9 развивает напор до 30 м
при 1460 оборотах в минуту и имеет подачу при этом напоре
16,6 л/с (60 м3/ч).
Песковый насос и двигатель ГАЗ-51 расположены между ка-
биной водителя и бункером.
Кроме пескосмесительного агрегата ЗПА имеются и другие
агрегаты. В зарубежной практике получили распространение
мощные агрегаты, служащие только для перевозки наполни-
теля и подачи его с помощью шнековых винтов ко второму спе-
циальному агрегату — смесителю, снабженному шнековыми вин-
тами, насосом, подающим жидкость-песконоситель в смеситель-
ную камеру, и различными дополнительными механизмами,
автоматизирующими дозировку жидкости и наполнителя в зави-
симости от установленной нормы (концентрации) и темпов за-
качки песконосителя в скважину. Бункерный агрегат и смеси-
тельная машина монтируются на шасси тяжелых грузовиков.
Автоцистерны. Для перевозки жидкостей, необходимых для
ГРП, применяют автоцистерны различных конструкций. Авто-
цистерна ЦР-20 смонтирована на автоприцепе 4МЗАП-552,
транспортируемом седельным тягачом КрАЗ-258. На шасси при-
цепа кроме автоцистерны смонтированы вспомогательный дви-
гатель ГАЗ-51, центробежный насос 8К-18 и трехплунжерный
насос 1В. Насосы приводятся в действие через коробку скоро-
стей и редукторы от двигателя ГАЗ-51. Цистерна имеет емкость
17 м3, поплавковый указатель уровня и змеевик для подогрева
жидкости от передвижной паровой установки (ППУ) при работе
в зимнее время. Трехплунжерный насос 1В, снабженный воз-
душным компенсатором, имеет подачу 13 л/с и наибольшее дав-
ление 1,5 МПа при 140 ходах в минуту. Обвязка насоса позво-
ляет переключать его на заполнение цистерны, отбор жидкости
из цистерны и перекачку жидкости потребителю из любой дру-
гой емкости. Время заполнения цистерны 22 мин. Центробеж-
ный насос 8К-18 имеет подачу 60—100 л/с (по воде), напор до
20 м и предназначен для подачи жидкости на пескосмеситель-
ный агрегат. Промышленностью выпускаются и другие авто-
цистерны. Для ГРП используются и другие вспомогательные
агрегаты на автомобильном ходу. Например, агрегат для транс-
портировки блока манифольда 1БМ-700 высокого давления
(70 МПа) с подъемной стрелой для погрузки и разгрузки тяже-
лых деталей манифольда. Манифольдный блок предназначен
для обвязки выходных линий нескольких насосных агрегатов
высокого давления и присоединения их к арматуре устья сква-
жины. Манифольдный блок транспортируется на специально
приспособленной платформе автомобиля ЗИЛ-131 или
ЗИЛ-157К- В комплект входят:
172
Рис. V.8. Арматура устья скважины 2АУ-700 для гидравлического разрыва
пласта
1.	Напорный коллектор из кованой стальной коробки
с шестью отводами для присоединения шести насосных агрега-
тов, рассчитанный на давление 70 МПа. Коллектор имеет цен-
тральную трубу с датчиками давления, плотномера и расходо-
мера, с дистанционной регистрацией показаний на станции
контроля и управления процессом ГРП. На коллекторе также
предусмотрено шесть пробковых кранов и шесть предохранитель-
ных клапанов. Напорный коллектор присоединяется к устью
скважины с помощью двух линий высокого давления.
2.	Распределительный коллектор, рассчитанный на давление
2,5 МПа, служит для распределения рабочих жидкостей между
насосными агрегатами. Он имеет большое проходное сечение
(100 мм), предусматривает возможность подключения десяти
присоединительных линий и снабжен предохранительным кла-
паном на 2,5 МПа.
3.	Комплект вспомогательных трубопроводов, состоящий
из 23 труб высокого давления с условным диаметром 50 мм и
173
Рис. V.9. Схема расположения оборудования при ГРП:
J — насосные агрегаты 4АН-700; 2— пескосмесительные агрегаты
ЦР-20 с технологическими жидкостями; 4— песковозы; 5 — блок
давления; 6 — арматура устья 2АУ-700; 7 — станция контроля и
(расходомеры, манометры, радиосвязь)
ЗЛА; 3 — автоцистерны
манифольдов высокого
управления процессом
комплект быстросъемных шарнирных соединений, также рассчи-
танных на высокое давление.
4.	Крановая арматура, резиновые шланги высокого давле-
ния, вспомогательное оборудование и инструмент для сборки,
крепления, опрессовки и разборки соединительных манифоль-
дов.
5.	Арматура устья скважины (1АУ-700 или 2АУ-700), гер-
метизирующая затрубное пространство и НКТ. Арматура
2АУ-700 (рис. V.8) отличается от арматуры 1АУ-700 возмож-
ностью подключения ее к НКТ диаметром 73 и 89 мм, а также
наличием гибких соединений двух боковых отводов. Верхняя
трубная головка кроме двух отводов имеет в верхней части ма-
нометр с масляным разделителем. Нижняя устьевая головка,
рассчитанная на давление 32,0 МПа, имеет две иодсоединитель-
ные линии с кранами, тройниками и быстросъемными соедине-
ниями для сообщения с кольцевым пространством скважины.
Общая масса устьевой арматуры 2АУ-700—500 кг.
Для дистанционного контроля за процессом служит специ-
альная станция контроля и управления на автомобиле, уком-
плектованная необходимой контрольно-измерительной и реги-
стрирующей дистанционной аппаратурой, а также усилителями
и громкоговорителями для звуковой и телефонной связи с от-
дельными агрегатами и исполнителями. Для соблюдения тех-
ники безопасности все агрегаты располагаются радиаторами от
скважины (рис. V.9), чтобы можно было беспрепятственно отъ-
ехать от нее при аварийной или пожарной опасности. Это осо-
бенно важно при использовании жидкостей на нефтяной основе.
174
§ 10.	ТЕПЛОВАЯ ОБРАБОТКА ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ
Тепловая обработка призабойной зоны скважины (ПЗС} це-
лесообразна при добыче тяжелых вязких нефтей или нефтей
с высоким содержанием парафина и асфальтосмолистых компо-
нентов (более 5—6%). Поскольку тепловая обработка ПЗС,
как правило, осуществляется периодически, то скважины дол-
жны быть сравнительно неглубокими (до 1300 м), чтобы после
извлечения из скважины нагревательного оборудования можно
было начать откачку жидкости при достаточно высокой темпе-
ратуре на забое.
Отложение парафина и асфальтосмолистых веществ проис-
ходит в ПЗС на расстояниях до 2,5 м от стенок скважины, т. е.
в зоне наиболее резкого изменения давления. Это приводит
к сильному увеличению фильтрационных сопротивлений и сни-
жению дебитов скважин.
Призабойную зону скважины прогревают двумя способами:
закачкой в пласт на некоторую глубину теплоносителя —
насыщенного или перегретого пара, растворителя, горячей воды
или нефти;
спуском на забой скважины нагревательного устройства —
электропечи или специальной погружной газовой горелки.
Второй способ проще и дешевле. Кроме того, электропро-
грев ПЗС не сопровождается внесением в пласт теплоноси-
теля— воды или пара, конденсата, которые могут взаимодей-
ствовать с глинистыми компонентами пласта. Однако электро-
прогревом, вследствие малой теплопроводности горных пород,
не удается прогреть более или менее значительную зону, и ра-
диус изотермы с избыточной температурой 40 °C, как показы-
вают расчеты и исследования, едва достигает 1 м.
При закачке теплоносителя радиус зоны прогрева легко до-
водится до 10—20 м, но для этого требуются стационарные ко-
тельные установки — парогенераторы. При периодическом элек-
тропрогреве ПЗС в скважину на специальном кабеле-тросе спу-
скают на нужную глубину электронагреватель мощностью не-
сколько десятков кВт. Повышение мощности приводит к повы-
шению температуры в зоне расположения нагревателя до 180—
200 °C, вызывающее образование из нефти кокса.
Для периодического прогрева ПЗС создана самоходная уста-
новка электропрогрева скважин СУЭПС-1200 на базе автома-
шины повышенной проходимости ЗИЛ-157Е. На машине смон-
тированы каротажная лебедка с барабаном и приводом от дви-
гателя автомобиля. На барабан наматывается кабель-канат
КТНГ-10 длиной 1200 м с наружным диаметром 18 мм. Кабель-
канат имеет три основные токопроводящие жилы сечением по
4 мм2 и три сигнальные жилы сечением по 0,56 мм2. Скрутка
жил обматывается прорезиненной лакотканью и грузонесущей
оплеткой, рассчитанной на разрывное усилие кабеля в 100 кН.
175
3500
Рис. V. 10. Скважинный электронагреватель:
1 — крепление кабеля; 2 — проволочный бандаж; 3 — кабель-трос; 4 — головка нагре-
вателя; 5 — асбестовая оплетка; ft — свинцовая заливка; 7 —нажимная ганка; 3 —
клеммная полость; 9 — нагревательные трубки
Вес 1 м кабеля 8 Н. На одноосном прицепе смонтированы авто-
трансформатор и станция управления от установки для центро-
бежных электронасосов, применяемых при откачке нефти из
скважин.
В комплект установки СУЭПС-1200 входят три таких при-
цепа для обслуживания трех скважин, а также вспомогательное
оборудование, состоящее из устьевого ручного подъемника, тре-
ноги блока-баланса, устьевых зажимов кабеля и другого обору-
дования. Нагревательный элемент имеет три U-образные трубки
из красной меди диаметром 11 мм, заполненные плавленой
окисью магния. В трубках расположена спираль из нихромовой
проволоки (рис. V.10). Сверху нагревательные трубки закрыты
металлическим кожухом для защиты от механических повреж-
дений. Нагреватель имеет наружный диаметр 112 мм и длину
2,1 м при мощности 10,5 кВт и длину 3,7 м при мощности 21 кВт.
В верхней части электронагревателя монтируется термопара,
подключаемая к сигнальным жилам кабеля, с помощью которой
регистрируется на поверхности забойная температура и весь
процесс прогрева. На устье скважины кабель-канат подключа-
ется к станции управления и автотрансформатору, который под-
соединяется к промысловой низковольтной (380 В) сети.
Практика использования электропрогрева ПЗС показала,
что температура на забое стабилизируется через 4—5 сут непре-
рывного прогрева. В некоторых случаях стабилизация наступает
через 2,5 сут (рис. V.11).
Измерения температуры по стволу скважины показали, что
нагретая зона распространяется примерно на 20—50 м вверх и
на 10—20 м вниз от места установки электронагревателя. Это
объясняется конвективным переносом теплоты в результате сла-
бой циркуляции жидкости в колонне над нагревателем. По дан-
ным промысловых электропрогревов ПЗС в Узбекнефти после
5—7-суточного прогрева нагревателем мощностью 10,5 кВт и
последующего его отключения температура на забое падает со
176
скоростью примерно 3—5°С/ч.
Поэтому пускать скважину в
работу после электропрогрева
необходимо без промедления.
Эффект прогрева держится
примерно 3—4 мес. Повторные
прогревы, как правило, пока-
зывают снижение эффективно-
сти.
По результатам 814 электропро-
гревов в Узбекнефти эффективных бы-
ло 66,4 %, при этом получено 70,3 т
дополнительно добытой нефти на од-
ну успешную обработку. По резуль-
татам 558 электропрогревов в Баш-
кирии эффективных было 64,7 %, при
этом на каждую эффективную обра-
ботку получено 336 т дополнитель-
ной нефти.
В Сахалиннефти по данным 670
операций средняя эффективность со-
ставила 63 т дополнительной нефти
на 1 обработку.
Рис. V.11. Изменение температуры на
забоях скважины во времени при
электропрогреве:
/ — 21 кВт; 2 — 10,5 кВт; 3, 4 — 21 кВт;
5, 6, 7 — 10,5 кВт
Кривые 1, 2 — для скважин Арланского
месторождения; остальные — для Ишим-
байского
Тепловая обработка ПЗС с циклической закачкой пара, как
правило, показывает большую эффективность, чем электропро-
грев, но только при малых глубинах. При закачке пара количе-
ство тепловой энергии, введенной в пласт, зависит от глубины
забоя, так как от устья до забоя происходят тепловые потери.
По данным промысловых работ закачка пара с расходом 1 т/ч
при глубине 800 м вообще оказывается неэффективной, так как
на забой поступает практически холодный конденсат. Чем выше
скорость закачки, тем меньше тепловые потери в НКТ. Теорети-
ческие и опытные оценки показывают, что лишь при темпах за-
качки 4—5 т/ч удается уменьшить тепловые потери в НКТ до
20 % от общего количества теплоты, подводимой к устью сква-
жины при ее глубине около 800 м.
Таким образом, эффективность циклической закачки пара может быть
высокой при малых глубинах.
Это хорошо подтверждается опытом закачки пара на Сахалине, где по
данным 130 обработок ПЗС средняя эффективность обработки составила
385 т дополнительной нефти, тогда как при электропрогреве — только 63 т.
Это объясняется как более глубоким прогревом пласта при закачке пара, так
и глубиной скважин, которая составляла всего лишь 90—140 м.
Для паротепловой обработки ПЗС используются передвиж-
ные парогенераторные установки, отечественные ППГУ-4/120М,
ДКВР-10/39 и зарубежные «Такума», KSK и др. Передвижные
парогенераторные установки имеют большой вес, состоят из не-
скольких блоков, нуждаются в прокладке к месту установки во-
дяных и газовых линия и поэтому практически превращаются
177
в стационарные котельные. Обычно они устанавливаются среди
группы обрабатываемых скважин и соединяются с ними вре-
менными паропроводами.
Скважинное оборудование включает специальную термо-
стойкую арматуру для обвязки устья скважин, термостойкий
пакер для изоляции затрубного пространства, специальные труб-
ные температурные компенсаторы для компенсации удлинений
паропроводов НКТ и обсадной колонны.
Сопоставление результатов электропрогрева и циклической
закачки пара по большому числу обработок показывает, что
при обработке ПЗС паром на получение 1 т дополнительно до-
бытой нефти расходуется в среднем в 2,8 раза больше теплоты,
чем при электропрогреве (333 тыс. кДж на 1 т нефти при обра-
ботке паром и 120 тыс. кДж на 1 т нефти при электропрогреве).
Таким образом, к. п. д. циклических обработок паром ПЗС при-
мерно в 3 раза ниже, чем при электропрогреве. Это объясняется
потерями теплоты в стволе скважины при его закачке и воз-
вратом большого количества теплоты вместе с конденсатом при
пуске скважины после обработки.
Большой опыт паротепловой циклической обработки ПЗС накоплен на
промыслах Башкирии, Краснодара и Сахалина, а также при шахтных мето-
дах добычи нефти в Ухте.
В Башкирии обрабатывались скважины глубиной 730—830 м, с дебитом
0,1—4 т/сут.
Продолжительность паротепловой обработки изменялась от 7,5 до 21 сут
при средней 13,85 сут. Время выдержки после закачки пара 0,5—0,8 сут.
Давление закачки пара на устье 0,24—4,5 МПа, в среднем 1,5 МПа. Темпера-
тура на устье 125—256 °C, в среднем 186,4 °C. Расход пара на одну обработку
196—1904 т при среднем 568,6 т.
Температура па забое до обработки 13—18°С,в среднем 16,19°С. После
обработки 72—256 °C, в среднем 123 °C.
Средний дебит до обработки (по 25 скважинам) 1,212 т/сут при колеба-
ниях от 0,1 до 4 т/сут.
Количество введенной в скважину теплоты на одну обработку 5,44—
931,65 млн. кДж, в среднем 194,72 млн. кДж на 1 обработку.
Продолжительность эффекта 48—1698 сут, в среднем 711,5 сут.
Дополнительно добыто нефти от 28 до 1905 т/скв., в среднем 585 т/скв.
Удельный расход пара 0,12—9,31 т/т при среднем удельном расходе пара
1,94 т/т.
Тепловая обработка ПЗС успешно применяется не только
для интенсификации притока в добывающих скважинах, но и
для нагнетательных скважин. Тепловая обработка особенно
важна при переводе добывающих скважин под нагнетание воды
или, другими словами, для освоения нагнетательных скважин
разрезающих рядов после отработки их на нефть. Особенно
если пластовые температуры низкие и содержание парафинов и
асфальтосмолистых веществ в нефти большое.
При освоении нагнетательных скваж'ин на Арланском месторождении
с помощью установки СУЭПС-1200 происходило не только увеличение при-
емистости нагнетательных скважин (примерно в 2,5 раза по сравнению со
скважинами, не подвергавшимися электропрогреву), но и существенно уве-
178
личился охват толщины пласта воздействия и происходило поглощение теми
интервалами и пропластками, которые ранее воду не поглощали вовсе. Такие
результаты были получены при введении в пласт 8,4—10,4 млн. кДж теплоты
от электронагревателя мощностью 10,5 кВт в течение 9—11 сут.
При тепловой обработке ПЗС иногда используются пере-
движные паровые установки ППУ для депарафинизации НКТ
в скважинах и выкидных линиях. ППУ — это прямоточный па-
ровой котел небольшой производительности, установленный на
шасси грузового автомобиля. Производительность такой уста-
новки 1 т/ч пара при давлении до 10 МПа. Температура уходя-
щего пара до 310 °C. Вследствие малой производительности
для параллельной работы используют до шести ППУ. Это хотя
и дает технологический эффект, но в конечном счете экономи-
чески не оправдывается.
§ 11.	ТЕРМОГАЗОХИМИЧЕСКОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ НА ПРИЗАБОЙНУЮ
ЗОНУ СКВАЖИНЫ
Термогазохимическое воздействие на призабойную зону
скважины (ТГХВ) заключается в сжигании на забое скважины
порохового заряда, спускаемого на электрокабеле. Время его
сгорания регулируется и может длиться от нескольких минут до
долей секунды. В соответствии с этим изменяется и газоприток,
т. е. скорость выделения газа при сгорании пороха, что опре-
деляет давление и температуру в зоне горения. Кроме того, ин-
тенсивность процесса регулируется и количеством сжигаемого
заряда, которое может изменяться от 20 до 500 кг.
При сгорании порохового заряда специального состава и об-
разовании газов происходит быстрое нарастание давления и
температуры в зоне горения. При быстром его сгорании давле-
ние на забое достигает 30—100 МПа, так как столб жидкости
в скважине играет роль уплотнительного поршня, который не
успевает быстро сдвинуться с места благодаря своей инерции.
При таком быстром процессе горения (доли секунды) осуще-
ствляется механическое воздействие на пласт, приводящее к об-
разованию в нем новых трещин и к расширению существующих.
Такое воздействие аналогично гидроразрыву пласта, но без за-
крепления образовавшихся трещин наполнителем.
При медленном горении пороховых газов на забое скважины
создается высокая температура (до 350 °C), так как на фронте
горения заряда она достигает 3500 °C. В результате происходит
прогрев призабойной зоны скважины. Нагретые пороховые газы
проникают по порам и трещинам в глубь пласта, расплавляют
смолы, асфальтены и парафины, выпавшие в призабойной зоне
в процессе эксплуатации скважины. Такое воздействие анало-
гично термическому воздействию на пласт.
При горении заряда образуется большое количество газооб-
разных продуктов горения, состоящих главным образом из угле-
179
кислого газа, который, растворяясь в нефти, снижает ее вяз-
кость и поверхностное натяжение на границе с водой и породой.
Это способствует повышению продуктивности скважины. Для
усиления химического воздействия на карбонатные коллекторы
пороховой заряд целесообразно сжигать в растворе соляной
кислоты, предварительно закачанной в скважину.
Для ТГХВ разработаны специальные аппараты, спускаемые
на бронированном кабеле в скважину. Эти аппараты получили
название аккумуляторов давления скважинных (АДС-5, АДС-6).
Иногда их называют пороховыми генераторами давления (ПГД).
Аккумуляторы давления инициируются электрическими воспла-
менителями, которые в отличие от пороховых шашек имеют про-
волочную спираль, нагреваемую электрическим током.
Аппарат АДС-5 предназначен преимущественно для про-
грева пласта, а аппарат АДС-6 для гидроразрыва пласта. Их
принципиальное отличие состоит в различной величине поверх-
ности горения порохового заряда. Выбор соответствующей мо-
дели АДС и количества сгорающих элементов зависит от гео-
лого-технических характеристик скважины и схемы обработки
в каждом конкретном случае.
При необходимости прогрева пласта в скважину опускают
снаряд АДС-5 и устанавливают на забой, если расстояние
забоя от нижних дыр перфорации скважины не превышает
2—3 м. В противном случае делают на забое песчаную
подушку. Заряд воспламеняют подачей электрического напря-
жения по кабелю на спираль накаливания. Горение начинается
с верхнего торца порохового заряда, так как распространению
горения на боковую поверхность препятствует жидкость, нахо-
дящаяся в скважине. После сгорания первой шашки, снабжен-
ной воспламенителем, горение передается по специальному ка-
налу следующей шашке и т. д. Полное время сгорания заряда
в снаряде АДС-5 при давлении 5 МПа и при воспламенении за-
ряда только с одного верхнего торца первой шашки может до-
стигать 200 с. Поэтому давление на забое скважины возрастает
постепенно и не приводит к гидроразрыву пласта, зато в месте
установки заряда температура достигает 350 °C, что приводит
к удалению твердых отложений в призабойной зоне и частич-
ному разрушению твердого скелета пласта.
Схема ТГХВ для разрыва пласта в нефтяных или нагнета-
тельных скважинах отличается от описанной тем, что на кабеле
спускают снаряд АДС-6, состоящий из нискольких пороховых
шашек, соединенных вместе в длинную гирлянду со сквозным
внутренним каналом. В верхнем торце верхней шашки и
в нижнем торце нижней шашки имеются электрические спи-
рали-воспламенители. Для сокращения продолжительности го-
рения, т. е. для увеличения поверхности горения; такой вос-
пламенитель может устанавливаться и в средней части за-
ряда. При наличии внешнего давления стандартный снаряд
180
АДС-6 сгорает за 3,3 с. Сравнительно быстрое сгорание по-
рохового заряда в скважине позволяет создавать необходи-
мые для ГРП давления без использования пакера, роль
которого в этом случае выполняет столб жидкости. При быст-
ром сжигании заряда не исключается тепловое и химическое
воздействие на призабойную зону скважины. Применение ТГХВ
в нефтяных и нагнетательных скважинах как в карбонатных,
так и в терригенных коллекторах показывает высокую эффек-
тивность этого метода, составляющую свыше 70%. Продолжи-
тельность работы скважины с повышенным дебитом или приеми-
стостью составляет от двух месяцев до двух лет.
По данным нефтедобывающих объединений Средней Волги
на одну обработку ТГХВ в среднем расходуется 80 кг порохового
состава, а дополнительная добыча нефти составляет 9 т/кг, до-
полнительная закачка воды — 418 м3/кг. Это достаточно высо-
кие показатели, учитывая простоту и сравнительную дешевизну
операции. Однако эти показатели резко ухудшаются или даже
могут быть отрицательными при неправильном выборе сква-
жины для обработки или нарушениии технологии подготови-
тельных работ. Опыт показал, что при глушении скважины во-
дой или глинистым раствором перед обработкой эффективность
обработки резко снижается. Нецелесообразно применение ТГХВ
в скважинах с низким пластовым давлением в истощенных кол-
лекторах. При быстром сгорании заряда иногда происходят вы-
бросы жидкости, прихваты кабеля и разрывы обсадной колонны.
Для предупреждения таких явлений необходимо держать уро-
вень жидкости ниже устья примерно на 50 м, а устье гермети-
зировать специальным сальником. В таком случае пространство
над уровнем выполняет роль амортизатора или воздушного ком-
пенсатора.
В нагнетательных скважинах часто не удается понизить уро-
вень. Тогда происходят переливы с большей или меньшей ин-
тенсивностью. В таких случаях на устье устанавливают саль-
ник, через который пропускают кабель, а боковые отводы арма-
туры устья оставляют открытыми на случай выброса. Хорошие
результаты в пластах с низкой проницаемостью достигнуты
при ступенчатой обработке, когда сжигание большого количе-
ства пороха опасно. Ступенчатые обработки производят с по-
стоянным увеличением массы порохового состава и не ранее чем
через 2 ч после предыдущей обработки, поскольку из-за повы-
шенной температуры в скважине может произойти преждевре-
менное воспламенение заряда. Известны случаи, когда горящий
пороховой снаряд под действием собственного веса и реактив-
ных сил, создаваемых струями горячих газов, отрывается от
кабеля, падает в зумпф на забой скважины и там догорает, не
оказывая должного воздействия на интервал перфорации. Для
исключения подобных явлений целесообразно делать непосред-
ственно ниже интервала перфорации искусственный забой на-
181
Рис. V.12. Пороховой генератор дав-
ления бескорпусный (ПГД-БК) для
термогазохимической обработки забоя
скважины
мывом песка или созданием
цементной пробки.
Конструкция снарядов,спу-
скаемых в скважины для
ТГХВ, изменялась и совершен-
ствовалась. Первоначально это
были корпусные аппараты
с пороховым зарядом, который
воспламеняется от электриче-
ской спирали. Сгорание поро-
хового заряда сопровождается
выделением газов с интенсив-
ностью 1000—1500 л/с. Проч-
ный корпус, в котором проис-
ходит горение, имеет в верхней
и нижней частях штуцеры для
регулировки скорости истече-
ния газов в скважину.
Давление газов в камере
к концу горения достигает
ПО МПа. Масса аппарата
160 кг. Корпус аппарата вме-
сте с кабельной головкой вы-
держивает до 20 операций.
В последнее время появи-
лись бескорпусные аппараты,
состоящие по существу из од-
ной кабельной головки и гир-
лянды пороховых шашек. При-
мером такого аппарата может
служить пороховой генера-
тор давления бескорпусный
ПГД-БК (рис.¥.12). В кабель-
ном наконечнике 1 закрепляется конец кабеля, который при-
соединяется к воспламенителю 6. Пороховые шашки 5, покры-
тые снаружи оболочкой, соединяются друг с другом резьбовыми
муфтами 2, образующими во всех шашках сквозную вертикаль-
ную трубку. Внутри трубок имеется заряд 3, который иниции-
рует горение пороха 5 в каждой шашке (секции). Свинчивая
вместе несколько шашек 5, можно изменять интенсивность горе-
ния и процесса в целом. После сгорания пороха на кабеле
остаются кабельный наконечник 1, головка аппарата 4 и сое-
динительная трубка 2, которые используются повторно. Осталь-
ные детали снаряда сгорают. Операция по термогазохимиче-
скому воздействию на забой скважины очень проста. На ее осу-
ществление затрачивают 2—3 ч времени, тогда как на обычный
гидроразрыв тратится 2—3 сут. Это один из эффективных спо-
собов воздействия на ПЗП для интенсификации притока.
182
§ 12.	ДРУГИЕ МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ
НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ СКВАЖИН
Кроме описанных основных методов воздействия на ПЗС су-
ществуют другие менее распространенные вследствие своей низ-
кой эффективности либо проходящие промышленные испытания
и находящиеся в стадии изучения. К ним следует отнести: тор-
педирование скважин; виброобработку забоев скважин; элек-
трогидравлическое воздействие на ПЗС.
Торпедирование применяется, как правило, в крепких поро-
дах для создания в ПЗС сети искусственных трещин с целью
увеличения продуктивности добывающих и приемистости нагне-
тательных скважин. Торпедирование, кроме того, широко при-
меняется и при ремонтных работах в скважинах. Существует
большое число конструкций торпед в зависимости от целей их
использования:
а)	торпеды кумулятивные осевые ТКО для создания направ-
ленного взрыва вдоль какой-либо оси или вдоль горизонтальной
плоскости. Они используются главным образом при ремонтных
работах для отрыва прихваченных труб или колонн путем
взрыва, сфокусированного, например, в горизонтальной плоско-
сти. Такая торпеда предназначена для ремонтных работ, для
разрушения посторонних предметов в скважине;
б)	торпеды из детонирующего шнура ТДШ для развинчива-
ния колонн в заданном месте, встряхивания прихваченных осев-
шим песком труб, очистки фильтров и поверхности пласта без
повреждения обсадной колонны и создания трещин в породе.
В этих торпедах используется детонирующий шнур, содержащий
в водонепроницаемой оболочке примерно 13 г взрывчатого ве-
щества (ВВ) на каждый 1 м длины шнура. Причем длина за-
ряда (длина шнура) может достигать 100 м. В ряде случаев на
поверхности пласта и фильтра наблюдается отложение солей,
продуктов коррозии и других твердых осадков, мешающих нор-
мальному притоку жидкости из пласта в скважину. В таких
случаях использование ТДШ дает хороший эффект, без повреж-
дения элементов конструкции скважины. В скважинах с откры-
тым забоем используются торпеды с детонирующими шнурами,
имеющими плотность ВВ более 13 г/м. Шнурковые торпеды мо-
гуть быть использованы и для очистки ПЗС нагнетательных
скважин;
в)	фугасные торпеды, как правило, большой мощности, не-
сущие в себе до 5—7 кг ВВ в виде шашек.
В качестве ВВ обычно используется так называемый флег-
матизированный дексоген, выделяющий энергию при взрыве,
равную 5,5 МДж на 1 кг ВВ. Фугасные торпеды ТШ (торпеда
шашечная) и ТШТ (торпеда шашечная термостойкая) исполь-
зуются для вскрытия пласта, образования в обсадной колонне
«фонаря» — раздутия с системой вертикальных трещин, превы-
183
Таблиц а V .4
Техническая характеристика вибраторов
Вибратор	Длина, мм	Диаметр, мм	Оптимальный расход, л с	Частота пульса- ции, с-1
ГВЗ-85	494	85	10—12	200
ГВЗ-108	420	108	15—20	250
ГВЗ-135	500	135	30—35	500
шающих на 10—20 см длину заряда. Такое торпедирование про-
водят против пластов с породами средней и высокой прочности.
При правильном выборе заряда, хорошем качестве цементи-
рования проходимость обсадной колонны не нарушается. В не-
которых случаях при взрыве фугасных торпед с количеством
ВВ, превышающим 5 кг, могут возникнуть повреждения в верх-
них частях колонны в результате действия ударных волн
в столбе жидкости над зарядом. Поэтому место установки тор-
педы изолируют цементным или песчаным мостом. В таких слу-
чаях торпеду снабжают автономным взрывателем замедленного
действия с замедлением на несколько суток. После подобного
воздействия в ПЗС образуется каверна и много обломочного
материала, который необходимо удалить промывкой.
В силу относительной сложности технологии воздействия на
ПЗС фугасными торпедами большой мощности и ряда других
причин последнее время их почти не применяют.
Работы по торпедированию скважин выполняются геофизи-
ческими конторами и трестами, располагающими необходимым
оборудованием, аппаратурой и обученным персоналом.
Виброобработка ПЗС для создания на забое скважины с по-
мощью специальных устройств — вибраторов колебаний давле-
ния различной частоты и амплитуды в процессе закачки той
или иной жидкости в пласт. Процесс отличается от гидравли-
ческого разрыва тем, что к спущенным в скважину НКТ при-
винчивается вибратор — генератор колебаний давления.
Вибратор представляет собой два соосных цилиндра с ко-
роткими косыми вертикальными прорезями. Наружный ци-
линдр— золотник может вращаться вокруг вертикальной оси
подобно турбинному колесу. Истечение жидкости из наружного
цилиндра — золотника происходит под некоторым углом к каса-
тельной цилиндра, вследствие чего ^создается реактивный мо-
мент, приводящий этот цилиндр во вращательное движение. При
совпадении прорезей жидкость выходит из НКТ, при несовпа-
дении она на мгновение останавливается.
Таким образом, создаются импульсы давления, частота ко-
торых может изменяться от числа прорезей в золотнике и ско-
рости его вращения, зависящей в свою очередь от расхода жид-
кости.
184
Операция осуществляется так же, как гидроразрыв пласта
при использовании того же оборудования. Кольцевое простран-
ство между НКТ и обсадной колонной герметизируется пакером
с установкой якоря. Через НКТ насосными агрегатами закачи-
вают жидкость.
Разработаны несколько типов вибраторов (табл. V.4).
В качестве жидкости рекомендуется использовать нефть,
раствор НС1, керосин и смеси этих жидкостей. На одну вибро-
обработку расходуется до 100 м3 жидкости. Расход раствора
НС1 или керосина берется из расчета 2—3 м3 на 1 м толщины
пласта.
Имеются основания считать, что колебания давления будут
быстро затухать при удалении от золотника, и в пласте они
едва ли будут настолько значительны, чтобы вызвать образо-
вание трещин в пласте. Приводимые в литературе сведения об
эффективности метода вибровоздействия, возможно, объясня-
ются действием кислоты, промывки ПЗС растворителями (ке-
росин, нефть) и удалением, таким образом, отложений парафина
и асфальтосмолистых веществ.
Глава VI
ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН
§ 1.	НАЗНАЧЕНИЕ И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН
Существует много методов исследования скважин и техни-
ческих средств для их осуществления. Все они предназначены
, для получения информации об объекте разработки, об условиях
; и интенсивности притока нефти, воды и газа в скважину, об
I изменениях, происходящих в пласте в процессе его разработки.
1 Такая информация необходима для организации правильных,
экономически оправданных процессов добычи нефти, для осу-
ществления' рациональных способов разработки месторождения,
для обоснования способа добычи нефти, выбора оборудования
для подъема жидкости из скважины, для установления наиболее
экономичного режима работы этого оборудования при наибо-
лее высоком коэффициенте полезного действия.
В процессе выработки запасов нефти условия в нефтяной
залежи и в скважинах изменяются. Скважины обводняются,
пластовое давление снижается, газовые факторы могут изме-
няться. Это заставляет постоянно получать непрерывно обнов-
ляющуюся информацию о скважинах и о пласте или несколь-
ких пластах, являющихся объектом разработки. От наличия
такой достоверной информации зависит правильность принимае-
мых решений по осуществлению на скважинах или на объекте
разработки или на отдельных частях такого объекта тех или
иных геолого-технических мероприятий.
Геофизические методы исследования. Из всех методов иссле-
дования скважин и пластов следует выделить особый комплекс
геофизических методов. Они оецованы на физических явлениях,
происходящих в горных породах4 и насыщающих их жидкостях
при взаимодействии их со скважинной жидкостью и при воздей-
ствии на них радиоактивного искусственного облучения или
ультразвука.
Геофизические методы исследования скважин и геологиче-
ского разреза на стадиях бурения этих скважин, их заканчива-
ния, а также текущей эксплуатации дают обильную информацию
о состоянии горных пород, их параметрах и об их измене-
ниях в процессе эксплуатации месторождения и часто исполь-
зуются при осуществлении не только геологических, но и чисто
технических мероприятий на скважинах. В силу своей специ-
фичности, необходимости знания специальных предметов, свя-
занных с физикой земли, горных пород, а также с ядерными
процессами, эти методы исследования, их теория, техника осу-
ществления и интерпретация результатов составляют особую от-
186	»
расль знаний и выполняются геофизическими партиями и орга-
низациями, имеющими для этой цели специальный инженерно-
технический персонал, оборудование и аппаратуру. Геофизиче-
ские исследования скважин — это различного рода каротажи,
т. е. прослеживание за изменением какой-либо величины вдоль
ствола скважины с помощью спускаемого на электрокабеле спе-
циального прибора, оснащенного соответствующей аппарату-
рой. К ним относятся:
1.	Электрокаротаж. Одним из важнейших методов является
электрический каротаж скважин, который позволяет проследить
за изменением самопроизвольно возникающего электрического
поля в результате взаимодействия скважинной жидкости с по-
родой, а также за изменением так называемого кажущегося
удельного сопротивления этих пород. Электрокаротаж и его
разновидности, такие как боковой каротаж — БК, микрокаро-
таж, индукционный каротаж — ПК, позволяют дифференци-
ровать горные породы разреза, находить отметку кровли и
подошвы проницаемых и пористых коллекторов, определять неф-
тенасыщенные пропластки и получать другую информацию о по-
родах.
2.	Радиоактивный каротаж — РК. Он основан на использо-
вании радиоактивных процессов (естественных и искусственно
вызванных), происходящих в ядрах атомов, горных пород и на-
сыщающих их жидкостей. Существует много разновидностей РК,
чувствительных к наличию в горных породах и жидкостях тех
или иных химических элементов. Разновидностью РК является
гамма-каротаж ГК, дающий каротажную диаграмму интенсив-
ности естественной радиоактивности вдоль ствола скважины, что
позволяет дифференцировать породы геологического разреза по
этому признаку. Гамма-гамма-каротаж (ГГК) фиксирует вто-
ричное рассеянное породами гамма-излучение в процессе их об-
лучения источником гамма-квантов, находящихся в спускаемом
в скважину аппарате. Существующие две разновидности ГГК
позволяют косвенно определять пористость коллекторов, а также
обнаруживать в столбе скважинной жидкости поступление воды
как более тяжелой компоненты.
3.	Нейтронный каротаж (НК) основан на взаимодействии
потока нейтронов с ядрами элементов горных пород. Спускае-
мый в скважину прибор содержит источник быстрых нейтронов
и индикатор, удаленный от. источника на заданном (примерно
0,5 м) расстоянии и изолированный экранной перегородкой.
Существует несколько разновидностей НК, как, например,
нейтронный каротаж по тепловым и надтепловым нейтронам
(НГ-Т и НГ-Н), которые дают дополнительную информацию
о коллекторе и пластовых жидкостях.
4.	Акустический каротаж (АК). Это определение упругих
свойств горных пород. При АК в скважине возбуждаются упру-
гие колебания, которые распространяются в окружающей среде
187
и воспринимаются одним или более приемниками, расположен-
ными в том же спускаемом аппарате. Зная расстояние между
источниками колебания и приемником, можно определить ско-
рость распространения упругих колебаний и их амплитуду, т. е.
затухание. В соответствии с этим выделяется три модификации
АК: по скорости распространения упругих волн, по затуханию
упругих волн и АК для контроля цементного кольца и техниче-
ского состояния скважины.
5.	Другие виды каротажа. К другим видам относится кавер-
нометрия, т. е. измерение фактического диаметра необсаженной
скважины и его изменение вдоль ствола. Кавернограмма в со-
четании с другими видами каротажа указывает на наличие про-
ницаемых и непроницаемых пород. Увеличение диаметра соот-
ветствует глинам и глинистым породам; сужение обычно про-
исходит против песков и проницаемых песчаников. Против
известняков и других крепких пород замеряемый диаметр соот-
ветствует номинальному, т. е. диаметру долота. Кавернограммы
используются при корреляции пластов и в сочетании с другими
методами хорошо дифференцируют разрез, так как хорошо от-
ражают глинистости и проницаемости разреза. Термокаротаж —
изучение распределения температуры в обсаженной или необса-
женной скважине. Термокаротаж позволяет дифференцировать
породы по температурному градиенту, а следовательно, по теп-
ловому сопротивлению. Кратковременное охлаждение ствола
скважины или нагрев при закачке холодной или горячей жид-
кости позволяет получить новую информацию о теплоемкости и
теплопроводности пластов. Это позволяет определить: местопо-
ложение продуктивного пласта, газонефтяной контакт, места по-
тери циркуляции в бурящейся скважине или дефекта в обсадной
колонне зоны разрыва при ГРП и зоны поглощения воды и газа
при закачке.
Увеличение чувствительности скважинных термометров и
уменьшение их тепловой инерции еще больше расширит круг
промысловых задач, решаемых с помощью термометрии.
Гидродинамические методы исследования. Они основаны на
изучении параметров притока жидкости или газа к скважине
при установившихся или при неустановившихся режимах ее ра-
боты. К числу таких параметров относятся дебит или его изме-
нение и давление или его изменение. Поскольку при гидродина-
мических методах исследования процессом охватывается вся
зона дренирования, то результаты, получаемые при обработке
этих данных, становятся характерными для радиусов, в сотни
раз превышающих радиусы охвата при геофизических методах.
Гидродинамические методы исследования выполняются тех-
ническими средствами и обслуживающим персоналом нефтедо-
бывающих предприятий. Они разделяются на исследования при
установившихся режимах работы скважины (так называемый
метод пробных откачек) и на исследования при неустановив-
188
шихся режимах работы скважины (метод прослеживания уровня
или кривой восстановления давления). Исследование при уста-
новившихся режимах позволяет получить важнейшую характе-
ристику работы скважины — зависимость притока жидкости от
забойного давления или положения динамического уровня
[Q(pc)]. Без этой зависимости невозможно определить обосно-
ванные дебиты скважины и технические средства для подъема
жидкости. Этот же метод позволяет определить гидропровод-
kh,
ность пласта е=------ с призабойной зоны.
И
Исследование при неустановившихся режимах позволяет
определить пьезопроводность х, для более удаленных зон пла-
ста и параметр и/г2пр (х — пьезопроводность; гпр — приведен-
ный радиус скважины), а также некоторые особенности удален-
ных зон пласта, такие как ухудшение или улучшение гидропро-
водности на периферии или выклинивание проницаемого пласта.
Техника для гидродинамических исследований скважин за-
висит от способа эксплуатации (фонтан, газлифт, ПЦЭН,
ШСН), который накладывает известные технические ограниче-
ния на возможности этого метода.
Скважинные дебитометрические исследования. Они позво-
ляют определить приток жидкости вдоль интервала вскрытия
в добывающих скважинах (профили притока) и интенсивность
поглощения в нагнетательных скважинах (профили поглоще-
ния) с помощью регистрирующих приборов — дебитомеров и
расходомеров, спускаемых в скважину и перемещаемых вдоль
перфорированного интервала.
Скважинные дебитометрические исследования дают важную
информацию о действительно работающей толщине пласта,
о долевом участии в общем дебите отдельных пропластков,
о результатах воздействия на те или иные пропластки с целью
интенсификации притока или увеличения поглотительной спо-
собности скважин. Эти исследования, как правило, дополня-
ются одновременным измерением влагосодержания потока
(% воды), давления, температуры и их распределением вдоль
ствола скважины.
Скважинные дебитометрические исследования проводятся
специальными комплексными приборами типа «Поток». Все гид-
родинамические и дебитометрические исследования сравни-
тельно легко осуществляются в фонтанных, газлифтных и на-
гнетательных скважинах, так как при этом доступ к забою
через НКТ открыт и спуск приборов на забой не составляет
больших технических трудностей. При других способах эксплуа-
тации (ПЦЭН, ШСН) спуск измерительного прибора через
НКТ невозможен, поэтому исследование таких скважин (а их
подавляющее большинство) связано с техническими трудно-
стями и имеет особенности.
189
§ 2.	ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН ПРИ УСТАНОВИВШИХСЯ
РЕЖИМАХ
В главе II была получена формула (II.7) радиального при-
тока жидкости к скважине
2ле (рк — рс)
гс
Если е = е(г), то
(VI.1)
2л (рк — рс)
(VI.2)
В главе IV § 2 было показано, что формулы (IV.1) и
(IV.2), справедливые, строго говоря, для совершенных сква-
жин, остаются справедливыми и для скважин несовершенных
(перфорированных), но при подстановке в них вместо радиуса
скважины гс приведенного радиуса г^.
Из формул (VI. 1) и (VI.2) видно, что дебит жидкости q
зависит от депрессии рк—рс, которая является независимым
аргументом. Группу постоянных величин, входящих в эти фор-
мулы, можно обозначить А. Таким образом,
А	,	(VI,3)
. RK
In —-—
г пр
ИЛИ
А =--------------- .	(VI .4)
Тогда дебит будет равен
7 = Л(Рк —Рс).	(VI.5)
Формулы (VI.1), (VI.2), (VI.5) определяют дебит жидкости
в пластовых условиях. На практике дебит q измеряется при
стандартных условиях и не в объемных единицах, а в т/сут.
Учитывая усадку нефти, т. е. вводя объемный коэффициент Ьн,
и плотность нефти при стандартных условиях рн, а также пере-
ходя от секунд к суткам, можем формулу (VI.5) переписать
так:
86400	486400рн ?	\	/VT ГО
Q = q —— Рн =---------—— (Рк—Рс).	(VI .6)
"н
190
Введем обозначение
7<=J6400M	(VI7)
Тогда
Q = tf(pK-Pc),	(VI.8)
где Q — дебит скважины при стандартных условиях, т/сут;
К — коэффициент продуктивности, т/(сут-Па).
Формула (VI.8) получила название формулы притока. Из
нее видно, что приток линейно зависит от депрессии или при
постоянном давлении на контуре от давления на забое сква-
жины
Из (VI.8) следует
,	(VI.9)
Рк Рс
т. е. коэффициент продуктивности есть суточный дебит сква-
жины, приходящийся на единицу депрессии. Подставляя
в (VI.7) значения А из (VI.3) и раскрывая значение е, можем
записать
д- = 2nfe/ipH86 400	(У]
М&н In Rk
Г пр
Иногда пользуются понятием удельный коэффициент про-
дуктивности Ку = —, т. е. коэффициент продуктивности отнесен-
h
ным к единице толщины пласта. Это позволяет более объек-
тивно сопоставлять фильтрационные способности пластов
в различных скважинах. Графическое изображение зависимости
Q=f(pK—Рс) или Q=f(pc) называется индикаторной линией.
Из (VI.8) видно, что индикаторная линия должна быть наклон-
ной прямой с угловым коэффициентом К. Чтобы построить ин-
дикаторную линию, необходимо иметь несколько фактических
значений дебитов и соответствующие этим дебитам забойные
давления рс.
Если известно пластовое давление в скважине, то индика-
торную линию можно строить в функции депрессии Ар = рк—рс,
т. е. [Q(Ap)]. Если пластовое давление неизвестно, то индика-
торную линию строят в функции забойного давления рс, т. е.
[Q(Pc)L Экстраполируя индикаторную линию до пересечения
с осью ординат, можно определить пластовое давление как ор-
динату р, соответствующую нулевому значению дебита (рис.
VI.1). Экстраполяция индикаторной линии до пересечения
с осью дебитов дает величину так называемого потенциального
дебита QnoT, т. е. дебита при нулевом давлении на забое сква-
жины. Эксплуатировать скважины при QnoT по геологическим
191
Рис. VI. 1. Построение зависимости
Q(pc) по четырем фактическим
точкам
и техническим причинам практи-
чески нельзя, за исключением
скважин с обнаженным забоем,
работающих в условиях грави-
тационного режима. Фактические
точки Q(p), получаемые при ис-
следовании скважины на не-
скольких установившихся режи-
мах, обычно не ложатся точно
на прямую, как на рис. VI.1,
а дают разброс, иногда значи-
тельный. Кроме того, индикатор-
ные линии не всегда получаются
прямыми, как это следует из фор-
мулы притока (VI.8). Искривле-
ние индикаторной линии в сто-
рону оси давления означает увеличение фильтрационного
сопротивления по сравнению со случаем фильтрации, описы-
ваемым линейным законом Дарси. Это объясняется тремя при-
чинами.
1.	Образованием вокруг скважины области с двухфазной
фильтрацией при забойном давлении ниже давления насыще-
ния. Чем больше эта разница, тем больше радиус области двух-
фазной (нефть + газ) фильтрации и, следовательно, больше
фильтрационное сопротивление.
2.	Изменением проницаемости и раскрытое™ микротрещин
в породе при изменении внутрипластового давления.
3.	Превышением скоростей движения жидкости в призабой-
ной зоне критических значений, при которых линейный закон
Дарси нарушается.
Искривление в сторону оси дебитов объясняется неодновре-
менным вступлением в работу отдельных прослоев или пропла-
стков и разными значениями в них пластовых давлений. Это
можно пояснить на примере двухслойного пласта. Если пласто-
вое давление в первом пропластке рк}, а во втором рк2, причем
Рк\>Рк2, то при всех забойных давлениях рс, лежащих в пре-
делах Рк1>Рс>Рк2, приток будет только из первого пропластка.
При снижении рс до величины рс<Рк2<Рк1 будут работать оба
пропластка, т. е. дебит непропорционально возрастет. Если бы
в реальных скважинах процессы фильтрации были обратимы,
т. е. расход при отборе был бы равен расходу при поглощении
в условиях численного равенства депрессии и репрессии, то это
не могло обусловить кривизну индикаторной линии, так как
известно, что алгебраическая сумма линейных уравнений все-
гда дает результирующее линейное.
Однако по целому ряду причин процессы фильтрации необ-
ратимые, и в частности потому, что на забое всегда имеются
взвесь, илистые и глинистые осадки, которые при возникнове-
192
нии репрессии закрывают поры, т. е. работают как обратный
клапан: выпускают жидкость из пласта в скважину и задер-
живают в обратном направлении. Наличие многих прослоев
сглаживает ход результирующей индикаторной линии, плавно
загибающейся в сторону оси дебитов.
Известны многочисленные факты, когда разница в пласто-
вых давлениях соседних пропластков, вскрываемых общим
фильтром, доходила до 3 МПа, а также факты внутрипласто-
вых перетоков. Кроме того, нелинейный характер индикаторных
линий находит объяснение в аномальных неньютоновских свой-
ствах некоторых пластовых жидкостей.
При любом виде искривления индикаторной линии ее всегда
можно аппроксимировать уравнением
Q = K(pK-pc)n.	(VI.11)
Это уравнение называют общим уравнением притока.
При и=1 уравнение (VI.И) описывает прямолинейную ин-
дикаторную линию. При 1>п>72 — индикаторные линии с ис-
кривлением в сторону оси р, при п>1 — индикаторные линии
с искривлением в сторону оси Q.
Случай линейной фильтрации является аналогом ламинар-
ному течению жидкости в трубной гидравлике. Ламинарное
течение с энергетической точки зрения наиболее экономичное,
поэтому в общем уравнении притока п больше единицы быть
не может.
При п=*/2 приток имеет четко выраженное турбулентное
течение жидкости, когда коэффициент трения А. не зависит от
числа Re.
Таким образом, индикаторная линия с искривлением в сто-
рону оси дебитов (л>1) физически невозможна. В противном
случае это означало бы существование течения жидкости
с энергетической точки зрения более экономичного, чем в слу-
чае ламинарного течения. Поэтому индикаторные линии с ис-
кривлением в сторону оси.дебитов, когда м>1, просто считали
дефектными.
С появлением скважинных дебитомеров удалось установить
истинные причины искривления индикаторных линий. При п=/=1
коэффициент К в общем уравнении притока теряет свой физи-
ческий смысл коэффициента продуктивности и превращается
просто в коэффициент пропорциональности или в угловой ко-
эффициент.
При прямой индикаторной линии коэффициент продуктив-
ности К может быть найден по любым двум фактическим точ-
кам как
К= =	(VI.12)
dp Pci Рс2
7 Заказ № 325	193
Зная К, можно определить гидропроводность е = £Л/р,. Для
этого надо решить формулу (VI. 10) относительно е
WB in
g = kh _ Гпр^
р,	2лрн86 400
(VI. 13)
Зная по геофизическим данным или по результатам глубинной
дебитометрии h, а по лабораторным данным ц, можно опреде-
лить проницаемость k в районе данной скважины. Обычно вме-
сто RK берут половину среднего или средневзвешенного по углу
расстояния до соседних скважин. Для одиночно работающих
скважин Rk принимают равным 250—400 м, исходя из физиче-
ских представлений о процессах фильтрации.
Если имеется ряд фактических замеров дебитов Qi и соот-
ветствующих этим дебитам замеров забойного давления pi, то
по этим данным можно определить все постоянные коэффици-
енты общего уравнения притока. Поскольку их три (/(, рк, п),
то нужно иметь по крайней мере замеры дебитов и давлений
при трех режимах эксплуатации. Полагая, что индикаторная
линия описывается уравнением вида (VI.11), то для каждого
режима будем иметь
I	Qi = K(p«—Pci)n
II	Q2 = K(pK-pc2)n
III	(2з = К(Рк-Рез)П
(VI. 14)
Деля уравнение I на II, сокращая на К и логарифмируя пра-
вую и левую часть, найдем
Ql/Q2 = / Рк-Pei^
X Рк Рс2 J
ИЛИ
ln-5i- = nln- (Рк~^-	(VI.15)
Qi	(рк — Pcs)
Решая II с III аналогично, найдем
1п-^_ =п1п(Рк~Ри)-.	(VI.16)
Qa	(Рк Рез)
Деля (VI.15) на (VI.16) и сокращая на п, найдем:
In _21_	1П Р*-РО-
N =------0*— =-------Р«--Рса_ -^М.	(VI. 17)
In	In рк~Рс2-
Qs	Рк — Ррз
Левая часть, число N, известна, так как Qi, Q2, Q3 известны.
Неизвестно рк. Его аналитическое определение представляет
сложности, так как уравнение (VI.17) трансцендентное. По-
194
этому из (VI. 17) рк может
быть найдено графоаналити-
чески. Задаваясь несколькими
произвольными, но близкими
к реальным значениям рк, вы-
числяем отдельно М — правую
часть равенства (VI.17) и
строим график зависимости
М(рк) (рис. VI.2). Находя на
этом графике точку пересече-
ния А прямой V = const с ли-
нией М(рк),получаем абсциссу
этой точки, т. е. такое значе-
Рис. VI.2. Графоаналитический метод
определения величины рк
ние рк, при котором N=M. Дальнейшее определение коэффи-
циентов К и п трудностей не представляет.
Решая уравнение (VI.15) или (VI.16) относительно иско- 
мого п и подставляя в него уже найденное рк, найдем
In Р* Рм
(VI.18)
Рк Рс2
И далее, из любого I, II, III уравнений, подставляя в. них уже
найденные рк и п, определим К-
К-------------
(Рк — Рез)"
(VI.19)
Поскольку точки Qi и р< всегда дают разброс, то из уравнений
системы (VI. 14) получится три разных значения К. Рекомен-
дуется принять среднее арифметическое.
Аналогично получится и с величиной п, из трех значений
которых принимают средние арифметическое.
Тогда уравнение притока в данной скважине будет
<2 = ^ер(Рк-Рс)ЛсР.	(VI.20)
Для вычисления коэффициентов К, Рк и п можно применить
другие методы, например метод наименьших квадратов.
В подземной гидравлике обосновывается описание процесса
фильтрации так называемой двучленной формулой
pK-pe=aQ + bQ*.	(VI.21)
По существу это есть аппроксимация индикаторной линии по-
линомом второй степени. При малых Q второе слагаемое
в (VI.21) мало. При увеличении Q оно увеличивается пропор-
ционально квадрату Q. Уравнение (VI.21) преобразуется в пря-
мую делением всех членов на Q:
^-^ = a + bQ.
(VI .22)
7*
195
Рис. VI.3. Индикаторная
линия при двучленной
формуле притока
Имея фактические точки, т. е. Qi и pCi, и строя по ним гра-
фик в координатах у=(Рк—Pc)/Q и x = Q, получаем прямую,
не проходящую через начало координат и отсекающую на оси у
отрезок а, b — угловой коэффициент этой линии (рис. VL3):
6 = У1 Уз .	(VI.23)
При Q—>-0 у = а= (pK—pc)/Q, откуда
Q= — (рк — Рс) следовательно,
а
1  ТС —	86 400
ч	, । Рк
[1ЬН 1П-—
гпр
Таким образом, в случае аппроксимации криволинейной инди-
каторной линии двучленной формулой необходимо по факти-
ческим точкам перестроить индикаторную линию в координа-
тах р=(рк—Pc)/Q; x = Q, определить отрезок а и далее согласно
формуле (VI.24) найти искомые параметры: гидропроводность
е или проницаемость k. В случае фильтрации в пласте гази-
рованной жидкости, т. е. при рПл<Рнас, параметры пласта оп-
ределяют по формуле установившегося радиального притока
газированной жидкости, которая решается относительно иско-
мой е.
Формула имеет вид
(VI.24)
q = 2nkh(HK-Hc)
ц In----—
г пр
(VI.25)
где Нк и Нс — функции, учитывающие изменение газонефтена-
сыщенности и фазовой проницаемости для жидкости при из-
менении давления. Остальные обозначения прежние.
Физически величина (Нк—НА представляет собой ту часть
общей депрессии, которая необходима для проталкивания к за-
бою скважины только жидкости.
196
Функция Н через известные забойные давления вычисля-
ется с помощью специальных аппроксимирующих формул, раз-
личных для различных интервалов давлений. Обычно методы
определения параметров пласта при установившихся отборах
газированной жидкости описываются в соответствующих инст-
рукциях, как правило, не отличаются надежностью и применя-
ются редко.
В заключение необходимо заметить, что использование фор-
мул установившегося радиального притока для определения
гидропроводности пласта e, = khlp дает значения этого пара-
метра, характерные для призабойной зоны пласта, так как
в этой зоне происходит наибольшее падение давления.
§ 3. ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН ПРИ НЕУСТАНОВИВШИХСЯ
РЕЖИМАХ
Если давление на забое рс, а тем более пластовое рк пре-
вышает давление насыщения рнас, то предполагается, что пере-
распределение давления в пласте после любых возмущений
происходит по законам упругого режима. В подземной гидро-
динамике рассматривается задача притока упругой жидкости
к скважине в бесконечном упругом пласте после ее внезапного
пуска или остановки. Решением этой задачи является формула
<VL26>
Ankh \ Ant )
Физическая интерпретация этой формулы следующая:
Др(r,t) означает изменение давления в упругом пласте в точке
М, удаленной от точки возмущения — скважины на расстояние
г через время t после начала возмущения.
В данном случае под возмущением понимается либо пуск
скважины с дебитом Q, либо внезапная остановка скважины,
работавшей перед этим длительное время, с дебитом Q (Q —
расход при стандартных условиях). При пуске скважины дав-
ление в точке М уменьшается на Др по сравнению с перво-
начальным, а при внезапной остановке скважины, длительно
работавшей с дебитом Q, Др — увеличение давления в точке М
по сравнению с первоначальным, Е,(—х), где х = г2/4х/— спе-
циальная табулированная экспоненциальная функция, значения
которой можно найти в таблицах специальных функций. Здесь
х = £/цРх — пьезопроводность, причем 0* — приведенный объ-
емный коэффициент упругости среды (вода, нефть, порода),
t — время с момента пуска или остановки скважины.
Решение (VI.26) является строго аналитическим, поэтому
оно справедливо для любых радиусов и в частности для ра-
диуса г, равного радиусу скважины гс. В этом случае формула
(VI.26) будет описывать закон изменения давления на стенки
самой скважины и является характеристикой процесса «само-
прослушивания» скважины. Таким образом, если остановить
197
скважину и зарегистрировать изменение во времени давления
на забое скважины, можно будет найти те параметры пласта,
при которых закон изменения Ар (/) совпадет с фактически за-
регистрированным. Для практического использования формулу
(VI.26) несколько упрощают. Дело в том, что при исследовании
скважин на неустановившихся режимах, т. е. при самопрослу-
шивании, приходится иметь дело с малыми значениями аргу-
мента х = Гс/4х/, так как гс— радиус скважины мал, a t со-
ставляет сотни и тысячи секунд.
При малых х экспоненциальная функция
оо
ЕД—х) = f -^-du
J «
X
хорошо аппроксимируется логарифмической функцией
Е,(—х) = 1пх +0,5772,
где 0,5772 — постоянная Эйлера. Поэтому формулу (VI.26)
можно переписать следующим образом:
Ар = _	+ 0,5772^ •	(VI.27)
Вводя знак минус в скобки и учитывая, что 1пе=1, можем
записать:
Ар = _0^Лп^_1пе0.5772\
Ankh I г2	J
Но е0,5772= 1 781.
Следовательно,
Ар = _^и.1п
4л£Л	Д'1,781
или
Д р (/) 3=	1п 2,2459х< .	(VI 28)
Ankh	г2
с
Обычно числовой коэффициент под логарифмом округляют,
так что 2,24587^2,25. Итак, если остановить скважину, рабо-
тавшую с дебитом Q, то на ее забое давление начнет повы-
шаться в зависимости от времени t согласно формуле (VI.28).
При этом предполагают, что режим упругий и давление на
забое больше давления насыщения.
На формуле (VI.28) основана методика исследования сква-
жины при неустановившихся режимах. Следует отметить, что
формула (VI.28) предполагает мгновенную остановку скважины
(при i = 0, Q = 0). Это равносильно срабатыванию крана или
клапана непосредственно на забое скважины. В действитель-
198
ности остановка, например, фонтанной скважины производится
на устье путем закрытия задвижки. В НКТ находится газожид-
костная смесь, которая после остановки начнет сжиматься под
действием возрастающего забойного давления. В затрубном
пространстве также произойдет рост давления и сжатие газо-
вой шапки. Мгновенной остановки скважины не произойдет,
а будет продолжающийся последующий затухающий приток
жидкости из пласта в скважину, чего формула (VI.28) не пре-
дусматривает. Поэтому последующий приток является источ-
ником некоторых погрешностей, которые возможно исключить
путем специальной обработки фактических данных.
Возвращаясь к формуле (VI.28), перепишем ее так, чтобы
время t было выделено, а именно
Др(/) = In- 2’25* a- Int.	(VI.29)
4nkh Л 4nfe/i
с
Обозначим:
z/ = Ap(O
а = ]п 2,25х
4ЛЙ/1	,2
' с
ь = ОцЬн
4rtkh
X=lnt
(VI.30)
(VI.31)
Тогда (VI.29) перепишется так:
у = а + Ьх.
А это есть уравнение прямой, не проходящей через начало ко-
ординат.
Отсюда следует правило, что фактически снятая на забое
скважины кривая восстановления давления (КВД) Др(/), пе-
рестроенная в полулогарифмических координатах у—\р\ х = In t,
должна иметь вид прямой отсекающей на оси у ординату а,
значение которой определяется формулой (VI.30), и имеющей
угловой коэффициент Ь, определяемый формулой (VI.31).
КВД на забое скважины записывается регистрирующим
скважинным манометром с автономной или дистанционной за-
писью показаний. Такой манометр, спускаемый на забой сква-
жины до ее остановки, дает запись изменения рс в функции
времени t. Поэтому фактическую кривую Др(/) необходимо
перестроить в координаты Др (In/) и найти ее постоянные ко-
эффициенты а и b (рис. VI.4). Начальный участок КВД не
укладывается на прямую, что связано частично с последующим
притоком, о котором было сказано выше, и инерцией масс
жидкости, которые вообще не учитываются формулой (VI.28).
199
Рис. VI.4. Записанная манометром (а) и перестроенная в полулогарифмиче-
ские координаты (б) кривая восстановления давления в остановленной сква-
жине
На перестроенной кривой Др (In/) отыскивается прямоли-
нейный участок, по двум точкам которого определяется угловой
коэффициент
b = Api ~ Xpi
In — In t2
Вычислив b, можем определить из формулы (VI.31) гидро-
проводность e, = khl\i-.
4лЬ
(VI.32)
(VI. 33)
Зная е, легко найти проницаемость k.
Отрезок а на оси ординат можно получить либо графиче-
либо аналитически. Из формулы (VI.29)
ским построением,
имеем
<?рЬн ।	2,25х
4лйЛ Л
'с
4 ляп
получим
или, подставляя Ь,
b In= Др,- —b 1П/,-;
(VI.34)
Л.рг и In ti — ордината и абсцисса любой точки прямой. Поде-
лив все на Ь и разложив логарифмы, можно выражение (VI.34)
переписать следующим образом:
In 2,25 + In — =— In/,-,
6
200
откуда
In —= -^--------In/,—1112,25	(VI.35)
''с	b
(1п2,25 = 0,80909). Учитывая, что 1пе=1, можно (VI.35) пере-
писать так:
л	Лр<
Др>	ь
1п-^-=1пе 6 —1п/— 1п2,25 = 1п —---------.
r2	2,25tt
После преобразования получим
2
J^ = _2,25/t-	(VI.36)
X	Ар,-	V	'
е ь
г2с
По формуле (VI.36) определяется комплекс — • Если по дру-
х
гам данным известна пьезопроводность %, то можно тЯГрёдёлй'ГБ—
приведенный радиус скважины гпр, учитывающий гидродинами-
ческое несовершенство скважины, так как известно, что для
перехода от совершенной скважины с радиусом гс к несовер-
шенной достаточно подставить вместо радиуса скважины гПр-
Параметры пласта, определенные по КВД описанным мето-
дом, характерны для удаленных зон пласта.
Аналогично методом неустановившихся режимов исследу-
ются нагнетательные скважины. Поскольку в нагнетательных
скважинах ствол полностью заполнен жидкостью, то погреш-
ности, связанные с явлениями последующего притока, в дан-
ном случае не возникают. Кроме того, отсутствие газирован-
ного столба жидкости в скважине позволяет измерять давления
непосредственно на устье, добавляя к этим показаниям гидро-
статическое давление столба жидкости в скважине.
Для снятия КВД нагнетательной скважины, работавшей
длительное время с дебитом Q, в принципе достаточно на устье
закрыть задвижку, т. е. прекратить закачку и снять кривую
падения давления \p=f(t) на устье. Величина Др определя-
ется как разность между давлением на устье при установив-
шемся режиме закачки, т. е. давлением нагнетания, и текущим
давлением на устье после прекращения закачки.
Обработка полученных данных для определения пластовых
параметров не отличается от описанной выше.
Аналитический аппарат для обработки результатов исследо-
вания добывающих и нагнетательных скважин на неустановив-
шихся режимах, описанный выше, пригоден и для обработки
результатов при ступенчатом изменении дебита на величину
AQ. Ступенчатое изменение дебита может быть достигнуто сме-
ной штуцера или прикрытием задвижки. При этом скважинным
201
манометром фиксируется КВД Др (0 при переходе от началь-
ного дебита Q! к новому дебиту Q2, изменившемуся на вели-
чину AQ = Q2—Qi. В соответствующие формулы вместо Q не-
обходимо подставить AQ. В остальном обработка остается пре-
жней.
Аналогичные приемы используются и для так называемого
гидропрослушивания пласта. В этом случае в одной скважине
вызывается возмущение, т. е. пуск или остановка (начало за-
качки или прекращение), а в другой — удаленной или в не-
скольких скважинах — реагирующих фиксируется изменение
давления во времени. Для обработки результатов используется
также формула (VI.26), причем за величину г принимается
расстояние между скважинами, за t — время, истекшее с на-
чала возмущения, а за Q — дебит остановленной добывающей
или нагнетательной скважины. Поскольку на подобные возму-
щения удаленные скважины реагируют слабо, то при гидропро-
слушивании в реагирующих скважинах замеряют изменения
статического уровня с помощью опускаемых приборов — пьезо-
графов.
Ранее было отмечено некоторое несоответствие реально про-
текающего процесса восстановления давления и закрытия сква-
жины, сопровождаемое последующим притоком, с используе-
мым математическим аппаратом, предусматривающим мгновен-
ную остановку скважины. Для устранения этого несоответствия
очень многими исследователями были разработаны методы об-
работки КВД и ряда других дополнительных данных, позво-
ляющих учитывать последующий приток, вносить поправки
в линию Ap(lnZ) и существенно увеличить число точек на пря-
молинейном участке кривой. Для того чтобы обработать КВД
с учетом притока, необходимо знать этот последующий приток
в функции времени. Его измеряют хорошо оттарированным и
достаточно чувствительным скважинным дебитомером. Однако
такие измерения можно произвести только в фонтанных и газ-
лифтных скважинах, в которых НКТ свободны для спуска при-
бора.
Последующий приток можно определить косвенным путем,
хотя и менее точно. Для этого после остановки фонтанной или
газлифтной скважины с помощью образцовых манометров за-
писываются изменения давления в затрубном пространстве и
на устье скважины. Кроме того, имеется КВД, записанная на
забое скважины. Разбивая весь процесс восстановления давле-
ния на интервалы по времени и располагая указанными выше
данными, которые также разбиваются на те же интервалы по
времени, а также зная площади сечения кольцевого простран-
ства и НКТ, можно вычислить объемы жидкости, поступившие
в кольцевое пространство и НКТ в течение соответствующего
интервала времени. Частное от деления приращения объема
жидкости на приращение времени дает расход в данный момент
202
времени. По данным расхода вносится поправка 2>1 в вели-
чину Др. Это позволяет поднять точки левой, пониженной части
кривой Др (In/) и, таким образом, получить большее число то-
чек на прямолинейной части кривой.
Разработано более 30 методов учета последующего притока
при исследовании скважин на неустановившихся режимах. Все
они достаточно сложны и требуют кропотливой вычислительной
и графической работы. Их можно разделить на две группы:
дифференциальные методы и интегральные методы.
Первые заключаются в том, что весь процесс восстановле-
ния давления разбивается на этапы по времени — шаги, в пре-
делах которых предполагается линейный закон изменения па-
раметров. Для каждого шага вычисляется поправка для Др.
Вторые также предусматривают разделение процесса на этапы,
но при переходе от точки к точке результаты предыдущих ша-
гов суммируются, т. е. интегрируются. Поправка каждой по-
следующей точки определяется с учетом предыдущих шагов.
Все методы дают некоторый разброс в результатах, но, как пра-
вило, разброс точек при дифференциальных методах значитель-
нее, чем при интегральных.
Исследование на неустановившихся режимах позволяет ка-
чественно оценить изменение проницаемости или наличие не-
проницаемых включений в удаленных областях пласта. Нали-
чие таких аномалий обусловливает вид концевых участков КВД.
Увеличение углового коэффициента b на концевых участках
соответствует уменьшению проницаемости, уменьшение b — уве-
личению проницаемости.
§ 4. ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН
Известно, что колебания температуры на земной поверхно-
сти вызывают изменения температуры на малой глубине. Су-
точные колебания температуры затухают на глубине менее
метра и годовые — на глубине примерно 15 м. Этот уровень
называют нейтральным слоем, ниже которого температура по-
стоянна и равномерно нарастает от действия теплового потока,
идущего из глубины земли. Общий тепловой поток земного шара
составляет 25,12 млрд. кДж/c. Для создания такого теплового
потока нужно в сутки сжигать 50 млрд, м3 метана. Интенсив-
ность или мощность теплового потока q связана простым соот-
ношением с теплопроводностью X и температурным градиентом
r = dTldx~.
(VI.37)
Если тепловой поток постоянен, то, замеряя распределение
температурного градиента, можно оценить значения Л горных
пород и дифференцировать их по этой величине. В однородной
203
толще осадочных пород геотерма Т(х), стационарного тепло-
вого потока будет представляться прямой линией с наклоном,
соответствующим температурному градиенту земли Г = д.Т/йх,
имеющему различные значения в различных геологических рай-
онах земли (в среднем Г«;0,03°С/м). При чередовании гори-
зонтальных пластов с различными коэффициентами теплопро-
водности геотерма стационарного теплового потока земли будет
представляться ломаной линией, состоящей из прямолинейных
отрезков с различными углами наклона. Чем меньше теплопро-
водность X, тем больше наклон линии Т (х) против данного
прослоя. Отклонения от естественной геотермы Т(х) связыва-
ются с гидро- и термодинамическими процессами, происходя-
щими в пластах и, что особенно интересно, в продуктивном
перфорированном интервале.
Начальная термограмма, замеренная до пуска скважины
в работу, дает представление о естественном невозмущенном
тепловом поле Земли. Термограмма работающей скважины от-
ражает все тепловые возмущения, вызванные притоком жидко-
сти или ее поглощением, а также изменением их интенсивности.
Поэтому основой для выделения продуктивных или поглощаю-
щих интервалов, определения их толщины, интенсивности по-
глощения и выявления общего состояния призабойной зоны
являются различия между геотермой и термограммой действую-
щей скважины. Если бы поток имел бесконечно большую ско-
рость, то он достигал бы поверхности без изменения темпера-
туры— линия АС0 на рис. VI.5. Так как его скорость конечна,
он успевает охладиться и, начиная с некоторой глубины (точка
В на рис. VI.5), термограмма потока перейдет в наклонную
линию, параллельную геотерме Тг. Разница температур Т„—
—Тт=АТ установится такой, при которой при данных тепло-
физических свойствах горных пород потери теплоты в окру-
жающую среду сравниваются с теплотой, принесенной восхо-
дящим потоком. Она прямо пропорциональна интенсивности
притока или, что то же, скорости восходящего потока и тепло-
емкости жидкости:
ДТ = ТП_ Tr = aCQ,	(VI.38)
где а — коэффициент пропорциональности, характеризующий
условие теплообмена; С — теплоемкость жидкости.
При увеличении дебита точка В на соответствующих кри-
вых будет подниматься и при достаточно больших дебитах она
может находиться выше устья скважины. Это означает, что
стабилизация температурного градиента не успевает наступить
при данных гидротермодинамических условиях потока.
Предположим, что на глубине Н2 находится второй пласт
(см. рис. VI.5) с таким же дебитом, что и первый пласт, рас-
положенный на глубине Ht. Оба пласта продуцируют жидкость
с одинаковыми теплофизическими свойствами. Термограмма
204
Рис. VI.5. Распределение температуры
по стволу скважины: Тг — геотерма —
естественное распределение темпера-
туры в неработающей скважине;
Тп—термограмма — распределение
температуры в работающей скважине
Рис. VI.6. Распределение температуры
по стволу нагнетательной скважины:
Тг — геотерма; Та— термограмма
второго потока при неработающем первом (пунктирная линия,
идущая от точки AJ совпала бы с термограммой потока из
первого пласта. И, несмотря на большую температуру второго
пласта, поток из пласта Н\ и из пласта Н2 на устье имел бы
одинаковую температуру.
Аналогично происходят изменения температур и при нагне-
тании воды в скважину (рис. VI.6). Точка А соответствует
температуре нейтрального слоя. Предположим, что закачивае-
мая вода также имеет эту температуру. Если бы скорость за-
качки была бесконечно большой, то вода достигла бы забоя
без изменения температуры (пунктирная линия АС). Разница
в температуре воды и окружающих горных пород с увеличе-
нием глубины будет расти и вода начнет нагреваться. На
некоторой глубине (точка В) теплообменные процессы стабили-
зируются и термограмма потока Тп практически станет парал-
лельной геотерме Тг. При увеличении расхода точка В на соот-
ветствующих кривых будет опускаться, а при очень большом
расходе точка В может опуститься ниже пласта Н\, т. е. стаби-
лизация теплообмена не наступит.
При закачке холодной воды (точка А]) вода начнет нагре-
ваться интенсивнее, так как разница температуры воды и окру-
жающих горных пород больше. Стабилизация теплообменных
процессов наступит раньше и точка В\ переместится вверх (см.
рис. VI.6). При закачке горячей воды (точка А2) сначала будет
происходить передача теплоты от воды к окружающим горным
породам. На некоторой глубине термограмма потока Тп пере-
205
Рис. VI.7. Распределение темпера-
туры в скважине с учетом кало-
риметрического эффекта Джо-
уля — Томсона
сечет геотерму Тг в точке М, на-
зываемой точкой инверсии. Ниже
точки Л4 будет происходить на-
грев воды. Стабилизация тепло-
обмена наступит на некоторой
глубине в точке В?, ниже кото-
рой Тп будет параллельна гео-
терме Тг. Из этого следует, что.
возможен случай, когда геотер-
ма и термограмма будут парал-
лельны, начиная с самого устья
(точка А3).
Выше предполагалось, что
температура выходящей из пла-
ста жидкости равна пластовой.
Это было бы верно для статиче-
ских условий, когда нет движе-
ния жидкости по пласту. При
фильтрации жидкости перепад
давлений Др = рк—Рс расходу-
ется на преодоление сил трения,
в результате чего температура вытекающей из пласта жидкости
увеличивается по сравнению с геотермальной. При фильтрации
газа в отличие от жидкости его температура падает вследствие
сильного расширения. Установившееся изменение температуры
пластовой жидкости АТ зависит от перепада давления. Эта за-
висимость, называемая эффектом Джоуля — Томсона, опреде-
ляется (в первом приближении) формулой
АТ = —еАр,
(VI. 39)
где знак минус означает, что падению давления соответствует
повышение температуры; е — интегральный коэффициент Джо-
уля—Томсона, который в практическом диапазоне изменения
давлений можно считать постоянным.
Для воды е = 0,24-10“6 °С/Па; для нефтей 8= (0,41—0,61)Х
Х10 е °С/Па, для газов е= (2,55—4,08)  10 6 °С/Па.
Это означает, что при депрессиях порядка 10 МПа нефть
может иметь температуру на 4—6°C выше геотермальной. Та-
ким образом, за счет эффекта Джоуля — Томсона геотерма при
фильтрации жидкости должна сдвинуться вправо, в сторону
увеличения температуры на величину АТ®, а при движении
газа — влево на величину АТГ, так как произойдет снижение
температуры, которое иногда может быть очень существенным
(25—40 °C).
Современные скважинные электротермометры имеют по-
грешность порядка 0,1 °C. Поэтому дроссельные эффекты мо-
гут сравнительно просто регистрироваться и учитываться. При
одновременной работе нескольких пластов или пропластков их
206
продукция, имеющая различную температуру, смешивается,
обусловливая калориметрический эффект и скачкообразное из-
менение температуры потока смеси (рис. VI.7). Амплитуда
этого скачка зависит от исходных температур смешивающихся
потоков, от их расходов и теплоемкостей и определяется кало-
риметрической формулой, предполагающей равенство отданной
и полученной теплоты:
ATBCBQB = ATnCnQn,	(VI.40)
где ДТв — понижение температуры восходящего потока в ин-
тервале смешения; &Тп— повышение температуры присоеди-
няющегося потока; С, Q — теплоемкости и расходы соответст-
венно (индекс в относится к восходящему потоку нижнего
пласта, индекс п означает присоединяемую жидкость верхнего
пласта).
На рис. VI.7 показан ход термограмм с учетом калоримет-
рического эффекта при смешивании потоков.
Тг — геотерма статического состояния без учета нагрева
жидкости за счет дроссельного эффекта.
A7'g — смещение температур (увеличение) за счет дроссельного
эффекта Джоуля — Томсона.
А — исходная точка термограммы Тг верхнего пласта Н2 при
условии, что нижний не работает.
Т\—термограмма нижнего пласта Hi также с учетом дрос-
сельного эффекта ATg.
В — исходная точка термограммы Т\ нижнего пласта Н\
с учетом дроссельного эффекта.
АТв — понижение температуры восходящего потока в зоне сме-
шения.
А7П— повышение температуры потока, присоединяющегося из
верхнего пласта Н%.
Т — действительная термограмма обоих потоков после сме-
шения.
Поскольку температурные скачки в зоне смешения зависят
от расходов [см. формулу (VI.40)], то, измерив эти скачки, мо-
жно определить расходы. Другими словами, термограмму мо-
жно интерпретировать как дебитограмму, позволяющую не
только выделять продуктивные интервалы, но и определить их
притоки.
Из равенства (VI.40) следует
или Qn = QB	(VI.41)
<?в ДТ-пСв	Vn Чв дтпСп	'	’
Здесь QB — расход восходящего потока в колонне до его
смешивания с присоединяемым потоком Qn-
Выше кровли верхнего пласта расход будет равен сумме
Q = Qn + QB- Откуда
QB = Q—Qn.	(VI.42)
207
Подставляя (VL42) в (VI.41), получим
Qn = (Q-Qn)4FF^-	(VI.43)
Решая (VI.43) относительно искомого Qn, получим
Qn = Q ------------	(VI .44)
ДГПСП + дтвсв	v 7
Таким образом, для определения присоединяемого расхода Qn
необходимо измерить Q — расход жидкости в колонне выше
кровли присоединяемого пласта; \ТВ— температурный скачок
в зоне смешения потоков, т. е. охлаждение восходящего потока
против присоединяемого пласта; ATn— увеличение температуры
потока присоединяемого пласта, измеренное как разность тем-
пературы у кровли пласта и условной геотермы, т. е. геотермы,
исправленной на дроссельный эффект (см. рис. VI.7); Св и Сп —
теплоемкости. Совершенно очевидно, что при повышении чув-
ствительности скважинного термометра и его разрешающей
способности возможности термометрических исследований
скважины расширятся. В настоящее время имеются скважин-
ные термометры-дебитомеры, основанные на принципе охлаж-
дения нагретой электротоком спирали, омываемой потоком
жидкости. Охлаждение спирали тем интенсивнее, чем интенсив-
нее расход жидкости. Можно экспериментально установить за-
висимость между температурой спирали и расходом жидкости.
Таким термодебитомером вдоль исследуемого интервала сни-
маются две термограммы: обычная, когда нагретая спираль
подвергается воздействию потока, и геотерма в остановленной
скважине, которая показывает изменение температуры нагретой
спирали в зависимости от глубины. По разности показаний этих
двух термограмм и с помощью калибровочных кривых опреде-
ляется изменение расхода вдоль исследуемого интервала.
Преимуществами такого термодебитомера являются его
малые размеры, возможность спуска на тонком одножильном
кабеле КОБД-4, отсутствие необходимости использования паке-
рующих устройств. Такой термодебитомер позволяет фиксиро-
вать приток из каждого действующего перфорационного от-
верстия.
Этим не исчерпываются возможностп термометрических ис-
следований скважин. Изучение изменения температуры на за-
бое скважины при изменении режима ее работы содержит в себе
возможности термозондирования пласта для определения его
параметров. В этом отношении температурные изучения газо-
вых скважин, в которых эффект Джоуля — Томсона обусловли-
вает более сильные температурные изменения, достигающие
40 °C, дают более надежные результаты таких исследований.
208
§ 5. СКВАЖИННЫЕ ДЕБИТОМЕТРИЧЕСКИЕ
ИССЛЕДОВАНИЯ
\_Ц£идобыче; нефти очень редко преходится эксплуатировать
однородные^ монолитные' насыщенные нефтью пласты.Обычно
на забое скважины'имеются несколько перфорированных интер-
валов, соответствующих' отдельным пластам или пропласткам-,
вскрытым общим фильтром. Даже если вскрывают один пласт,
то работающая толщина такого пласта никогда не равна ин-
тервалу перфорации. Отмечены такие факты, когда при несколь-
ких метрах перфорированного интервала весь дебит скважины
был получен из короткого интервала толщиной в несколько де-
сятков сантиметров. В нагнетательных скважинах также тол-
щины действительно работающих интервалов могут сильно от-
личаться от вскрытых.
Для добычи нефти и разработки нефтяного месторождения
необходимо знать: отдающие продукцию интервалы, долю ра-
ботающих интервалов от общей толщины пласта; поглощающие
интервалы в нагнетательных скважинах; распределение нагне-
таемого агента по интервалам, долевое участие пропластков
в суммарной продукции скважин; распределение интенсивности
притока или поглощения вдоль интервала вскрытия; состав
продукции, поступающей в скважину из того или иного интер-
вала; степень выработанности запасов нефти из отдельных
пропластков, вскрытых общим фильтром, степень компенсации
закачкой отобранной нефти; необходимость воздействия на при-
забойную зону скважины для стимулирования отдачи или по-
глощения пластов, а также результаты воздействия, параметры
отдельных пропластков; долю работающих интервалов от об-
щей толщины пласта или пропластка; поглощающие интервалы
в нагнетательных скважинах; поглотительную способность каж-
дого интервала; долевое участие различных интервалов или от-
дельных участков данного интервала в суммарной продукции
скважины; как распределяется интенсивность притока или по-
глощения вдоль интервала вскрытия; состав продукции, посту-
пающей в скважину из того или иного интервала (наличие
обводненных или частично обводненных пропластков); степень
выработанности запасов нефти из отдельных пропластков или
пластов, вскрытых общим фильтром; степень компенсации за-
качкой отобранной нефти из тех или иных пропластков или
пластов; интервалы, требующие воздействия кислотой, гидрав-
лического разрыва или дополнительной перфорацией для сти-
мулирования их работы на отдачу или на поглощение; резуль-
таты воздействия на призабойную зону геолого-технических
мероприятий по интенсификации притока или поглощения; пла-
стовые параметры отдельных пропластков, индикаторные линии
и статические давления в этих пропластках.
Ответы на перечисленные вопросы могут быть получены
209
Рис. VI.8. Диаграмма интенсивности притока:
а — равномерный приток по всей толщине пласта; б — равномерный
приток при работе двух пластов; в — неравномерный приток при ра-
боте двух пластов (часть пласта П не работает)
с помощью дебитометрических исследований скважины опускае-
мым на кабеле скважинным прибором — дебитомером для до-
бывающих и расходомером для нагнетательных скважин. При
перемещении такого прибора вдоль вскрытого интервала сква-
жины получается информация о распределении интенсивностей
притока или поглощения вдоль перфорированного участка
пласта.
Принципы измерения расхода жидкости при притоке или при
поглощении могут быть различными, но можно представить, что
в приборе имеется вертушка (лопастное колесо), число оборо-
тов которой пропорционально расходу протекающей жидкости.
Обороты вертушки можно трансформировать в электрические
импульсы, которые по кабелю передаются на поверхность и
фиксируются специальным прибором — счетчиком импульсов.
Частота импульсов, пропорциональная расходу, может транс-
формироваться в ток или напряжение и подана на стрелочный
прибор, отградуированный в единицах объемного расхода. Глу-
бина спуска прибора и ее изменение при перемещении прибора
также фиксируется соответствующим устройством. В резуль-
тате получается зависимость притока или поглощения от глу-
бины спуска прибора, т. е. дебитограмма.
Допустим, что спускаемый дебитомер дает показания о расходе жидко-
сти в виде числа импульсов в единицу времени п, пропорционального расходу.
При исследовании таким дебитомером однородного пласта, в котором по
всей толщине интенсивность притока одинаковая, получится диаграмма
(рис. VI, 8, а). Очевидно, в этом случае дебитомер, спущенный ниже подошвы
пласта, где скорость восходящего потока равна нулю, покажет ч = 0.
При подъеме дебитомера приток будет нарастать, и выше кровли иссле-
дуемого пласта число импульсов будет максимально. На рис. VI.8, б пред-
ставлена дебитограмма, когда пласт I и пласт II дают одинаковые притоки
nt = п2, 4i + «2=4max и каждый из этих пластов показывает одинаковую интен-
сивность притока всей работающей толщины. Из рис. VI.8, в можно видеть,
что в пласте II вся толщина работающая и производительность этого пласта,
210
характеризуемая частотой импульсов п2, составляет долю от суммарной про-
изводительности обоих пластов равную,
6н = - ”3- =_______________
итах Л, Ц- П2
Из этой дебитограммы можно установить, что часть перфорированной
толщины пласта I не работает. Толщина неработающего интервала равна Ь
при общей толщине hi. Поэтому охват пласта по толщине процессом вытес-
нения в районе данной скважины будет равен
На дебитограммах отражаются интервалы не только при-
тока, но и поглощения, т. е. с помощью скважинных дебитоме-
ров можно обнаружить внутрискважинные перетоки и опреде-
лить их интенсивность.
По данным дебитометрических исследований скважин на
нескольких установившихся режимах можно определить коэф-
фициенты продуктивности отдельных пластов, построить для
них индикаторные линии и определить пластовые давления для
каждого пласта. Это позволяет глубже изучить гидромеханику
работы такой сложной неоднородной многопластовой системы.
С этой целью при каждом установившемся режиме работы
скважины, что характеризуется стабильностью ее дебита, прово-
дятся дебитометрические измерения, на основании которых оп-
ределяются дебиты каждого пласта Qi, Qu и Qin и т. д. Одно-
временно манометром измеряется забойное давление, соот-
ветствующее первому режиму работы скважины. Эти данные
могут быть получены и с помощью комплексного скважинного
прибора, измеряющего одновременно расход, давление и дру-
гие величины, как, например, температуру и содержание воды
в потоке. Сменой штуцера или прикрытием задвижки на устье
скважины устанавливается второй режим, при котором также
определяются дебитомером профили притока и новое забойное
давление. Такие измерения можно повторить при нескольких
режимах. Замеренные при разных режимах забойные давления
можно пересчитать на глубины, соответствующие серединам
работающих интервалов каждого пласта, т. е. учесть различие
глубин залегания пластов и спуска манометра. Однако для раз-
ности забойных давлений такие пересчеты не потребуются, так
как разность давлений остается неизменной. Коэффициенты про-
дуктивности вычисляются как частное от деления изменения
дебита на изменение давления при переходе от одного режима
к другому. Например, для первого пласта коэффициент продук-
тивности будет равен
к = (Qi)i— (Qi)3
(Рс)1 (рс)й
211
Рпс. VI.9. Индикаторные линии трех-
пластовой системы
Аналогично могут быть вы-
числены коэффициенты про-
дуктивности II и III пластов
д- _ (<?п)1 — (Qllh
(Рс)1 (Рс)г
is __ (Qiii)i — (Qin)a
Л 111 — ---------------.
(Pc)i-(Pc)2
Здесь Q1( Qu, Qni, рь рп,
Pin—дебиты и забойные дав-
ления, I, II и III пластов со-
ответственно. Индексы 1 и 2
означают первый и второй режимы. В случае поглощения
жидкости каким-либо пластом дебит при поглощении берется
со знаком минус, а при вычислении коэффициента продуктив-
ности в числителе дроби берется алгебраическая разность де-
битов.
При исследовании скважин на нескольких режимах, имея
результаты дебитометрических измерений, можно для каждого
пласта построить индикаторную линию. Для удобства сопоста-
вления таких индикаторных линий и решения некоторых вопро-
сов совместной работы таких многопластовых систем, вскрывае-
мых общим фильтром, целесообразно пользоваться приведен-
ными забойными давлениями (рис. VI.9).
На рис. VI.9 точками 1, 2 и 3 отмечены дебиты I, II и III
пластов соответственно при первом установившемся режиме
работы скважины, имеющие общую абсциссу — приведенное за-
бойное давление pci. Точками 4, 5, 6 отмечены дебиты соответ-
ственно I, II и III пластов при втором режиме с приведенным
забойным давлением рс2.
Как видно из рисунка, дебит пласта III при давлении рс2
имеет отрицательное значение (точка 5). Соединяя точки пря-
мыми, т. е. предполагая линейный закон фильтрации во всем
диапазоне дебитов, и экстраполируя эти прямые до пересечения
с осью давлений, получим приведенные пластовые давления.
Для пластов I и II индикаторные линии пересеклись в одной
точке В. Следовательно, приведенное пластовое давление в этих
двух пластах одинаковое, что является косвенным указанием
на их гидродинамическую связь. Индикаторная линия пласта
III пересекла ось р в точке А, абсцисса которой есть приведен-
ное пластовое давление пласта III, которое меньше пластового
давления в пластах I и II (точка В). Этим и объясняется по-
глощение жидкости пластом III при забойных давлениях, пре-
вышающих пластовое в пласте III.
При наличии данных исследования на трех и более режимах
можно получить как прямолинейные, так и криволинейные ин-
дикаторные линии. Для определения действительных пласто-
212
вых давлений в каждом пласте, залегающем на разных гипсо-
метрических отметках, необходимо сделать пересчет от приве-
денных давлений к давлениям, соответствующим глубинам за-
легания пластов.
Аналогичные исследования и обработка результатов могут
быть выполнены и для нагнетательных скважин.
Для правильных количественных измерений дебитомерами
последние оборудуются специальными легкими пакерами зон-
тичного типа, перекрывающими кольцевой зазор между дебито-
мером и обсадной колонной и управляемыми обычно с поверх-
ности по электрическому кабелю. Такие пакеры направляют
весь восходящий поток жидкости через вертушку или другой
измерительный элемент прибора. Поэтому профиль притока
снимается не непрерывно, а ступенчато при раскрытии пакера
на каждой ступени. Иногда ограничиваются установкой деби-
томера с раскрытием пакера только у верхних перфорацион-
ных отверстий каждого перфорированного интервала. При та-
кой методике исследование упрощается, но распределение при-
тока вдоль перфорированного интервала данного пласта не
замеряется. Современные скважинные приборы являются ком-
плексными и одновременно регистрируют такие параметры, как
расход, давление, температуру, содержание воды в потоке,
а также местоположение нарушения сплошности металла
стальных труб. Примером такого многофункционального ди-
станционно управляемого с пакерующим устройством аппарата
является отечественный комплексный глубинный прибор «По-
ток-5». За один спуск такого прибора в скважину получают
информацию о пяти параметрах, в том числе о глубине спуска
башмака НКТ. Дебитометрические исследования достаточно
просто производить в фонтанных и газлифтных скважинах,
в которых внутреннее сечение НКТ открыто и глубинный при-
бор беспрепятственно может быть спущен в фильтровую часть
обсадной колонны. Что касается подобных исследований в сква-
жинах, оборудованных ПЦЭН и ШСН, то в них такие иссле-
дования почти неосуществимы. В этом отношении имеются
случаи спуска дебитомера на кабеле вместе с насосным обору-
дованием и НКТ. После пуска скважины и окончания дебито-
метрических исследований для извлечения прибора снова при-
ходится извлекать колонну НКТ и насосное оборудование, при-
чем нередки случаи повреждения и даже обрыва кабеля во
время спуско-подъемных работ.
§ 6. техника и приборы для гидродинамических
ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН
Приборы спускают в скважины без остановки их работы.
Поскольку доступ к забою через НКТ возможен в фонтанных
и газлифтных скважинах, на устьях которых всегда имеется
213
Рис. VI. 10. Лубрикатор
давление, иногда очень значительное, то
измерительные приборы в действующую
скважину вводят через лубрикатор
(рис. VI.10), который состоит из корпуса
1, устанавливаемого на верхний фланец
буферной задвижки 2 арматуры устья
скважины. Размеры корпуса должны
позволять размещение в нем спускаемого
прибора 3. На верхнем конце корпуса
имеется сальниковое устройство 4 и
кронштейн 5, удерживающий направля-
ющий ролик 6. Лубрикатор имеет спуск-
ной краник 7 и уравнительный отвод 8.
Лубрикатор устанавливают при за-
крытой задвижке 2 без нарушения ре-
жима фонтанной или газлифтной сква-
жины, нефть из которой поступает не-
прерывно в боковой отвод 9. Перед
спуском прибора в скважину отворачи-
вается сальниковая крышка 4, через ко-
торую продергивается кабель или про-
волока.
Глубинный прибор с присоединенной проволокой опускают
в корпус лубрикатора, после чего завинчивают сальниковую
крышку 4. Проволока заправляется на направляющий ролик 5
и идет к барабану подъемной лебедки транспортируемой на ав-
томашине.
После зарядки лубрикатора открывается задвижка 2; дав-
ления уравниваются; после чего прибор спускают в скважину.
Длина смотанной с барабана проволоки или кабеля измеряется
специальным измерительным роликом, соединенным со счетчи-
ком, показывающим глубину спуска прибора. После измерений
прибор извлекается в обратном порядке. Сначала он вводится
в корпус лубрикатора, затем закрывается задвижка 2 и после
уравновешивания давления с помощью крана 7 открывается
сальниковая крышка и прибор извлекается на поверхность.
Для насосной эксплуатации имеются малогабаритные луб-
рикаторы. Такие лубрикаторы устанавливаются эксцентрично
на верхнем фланце насосной устьевой арматуры и предназна-
чены для спуска в кольцевое пространство насосных скважин
малогабаритных скважинных манометров с наружным диамет-
ром менее 28 мм. Спуск измерительных приборов в скважины,
работающие с дебитом более 300—400 т/сут (зависит еще и от
газового фактора), обычно вызывает затруднения, так как
встречный поток жидкости из-за гидравлических сопротивле-
ний, вызываемых наличием прибора, препятствует его спуску.
В подобных случаях к глубинным приборам подвешивают гру-
зовую штангу. При очень больших дебитах, перед спуском
214
прибора, прикрытием выкидной за-
движки или регулируемого штуцера
дебит уменьшают до такого, при кото-
ром спуск прибора становится воз-
можным. После спуска прибора ниже
башмака НКТ, где скорость восходя-
щего потока мала, работу скважины
снова переводят на прежний режим.
Однако такое нарушение может отра-
зиться на измеряемых параметрах, по-
этому после такой операции скважине
необходимо дать возможность выйти
на установившийся режим.
Многие скважинные приборы (ма-
нометры, термометры, пробоотборни-
ки) имеют автономную регистрацию
измеряемых параметров внутри са-
мого прибора. Такие аппараты спу-
скаются на стальной (из прочной ти-
гельной стали) проволоке диаметром
1,6—2,2 мм. Проволока не должна
иметь скруток и спаек, так как дол-
жна беспрепятственно проходить че-
рез сальник лубрикатора. Все прибо-
ры с дистанционной регистрацией по-
казаний и дебитомеры с дистанцион-
Рис. VI.11. Принципиаль-
ные схемы геликсного (а) и
поршневого (б) скважин-
ных манометров
ным управлением раскрытия и закры-
тия пакера спускаются на тонком электрическом кабеле.
Скважинные исследования большей частью заключаются
в измерениях забойных давлений с помощью манометров. Суще-
ствует много типов скважинных манометров, но наиболее про-
стым и распространенным является манометр скважинный ге-
ликсный (МГН-2) с автономной регистрацией (рис. VI.11,а).
Чувствительным элементом в этом манометре является много-
витковая пустотелая плоская пружина-геликс 1, заполненная
под вакуумом легким маслом. При давлении внутри пружины
каждый виток, как и в обычном манометре, разворачивается
на некоторый угол вокруг вертикальной оси. Последний верх-
ний заглушенный виток поворачивается на угол, равный сумме
углов поворота всех витков. На верхнем витке укреплено лег-
кое царапающее перо 2, угол поворота которого пропорциона-
лен давлению. Нижний конец геликсной пружины сообщается
с сильфоном 3 (эластичная металлическая гармошка), испол-
няющим роль разделителя жидкостей. Сильфон также запол-
нен маслом. Он омывается скважинной жидкостью, давление
которой без потерь передается через сильфон жидкости внутри
геликса.
Регистрирующая часть состоит из следующих элементов.
215
Часовой механизм 4 приводит во вращательное движение хо-
довой винт 5, который сообщает регистрирующей каретке 6
равномерное поступательное движение. Поэтому вертикальное
перемещение каретки пропорционально времени, истекшему
с момента пуска часового механизма на поверхности перед
герметизацией прибора.
Все детали манометра, за исключением сильфона, заклю-
чены в прочный герметичный корпус 7, внутри которого сохра-
няется атмосферное давление. Камера, где помещен сильфон,
сообщается через отверстие с наружной средой. Обычно в ниж-
ней части прибора в специальной камере помещается обыкно-
венный максимальный термометр для регистрации температуры
на забое скважин и внесения температурных поправок в пока-
зания манометра.
На внутренней стороне каретки (стакана) укладывается
бланк из специальной бумаги, на которой острие царапающего
пера оставляет тонкий след при ничтожно малом трении. Перо
пишет дугу, пропорциональную давлению, при непрерывно пе-
ремещающейся каретке. Таким образом, на бумажном бланке
остается запись в координатных осях put (давление и время).
Расшифровка записи, т. е. измерение ординат (р), осуществля-
ется на оптических столиках с микрометрическими винтами.
Скважинные манометры должны иметь малый диаметр и
практически неограниченную длину. В то же время они дол-
жны обладать большой точностью измерений, так как не так
важно знать точное абсолютное давление, как важно точно
знать изменение этого давления при измерении, например, де-
прессии или при снятии КВД.
Техническая характеристика манометра МГН-2
Диаметр, мм . . . ............................................ 32
Длина, мм:
без утяжелителя ......................................... 1565
с утяжелителем ......................................... 2285
Масса, кг
без утяжелителя ......................................... 6
с утяжелителем ........................................... 12,5
Пределы измеряемого давления в зависимости от установлен-
ного геликсного блока, МПа ............................ 10—100
Рабочая температура, °C ..................................... До	160
Рабочее перемещение пера, мм................................. До	55
Рабочее перемещение каретки,	мм............................. До	120
Время рабочего перемещения каретки, ч ....................... До	16
Порог чувствительности в % от предела измерения, не более
% ........................................................... 0,2
Класс точности прибора (при отсчете на измерительном мик-
роскопе с использованием тарировочных таблиц и введении
температурных поправок) ...................................От	0,25 до 0,4
Имеются манометры так называемого поршневого типа МГП
(рис. VI.11, б), чувствительным элементом в которых является
шток-поршень 1, растянутый пружиной 2. Шток проходит через
216
сальник 3, разделяющий две камеры. В верхней камере А —
атмосферное давление. Нижняя камера В сообщается с внеш-
ней средой. Разность давлений в камерах действует на сечение
поршня-штока 1, который при своем перемещении растягивает
пружину. В атмосферной камере на конце штока имеется перо
4, прочерчивающее на бумажном бланке вертикальную линию,
равную перемещению штока, и пропорциональную давлению
в нижней камере. Бумажный бланк укреплен на внутренней
поверхности стакана-каретки 5, которая медленно вращается
от часового механизма 6. Нижняя камера может быть запол-
нена маслом и отделена от скважинной жидкости сильфоном.
Преимуществом такой конструкции манометра является воз-
можность получения при малом диаметре прибора больших пе-
ремещений штока, а следовательно, и возможность получения
более четких записей. Однако трение в самоуплотняющемся
сальнике, выдерживающем весь перепад давления, препятст-
вует перемещению штока и обусловливает погрешность. Для
снижения трения в сальнике в некоторых конструкциях штоку
придается постоянное вращательное движение.
Дифференциальный манометр предназначен для более точ-
ного измерения давления в скважине, начиная с заданной ве-
личины, зависящей от давления зарядки измерительной камеры
прибора. В принципе это тот же поршневой манометр, в верх-
ней камере которого не атмосферное давление, а давление за-
рядки. Очевидно, если давление зарядки сделать 10 МПа, то
шток начнет перемещаться только при давлениях, превышаю-
щих 10 МПа. Таким образом, весь полезный ход штока оста-
нется для записи давления, превышающего 10 МПа.
Малогабаритные манометры. Существует большое число
так называемых малогабаритных скважинных приборов для
гидродинамических исследований в скважинах. Внешний диа-
метр таких приборов 18—22 мм. Длина от 0,7 до 2 м. Эти при-
Техническая характеристика МММ-1
Пределы измерения давления, МПа ..............
Рабочая температура, °C.......................
Погрешность измерения, %	..................
Питание прибора ..............................
Канал связи ..................................
Частота выходного сигнала, кГц.................
Индикация на поверхности ......................
Диаметр, мм ...................................
Длина, мм......................................
Масса, кг......................................
5—100
20—100
±1,5
Постоянный ток 24 В
Одножильный бронирован-
ный кабель КОБДФМ-2 (ка-
ротажный)
8—90
Цифропечать во вторичной
аппаратуре
18
810
1
боры созданы для измерений через кольцевое пространство
между обсадной колонной и НКТ. Подвеска НКТ в таких слу-
чаях должна осуществляться на эксцентричном фланце. При-
217
чем в колоннах диаметром 146 мм должны быть спущены
60-мм НКТ, в колоннах диаметром 168 мм—73-мм НКТ. При-
мером такого прибора может служить манометр магнитоупру-
гий малогабаритный МММ-1 для измерения давлений на забое
скважины через кольцевое пространство.
Большим достоинством прибора МММ-1 являются его ма-
лые размеры. Прибор спускается в кольцевое пространство че-
рез малогабаритный устьевой лубрикатор, эксцентрично распо-
ложенный на устьевом фланце.
Техническая характеристика РН-26
Допустимое рабочее давление, МПа	До 20
Допустимая рабочая температура, °C................... До 80
Кабель для спуска ................................... КОБДФМ-2
Диапазоны измерений расхода, м3/сут:
первый .............................................. 3,6—36
второй........................................... 14—144
Диаметр, мм ................................................ 26
Длина, мм ................................................ 1440
Масса, кг ........................................... 3,6
Напряжение, В:
для	открытия пакера ............................. —1-30
для	закрытия пакера ............................ —30
для	измерения ........................................ —6
Максимальный диаметр раскрытия пакера, мм:
для 146-мм колонны .................................. 135
для 168-мм колонны .............................. 155
Техническая характеристика ДВ-28
Диапазоны измерения расхода, м3/сут:
первый	..................................... 3,6—36
второй........................................... 14,4—144
Погрешность	измерения	расхода,	% .......................... +5
Диапазон измерения	влагосодержания, %	  0—60
Погрешность измерения влагосодержания, %	.......... ±6
Кабель для спуска ................................... КОБДФМ-2
Напряжение, В:
для открытия пакера ................................... +30
для закрытия пакера ............................. —30
для измерения ......................................... +18
Максимальный диаметр раскрытия пакера:
для 146-мм колонны .................................... 135
для 168-мм колонны .................................... 155
Диаметр, мм ................................................ 28
Длина, мм ................................................ 1960
Это позволяет исследовать скважины, оборудованные ШСН и
имеющие давление в затрубном пространстве.
Разработан малогабаритный глубинный расходомер РН-26
для снятия профилей притока, спускаемый через кольцевое про-
странство, снабженный управляемым с поверхности пакером.
Принцип измерения — преобразование расхода протекаю-
щей жидкости в электрические импульсы, частота которых про-
порциональна расходу.
218
Имеются комбинированные приборы ДВ-28 для измерения
расхода и его изменения вдоль ствола скважины и одновре-
менного измерения влагосодержания протекающей жидкости.
Прибор может использоваться для гидродинамических иссле-
дований насосных скважин, устье которых оборудовано экс-
центричной планшайбой.
Существует комплексный глубинный аппарат «Поток-5», од-
новременно измеряющий 5 параметров.
В приборе измеряемые на забое параметры преобразуются
в непрерывный частотный электрический сигнал, передаваемый
на поверхность по одножильному бронированному кабелю
КОБДФМ-2.
Регистрируемыми параметрами являются давление на глу-
бине спуска прибора, температура, расход жидкости, соотно-
шение нефти и воды в потоке, местоположение нарушений
сплошности металла труб.
Прибор состоит из пяти функционально независимых преоб-
разователей измеряемых параметров в частотный сигнал и ди-
станционно управляемого пакерующего устройства. Все устрой-
ства объединены в три узла: термоманометрический — для из-
мерения температуры и давления; потокометрический — для
измерения общего расхода жидкости и содержания в ней воды;
локаторы сплошности металла труб.
«Поток-5» рассчитан на работу в среде с температурой не
более 100 °C.
Диапазон измеряемых давлений зависит от типа геликои-
дальной пружины с верхним пределом 25 или 40 МПа.
Диапазон измеряемых расходов при полном раскрытии па-
кера зависит от комплектации измерительной части преобразо-
вателя струнной подвеской, при диаметре струны 0,6 мм диа-
пазон измеряемого расхода от 8 до 100 м3/сут, при диаметре
струны 0,37 мм — от 6 до 60 м3/сут. Диапазон измерения об-
водненности продукции скважины составляет от 0 до 100%.
Размеры: диаметр 40 мм, длина 2900 мм. Масса 15 кг.
Напряжение питания (постоянный ток) в режиме управле-
ния пакером ±27 В («плюс» — открытие, «минус» — закрытие),
в режиме измерения параметров ±33 В, в режиме переключе-
ния работающего узла ±70В.
Наличие локатора сплошности позволяет обнаружить пер-
форационные отверстия, интервал перфорации (начало, конец)
н таким образом «привязать» измеряемые параметры непосред-
ственно к перфорированным интервалам. Это существенное до-
стоинство аппарата «Поток-5». Поверхностная регистрирующая
аппаратура и питающие устройства — стандартные, входящие
в комплект промысловой автоматической исследовательской
станции «АИСТ».
Глава VII
ОСНОВЫ ТЕОРИИ ПОДЪЕМА ЖИДКОСТИ
В СКВАЖИНЕ
Подъем жидкости из скважин нефтяных месторождений
практически всегда сопровождается выделением газа. Поэтому
для понимания процессов подъема жидкости из скважин, уме-
ния проектировать установки для подъема и выбирать необхо-
димое оборудование, надо знать законы движения газожидкост-
ных смесей (ГЖС) в трубах. При всех известных способах
добычи нефти приходится иметь дело с движением газожидкост-
ных смесей либо на всем пути от забоя до устья, либо на боль-
шей части этого пути. Эти законы сложнее законов движения
однородных жидкостей в трубах и изучены хуже. Если при дви-
жении однофазного потока приходится иметь дело с одним
опытным коэффициентом Z (коэффициент трения), то при дви-
жении двухфазного потока — газожидкостных смесей прихо-
дится прибегать по меньшей мере к двум опытным характери-
стикам потока, которые в свою очередь зависят от многих дру-
гих параметров процесса и условий движения, многообразие
которых чрезвычайно велико.
§ 1. ФИЗИКА ПРОЦЕССА ДВИЖЕНИЯ ГАЗОЖИДКОСТНОЙ СМЕСИ
В ВЕРТИКАЛЬНОЙ ТРУБЕ
Зависимость подачи жидкости от расхода газа
Качественную характеристику процесса движения газожид-
костной смеси (ГЖС)
следующего простого
в вертикальной трубе легче уяснить из
опыта (рис. VII.1). Представим, что
трубка / длиною L погружена под
уровень жидкости неограниченного
водоема на глубину h. К нижнему от-
крытому концу трубки, который по
аналогии с промысловой терминоло-
гией будем называть башмаком, под-
ведена другая трубка 2 для подачи
с поверхности сжатого газа. На труб-
ке имеется регулятор расхода 3, с по-
мощью которого можно установить
желаемый расход газа.
Рис. VII.1. Принципиальная схема газожид-
костного подъемника
220
Давление у башмака подъ-
емной трубки 1 будет равно
гидростатическому на глуби-
не h—pi = pgh и, очевидно, не
будет изменяться от того, мно-
го или мало газа подается к
башмаку. По трубке 2 пода-
ется газ, и в трубке 1 созда-
ется газожидкостная смесь
Рис. VII.2. Зависимость подачи q га-
зожидкостного подъемника от рас-
хода газа V
средней плотности рс, которая
поднимается на некоторую высоту Н. Поскольку внутренняя
полость трубки 1 и наружная область являются сообщающи-
мися сосудами, имеющими на уровне башмака одинаковые дав-
ления, то можно написать равенство
Pgh = PcgH,
откуда
H = h-^—.	(VII.1)
Рс
Плотность смеси в трубке рс зависит от расхода газа V. Чем
больше V, тем меньше рс. Следовательно, изменяя V, можно
регулировать Н. При некотором расходе У=У| величина Н мо-
жет достигнуть L. При V<Vi H<_L. При V>Vi H>L и насту-
пит перелив жидкости через верхний конец трубки 1. При даль-
нейшем увеличении V расход поступающей на поверхность
жидкости q увеличится. Однако при непрерывном увеличении
V расход жидкости не будет увеличиваться непрерывно, так как
под воздействием неизменяющегося перепада давления Лр =
= pi—р2 (pi=const, так как /i = const), труба определенной
длины L и диаметра d должна пропускать конечное количество
жидкости, газа или газожидкостной смеси. Таким образом, при
некотором расходе газа У=У2 дебит достигнет максимума q —
Можно представить другой крайний случай, когда к баш-
маку подъемной трубы подводится так много газа, что при по-
стоянном перепаде давления \р = р\—р2 будет идти только газ,
и Др будет расходоваться на преодоление всех сопротивлений,
вызванных движением по трубе чистого газа. Расход этого
газа пусть будет V=V$. Если к башмаку подать еще больший
расход (У> Уз), то излишек газа не сможет пройти через подъ-
емную трубу, так как ее пропускная способность при данных
условиях (L, d, \р) равна только У3, и устремится мимо трубы,
оттесняя от башмака жидкость. Очевидно, при этом расход
жидкости будет равен нулю (д = 0). Таким образом, из этого
опыта можно сделать следующий вывод.
1.	При У<У( (/ = 0 (tf<L).
2.	При V=Vi q = Q (H=L)	(начало подачи).
221
7
Рис. VII.3. Семейство кривых
q(V) для газожидкостного
подъемника данного диаметра
3.	V1 С VС V2 0<^<7<Qmax (7/}> L).
4.	При V=V2 Q = ^max	(точка максимальной иодачи).
5.	При V2< v< v3 <7max>9>0.
6.	При V=V3 q = 0	(точка срыва иодачи).
Обычно правая ветвь кривой q(V) (рис. VII.2) иологая, ле-
вая крутая. Для всех точек кривой постоянным является дав-
ление pi, так как иогружение /г в процессе опыта не изменя-
лось. Существует понятие — относительное иогружение e. = h!L.
Таким образом, для данной кривой ее параметром будет вели-
чина относительного погружения е.
Зависимость положения кривых q (V) от погружения
Поскольку при наших рассуждениях никаких ограничений
на величину е не накладывалось, то при любых е, лежащих
в пределах 0<е<1, вид соответствующих кривых q(V) будет
одинаковый. При увеличении е новые кривые q(V) обогнут
прежнюю, так как с ростом h потребуется меньший расход газа
для наступления перелива. По тем же причинам возрастет qm^,
а точка срыва иодачи на соответствующих кривых сместится
вправо. При уменьшении е все ироизойдет наоборот. Новые
кривые q(V) расположатся внутри прежних и ири е = 0 кривая
q(V) выродится в точку. Другой предельный случай — е=1
(4 = L; 100 % погружения). В этом случае ири бесконечно ма-
лом расходе газа немедленно ироизойдет перелив. Точка на-
чала подачи сместится в начало координат. Кривая q(V) для-
е=1 начнется в начале координат и обогнет все семейство кри-
вых. Таким образом, каждый газожидкостный подъемник ха-
рактеризуется семейством кривых q(V), каждая из которых бу-
дет иметь свой параметр е (рис. VII.3).
Зависимость положения кривых q(V) от диаметра трубы
В наших рассуждениях никаких ограничений на диаметр
подъемной трубы и на ее длину не накладывается. Поэтому
аналогичное семейство кривых q(V) должно существовать для
подъемников любого диаметра и любой длины. Однако возни-
кает вопрос, как располагать новое семейство кривых для
трубы диаметром d2>dt ио отношению к прежним кривым. Уве-
личение диаметра потребует большого расхода газа, так как
222
Рис. VI 1.4. Семейство кривых <?(И) для двух газожидкостных
подъемников различных диаметров
объем жидкости, который необходимо разгазировать для до-
стижения данной величины рс, при прочих равных условиях
(h = const, L = const) возрастает пропорционально d2. Пропуск-
ная способность трубы по жидкости, газу или газожидкостной
смеси (ГЖС) также возрастет. Поэтому для увеличенного диа-
метра будет существовать также семейство кривых q(V), все
точки которого будут смещены вправо, в сторону увеличенных
объемов, кроме одной точки, совпадающей с началом коорди-
нат для кривой q(V) при 8=1 (рис. VII.4). В каждом из этих
семейств и любых других, кривые q(V) при значениях 8, близ-
ких к единице и к нулю, не имеют практического значения, так
как они либо неосуществимы (е=0), либо бессмысленны (8=
= 1), и введены в рассуждения только для понимания физики
процессов, происходящих при движении ГЖС в трубах.
К. п. д. процесса движения ГЖС
На каждой кривой q(V) имеется еще одна характерная и
очень важная точка, точка так называемой оптимальной про-
изводительности, соответствующая наибольшему к. п. д.
Если проанализировать произвольную кривую q(V), для ко-
торой е = const, то для нее будут справедливы следующие рас-
суждения.
Из определения понятия к. п. д. т] следует, что
= полезная работа = Wn	(VII 2)
затраченная работа №3
Полезная работа заключается в поднятии жидкости с рас-
ходом q на высоту L—h, так что
Wn = qpg(L-h).	(VI 1.3)
223
Затраченная работа — это работа газа, расход которого,
приведенный к стандартным условиям, равен V. Полагая для
простоты, что процесс расширения газа изотермический, на ос-
новании законов термодинамики идеальных газов можем запи-
сать
r3 = Vp0ln-g-1 + ?°-,	.	(VII.4)
Pt + Ро
где pi+po — абсолютное давление у башмака; р24-ро— то же,
на устье, р0 — атмосферное давление.
Подставляя (VII.3) и (VII.4) в (VII.2), получим
т) =-----gpg(L-h)-----	(VII,5)
VPo in + po-
P2 4- Po
В (VII.5) все величины, кроме q и V, постоянны, так как
рассматривается одна кривая q(V), для которой е = const. Сле-
довательно, для данной кривой
=	(VII.6)
где С — константа.
Поэтому к. и. д. будет иметь максимальное значение в той
точке, в которой отношение q/V максимально. Но q!V = tg ср, так
как q — ордината, V — абсцисса, ср — угол наклона прямой,
проведенной из начала координат через данную точку (q, V).
Только для касательной tg ср будет иметь максимальное значе-
ние, так как только для нее угол ср максимален. Поэтому
в точке касания прямой, проведенной из начала координат
с кривой q(V), получаются такой дебит q и такой расход газа
V, при которых к. и. д. процесса будет наибольшим. Расход q
при максимальном к. п. д. называют оптимальным дебитом
^ОПТ-
Таким образом, для любой кривой q(V), имеющей e = const,
оптимальный расход жидкости определится как точка касания
касательной, проведенной из начала координат.
Понятие об удельном расходе газа
Удельным расходом газа называют отношение
V/q = R.	(VII.7)
Из определения следует, что для точек начала и срыва подачи,
когда q = 0, a V>0, удельный расход R обращается в бесконеч-
ность. Для режима оптимальной подачи, когда к. и. д. макси-
мален, R минимально. Это очевидно, так как при максимальном
224
Рис. VII.5. Зависимость удельного
расхода газа R от общего расхода
газа V для данной кривой q (V)
к. п. д. должно расходо-
ваться минимально возмож-
ное количество газа на
подъем единицы объема
жидкости. При режиме мак-
симальной подачи ((/max)
V	v
т]<11тах. Поэтому и удельный расход газа R будет при этом ре-
жиме больше оптимального. Величина R может быть получена
для любой точки кривой </(У) путем деления абсциссы на ор-
динату данной точки (рис. VII.5).
Зависимость оптимальной и максимальной подач
от относительного погружения
Для любого семейства кривых q(V), построенного для дан-
ного диаметра труб, можно найти </тах и qOnn и проследить их
зависимость от изменения относительного погружения е.
С увеличением е величины qmax также увеличиваются по
криволинейному закону (см. рис. VII.3 и VII.4). Что касается
qOni, то последние, во-первых, всегда остаются меньше соответ-
ствующих qmax и, во-вторых, сначала увеличиваются с ростом
е, а затем при 0,5<е<1 начинают уменьшаться. В частности,
при е=1 кривая q(V) выходит из начала координат. Поэтому
касательная, проведенная из начала координат, будет иметь
точку соприкосновения с кривой q(V) в начале координат. Это
Рис. VII.6. Зависимость оп-
тимальной ^опт и макси-
мальной qmax подачи от от-
носительного нагружения е
8 Заказ № 325
Рис. VII.7. Структуры газо-
жидкостного потока:
а — эмульсионная; б — неточная:
в — стержневая
225
означает для q(V) при е=1 <?опт = 0- Таким образом, величины
?опт должны сначала увеличиваться, затем уменьшаться и при
е=1 обращаться в нуль. Наибольшая величина qOm достига-
ется при е~0,5—0,6 (рис. VII.6). Это подтверждается и много-
численными опытами различных исследователей. Отсюда можно
сделать важный для практики вывод: для достижения наиболь-
шей эффективности работы газожидкостного подъемника не-
обходимо осуществить погружение подъемной трубы под уро-
вень жидкости на 50—60 % (8=0,5—0,6) от всей длины трубы
L. Однако эта рекомендация в реальных условиях не всегда
может быть выполнена из-за низкого динамического уровня
или из-за ограниченного давления газа, используемого для
этой цели.
Структура потока ГЖС в вертикальной трубе
В зависимости от физических свойств жидкости и характера
ввода газа в поток могут возникать различные структуры дви-
жения ГЖС в трубе, которые существенным образом влияют
на энергетические показатели подъема жидкости. В фонтанных
скважинах на участке НКТ, где давление меньше давления на-
сыщения, выделяющийся из нефти свободный газ образует тон-
кодисперсную структуру, называемую эмульсионной. Мелкие
газовые пузырьки более или менее равномерно пронизывают
массу нефти, образуя практически однородную квазигомоген-
ную смесь газа и жидкости. Вследствие своей малости (доли
мм) и большой плотности газовые пузырьки обладают малой
архимедовой силой. Поэтому их скорость всплытия относи-
тельно жидкости пренебрежимо мала и в расчетах может не
учитываться. Это происходит до тех пор, пока в результате
уменьшения давления при движении смеси вверх по трубе га-
зовые пузырьки, расширяясь, увеличивают объемное газосодер-
жание потока до 20—25 %. При дальнейшем уменьшении дав-
ления и поступлении из нефти новых количеств газа пузырьки,
сливаясь, образуют глобулы больших размеров, измеряемые
в диаметре несколькими сантиметрами. Скорость всплытия та-
ких глобул в результате действия архимедовой силы стано-
вится большой, достигая нескольких десятков сантиметров в се-
кунду. Это ухудшает энергетические показатели процесса подъ-
ема. Такая структура называется неточной.
При больших расходах газа возникает стержневая струк-
тура, при которой газ с распыленными в нем каплями жидко-
сти движется непрерывным потоком, увлекая за собой по
стенкам трубы волнистую пленку жидкости. При стержневой
структуре движения скорость газа по отношению к жидкости
достигает нескольких метров в секунду. Между эмульсионной,
неточной и стержневой структурами не существует резких гра-
ниц перехода и тем не менее некоторые исследователи выделяют
226
и переходные структуры от эмульсионной к четочной, и от че-
точной к стержневой (рис. VII.7). На возникновение той или
иной структуры существенное влияние оказывает вязкость
нефти, а также наличие в ней различных ПАВ, способствую-
щих диспергации газа в потоке.
§ 2.	УРАВНЕНИЕ БАЛАНСА ДАВЛЕНИИ
При проектировании или анализе работы установок для
подъема жидкости из скважин, когда по НКТ движется ГЖС,
основным вопросом является определение потерь давления, свя-
занных с этим движением. Рассматривая некоторый участок
вертикальной трубы, в которой движется ГЖС, можно записать
Pi = Рс + РтР + Рус + Рг,	(VI1.8)
где pi—давление в нижней части трубы, рс — давление, урав-
новешивающее гидростатическое давление столба ГЖС, ртр —
потери давления на преодоление сил трения при движении
ГЖС, рус — потери давления на создание ускорения потока
ГЖС, так как его скорость при движении в сторону меньших
давлений увеличивается из-за расширения газа; р2— противо-
давление на верхнем конце трубы.
Уравнение (VII.8) справедливо для всех случаев: короткой
и длинной трубы, вертикальной и наклонной и является основ-
ным при расчете потерь давления и их составляющих.
При практических расчетах могут возникнуть две основные
задачи, когда известно давление вверху р2 и требуется опреде-
лить давление внизу р, или наоборот. При этом все другие
условия, такие как длина трубы, ее диаметр, расход поднимае-
мой жидкости, свойства жидкости и газа и другие, должны
быть известны. Это так называемые прямые задачи. Но могут
возникать и другие задачи, которые можно назвать обратными,
когда, например, требуется определить расход поднимаемой
жидкости q при заданном перепаде давления р\—р%. Или опре-
делить необходимое количество газа Го для подъема задан-
ного количества жидкости q при заданном перепаде давления
Pi—р2 и ряд других задач. Во всех случаях необходимо знать
слагаемые, входящие в уравнение баланса давления (VII.8).
Обозначим р — плотность жидкости, L — длина трубы по
вертикали, рс — плотность ГЖС, h — потеря напора на трение
на участке трубы длиной в 1 м столба ГЖС, hyc — потеря на-
пора на ускорение на участке трубы длиной в 1 м столба ГЖС.
Тогда
Pi—Рг = РсбГ + /1трГрс + hycLpcg.
Деля все слагаемые на pgL, найдем
-Р1 ~	= -2^-4- _l	(1 -j-й, j-й ). (VII. 10)
PgL Р Р	р р
(VII.9)
8*
227
Слева от знака равенства написана величина, которая яв-
ляется действующим перепадом (pi—р2), выраженным в мет-
рах столба поднимаемой жидкости, отнесенным к 1 м длины
трубы. Эту величину обозначают
(VII.11)
При р2 = 0 (истечение в атмосферу) величина е совпадает
с тем относительным погружением (e = /i/L), о котором шла
речь при рассмотрении физической характеристики процесса
движения ГЖС.
Выражение (VII.11) является более общим, так как учиты-
вает противодавление р2-
Уравнение (VII.9) может быть записано в дифференциаль-
ной форме при £->0
dp = Pcgdl + /trppcgd/ + /lycPcgd/	(VI1.12)
или в конечных разностях
Др = pcgA/ + /iTppcgA/ 4-/iycpcgA/.	(VII.13)
Величины рс, /гтр, hyc зависят от термодинамических условий
потока, изменяющихся с глубиной, и в первую очередь сущест-
венно зависят от давления. Эти условия непрерывно изменя-
ются вдоль трубы и их аналитический учет достаточно сложен.
Задача сводится к интегрированию уравнения (VII.12) в преде-
лах от 0 до L либо к численному суммированию приращений
давления, определяемых (VII.13), также в пределах от 0 до L.
Чем меньше участки трубы Д/, на которые может быть разбита
вся длина подъемных труб, тем меньше будут изменяться сла-
гаемые, входящие в уравнение баланса давления.
Если для таких коротких участков трубы рассчитать паде-
ние давления Др,-, то общий перепад составит сумму
п
Р1—Р2=ЕЛрп	(VII.14)
1
где
п = ЫМ.	(VII.15)
Из (VII.14) следует, что если известно давление вверху
Р2, то
п
Р1 = Рг+ l>Pi.	(VII.16)
I
Если известно давление внизу рь то
п
P2 = PL~l>Pi.	(VII.17)
1
228
Таким образом, задача сводится к расчету потерь давления
на коротких участках подъемника при заданных параметрах
движения (q, d, Г, р и пр.) и последующем их суммировании.
Очевидно, чем больше п, т. е. чем меньше Д/, тем точнее будет
такое решение. Однако практика подобных вычислений показы-
вает, что при п=10—15 достигается достаточная точность,
§ 3.	ПЛОТНОСТЬ ГАЗОЖИДКОСТНОЙ СМЕСИ
Через данное сечение трубы при движении по ней ГЖС про-
ходит некоторое количество газа и жидкости. Можно предста-
вить, что все газовые пузырьки занимают в сечении трубы сум-
марную площадь fr, а жидкость — остающуюся площадь в том
же сечении /ж, так что
fr + f* = f,
где f — площадь сечения трубы (рис. VII.8). Плотность ГЖС
в таком случае определится как средневзвешенная
Рс = Рж-у-+ Рг•	(VII.18)
где рж и рг — плотность жидкости и газа при термодинамиче-
ских условиях сечения.
Обычно fr/f обозначают через ср.
Тогда/ж//=1—ср,
Рс = Рж(1— ф) + ргф.	(VII.19)
Величина q> = frlf называется истинным газосодержанием по-
тока.
Обозначим V — объемный расход газа через данное сечение;
q — объемный расход жидкости через то же сечение; сг —ли-
нейная скорость движения газа относительно стенки трубы;
сж — линейная скорость движения жидкости относительно
стенки трубы.
Тогда можно записать следующие соотношения:
fr=—;	(Vii.20)
СГ	Сж
И
f = fr + fx= — + -1_ = -Усж_-Н£г._.	(VH.21)
Сг Сж	сжсг
Подставляя (VII.20) и (VII.21) в (VII.18) и делая некото-
рые сокращения, получим
Рс = Рж------------+ Рг-------------	(VI1.22)
V^+q V + q-^~
сг	Сж
229
Рис. VII.8. Среднестатистиче-
ские площади в трубе, заня-
тые газом и жидкостью
В восходящем потоке газ движется
быстрее жидкости, так как на него
действует архимедова сила вытал-
кивания.
Обозначим
сг/сж = 6>1,	(VII.23)
— =r.	(VI 1.24)
<7
Разделив числитель и знаменатель в (VII.22) на q и вводя но-
вые обозначения согласно (VII.23) и (VII.24), получим
где г — газовый фактор, приведенный к термодинамическим ус-
ловиям рассматриваемого сечения.
При сг=сж Ь = 1 и из (VII.25) следует
Ре = Рж-4т-	=Р-	<VI1-26)
г+1	г+1
Этот случай соответствует идеальным условиям, при которых
образуется идеальная смесь плотностью ри.
Относительная скорость газа (по отношению к жидкости)
а = сг-сж,	(VII.27)
или
сг = сж-га.	(VII.28)
Подставляя (VII.28) в (VII.23), получим
Ь = 1 + —.	(VII.29)
сж
Поскольку п>0, то Ь>\. Увеличение скорости газа при не-
изменном объемном расходе V уменьшает fr и, следовательно,
увеличивает /ж. В результате плотность смеси, как это следует
из (VII.18) и (VII.19), увеличивается. Таким образом, явление
скольжения газа (а>0) при неизменных объемных расходах q
и V приводит к утяжелению смеси по сравнению с идеальным
случаем. Поэтому чем больше а, тем больше потребуется дав-
ление на забое для поднятия данного количества жидкости.
230
Плотность реальной смеси
Рс = Ри + Др.
(VII.30)
где Др — увеличение плотности смеси, обусловленное скольже-
нием. Для определения Др к (VII.25) прибавим и отнимем ри
согласно (VII.26), получим
Рс--Ри + Др = Рс —Ри +ри = Рж-+ Рг +
г + b	г + о
,	1	,	г	1	Г
+ Рж----—----Ь Рг--—-----Рж---—------Рг . 
Г + 1	Г + 1	Г + 1	Г-|-1
Группируя слагаемые и делая некоторые преобразования,
имеем
Рс = Ри + Ар = Грж — Г Рг : ' 'j +
X г+1	г+1 )
+ [р* (т^г - ттг) + рг (ттг - 7+г).
или после приведения к общему знаменателю в квадратных
скобках и группировки слагаемых найдем
Рс = Г Рж-~ + Рг--—) + (Рж-Рг)-----Г(6~-)-----(VI1.31)
' V (г+1) Г (г+1)^	™ (г + Жг+1)
Из сопоставления (VII.31), (VII.30) и (VII.26) следует
Л /	\	г(6-1)
Др = (Рж—Рг)---ь------—
Щж	(r + i)(r+1)
(VII.32)
При 0 = 1 (отсутствие скольжения газа сг = Сж) числитель
в (VII.32) обращается в нуль и Др = 0. Утяжеление ГЖС не
происходит. С увеличением b (&>1) Др монотонно увеличива-
ется (рис. VII.9). Заштрихованная часть графика показывает
увеличение плотности ГЖС
за счет скольжения газа.
Из формулы (VII.29) вид-
но, что при одной и той же
относительной скорости газа
(а = const) b уменьшается при
увеличении сж, т. е. расхода
жидкости. Отсюда следует
важный для практики вы-
вод — переход на трубы ма-
лого диаметра при определен-
ных условиях за счет увеличе-
ния сж уменьшит величину Ь,
а это в свою очередь повле-
Рис. VII.9. Изменение плотности ГЖС
в результате скольжения газа
231
чёт уменьшение Ар. Поэтому подъем ГЖС может быть осу-
ществлен при меньшем давлении в нижней части трубы (при
меньшем забойном давлении). Однако целесообразность пере-
хода на трубы меньшего диаметра должна быть проверена рас-
чётом, так как при этом возрастут потери давления на трение.
В теории движения ГЖС существуют важные понятия, че-
рез которые определяется плотность смеси. Это расходное га-
зосодержание 0 и истинное газосодержание <р.
Расходное газосодержание потока ГЖС определяется как
отношение объемного расхода газа V к общему расходу смеси
V + q:
(VII.33)
Истинное газосодержание потока ГЖС учитывает скольже-
ние газа и поэтому является отношением площади, занятой
газом /г, ко всему сечению трубы f:
Ф=-р	(VII.34)
Тогда
Рс = Рж(1~ ф) + Ргф.	(VII.35)
Из сопоставления (VII.35) и (VII.25) следует
1-ф = -4-,	(VII.36)
< + ь
Ф=-^--.	(VH.37)
г + Ь
Разделив в (VII.33) числитель и знаменатель на q и исполь-
зуя обозначение (VII.24), получим
0 = -	(VII.38)
Отнимая в (VII.38) по единице и меняя знак, получим
или
Откуда
1-0=——.	(VII.39)
г+ 1
Сопоставляя (VII.39), (VII.38) и (VII.26), видим, что
ри = Рж(1-0) + рг0.	(VH.40)
232
Таким образом, плотность иде-
альной смеси (V1I.40) определяется
расходным газосодержанием 0,
а плотность реальной смеси
(VII.35)—истинным <р.
Найдем формулы связи между
<р, р, b и г.
Из (VII.37) и (VII.38) имеем
<p(r + fe) = r и р(г+1) = г,
Рис. VII.10. Зависимость <р от
р при отсутствии скольжения
газа (<р = Р, линия /) и при
скольжении (<р<р, линия 2)
откуда
<р= р
г+1
т+ ь
(VII.41)
Решая (VII.38) относительно г, найдем
Подставляя (VII.42) в (VII.41), получим
Откуда после преобразований
ф ₽ + &(!-₽)
Решая (VII.43) относительно Ь, получим
ь = Р(1 ~ Ф)
Ф(1-₽)
(VII.42)
(VI 1.43)
(VI 1.44)
При движении ГЖС возможны два предельных случая,
когда по трубе движется одна жидкость /г = 0, следовательно,
Ф=/г// также равно нулю, и когда по трубе движется один
газ /ж = 0. Аналогично и для расходного газосодержания р. По-
этому физически возможными пределами изменениями <р и р
будут 0<<р< 1, 0<р< 1. При отсутствии скольжения газа отно-
сительная его скорость равна нулю (а = 0), следовательно, сг =
= сж, Ь = 1 и из формулы (VII.43) <р = р.
Таким образом, ф(р) для идеального подъемника будет яв-
ляться прямой в виде диагонали квадрата линия / (рис. VII.10).
Во всех других случаях при &>1, т. е. при а>0(сг>сж), полу-
чим ф<р.
233
На диаграмме ф(0) линия 2 проходит ниже диагонали. Чем
больше скольжение, т. е. чем больше а, а следовательно, и Ь,
тем ниже пройдет линия ф(0).
Относительная скорость газа а зависит от следующих фак-
торов: дисперсности газовых пузырьков, а следовательно,
структуры движения ГЖС; вязкости жидкой фазы; разности
плотностей газа и жидкости, от которой зависит подъемная
сила; диаметра трубы и газонасыщенности потока ГЖС.
Попытки теоретического определения величины а не дают
надежных результатов. Поэтому оценка относительной скоро-
сти газа проводится главным образом экспериментально и со-
ставляет основной предмет исследований. По некоторым реко-
мендациям предлагается принять ф = 0,833 0 во всем диапазоне
значений 0, представляющем практический интерес. Величина
0 всегда известна, так как расходами V и q либо задаются,
либо вычисляют для заданных термодинамических условий.
§ 4. ФОРМУЛЫ ПЕРЕХОДА
В литературе по вопросам движения ГЖС для вычисления
рс различные авторы используют различные выражения и раз-
личные подходы к определению этой важной величины. Пока-
жем, что все возможное разнообразие подходов к определению
рс может быть осуществлено с помощью формул перехода, свя-
зывающих основные величины, определяющие рс, такие как 0,
Ф, г, Ь, а, с, сж, Сг.
Ранее были получены следующие выражения:
Рс = Рж —+ Рг —.	(VI 1.45)
г 4- ь г + ь
рс = ри-ГАр,	(VI 1.46)
Рс = Рж(1—ф)+-ргф,	(VII.47)
где
Ри = Рж(1 - 0) + pr0,	(VII.48)
др^(р«-рг)	(VII.49)
Из сопоставления (VII.45) и (VII.47) следует
Ф=—-—.	(VII.50)
* Р + 6)
Так как при отсутствии скольжения сг = сж, Ь = \. Из сопо-
ставления (VII.45) и (VII.48) получим
1-0=—L_.	(VII.51)
234
Используя (VII.50) и (VII.51) и подставляя их в (VII.40),
получим
Ар = (рж—pr)<p(I—Р)(6—1).	(VII.52)
Решая (VII.50) относительно г, найдем
Решая (VII.51) относительно г, найдем
г= тЬ"’	(VII,54)
Приравнивая (VII.53) и (VII.54) и решая относительно Ь,
найдем
b = .РО-Ф)..	(VII.55)
Ф(1 —Р)	к 1
Решая (VII.55) относительно ф, найдем
Ф=Р R	(VII.56)
р+Ь(1 —р)
При необходимости вычислить <р через относительную ско-
рость газа а такое вычисление может быть сделано следующим
образом.
Имеем
± -----.
Но cx = qlfm и fm/f= (1— <р), откуда /ж = /(1—ф), тогда сж =
где f — площадь сечения трубы, q — расход жидкости. Оче-
видно, q/f=c есть скорость движения жидкости, отнесенная
к полному сечению трубы f, или так называемая приведенная
скорость жидкости.
Тогда
Ь = 1+-е_=14-------?----=1 —(1-ф).	(VII.57)
сж	д	с
/(1 — <р)
235
Далее используем выражение (VII.56), в которое вместо b
подставим его значение согласно (VII.57), и, делая преобразо-
вания, найдем
Ф =
+ 1+ — (1-ф) (1-
I с	I
или
1 <рт<р+—ф(1-ф) (1-[})=₽,
|_ с	J
ИЛИ
фР+ф(1-Р) ф — ф(1-₽)- — Фа(1-₽)=р.
С	с
Деля все на (1—р), получим
Р 	. а а 2
ф . R- +ф+ — Ф-----ф =
1 — р	с с
р
1-р
(VI 1.58)
При а = 0 должны получить ф = р.
Подставляя в (VII.58) а = 0, получим
Р .
__Р
1-Р
или
4-4^)
р
1-р ’
1 _ р
1-р	1-р
Откуда следует, что ф=р.
Далее, деля все члены в (VII.58) на а/с и учитывая, что
Р/ (1—Р) =г, имеем
ф2—0 + —Г-f- —^ф + —Г= 0.
\ а а ) а
Решим это квадратное уравнение относительно искомого ф:
(VI 1.59)
Формулу (VII.59) можно выразить через р, учитывая, что
г=Р/(1-р)-.
(VII.60)
236
Знак « + » опускаем, поскольку он дает значения <р> 1, фи-
зически не реальные.
При определении рс через величину b необходимо знать дей-
ствительную скорость жидкости сж и относительную скорость
газа а. Скорость жидкости (сж) определим следующим об-
разом.
Известно, что
/ = /г + Ак=— +^~.	(VII.61)
(?Г	Сж
Поскольку сг = 6сж, то, подставляя это в (VII.61) и приводя
к общему знаменателю, найдем
= У + дб
откуда
Подставляя в полученное равенство b= 1 +а/сж и делая пре-
образования, получим
b(cJ-q) = V = fl +
\	сж ✓
ИЛИ
сж/ ¥af — q-----—q = v.
Деля все на f, получим
Сж + а_^_ = _±±£_.
Сж/	f
Но qlf=c — приведенная скорость жидкости, а
V -4 q
—=сс — скорость смеси.
Тогда
. ас
“Т CL	- - Сс
или после почленного умножения на сж
г ж И- йС СсСж ~ Оу
или
(Q	~ 0.
Решая полученное квадратное уравнение относительно
найдем	_____________
Сж = —д/ (Сс~а)- +ос •	(VII.62)
237
Из (VII.62) видно, что при а = 0 сж = сс. Это возможно
только при сг=сж. Знак минус в (VII.62) опускают, так как он
дает отрицательные значения для сж, что физически не реально.
Увеличение плотности смеси Ар определим следующим об-
разом:
Рс = рн + Др.
Откуда
Ар = Рс—Ри-
Но
Ре = Рж(1—фН'Ргф,
Ри = Рж(1~ Р) VprP.
Используя эти соотношения, получим
Лр = рж(1— ф) Нргф — Рж(1— Р) — РгР = Рж(1— ф — 1 +Р) +
+ Рг (ф — Р)
или
Др = (Рж-рг)(Р-Ф).	(VII.63)
Таким образом, используя формулы перехода, всегда можно
перейти от одних величин, определяющих истинную плотность
смеси, таких как ф или Ь, к другим величинам, таким как а,
сж и пр.
§5. ПЛОТНОСТЬ ИДЕАЛЬНОЙ СМЕСИ
Плотность идеальной смеси ри можно определить либо через
Р по формуле (VII.25), либо через газовый фактор г при за-
данных термодинамических условиях в сечении по формуле
(VII.26).
Для вычисления г и р необходимо знать объемные расходы
газа V и жидкости q, которые зависят от давления, темпера-
туры, растворимости газа и объемного коэффициента нефти.
Возможно прямое определение ри по известным исходным дан-
ным как частное от деления массы ГЖС на ее объем при за-
данных термодинамических условиях:
pu = M/V,	(VI 1.64)
М — масса всех компонентов (воды, газа и нефти), приходя-
щихся на 1 м3 товарной нефти; V — объем тех же компонентов
при заданных термодинамических условиях.
238
Рис. VII.11. Зависимость объ-
емного коэффициента нефти Ьв
от давления:
1	— при комнатной температуре;
2	— при пластовой; 3 — расчетная
кривая
Масса всех компонентов при стандартных условиях опреде-
ляется по формуле
М = рн + Горо-|-Лрв,	(VII.65)
где рн — плотность товарной нефти; Го — полный газовый фак
тор (при полной дегазации нефти) (м3 газа на 1 м3 товарной
нефти); р0 — плотность газа; А—число кубометров попутной
воды, приходящейся на 1 м3 товарной нефти; рв — плотность
попутной воды при стандартных условиях.
Объем этой смеси при заданных термодинамических усло-
виях будет равен
V = bH + (ro~v^P«Tz + A bB,	(VI1.66)
РТО
где Ьн — объемный коэффициент нефти; Го — полный газовый
фактор; Vpr — объем газа, находящегося в растворенном со-
стоянии и приведенный к стандартным условиям (р0, То)-, ро,
То — атмосферное давление и абсолютная температура, при
которых определяют Го; р, Т — абсолютное давление и темпе-
ратура в рассматриваемом участке потока ГЖС; z — поправоч-
ный коэффициент на сжимаемость газа; Ьв — объемный коэф-
фициент воды.
В то время как масса М при движении ГЖС по трубам
в скважине остается неизменной, ее объем V непрерывно из-
меняется вследствие изменения давления, температуры, объем-
ных коэффициентов Ь„ и Ьв, коэффициента z. При расчетах про-
цесса движения ГЖС в вертикальных трубах доминирующее
значение в уравнении баланса давлений имеет величина ри, об-
условливающая 80—95 % общего перепада давления. Поэтому
ее вычисление должно проводиться с наибольшей точностью.
Объемный коэффициент нефти Ьн существенно зависит от ко-
личества растворенного газа. Обычно Ь„ определяют при иссле-
довании глубинных проб в процессе их разгазирования при
комнатной и при пластовой температурах. При этих исследова-
ниях получаются данные и о количестве растворенного или вы-
делившегося газа (рис. VII.11). По стволу скважины темпера-
239
Рис. VII.12. Типичная зависимость
количества растворенного газа —
V'lir от давления р:
I — при комнатной температуре; 2 — при
пластовой температуре; 3 — расчетная кри-
вая V рг (р)
Рис. VII.13. Аппроксимация кривой
Ург(р) прямой линией (пунктир)
в интервале давлений от pBao до
тура уменьшается по мере приближения ГЖС к устью. По-
этому путем интерполяции между линиями Ьн(р) для комнатной
и пластовой температур может быть приближенно получена
кривая Ьн(р) с учетом уменьшения температуры по стволу
скважины. При машинном расчете процесса движения ГЖС
удобно кривую Ьн(р) аппроксимировать каким-либо уравне-
нием, например вида у = ахь, и вводить эту функцию в память
машины. Зависимость Ьн(р) может быть также введена и в виде
таблицы. В этом случае ЭВМ будет отыскивать необходимые
значения Ьн интерполяцией табличных данных.
Если имеются результаты исследования процесса дегазации
нефти при пластовой и комнатной температурах, то расчетная
кривая Грг(р), как и в первом случае, может быть найдена ин-
терполяцией (рис. VII.12), учитывающей уменьшение темпера-
туры. По расчетной кривой для заданного давления определя-
ется количество растворенного газа (на рис. VII.12) показано
стрелкой). Как и в первом случае, расчетная кривая Крг(р) мо-
жет быть аппроксимирована уравнением и введена в память
машины при машинном счете или задана таблицей.
Следует отметить, что ошибки при расчете кривых распре-
деления давления по стволу скважины, вызванные неточно-
стями в определении Ьн(р) и Крг(р), невелики и составляют
единицы или даже доли процента. Поэтому во многих случаях
величину Крг допустимо определять по закону Генри через ко-
эффициент растворимости а, считая, что Крг=ар— при малых
давлениях на устье скважины или Крг=Ко + ар— при больших
давлениях на устье, линеаризируя кривую Крг(р) в области
предполагаемого изменения давления по стволу скважины.
Здесь Ко — отрезок, отсекаемый на оси ординат при аппроксима-
ции кривых Крг(р) прямой линией (рис. VII.13) для интервала
изменения давления от давления насыщения риас до давления
на устье ру,
240
Многочисленные измерения температуры по стволу реаль-
ных скважин показывают, что закон изменения температуры Т
от глубины х близок к линейному Т=а + Ьх.
При заданных температурах на забое Тп и устье Ту коэффи-
циенты а и b определяются следующим образом (здесь Т—
абсолютная температура)
а = Ту, Ь-1^7^,
у	Н
где Н — глубина забоя скважины.
Тогда
Т (х) = Ту + -Гп ~ Гу х.	(VI1.67)
н
По этой формуле достаточно точно может быть определена
температура для любого сечения, находящегося на глубине х.
Для этой же цели могут быть использованы термограммы Т(Н),
снимаемые скважинными термографами в работающих сква-
жинах.
Величины Ту зависят, кроме прочего, еще и от дебита сква-
жины, который может быть неизвестным. Ошибки, возникаю-
щие при этом, малы. Поэтому Ту может быть принята ориенти-
ровочно в пределах значений, имеющих место на данном
месторождении. Существуют аналитические методы расчета рас-
пределения температуры восходящего потока жидкости по НКТ
с учетом температурного градиента, которые могут быть ис-
пользованы для уточнения температуры на устье скважины.
Величина z, входящая в формулу (VII.66), определяется
через приведенную температуру Гпр и приведенное давление
рпр по известным кривым Брауна для углеводородных газов.
Для той же цели может быть использована формула, предло-
женная А. 3. Истоминым и имеющая вид
z = 1 -0,01 (0,76^р-9,36Тпр + 13) (8- рпр) рпр,	(VI1.68)
где 7’Пр = 7’/7’кр — приведенная температура; Рпр=р1ркр— приве-
денное давление.
Формула Истомина является очень хорошей аппроксима-
цией кривых z(Tup, рпр) Брауна и может быть рекомендована
для расчетов, особенно при использовании ЭВМ.
Объемный коэффициент воды bR вследствие малой сжимае-
мости воды (около 1 :20 000) и малой растворимости газов
практически не отличается от единицы и может быть принят
постоянным в пределах £>в=1,02—1,04, причем при изменении
температуры на 15—25 °C следует принять меньшее значение
(6в=1,02—1,025), при изменении температуры на 25—50 °C
можно принять большее значение (Ьв = 1,025—1,40). Таким об-
разом, используя формулы (VII.64), (VII.65) и (VII.66), можно
определить плотность идеальной ГЖС для любых термодина-
мических условий, т. е. для любого сечения НКТ при движении
по ним ГЖС, или для любого элементарного участка НКТ при
предположении, что в пределах этого участка существует сред-
нее давление рср и средняя температура Тср.
§ 6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ НА ТРЕНИЕ
При движении ГЖС по трубам для определения потерь дав-
ления на трение обычно используется формула трубной гид-
равлики для движения однофазной жидкости, в которую вно-
сят те или иные поправки, учитывающие особенности движе-
ния ГЖС.
Формула для потери напора на трение при движении по
трубе однофазной жидкости имеет вид
Й = Л —.	(VII.69)
d 2g
Здесь X — коэффициент трения, определяемый различными эм-
пирическими формулами в зависимости от режима течения,
характеризуемого числом Рейнольдса и шероховатостью трубы.
Особенности движения ГЖС учитываются коэффициентом
трения X. При этом под скоростью движения v подразумевают
среднюю скорость движения смеси
Cc = (V+q)lf,	(VII.70)
где V — объемный расход газа в данном сечении и при дан-
ных термодинамических условиях; q — объемный расход жидко-
сти при тех же условиях; f — сечение трубы.
Иногда вместо Сс принимают средневзвешенную массовую
скорость смеси. С учетом сказанного потерн на трение на 1 м
длины НКТ при движении ГЖС будем определять по формуле
h 1 1 С=	(VII.7B
Коэффициент гидравлических сопротивлений Хс для ГЖС
можно приближенно определить по известным формулам труб-
ной гидравлики через число Рейнольдса. Однако это допустимо
при малых дебитах (примерно до 100 т/сут), соответствующих
скоростям потока в трубах, не превышающим 0,35—0,4 м/с,
когда потери давления на трение малы. Имеется несколько ре-
комендаций для подсчета потерь давления на трение. На осно-
вании обработки экспериментальных данных А. П. Крылова из-
вестен график зависимости коэффициента сопротивления Хс от
газового фактора r=Vlq.
242
Эта зависимость хорошо аппроксимируется найденной нами
формулой, имеющей вид
lg“^5 =“°’34(lgr)1'26-	(VII.72)
Формулу (VII.72) можно преобразовать в следующую:
Хс = 10“	(VII.73)
где
а= — [1,602 + 0,34 (1g г)1,26].	(VII.74)
Число Re для ГЖС подсчитывается по формуле
Rec=-^,	(VI 1.75)
vc
где Cc=(q+V)/f — скорость ГЖС в трубе; vc — кинематиче-
ская вязкость ГЖС, определение которой представляет опреде-
ленные трудности. Имеется несколько рекомендаций для опре-
деления vc. Одна из них (формула Манна) следующая:
1 _ Р ! Р
где fi=V/(V+q)—расходное газосодержание; vr, v» — кинема-
тические вязкости газа и жидкости при заданных термодинами-
ческих условиях в сечении.
На основании экспериментов Г. С. Лутошкин рекомендует
пользоваться следующей формулой для определения удельных
потерь напора:
4 = 2,94-10-*-^- + 0,967-4^1^ +™ (V#.	(VII.77)
^1о/о	’	j4»/5
где V, q — расход газа и жидкости в сечении, м1 * 3 4/с; d — диаметр
трубы, м; ц— вязкость жидкой фазы, Па-с; т и k — коэффи-
циенты, зависящие от d, ц и q.
По А. П. Крылову удельные потери напора на трение опре-
деляются формулой
4- 7>8и17° — у1-75,	(VII.78)
d5	d16/3	d4,5
где V, q — объемные расходы газа и жидкости, м3/с; d — диа-
метр трубы, м.
Кроме того, имеется ряд других рекомендаций различных ис-
следователей, полученных на основании обработки эксперимен-
тальных данных.
(VI 1.76)
243
§ 7. ПРИНЦИПЫ РАСЧЕТА ПРОЦЕССА ДВИЖЕНИЙ
ГАЗОЖИДКОСТНОЙ СМЕСИ С ПОМОЩЬЮ
КОРРЕЛЯЦИОННОГО КОЭФФИЦИЕНТА
Для расчета движения ГЖС необходимо иметь два экспе-
риментальных коэффициента, характеризующих потери напора
на трение и скольжение газа. Однако можно построить вполне
надежную систему расчета с одним опытным коэффициентом,
характеризующим вообще все потери напора при движении
ГЖС в трубе и приводящим результаты расчета в соответствие
с фактическими измерениями. Эта система расчета состоит
в следующем. Рассмотрим элементарный участок вертикальной
трубы, по которой движется ГЖС.
Уравнение баланса давлений для него (отбрасывая за ма-
лостью инерционную составляющую) будет иметь вид
dp = Pngdx ф Apgdx 4-/iTp„gdx.	(VII.79)
Первое слагаемое — гидростатическое давление столба иде-
альной смеси, второе — утяжеление смеси за счет скольжения
газа и третье — потери давления на трение ГЖС о стенки
НКТ. В (VII.79) ри — плотность идеальной смеси; Ар — увели-
чение плотности за счет скольжения; hrp — удельные потери на-
пора на трение.
Деля все на p„g и решая относительно dx, получим
(VI 1.80)
Сумму второго и третьего слагаемых в знаменателе можем
заменить выражением, определяющим потери на трение, но
с некоторым корреляционным коэффициентом X, учитывающим
как потери на трение йтр, так и потери на скольжение Др/ри-
Таким образом,
где X — корреляционный коэффициент; d— диаметр трубы;
сс — скорость ГЖС.
Подставляя (VII.81) в (VII.80), получим
(VI 1.82)
Но
pH = Af/V.
(VI 1.83)
244
Масса нефти, газа и воды, приходящаяся на 1 м товарной
нефти при стандартных условиях,
 М = -Мн + Мг + Л10 = рн4-роГо + Лрв,	(VII.84)
где рн — плотность товарной нефти; р0 — плотность газа; Го —
полный газовый фактор безводной нефти; А — число м3 воды,
приходящихся на 1 м3 товарной нефти; рв — плотность воды.
Объем той же массы при термодинамических условиях дан-
ного сечения
У = Ун + Уг + Ув=16н 4-	+Aba. (VII.85)
рТа
Здесь &н — объемный коэффициент нефти; Ьв — то же, для воды
(близкий к единице); Крг— объем растворенного газа; р, Т —
давление и температура в сечении; р0, То — стандартное давле-
ние и температура; zp— коэффициент сжимаемости газа для
данных р и Т.
Из (VII.84) видно, что М не изменяется при изменении тер-
модинамических условий. Таким образом, М = const. Что каса-
ется объема V, то он изменяется при изменении термодинами-
ческих условий, так как от р и Т зависят объемный коэффи-
циент нефти &н, количество растворенного газа Vpr, объем
оставшегося свободного газа, а также объемный коэффициент
воды Ьв.
Подставляя (VII.83) в (VII.82), получим
dx =------------— •	(VII .86)
Для конечного участка длины трубы выражение (VII.86)
можно проинтегрировать, так что
Pi
—f V(p)dp
Mg J
Ax =-------,	(VII .87)
где cc — среднеинтегральное значение скорости движения смеси
на рассматриваемом участке НКТ; р\, р2 — давление в начале
и конце участка Ах. Очевидно,
ес=^,	(VII.88)
где Vc — среднеинтегральное значение объемного расхода
смеси; f — площадь сечения НКТ.
245
Поскольку V(p)—объем смеси, приходящейся на 1 м3 то-
варной нефти, а дебит товарной нефти — q, то средний расход
смеси в секунду через данное сечение будет равен
Vc = ?V(p),
где V (р) — средний объем смеси, определяемый по формуле
(VII.85) при средних давлении и температуре на рассматри-
ваемом интервале.
Тогда средняя скорость движения смеси
;	_ <?Йр)
с / /
Подставим (VII.89) в (VII.87):
—1—f V(p)dp
Mg J
Лх =------------------
(VI .89)
(VI 1.90)
X Г gV (P)
2gd I f
(VI 1.91)
или
—( V(p)dp
Mg J
Ax= --------.
Из определения среднеинтегральной величины следует
V(p)(Pi—Ра) = S V(p)dp,
Pt
откуда
Pt
V (р) dp
V(p)=-^----------.	(VII .92)
Pi — Рг
Подставляя (VII.92) в (VII.91), получим
р.
—— f V(p)dp
Mg J
$ V(p)dp
W ______________
2gdf2 L Pi— Рг -
246
или
\х —
Pl
V(p)dp
Pl
1 I ?. Ч3
2gdf2 (Pi — рг)2
pi
V(P)dp
pi
(VII.93)
Формула (VII.93) позволяет определить длину интервала
Ах, на котором происходит падение давления от pi до р2 при
движении по НКТ ГЖС, соответствующей дебиту q чистой то-
варной нефти. Переходя к реальному длинному подъемнику,
т. е. к фонтанной или газлифтной скважине, в формуле (VII.93)
необходимо заменить интервал Ах на длину НКТ L, давление
в начале интервала pi на забойное давление р3 (при условии,
что это давление меньше или равно давлению насыщения), дав-
ление в конце интервала р2 на давление на устье скважины ру.
Производя такую замену и решая формулу (VI 1.93) относи-
тельно искомого коррелирующего множителя X, получим
1
MgL
₽3
J V(p)dp-l
Ру
(VI 1.94)
<?а
2gd?(p3 — Ру)2
J V(p)dp
ру
Зная на действующих скважинах фактические давления на
устье ру и на башмаке р3 НКТ, а также зная диаметр НКТ d,
их длину L, секундный дебит нефти q и массу компонентов,
приходящуюся на 1 м3 товарной нефти, по формуле (VII.94)
можно определять коррелирующий множитель X, характеризую-
щий все энергетические потери в НКТ при движении по ним
ГЖС.
Для вычислений X по формуле (VII.94) необходимо вычис-
лить значение интеграла.
По большой группе фонтанных и газлифтных скважин (49
скважин), по которым имелись достаточно надежные замеры
давлений, дебитов и других необходимых величин, были опре-
делены значения X. Эти значения были отнесены к соответству-
ющим числам Re, которыми характеризовались дебиты сква-
жин, причем вязкость жидкости принималась равной единице
f в размерности ФХ—Д. | Такой график зависимости A. = f(Re),
\	фут2 /
полученный американскими исследователями Поуйттманом и
247
Wft = M3rW~5HMIS
Рис. VII.14. Зависимость ко-
эффициента трения (коррели-
рующего множителя) от моди-
фицированного числа Рей-
нольдса по Поуйттману и
Карпентеру:
/ — фонтанные скважины; 2 — ком-
прессорные скважины; 3 — данные
Горного бюро США
Карпентером, показан на
рис. VII-14. На оси орди-
нат здесь отложен лога-
рифм коррелирующего
коэффициента f, анало-
гично коэффициенту тре-
ния при определении
гидравлических сопро-
тивлений в трубе по Фа-
нингу, когда потери на-
пора выражают через
гидравлический радиус
сечения. По оси ординат
откладывается логарифм
числа Re, в котором вяз-
кость для всех случаев
принимается постоянной и равной единице. Сплошной кривой
показана усредненная зависимость f (Re).
При обычном написании формулы гидравлических потерь,
как это сделано в настоящем изложении, коэффициент сопротив-
ления /, найденный из графика рис. VII.13, должен быть учет-
верен. Таким образом,
% = 4f.	(VI 1.95)
Для удобства машинного счета целесообразно зависимость Х=
= f(Re) выразить в виде аппроксимирующей формулы. Такая
формула была найдена и имеет вид
л — е ,
где
х = 45,27 f 1 + 1g _2^_V'25 _ 40,78.	(VI1.96)
\ 100pHd 7
Здесь Q — дебит чистой товарной нефти, т/сут; М — масса
смеси, приходящаяся на 1 м3 чистой товарной нефти, т/м3; d —
диаметр НКТ, м; рн — плотность товарной нефти, т/м3.
Определив по формуле (VII.96) X и задавшись давлением
pi и р2, можно по формуле (VII.93) определить глубину, на
которой происходит данное изменение давления. Задавшись
248
Устьевым давлением р?=р2 и различными значениями pi=pi,i‘,
Pi, 2; pi, з и т. д., по той же формуле (VII.93) найдем расстоя-
ния от устья Axi = Lf, Ax2 = L2; Дх = £з и т. д., на которых
в НКТ устанавливаются соответствующие давления pi,i; Pi,i',
pi, з и т. д. Таким образом, можно получить кривую распреде-
ления давления р(х) в НКТ при движении по ним ГЖС. Опи-
санный метод получения распределения давления р(х) может
быть назван интегральным, так как при определении давления
в каждой точке интегрируем весь процесс движения ГЖС от
начала до данной точки. В отличие от этого существует дискрет-
ный метод построения р(х), который может быть назван диф-
ференциальным, так как расчет ведется по шагам — ступеням и
распределение давления р(х) получается путем суммирования
результатов вычислений на каждом шаге.
Дифференцируя формулу (VII.91) по dp и учитывая, что
знаменатель и множитель перед интегралом — величины посто-
янные, получим
V (?)
dx _ ______________Mg____________
dp 1 + —[V (р)]2
W
(VII.97)
Распространяя формулу на конечные участки_длины НКТ
со средними на них значениями объемов смеси V(p), перепи-
шем (VI 1.97) следующим образом:
ЙР)
— =----------Ml--------	(VI 1.98)
4р	1+^И(й1‘
Второе слагаемое в знаменателе (VII.98) умножим и разделим
на постоянную величину М2. Получим
У(Р)
=  ------Ml--------.	(VII.99)
ДР j , М2 [V (р)1а М2
2gdf2M2
Учитывая, что средняя плотность ри ГЖС на интервале равна
ри = M/V(p),	(VI 1.100)
подставляя (VII. 100) в (VII.99), получим
1
Ах = РиЯ
Др . ,
2gd/2p2
(VII. 101)
249
Выражение (VII.101) можно записать относительно Гради-
ента давления, т. е. числитель и знаменатель поменять местами,
тогда получим Др — /, .	Xz/2A42 \ ИЛИ / - Ри£(1 +k),	(VI 1.102) (VI 1.103)
где	(VII.104)
Формулой (VII.103) с учетом (VII.104) можно пользоваться
для поинтервального расчета процесса движения ГЖС в верти-
кальной трубе, при этом интервал можно задавать как по дав-
лению Ар и искать соответствующие им интервалы расстояний
Ах, так и по расстоянию Ах и искать соответствующие им ин-
тервалы по давлению Ар. Для первого случая из (VII.103) по-
лучим
Ах = _ Ар--------	(VI 1.105)
ри?(1 + k)
Для второго случая
Лр-ри£(1 +/г)Ах.	(VI 1.106)
Средняя плотность ГЖС на интервале определяется для
средних давления рср и температуры Гер по формуле
ри =	=----------Ри + РоГо±РвА-------.	(VII.107)
V (р) Ья + (Гр - Vpr) PoZpPcp + 6вЛ
Рср Гр
В этой формуле
_ ___ Pi + Ра .	т ___ Гх + Га
Рср	>	1 ср —	>
где pi и р2-, ?! и Т2 — абсолютные давления и температуры
в конце и в начале интервала (если двигаться сверху вниз) со-
ответственно; zp — коэффициент, учитывающий сжимаемость
газа, определяемый для рср и Тер по кривым Брауна или по
формуле (VII.68) А. 3. Истомина. Необходимо отметить, что
поскольку температура слабо влияет на результат расчета, то
целесообразно задаваться интервалами по давлению Ap = Pi—р2,
а температуру принимать ту, которая существует в начале ин-
тервала, либо вообще как среднюю для всей длины НКТ.
Определив ри, находят X по аппроксимирующей формуле
(VII.96) и далее k по формуле (VII.104). Затем по формуле
(VI 1.105) находится Ах, соответствующее принятому Ар.
250
§ 8. РАБОТА РАСШИРЕНИЯ СМЕСИ
Работа, совершаемая ГЖС при ее расширении при измене-
нии давления от р3 до ру, определяется следующей формулой:
р3
I = $ V(p)dp.	(VII.108)
₽у
Причем для расчета принимается объем ГЖС V, приходящийся
на 1 м3 товарной нефти.
Этот интеграл входит в числитель и знаменатель формулы
(VII.94).
Общее выражение для этого объема смеси было определено
раньше.
Таким образом,
V (р) =	-рг) PaZpT- + AbB.	(VII.109)
рТо
Объемный коэффициент нефти Ьи зависит от количества рас-
творенного газа и температуры. Поскольку изменение темпера-
туры при движении ГЖС в вертикальном подъемнике очень
близко к линейному закону, как и изменение давления, а коли-
чество растворенного газа также примерно пропорционально
давлению, то это позволяет считать объемный коэффициент про-
порциональным давлению.
Вообще говоря, зависимость Ьи(р) нелинейна (рис. VII. 15).
Если процесс расширения ГЖС происходит при изменении
давления от р, до р2, то в этих пределах Ьи(р) можно предста-
вить линейной функцией
bK(p) = b0 + np,	(VII.110)
где п — угловой коэффициент; Ьо— начальное значение, т. е.
отрезок, отсекаемый на оси ординат продолжением графика
Ь»(р).
Функция &н(р) обычно задана.
Постоянные коэффициенты
ется следующим образом.
Для двух произвольных то-
чек а и б, лежащих на прямо-
линейном участке функции
Ьи(р), можно записать уравне-
ние типа (VII.110):
Ьн1 = &о Е пРъ
b^ = b0 + nPi.	(VII.Ill)
Вычитая второе уравнение
из первого и решая относи-
тельно п, получим
п = г’н1~*’н* . (VII.112)
Pi — Ра
Рис. VII. 15. Аппроксимация кривой
&н(р) линейной функцией: 60 — отре-
зок на оси ординат, п — угловой ко-
эффициент
251
Определив п, можем найти Ьо, подставив значение п, напри-
мер, в первое уравнение (VII.111):
&н1~6н2-р1.	(VII.113)
Р1 — Pi
Подставив значение Ьо и п в общее выражение для Ьн(р),
получим искомую функцию
Ь„ (р) = ЬН1 - -&н1-&н2-Р1 +	Р
Pi — Pi	Pi — Pi
или
^н(р) = Ьн1--6н1-6н2-(Р1-р).	(VII.114)
Pi — Pi
В дальнейшем для сокращения записи будем пользоваться
для Ьн(р) выражением (VI 1.110), в котором коэффициенты Ьо
и п определяются по формулам (VII.113) и (VII.112), соот-
ветственно.
Количество растворенного газа в 1 м3 нефти Vpr также за-
висит от давления р (см. рис. VII.И, VII.12). В пределах за-
данных давлений функция может быть линеаризована и пред-
ставлена уравнением
Vpr(p) = Vo + mp.	(VII.115)
Постоянные коэффициенты Vo а т определяются по двум
точкам а и б, произвольно взятым на прямолинейной части
графика (см. рис. VII.13), аналогично тому, как это сделано
при определении коэффициентов в предыдущем случае. Таким
образом, по аналогии будем иметь
т = Vpri-Vp™,,	(VII.116)
Pl — Pi
Vo= Vpn- vPrl—уРГ2-	(VII.117)
Pi—Pi
и далее, общее выражение для Vpr(p) будет
Vpr(p) = Vprl- ^^=^-(Р!-р).	(VII.118)
Pi — Pi
Как и в предыдущем случае, для сокращения записи будем
пользоваться уравнением (VII.115), в котором коэффициенты
Vo и т определяют по формулам (VII.117) и (VII.116), соот-
ветственно. Аналогично можно линеаризовать законы измене-
ния величин z?(p) и Т(р) и представить их в виде следующих
линейных функций:
zp(p) = z0 + rp	(VII.119)
и
T(p) = TR+sp.	(VII.120)
252
Здесь z0 и Тп — отрезки, отсекаемые на оси ординат при
линейной аппроксимации функции z(p) и Т(р), а г и s — соот-
ветствующие угловые коэффициенты, которые могут быть най-
дены по координатам двух точек а и б, произвольно взятых на
прямолинейных участках соответствующих функций.
Таким образом, с достаточно большой точностью функция
изменения объема смеси может быть записана как функция
только от давления— V(p).
Подставляя в (VII.109) определяющие функцию V(р) значе-
ния Ьн(р) согласно (VII.НО), значение г(р) согласно (VII.119),
значение Т(р) согласно (VII.120) и значение Крг(р) согласно
(VII.115), получим
V(p) = b0 + np г 	+	+	+
рТо
(VII.121)
В этом уравнении изменением объемного коэффициента воды
пренебрегаем, так как оно весьма мало.
После преобразования получим следующее выражение для
объема ГЖС:
у (р)__ (Тр Vo) ZqPqTh 1	,
То	р ~Г
+ (&о+ [mz0Tи + (Го—V 0) (гТн -|-Zps)]	+
I	' о )
+ М + [m(rTn + zos) + (ro-Vo)rs]''-^-}p+ mr*p* р*. (VII.122)
I	i о J	* о
В выражении (VII.122) все величины, кроме переменного
давления р, являются постоянными. Поэтому при интегрирова-
нии эти постоянные множители при р могут быть вынесены за
знак интеграла.
Для вычисления работы расширения этого количества смеси
(т. е. количества ГЖС, приходящегося на 1 м3 товарной нефти)
необходимо выражение (VII.122) подставить в (VII.108) в ка-
честве подынтегральной функции и проинтегрировать в задан-
ных пределах от р\ до р2, где pi— давление в нижней части
НКТ (в частности, оно может быть принято равным забойному
давлению р3 или давлению у башмака НКТ); р2— давление
в верхней части НКТ (в частности, оно может быть принято рав-
ным буферному, т. е. давлению на выкиде). Очевидно, pi>p2.
При подстановке (VII.122) в (VII.108) получим сумму четырех
интегралов по числу слагаемых. Так что
/= $ V{p)dp = Il + Ii w3 + z4,	F (VII. 123)
pi
253
где
Pt
(Го — Vq) WqTн
(VI 1.124)
Pi
^2= [bQ + AbB + [trv^T^A- (Го--Vo) (г^к Н-2^)!	^Р»
I	* О J J
Pt
(VII.125)
pi
1з = ^п + [т(гТн + гц$)^(Гц~У0)гз] pdp, (VII.126)
Pi
Pt
/4 = f p*dp.	(VII.127)
Tq J
Pa
Объединяя результаты, окончательно получим наиболее об-
щую формулу для работы ГЖС в подъемных трубах при ее рас-
ширении	J
Pi
f V (р) dp = (-ro-v^2^T« in -^-4-
J	TQ	p2
Pi
+	+ AbB 4- [tnzqTh + (Гц — Vq) (ГТн + 2qs)]	| (pi p2) j-
* 0 J
}9	9
Pl — 09
9 ••+
mrsp0 pf — p32
~a 3
(VII. 128)
Размерность (VII.128) есть размерность работы (Н-м), от-
несенная к 1 м3 товарной нефти. Проверка размерностей всех
слагаемых справа от знака равенства показывает, что они также
имеют размерность работы, т. е. Н-м, отнесенную к 1 м3 чис-
той товарной нефти. Формула (VII.128) является общей. Из нее
могут быть получены любые частные случаи. Например, когда
расширяется только газ или движется жидкость, лишенная
газа, или другие возможные случаи с учетом или без учета из-
менения тех или иных величин, таких как растворимость газа,
изменение температуры, величины z или объемного коэффици-
ента нефти Ьн.
254
Например, если газа нет (Го=О) (и, следовательно, Vo=0), а движется
несжимаемая смесь нефти с водой, то из (VII.128) получим
Га
w = $ V (р) dp = (b0 + АЬ) (Р1 - р2).
(VII. 129)
Это есть работа по поднятию жидкости (нефть+вода), объем которой равен
(6о+Л6), на высоту, соответствующую изменению давления от pt до рг.
Следует отметить, что Ья, А и Ьв — величины безразмерные, но в дейст-
вительности это есть объем нефтеводяной смеси, отнесенной к 1 м8 товарной
нефти. Величина А есть число кубометров воды, приходящейся также на 1 м3
товарной нефти. Поэтому размерность выражения (VII.129) будет размер-
ностью работы, отнесенной к 1 м3 товарной нефти,
[(£>о + 21 bB) (pj — р2)] — ---——
т°т1
mH
т3
Если по НКТ движется чистый газ и изменений параметров движения не
происходит (температура, растворимость и т. д. постоянны), то из общей
формулы получим
Pl
W = S v (Р) dp = <r‘>-V^P»T«z<> in P1/ps.	(VII.130)
Pa	Tq
Если предположить, что 7’H = T0; z=l; Го—V0=V, то из (VII.130) полу-
чим обычную формулу для изотермического расширения газа
W =VPo In А,
Рг
также имеющую размерность работы в Н • м, отнесенной к 1 м3 нефти, так как
V=F0—Vo есть газовый фактор в м3 газа на 1 м3 нефти.
Все остальные слагаемые в (VII.128) обратятся в нуль, так как при на-
шем предположении n=m=r=s=0.
Глава VIII
ЭКСПЛУАТАЦИЯ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН
Фонтанирование скважин обычно происходит на вновь от-
крытых месторождениях нефти, когда запас пластовой энергии
велик, т. е. давление на забоях скважин достаточно большое,
чтобы преодолеть гидростатическое давление столба жидкости
в скважине, противодавление на устье и давление, расходуемое
на преодоление трения, связанное с движением этой жидкости.
Общим обязательным условием для работы любой фонтанирую-
щей скважины будет следующее основное равенство:
Рс = Рг + Ртр + Ру-	(VIII. 1)
где рс — давление на забое скважины; рг, ртр, Ру — гидростати-
ческое давление столба жидкости в скважине, рассчитанное по
вертикали, потери давления на трение в НКТ и противодавле-
ние на устье, соответственно.
Различают два вида фонтанирования скважин:
фонтанирование жидкости, не содержащей пузырьков газа,—
артезианское фонтанирование;
фонтанирование жидкости, содержащей пузырьки газа, об-
легчающего фонтанирование,— наиболее распространенный спо-
соб фонтанирования.
Артезианский способ встречается при добыче нефти редко.
Он возможен при полном отсутствии растворенного газа в нефти
и при забойном давлении, превышающем гидростатическое дав-
ление столба негазированной жидкости в скважине. При нали-
чии растворенного газа в жидкости, который не выделяется бла-
годаря давлению на устье, превышающему давление насыще-
ния, и при давлении на забое, превышающем сумму двух
давлений: гидростатического столба негазированной жидкости
и давления на устье скважины.
Поскольку присутствие пузырьков свободного газа в жид-
кости уменьшает плотность последней и, следовательно, гидро-
статическое давление такого столба жидкости, то давление на
забое скважины, необходимое для фонтанирования газирован-
ной жидкости, существенно меньше, чем при артезианском фон-
танировании.
§ 1. АРТЕЗИАНСКОЕ ФОНТАНИРОВАНИЕ
Теоретическое описание процесса артезианского фонтаниро-
вания практически не отличается от расчета движения однород-
ной жидкости по трубе.
256
Давление на забое скважины рс при фонтанировании опре-
деляется уравнением (VIII.1), в котором гидростатическое дав-
ление столба жидкости благодаря постоянству плотности жид-
кости определяются простым соотношением
pr = pgH,	(VIII.2)
где р — средняя плотность жидкости в скважине; Н — расстоя-
ние по вертикали между забоем (обычно серединой интервала
перфорации) и устьем скважины.
Для наклонных скважин
Н = Leos а,
где L — расстояние от забоя до устья вдоль оси наклонной сква-
жины; а — средний зенитный угол кривизны скважины.
Для наклонных скважин, имеющих на разных глубинах раз-
личный угол кривизны а;, расстояние Н необходимо опреде-
лять разделением глубины скважины на интервалы и суммиро-
ванием проекций этих интервалов на вертикальную ось:
Я = £ ЛЬ* cos а6	(VIII.3)
i=i
где AL; — длина i-ro интервала; at — угол кривизны Lro интер-
вала; п — число интервалов, на которое разбивается, общая глу-
бина скважины.
При движении жидкости по НКТ она охлаждается и ее
плотность немного изменяется. Поэтому необходимо в расче-
тах принимать среднюю плотность
р = Рс±Ру>	(VIII.4)
где рс, ру — плотность жидкости при термодинамических усло-
виях забоя и устья скважины, соответственно.
При фонтанировании обводненной нефтью плотность жид-
кости подсчитывается как средневзвешенная
Рс = (Рн)с(1 — П) + (Рв)сП,
ру = (Рв)у (1 - п) + (Рв)у П,	(VIII.5)
где п — доля воды в смеси (обводненность); рн, рв — плотность
нефти и воды в условиях забоя (с) и устья (у) соответственно.
Иногда в результате недостаточной скорости восходящего
потока жидкости и оседания воды обводненность п вдоль ствола
скважины бывает неодинаковой. Например, между забоем и
башмаком НКТ в интервале, где жидкость движется по всему
сечению обсадной колонны с малой скоростью, обводненность
может быть больше. В таких случаях всю расчетную глубину
скважины необходимо разбивать на соответствующие интер-
валы. Заметим, что погрешности в определении гидростатиче-
9 Заказ № 325	257
ского давления существенно влияют на все результаты расчета,
так как оно преобладает в общем балансе давлений и состав-
ляет 95—98 % от величины рс.	'
Противодавление на устье скважины ру определяется ее уда-
ленностью от групповой замерной установки, давлением в этой
установке или размером штуцера (местного сопротивления),
обычно устанавливаемого на выкидной линии фонтанирующей
скважины для регулирования ее дебита. При широко распро-
страненных в настоящее время однотрубных, герметизирован-
ных системах нефтегазосбора давления на устье ру бывает
большим, достигая иногда нескольких мегапаскалей.
Потери давления на трение ртр определяются по обычным
формулам трубной гидравлики, а именно
Г г 2
(vni-6)
Заметим, что в формуле (VIII.6) L — не глубина скважины,
а длина НКТ вдоль оси скважины. Лишь в вертикальных сква-
жинах эти величины совпадают, поэтому при наклонных сква-
жинах важно учитывать это различие. Скорость жидкости
в НКТ сж определяется обычно через объемный коэффициент
жидкости и ее плотность для средних термодинамических ус-
ловий в НКТ:
где QH, Qb—-дебит нефти и воды скважины, приведенный
к стандартным условиям; рн, рв — плотности нефти и воды при
стандартных условиях; Ьп, Ьв — объемные коэффициенты нефти
и воды для средних условий в НКТ; f — площади сечения НКТ
(или обсадной колонны для интервала от забоя до башмака
НКТ).
При подсчете потерь на трение необходимо учитывать, что
диаметр НКТ d существенно влияет на величину ртр. Это озна-
чает, что при уменьшении диаметра НКТ на 10 %, например за
счет покрытия внутренней поверхности эпоксидными смолами,
стеклом или в результате отложения парафина потери на тре-
ние возрастут в 1,61 раза.
Величины коэффициента сопротивления % определяются че-
рез число Рейнольдса по соответствующим графикам или ап-
проксимирующим формулам. Если такие величины, как сж, d и
р, необходимые для определения числа Re оцениваются доста-
точно точно, то для подсчета вязкости жидкости ц, особенно
при движении по НКТ обводненной нефти или эмульсии, нет
достаточно точных формул. Вязкость обводненной нефти зави-
сит не только от вязкости компонентов (нефти и воды), но и
от дисперсности эмульсии. Тем не менее для оценки этой ве-
258
личины можно рекомендовать следующую приближенную фор-
мулу Гатчика и Сабри:
Нэ=—(VIII.8)
1 — /<₽
где Цэ — динамическая вязкость эмульсии; цВс — динамическая
вязкость внешней дисперсной среды (для эмульсии типа вода
в нефти рВс — вязкость нефти, для эмульсии типа нефть в воде
Рве — вязкость воды); <р — отношение объема внутренней дис-
персной фазы к объему внешней.
При пользовании формулой (VIII.8) следует иметь в виду,
что при обводненности нефти 60—70 % происходит инверсия
эмульсий, т. е. замещение внешней и внутренней фаз. Поэтому
формула (VIII.8) в представленном написании справедлива для
эмульсии с содержанием воды, не превышающим указанных пре-
делов. При большем водосодержании в формулу (VIII.8) вместо
Рве необходимо подставить вязкость внешней среды, которой
становится в этом случае вода, и вместо <р подставлять объем-
ное отношение нефти к воде.
Коэффициент сопротивления % зависит от режима течения.
Установлено, что при Re<1200 течение ламинарное, при Re>
>2500 —турбулентное и при 1200<Re<2500 — так называемая
переходная зона.
При ламинарном движении
*=-j~	(VI1I.9)
При турбулентном движении
0,3164
Re0'25 '
(VIII.10)
Для переходной зоны имеется много различных аппроксими-
рующих формул. Достаточно надежные результаты для 1 полу-
чаются по формуле
(VHI.il)
Причем формулу (VIII.11) %можно использовать не только
для переходной зоны, так как она рекомендована для 1200<
<Re<50 000.
Как известно, приток жидкости из пласта в скважину мо-
жет быть определен общим уравнением притока
Q = ^(Pn-pc)n.	(VIII.12)
9*	269
Рис. VIII. 1. Совместное решение урав-
нения работы подъемника A(Q) и
уравнения притока жидкости из пла-
ста в скважину B(Q)
Решая относительно рс, по-
лучим
Рс = Рп-]/Л^-. (VIII.13)
При совместной работе
пласта и фонтанного подъем-
ника на забое скважины уста-
навливается общее, забойное
давление, определяющее со-
гласно (VIII.12) такой при-
ток жидкости, который фон-
танные трубы будут в состоя-
нии пропустить при данной
глубине скважины, противо-
давлении на устье, диаметре труб и т. д. Для определения этого
притока приравняем правые части уравнений (VIII.1) и
(VIII.13).	_
рг + РтР + ру = рп—уГ~.	(VIII.14)
Левая часть равенства зависит от Q, так как ртр и ру зави-
сят от расхода. С увеличением расхода трение и противодавле-
ние возрастают, тогда как рг не зависит от Q. Введем в левую
часть (VIII.14) некоторую функцию от Q. Тогда
pr4-f(Q) = pn-'|/y.	(VIII.15)
Из этого равенства надо найти Q, которое обращало бы
(VIII.15) в тождество. Для этого, задаваясь различными зна-
чениями Q, вычисляем левую часть равенства (VIII.15)
A = Pr + f(Q)	(VIII.16)
и правую часть равенства
В-рп-]/-^.	(VIII.17)
Далее строятся два графика A(Q) и B(Q). С увеличением Q
величина А должна возрастать, а величина В уменьшаться, как
показано на рис. VIII.1.
Точка пересечения линий v4(Q) и B(Q) определит условие
совместной работы пласта и фонтанного подъемника, т. е. даст
дебит скважины Qc и соответствующее этому дебиту забойное
давление рс. Подобные расчеты могут быть сделаны для труб
различного диаметра, а также и для условий фонтанирования
через межтрубное пространство. Из найденных решений может
быть выбрано то, которое лучше отвечает технологическим ус-
ловиям разработки и эксплуатации месторождения.
260
§ 2. ФОНТАНИРОВАНИЕ ЗА СЧЕТ ЭНЕРГИИ ГАЗА
Это наиболее распространенный способ фонтанирования неф-
тяных скважин. Уже было отмечено, что при артезианском фон-
танировании в фонтанных трубах движется негазированная
жидкость (нефть), поэтому, чтобы преодолеть гидростатическое
давление столба такой жидкости, забойное давление должно
быть достаточно высоким.
При фонтанировании за счет энергии газа плотность столба
ГЖС в фонтанных трубах мала, поэтому гидростатическое дав-
ление столба такой смеси будет меньше. Следовательно, и для
фонтанирования скважины потребуется меньшее забойное дав-
ление. При движении жидкости по НКТ от забоя к устью дав-
ление уменьшается, и на некоторой высоте оно становится рав-
ным давлению насыщения рнас, а выше — ниже давления насы-
щения. В зоне, где р<рнас, из нефти выделяется газ, причем
этого газа становится тем больше, чем меньше давление, т. е.
чем больше разница давлений Ар = рнас—р. Таким образом,
нефть при фонтанировании разгазируется в результате выде-
ления из нее растворенного газа, перехода его в свободное
состояние и образования ГЖС с плотностью, существенно
меньшей плотности чистой нефти. В описанном случае фонта-
нирование будет происходить при давлении на забое скважины,
превышающем давление насыщения (рс>Рнас), и газ будет вы-
деляться на некоторой высоте в НКТ.
Возможен другой случай, когда фонтанирование происходит
при давлении на забое скважины ниже давления насыщения
(Рс<Рнас) • При этом на забой скважины вместе с нефтью по-
ступает свободный газ, к которому, по мере подъема нефти по
НКТ, добавляются дополнительные порции свободного газа,
выделяющегося из нефти при снижении давления. Масса сво-
бодного газа, приходящегося на единицу массы жидкости, по
мере подъема увеличивается. Объем свободного газа также уве-
личивается за счет его расширения. В результате газонасыщен-
ность потока возрастает, а его плотность соответственно сни-
жается.
Таким образом, фонтанирование скважины может происхо-
дить при давлении на забое рс выше или ниже давления насы-
щения Рнас.
Сделаем несколько предварительных общих определений.
Очевидно, давление на забое фонтанной скважины в любом
случае будет равно
Рс = р6 + р,	(VIII. 1'8)
где pa — давление у башмака НКТ при фонтанировании сква-
жины с постоянным дебитом, р=(Н—L)g — гидростатическое
давление столба жидкости между башмаком и забоем высотой
Н—L, где Н—глубина скважины, L — длина НКТ; р — средняя
плотность жидкости в этом интервале.
261
5
Q) Ру
Рис. VIII.2. Схема скважин при
фонтанировании
а — при давлении на забое меньше
давления насыщения (рс <Рнас);
при давлении на забое больше давле-
ния насыщения (Рс>рнас)

С другой стороны, то же дав-
ление на забое рс может быть
определено через уровень ,жид-
кости в межтрубном простран-
стве
Pc = Pi + p2,	(VIII.19)
где р[ = hpg — гидростатическое
давление столба жидкости в
межтрубном пространстве: р2 —
= Рз + &р — давление газа, нахо-
дящегося в межтрубном прост-
ранстве, на уровень жидкости,
Рз — давление газа в межтруб-
ном пространстве на устье сква-
жины; Др — гидростатическое
давление столба газа от уровня
до устья.
Очевидно,
Др = (Я—/t)prgf,
где рг — средняя плотность газа
в межтрубном пространстве.
Запишем (VIII.19) в развернутом виде:
Pc = ^gp + Pa + (H— /i)Pr£-	(VIII.20)
В скважине, фонтанирующей с постоянным дебитом, давле-
ние на забое рс должно быть постоянным. Поэтому изменение
высоты столба h в затрубном пространстве должно сопровож-
даться изменением давления на устье рз так, чтобы сумма сла-
гаемых согласно (VIII.20) была бы постоянной. Поэтому необ-
ходимо, чтобы уменьшение h сопровождалось увеличением дав-
ления газа рз и наоборот.
Рассмотрим теперь два случая фонтанирования.
I. Рс<Рнас (рис. VIII.2, а).
Свободный газ имеется на самом забое. К башмаку фон-
танных труб будет двигаться газожидкостная смесь. При работе
такой скважины основная масса пузырьков газа будет увле-
каться потоком жидкости и попадать в фонтанные трубы. Од-
нако часть пузырьков, двигающихся непосредственно у стенки
обсадной колонны, будет проскальзывать мимо башмака НКТ
и попадать в межтрубное пространство. В межтрубном прост-
ранстве выше башмака движения жидкости не происходит. По-
этому пузырьки газа в нем будут всплывать, достигать уровня
жидкости и пополнять газовую подушку в межтрубном прост-
ранстве. Таким образом, при фонтанировании, когда рс<раас,
создаются условия для непрерывного накопления газа в меж-
262
трубном пространстве. Интенсивность этого процесса зависит
от многих факторов.
1.	От скорости восходящего потока ГЖС, т. е. от дебита
скважины. Чем больше дебит, тем меньше газа попадает в меж-
трубное пространство.
2.	От величины зазора между обсадной колонной и фон-
танными трубами.
3.	От количества и величины газовых пузырьков, что в свою
очередь зависит от разницы между давлением насыщения и
давлением у башмака.
4.	От вязкости жидкости.
Накопление газа в затрубном пространстве приводит к уве-
личению давления рз и соответствующему понижению уровня
жидкости h на такую величину, чтобы давление на забое рс
согласно уравнению (VIII.20) оставалось бы постоянным. Этот
процесс будет продолжаться до тех пор, пока уровень жидкости
в межтрубном пространстве не опустится до башмака фонтан-
ных труб. После этого процесс стабилизируется. Непрерывно
возрастающее давление на устье межтрубного пространства
после достижения максимума стабилизируется. В этом случае
возможно достаточно точно определить давление у башмака
фонтанных труб ре, а также и давление на забое рс по давле-
нию на устье в межтрубном пространстве рз, не прибегая к тру-
доемкому процессу спуска манометра в скважину. Давление
Рз замеряется на устье манометром. Тогда давление у башмака
будет равно
p6 = ps + (H-h)prg,	(VIII .21)
где
РяТп
Рг = Ро ------плотность газа.
Ро"Р ср2
Здесь ро — плотность газа при стандартных условиях ро и То;
Тср — средняя температура в затрубном пространстве; z — ко-
эффициент сжимаемости газа для условий рз и Тср. Второе сла-
гаемое в формуле (VIII.21) может быть определено несколько
точнее по барометрической формуле.
Давление на забое скважины рс будет больше рб на вели-
чину гидростатического давления столба жидкости между за-
боем и башмаком фонтанных труб р и может быть определено
по формуле (VIII. 18).
При больших расстояниях между забоем и башмаком НКТ
(превышающих 50—100 м) в вычисление рс вносится погреш-
ность за счет недостоверности величины средней плотности ГЖС
между башмаком и забоем — р. В таких случаях величину р
необходимо определять методами, изложенными в теории дви-
жения газожидкостных смесей.
263
Таким образом, в фонтанирующей скважине при условии
Рс<Рнас уровень жидкости в межтрубном пространстве обяза-
тельно должен устанавливаться у башмака НКТ после выхода
работы скважины на установившийся режим. Однако это
справедливо, если нет утечки газа из обсадной колонны из-за
ее недостаточной герметичности или неплотностей в арматуре
и колонной головки. При наличии утечек уровень жидкости мо-
жет стабилизироваться в межтрубном пространстве на некото-
рой высоте, обусловливая такое давление на устье, при котором
утечки газа сравниваются с его поступлением от башмака фон-
танных труб.
II. рс>Рнас (рис. VIII.2, б).
Свободный газ в этом случае не накапливается в затрубном
пространстве, так как нет условий для его проскальзывания
у башмака фонтанных труб. В самих трубах газ начнет выде-
ляться на некоторой высоте от башмака, где давление станет
равным давлению насыщения. Поскольку при работе скважины
обновление жидкости в затрубном пространстве не происходит,
то не возникают и условия для пополнения газа. Из объема
нефти, находящейся в затрубном пространстве, частично выде-
лится растворенный газ, после чего вся система придет в рав-
новесие. Уровень жидкости в этом случае будет находиться на
некоторой глубине h в соответствии с выражением (VIII.20).
Различным положениям уровня будет соответствовать различ-
ное давление р3. В этом случае вследствие неопределенности
величины h становится невозможным определение забойного
давления рс по величине рз.
§ 3. УСЛОВИЕ ФОНТАНИРОВАНИЯ
Фонтанирование возможно лишь в том случае, если энергия,
приносимая на забой жидкостью, равна или больше энергии,
необходимой для подъема этой жидкости на поверхность при
условии, что фонтанный подъемник работает на оптимальном
режиме, т. е. на режиме наибольшего к. п. д. За счет давления
на забое скважины жидкость может быть поднята на высоту,
соответствующую этому давлению. Полезная работа, которая
совершается при подъеме 1 м3 жидкости, равна произведению
веса жидкости на высоту подъема:
^1=1	= 1 м3(рс—р0) [Дж].	(VIII.22)
\ го /
Вместе с нефтью на забой может поступать свободный газ,
кроме того, из той же нефти при снижении давления происходит
выделение газа. Общее количество газа, приходящееся на 1 м3
товарной нефти и приведенное к стандартным условиям, назы-
вается полным газовым фактором Го. Газ, расширяясь, также
совершает работу. Однако доля свободного газа на разных глу-
264
бинах будет разная. Работу расширения совершает только сво-
бодный газ. Поэтому при подсчете работы расширения газа
необходимо учитывать не полный газовый фактор Го, а мень-
шее количество газа (за вычетом растворенного), которое назо-
вем эффективным газовым фактором ГЭф ь
Однако, следуя рассуждениям А. П. Крылова, рассмотрим
вопрос в упрощенной постановке. Будем считать, что с каждым
1 м3 нефти на забой поступает Го кубических метров газа, при-
веденных к нормальным условиям. Растворимостью газа в пер-
вом приближении пренебрегаем. Возможная работа этого газа
при изотермическом его расширении будет равна
®2 = ГоРо1п-^, [Дж].	(VIII.23)
Ра
Таким образом, общее количество энергии, поступающей на за-
бой с каждым кубическим метром нефти будет равно
Wi =Wi + w2 = рс—р0+Г0р01п	•	(VI11.24)
Ро
Поскольку на устье скважины всегда есть некоторое противо-
давление ру, то поток ГЖС, покидая устье, уносит с собой не-
которое количество энергии. Количество уносимой энергии по
аналогии с (VIII.24) можно определить так:
Ц72=ру_ро + Горо1п^.	(VIII.25)
МО
Количество энергии, поступающей из пласта и затраченной
в самой скважине в процессе подъема жидкости от забоя до
устья, Wn будет равно разности Wi—W2, т. е.
Wn = W, - W2 - рс - ру + Горо In	•	(VI11.26)
Ру
Напомним, что в (VIII.26) имеется общий множитель 1 м3,
так как определяемая энергия относится к 1 м3 нефти. С уче-
том этого в (VIII.26) получится размерность Н-м, т. е. джоуль.
Если фонтанный подъемник работает на оптимальном ре-
жиме, т. е. на режиме наибольшего к. п. д., то удельный рас-
ход газа R, необходимого для подъема 1 м3 жидкости, достиг-
нет минимума RonT. В таком случае количество энергии, мини-
мально необходимое для фонтанирования, по аналогии
с (VIII.26), будет равно
Гн = рс-ру + 7?оптр01п-^.	(VII 1.27)
Ру
Следовательно, фонтанирование возможно, если
№n>FH.	(VIII.28)
2С>5
Откуда следует
Г0 Копт»
(VIII.29)
т. е. если из пласта поступает газа больше или столько, сколько
нужно для подъема 1 м3 жидкости на режиме наивысшего
к. п. д., то фонтанирование возможно. На основании экспери-
ментальных исследований и теоретической обработки результа-
тов А. П. Крыловым были получены формулы для определения
удельного расхода газа Rmax при работе газожидкостного подъ-
емника на режиме максимальной подачи Qmax. Эта формула
имеет вид
„	_	2,769-10-<paL2
d0,5 (рс — Ру) 1П (Рс/Ру)
(VIII.30)
Из тех же исследований А. П. Крылова следует, что удель-
ный расход газа Копт при работе газожидкостного подъемника
на режиме наибольшего к. п. д. (QOm) связан с Rтак соотно-
шением
Копт — Ктах (1 e)i
(VIII.31)
где относительное погружение
e = -^LPy •	(VIII.32)
Подставляя (VIII.32) и (VIII.30) в (VIII.31), получим
Копт =-05 f’769 10'4р^/ -(1 -	•	(VIII .33)
а’5 (Рс — Ру) In (Рс/Ру) \ PgL J
Известно, что опытные данные, которые легли в основу фор-
мулы (VIII.33), были получены А. П. Крыловым на коротком
газожидкостном подъемнике при работе, главным образом на
смеси воды с воздухом. При таких условиях эксперимента рас-
творимость газа в нефти не могла быть учтена. Из формулы
(VIII.33) следует, что, формулируя условия фонтанирования
(VIII.29), необходимо определить действительное количество
газа, которое находится в свободном состоянии в фонтанном
подъемнике при среднем давлении в подъемнике. В качестве
среднего давления можно принять (следуя А. П. Крылову) сред-
нее арифметическое, т. е.
РсР = —С + Ру •	(VIII.34)
Среднее количество свободного газа определяется как раз-
ность полного газового фактора Го и количества растворен-
ного газа, которое определяется как произведение коэффици-
266
ента растворимости а на рср, взятое в избыточных единицах
давления,
ГСР = Г0-а [-Е£±^-р0].	(VIII.35)
Далее необходимо учесть, что вода, сопровождающая нефть,
практически не содержит растворенного газа и замеряемый на
промыслах газовый фактор Го относят к чистой необводненной
нефти. Поэтому газ, выделяющийся из нефти, расходуется и на
подъем воды. Если п — обводненность — доля воды в поднимае-
мой жидкости, то газовый фактор, отнесенный к 1 м3 жидкости,
будет равен 7’ср(1—п).
Таким образом, газовый фактор, определяющий количество
кубических метров газа при стандартных условиях, находяще-
гося в свободном состоянии при среднем давлении в подъем-
нике, и отнесенное к 1 м3 жидкости (обводненной нефти) и бу-
дет тем газовым фактором, который можно приравнять к ве-
личине Rom-. Этот газовый фактор называется эффективным
газовым фактором и обозначается ГЭф. Поэтому с учетом рас-
творимости газа условие фонтанирования теперь запишется так:
Гзф > Яопт	(VIII.36)
или в развернутом виде
[ro_a('Pc±₽)L po^(1_n)>
>----2,77- 10~4paL2-/ J _ Pc-Ру \ .	(VI11.37)
а0,5 (рс — Ру) in —	'
Ру
Из неравенства (VIII.37) можно определить минимально
необходимое давление на забое рс, обеспечивающее фонтаниро-
вание при заданной комбинации других величин, таких как
Г о, d, L, ру, р. Для определения минимального рс необходимо
решить неравенство (VI 11.37) относительно рс. Однако сделать
это нельзя, так как выражение (VIII.37) относительно рс транс-
цендентно. Поэтому решение неравенства (VII 1.37) получается
либо подбором такой величины рс, которая обращает неравен-
ство (VIII.37) в тождество, либо графоаналитическим путем.
На рис. VIII.3 показаны эти графические построения. Точка
А пересечения этих двух линий (1 и 2), соответствующих левой
и правой частям (VIII.37), дает значение, при котором правая
и левая части (VII 1.37) равны. Это будет искомое мини-
мальное давление на забое скважины, обеспечивающее процесс
фонтанирования при заданных условиях. При увеличении об-
водненности п эффективный газовый фактор Г3$ пропорцио-
нально уменьшается, а оптимальный удельный расход газа
^опт несколько увеличивается за счет увеличения плотности во-
донефтяной смеси. Поэтому точка пересечения линий ГЭф(рс)
267
Рис. VIII.3. Графоаналитиче-
ское решение уравнения при
определении минимального дав-
ления фонтанирования при раз-
ных обводненностях продукции
скважин
и А?опт(Рс) для нового, увеличенного значения п переместится
вправо (точка В). Таким образом, при увеличении обводнен-
ности минимально необходимое для фонтанирования давление
на забое скважины увеличивается. Так можно рассчитать ми-
нимальные давления фонтанирования для разных обводненностей
п и получить новую зависимость Рс(га) для прогнозирования
возможностей фонтанного способа добычи. Область значений рс,
превышающих минимальное давление фонтанирования,— это об-
ласть, в которой выделяющееся в скважине количество газа
ГЭф больше минимально необходимого /?ОПт. На рис. VIII.3 эта
область заштрихована. Влево от точки В (или соответственно
от точки А при меньшей обводненности п) лежит область зна-
чений рс, при которых фонтанирование невозможно, так как по-
ступающее в скважину количество газа Г,Эф</?Опт.
К приведенным в этом параграфе формулам необходимо
сделать несколько замечаний.
1. Во всех формулах давление (Па) надо брать в абсолют-
ных единицах, т. е. с учетом атмосферного давления ро. В соот-
ветствии с этим в формуле (VIII.37) коэффициент раствори-
м2 3 4
мости а имеет размерность —.
2. При выводе формул предполагалось, что фонтанные трубы
спущены до забоя скважины и давление у башмака НКТ ро
равно забойному давлению рс.
3. Если башмак труб находится выше забоя и рв<рс, то во
все формулы вместо рс необходимо подставить р&.
4. Если выделение газа начинается не на забое, а в фонтан-
ных трубах на некоторой глубине ГНас, то во все формулы
вместо рс или ре необходимо подставить давление насыщения
Рнас и соответственно вместо L—LHac-
Глубина начала выделения газа в фонтанных трубах £Нас
может быть определена из соотношения (VIII.37) которое пе-
репишем следующим образом:
=	2,77-10-WHae	/}  рнае —ру\
d°'5(pнас — Ру) 1п(Р нас/ру) V	pgLнас /
(VIII.38)
268
Равенство (VIII.38) необходимо решить относительно £нас.
С этой целью обозначим
----2-7710~4Р2	= л>	(VIII.39)
<*0-5 (Рнас—Ру) 1П
Ру
Рнас" РУ =В.	(VIII.40)
С учетом (VIII.39) и (VIII.40) перепишем (VIII.38) так:
^Ф = Л£2ас(1-В/£нас).	(VIII.41)
Выражение (VIII.41) перегруппируем следующим образом:
L* —ВЬая1. -= 0.	(VIII.42)
нас нас д	'	'
Это квадратное уравнение, решением которого будет
'•«=f±V(fy+zr- (viim3>
В (VIII.43) знак минус перед корнем опускается, так как
в противном случае получается нереальный результат. Подстав-
ляя в (VIII.43) значения Л и В согласно (VIII.39) и (VIII.40),
окончательно получим
Рнас — Ру\2 | Гэф^0'5 (Рнас — Ру) ]п Рнас	(VIII 44)
2pg 2,7710-У Ру'1	1	’
Определив глубину £нас, на которой должно (по расчету)
существовать давление рнас, можно определить минимальное
давление фонтанирования’на забое скважины рс, прибавив
к давлению рнас гидростатическое давление столба жидкости
ОТ глубины £нас ДО Забоя Н.
Рс = Рнас + (Д —£нас)Р£,	(VIII.45)
где р — плотность насыщенной газом нефти (жидкости).
§ 4. РАСЧЕТ ФОНТАННОГО ПОДЪЕМНИКА
Дебиты фонтанных скважин изменяются в широких преде-
лах как по количеству жидкости, так и по количеству попут-
ного газа. С одной стороны, известны фонтанные скважины,
дающие более 1000 м3/сут нефти. С другой стороны, есть фон-
танные скважины с дебитом порядка 5 м3/сут. Для обеспечения
фонтанирования все скважины оборудуются фонтанными тру-
бами (НКТ), которые спускаются в скважину обычно до забоя
269
и с помощью которых осваиваются фонтанные скважины и вы-
зывают приток в них. При наличии в скважине труб возможны
различные промывки, воздействие на забой (кислотные обра-
ботки, ГРП и пр.), замена одной жидкости другой, продавка
скважины газом, задавка скважины путем закачки тяжелой
жидкости (соленого или глинистого раствора) и другие опера-
ции, необходимость в которых возникает на разных этапах экс-
плуатации данной скважины и нефтяного месторождения в це-
лом.
Однако для подобных операций существует очень ограни-
ченный по диаметру набор труб. Это трубы следующих услов-
ных диаметров: 48, 60, 73, 89 и 102 мм. Однако из этих размеров
эксплуатационных труб трубы диаметром 48 и 102 мм почти
не употребляются. Наиболее употребительными (примерно
85%) являются трубы диаметром 73 мм. Лишь для фонтанных
скважин, имеющих дебит несколько сот метров кубических
в сутки, применяются 89-мм трубы. Можно сказать, что выбор
диаметра фонтанных труб определяется не дебитом скважины,
а удобством и техническими условиями нормальной эксплуа-
тации таких фонтанных скважин. Периодически в скважины
приходится спускать различные приборы для исследования, та-
кие как скважинные термометры, манометры и дебитомеры.
Возникает необходимость спуска пробоотборников для отбора
проб жидкости с самого забоя скважины. Все эти приборы
имеют внешний диаметр порядка 40 мм, и для их свободного
спуска до забоя, не прекращая при этом работу скважины, не-
обходимо иметь внутренний диаметр труб не менее 73 мм. На-
конец, широкое применение 73-мм труб обусловлено и тем, что
эксплуатация фонтанных скважин, как правило, сопровождается
отложением парафина на внутренних стенках труб, для удале-
ния которого часто применяются механические скребки, спус-
каемые на стальной проволоке в фонтанные трубы через
лубрикатор. Несмотря на то что диаметр фонтанных труб прини-
мается почти всегда без расчета, вопрос о пропускной способ-
ности фонтанных труб или о подаче фонтанного подъемника
при тех или иных условиях на забое и на устье скважины
представляет безусловный интерес и требует своего ответа.
Всякий фонтанный подъемник работает при том или ином
относительном погружении
_ Рб — Ру
pgL
Обычно эти значения лежат в пределах 0,3—0,65. Для усло-
вия 0,3<е<0,65 к. п. д. подъемника при его работе на опти-
мальном (^опт) и максимальном (z/max) режимах мало отлича-
ются друг от друга. Поэтому следует стремиться к тому, чтобы
фонтанный подъемник работал в промежуточном режиме между
^опт и qmax- Работа вблизи точки qmax отличается наибольшей
270
устойчивостью. Как было показано в главе VIII § 2, в этом
режиме dqldV^Q, т. е. изменение дебита при изменении рас-
хода газа почти не происходит. Работа вблизи точки qonT ха-
рактеризуется некоторой неустойчивостью, проявляющейся
в пульсации работы фонтанного подъемника. Это объясняется
тем, что небольшим случайным изменениям расхода газа со-
ответствуют значительные изменения дебита (dq[dV>ty.
Это послужило основанием А. П. Крылову рекомендовать
для практического использования простые формулы для опре-
деления подачи газожидкостного подъемника для этих основ-
ных двух режимов работы:
9max = 55d4P6~Py V'5 Г—1 •	(VIII.46)
k pgL J L с J
Поскольку А. П. Крыловым установлено, что qo пт — ?тах (1—е),
то подача на режиме наивысшего к. п. д. будет
<7опТ = 55d3 ( Рб ~ Ру У'5 (1 —А И.	(VIII.47)
\ PgL J \ pgL ) с J
Если рб>рНас, то в формулы (VIII.46) и (VIII.47) необхо-
димо подставить вместо р§ давление насыщения рНас, а вместо
L расстояние LHac от устья до точки, где давление равно рНас.
Формулы можно решить относительно диаметра d. Соответст-
венно из (VIII.46) получим
d = 1 P8L У'5 [м]	(VI11.48)
F 55 \ Рб — Ру )
и из формулы (VIII.47)
d= з Л qJgftpgL \1.5/-----------1-----\	(VIII.49)
1/	55 k Р6 — Ру J ! _ рб —Ру
F	\ pgL J
По этим’ формулам определяется диаметр фонтанных труб,
необходимый для обеспечения в одном случае максимальной
подачи [формула (VIII.48) ], а в другом — оптимальной [фор-
мула (VIII.94)] прц прочих заданных условиях (ро, Ру, А, р).
Заметим, что формулы (VIII.46) и (VIII.47) определяют не де-
бит фонтанной скважины, а только пропускную способность
фонтанных труб при заданных условиях. Для правильного со-
гласования работы фонтанного подъемника с работой пласта
необходимо, чтобы приток жидкости из пласта в скважину,
который определяется формулой притока, равнялся бы пропуск-
ной способности фонтанного подъемника при одном и том же
давлении на забое рс или давлении у башмака р&.
Расчет фонтанного подъемника с использованием приведен-
ных выше формул сводится к определению для проектируемой
скважины максимальной и оптимальной подач. Планируемый
271
дебит скважины, определяемый формулой притока, должен ле-
жать в пределах между qm3x и qOm. Это гарантирует высокий
к. п. д. газожидкостного подъемника и устойчивую его работу.
Такой подход к расчету оптимизирует работу фонтанного подъ-
емника для текущих условий, но не учитывает возможных из-
менений условий фонтанирования во времени. Обычно с тече-
нием времени условия фонтанирования ухудшаются: растет
обводненность, пластовое давление падает, эффективный газовый
фактор уменьшается, коэффициент продуктивности также умень-
шается. Поэтому, планируя фонтанную эксплуатацию, реко-
мендуют рассчитывать фонтанные подъемники по максимальной
подаче для начальных условий и по оптимальной — для усло-
вий конца периода фонтанирования.
Дебит фонтанной скважины определяется совместной рабо-
той пласта и фонтанного подъемника; причем законы, управляю-
щие работой пласта, одни, а законы, управляющие процессом
движения ГЖС в фонтанных трубах,— другие. Совершенно оче-
видно, что увеличение давления на забое рс снижает приток
жидкости из пласта. С другой стороны то же увеличение рс (или
ре) увеличивает подачу фонтанного подъемника. Поэтому если
пропускная способность фонтанного подъемника меньше при-
тока, избыточная жидкость будет накапливаться в скважине.
В результате давление рс будет расти. Это повлечет за собой
увеличение подачи подъемника, с одной стороны, и снижение
притока — с другой. Установившаяся работа этой системы
пласт — скважина наступает тогда, когда приток сравняется
с отбором.
Этой установившейся работе системы пласт—скважина бу-
дет соответствовать некоторое давление на забое рс, которое
может быть найдено из условия равенства притока и подачи
фонтанного подъемника.
Как известно, приток определяется формулой
<7п = К(рп-Рс)".	(VIII.50)
Пропускная способность подъемника на режиме максималь-
ной подачи определяется формулой (VIII.46). Если трубы спу-
щены до забоя, то рб = Рс. Если они подняты выше, так что
L<H, то
ре = рб + (Н— L)gp.	(VIII.51)
С учетом (VIII.51) формула (VIII.50) перепишется так:
7n = KlPn-p6-(#-QM*-	(VIII.52)
Приравнивая правые части формулы притока (VIII.52) и
формулы пропускной способности подъемника (VIII.46), по-
лучим
KlPn-p6-(H-L)pg]n = 55da(-^^-)''5.	(VIII.53)
V PgL J
272
Равенство (VIII.53) удовлетворяется при определенном зна-
чении ре, так как остальные величины задаются. Левая часть
равенства (VIII.53) сростом р& уменьшается нелинейно. Правая
часть возрастает по параболе в степени 1,5. Пересечение этих
двух кривых дает такое значение рб, при котором равенство
(VIII.53) удовлетворяется. Решение равенства (VIII.53) полу-
чается либо путем подбора р6, либо графоаналитическим путем
подобно тому, как это делалось при определении минимального
давления фонтанирования.
Затем определяется соответствующий дебит скважины путем
подстановки найденного значения рб либо в (VIII.52), либо
в (VIII.46).
Найденный таким образом, дебит, отвечающий совместной
работе пласта и фонтанного подъемника, соответствует работе
фонтанного подъемника при режиме максимальной подачи. Ана-
логично можно найти дебит подъемника на режиме оптималь-
ной подачи. Для этой цели необходимо приравнять правые ча-
сти формулы притока (VIII.52) и формулы оптимальной по-
дачи (VI 11.47):
K[pn-p6-(H-L)gp]n =
= 55^з (_Рб - Ру \1,5 / j _ _Рв-ру \ .	(VIII .54)
v pgL J \ pgL )
Из равенства (VI 11.54) подбором или нахождением точки
пересечения двух кривых, соответствующих левой и правой ча-
сти уравнения, определяется сначала давление р&, а потом по
формуле притока — соответствующий дебит скважины, удовлет-
воряющий условию совместной работе пласта и фонтанного
подъемника на режиме оптимальной производительности. Если
выделение газа начинается не на забое, а в фонтанных трубах,
как известно, в равенства (VIII.53) и (VIII.54) вместо рб необ-
ходимо подставлять давление насыщения рНас и вместо длины
труб L — глубину начала выделения газа Ln3C.
Однако в этом случае для решения уравнения (VIII.54) варь-
ировать величиной рб = рНас нельзя, так как она постоянна. Ре-
шение достигается подбором такой величины L = Ln!lQ, которая
делает правую и левую части (VIII.54) равными. Аналогично
следует поступить и при решении уравнения (VIII.53) для со-
гласования работы пласта и подъемника, работающего на ре-
жиме максимальной производительности в случае, если газ на-
чинает выделяться внутри НКТ. Поскольку рнас постоянно, ра-
венство правой и левой частей (VII 1.53) достигается подбором.
На рис. VIII.4 показано определение забойных давлений рс
и соответствующих им дебитов при согласованной работе пла-
ста и фонтанного подъемника на режимах максимальной и оп-
тимальной производительности путем графоаналитического ре-
шения уравнений (VIII.53) и (VIII.54).
273
Рис. VIII.4. Графоаналитическое оп-
ределение условий совместной работы
пласта и газожидкостного подъем-
ника:
1— зависимость подачи подъемника от
давления у башмака на режиме мак-
симальной производительности; 2 — зави-
симость притока от давления pg; 3 — зави-
симость подачи подъемника от pg на ре-
жиме оптимальной производительности
Показанные на рис. VIII.4
графики построены для сле-
дующих исходных данных:
Рпл=170-105 Па; ру = 5- 105Па;
рб=рс; L = 77=2000 м; р = 900
кг/м3; d=0,0503 м (5,03 см),
К=3,588- 10-5 м3/Па • с; п=
= 0,92; ре изменяется от 150,-
• 105 Па до 50- 105 Па.
На оси абсцисс графика
отложено давление на забое
рс, или ре, так как L = H (баш-
мак на забое). На оси ординат
отложена максимальная ^тах,
оптимальная ^опт подачи и
приток жидкости из пласта q^-
Как видно из рисунка, согла-
сование работы пласта и подъ-
емника происходит при давлении на забое рс = 8,55 МПа (пере-
сечение линий 1 и 2) на режиме максимальной подачи, при этом
дебит скважины pmax = 212-10 5 м3/с (183,2 м3/сут) и при дав-
лении на забое рс=12,1 МПа (пересечение линий 2 и 3) на ре-
жиме оптимальной подачи при дебите рОПт= 130• 10-5 м3/с
(112,3 м3/сут).
§ 5.	РАСЧЕТ ПРОЦЕССА ФОНТАНИРОВАНИЯ
С ПОМОЩЬЮ КРИВЫХ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ
Умение рассчитывать при любых заданных условиях кривую
распределения давления вдоль НКТ при движении по ним газо-
жидкостной смеси позволяет по-новому подойти к расчету про-
цесса фонтанирования, выбора диаметра труб и режима в це-
лом. Использование кривых распределения давления р(х) при
проектировании и анализе фонтанной эксплуатации (а также
других способов эксплуатации скважин) позволяет решить ряд
новых задач, недоступных при использовании прежних расчет-
ных методов. Далее будем исходить из того, что при любых за-
данных условиях кривая распределения давления р(х) в НКТ
может быть определена и построена любыми возможными ме-
тодами.
Заметим, что для проектирования или для анализа фонтан-
ной эксплуатации не требуется распределение давления р (х)
вдоль всей длины НКТ. Достаточно знать забойное или баш-
мачное давление, соответствующее данному забойному давле-
нию, давление на устье при заданных параметрах работы сква-
жины или наоборот, устьевое давление и соответствующее
давление на забое при заданных параметрах работы скважины.
274
Однако поскольку простых и на-
дежных формул (кроме формул
А. П. Крылова), связывающих
устьевое и забойное давления
при прочих заданных условиях,
нет, то приходится прибегать к
численному интегрированию про-
цесса движения ГЖС по трубе,
т. е. расчету по шагам. При та-
ком решении неизбежно получа-
ются значения давлений в про-
межуточных точках между усть-
ем и забоем, использование ко-
торых необязательно. Рассмот-
рим для начала простейший
случай, когда задан дебит сква-
жины Q и соответствующее это-
му дебиту забойное давление рс.
Отметим, что во всех случаях
проектирования процесса эксплу-
атации скважины любым спосо-
бом знание уравнения притока
или индикаторной линии обяза-
Рис. VIII.5. Построение кривой
распределения давления в фон-
танных трубах по методу «снизу
вверх» и определение давления
на устье
тельно. В противном случае любой инженерный расчет стано-
вится невозможным, если не говорить о предположительных
оценках возможных показателей работы скважины. Итак, если
задан дебит, то по индикаторной линии или по уравнению при-
тока определяется соответствующее этому дебиту давление на
забое скважины.
В отношении фонтанных труб уже указывалось, что их диа-
метр выбирается из соображений технологических условий и воз-
можности спуска в скважину глубинных приборов для различ-
ных исследований. Можно сказать, что для подавляющего числа
случаев это будут либо трубы диаметром d = 60 мм, либо d=
= 73 мм. Лишь для редких случаев, когда ожидаемые отборы
могут достигать нескольких сот м3/сут, можно говорить о целе-
сообразности использования труб d=89 мм. Во всяком случае
для последующего расчета диаметром НКТ задаемся.
Зная дебит, газовый фактор, плотность нефти, воды и обвод-
ненность продукции, а также другие данные, такие как темпе-
ратура и ее распределение по стволу скважины, объемный ко-
эффициент нефти (жидкости), необходимые для расчета, строим
кривую распределения давления [р(х)], начиная от точки с из-
вестным давлением рс на забое скважины (рис. VIII.5).
При этом могут возникнуть разные условия расчета, кото-
рые необходимо учитывать.
а.	Башмак НКТ находится непосредственно на забое сква-
жины, так что рс=Рб-
275
б.	Башмак НКТ находится выше забоя на некотором рас-
стоянии а = Н—L, так что рв<рс-
в.	Давление на забое или у башмака больше давления насы-
щения, Т. е. рс = рб> рнас-
г.	Давление на забое меньше давления насыщения, т. е.
рс^Рнас-
Возможны также сочетание условия а с условиями в или г,
а также условия б с теми же в или г.
Предположим простейший случай: действуют условия а и г.
В этом случае ГЖС движется от башмака до устья, и расчет ве-
дется по соответствующим формулам для газожидкостной смеси
по шагам, начиная от башмака НКТ от точки с давлением рс
и до устья.
Давление на устье получаем путем суммирования элемен-
тарных перепадов давления на п шагах:
Ру = Рс-ХЛро	(VIII.55)
Если действуют условия а и в, т. е. выделение газа начина-
ется выше забоя в НКТ, то до точки рнас расчет ведется по обыч-
ным формулам трубной гидравлики, с помощью которых опре-
деляются потери давления на трение.
Обозначим длину участка НКТ от забоя до точки с давле-
нием рнас, на котором будет двигаться однородная жидкость,
через h (см. рис. VIII.5). Тогда для этого участка запишется
очевидное равенство давлений:
Рс = Рг 4“ Ртр “Ь Рнас,	(VI11.56)
где pr=p»igh — гидростатическое давление столба жидкости вы-
,	- ft с2
сотою п и плотностью рж; ртр = л------рж§ — потери давления
d 2g
на трение при скорости жидкости с, м/с.
Подставляя значения рг и ртр в (VII 1.56) и решая относи-
тельно h, получим
Л=----------------- (VIII.57)
Обычно второе слагаемое в круглых скобках знаменателя
мало, поэтому им часто можно пренебречь.
На остальной длине НКТ, равной L—h, т. е. от точки дав-
ления насыщения и выше, будет происходить движение ГЖС,
поэтому давление на устье будет равно
Ру^Рнас — X АР<-	(VIII.58)
1
27G
Если действует условие б, т. е. когда башмак НКТ выше за-
боя на величину а=Н—L, то на этом участке при расчете рас-
пределения давления вместо диаметра трубы подставляется
диаметр обсадной колонны.
Поскольку потери давления на трение из-за большого диа-
метра на этом участке малы, то ими всегда можно пренебречь.
Давление на устье ру определяется либо по формуле
(VIII.55), либо по (VIII.58) в зависимости от того, выделяется
ли газ с самого забоя (VIII.55) или НКТ (VIII.58).
Рассчитав кривую распределения давления и определив дав-
ление на устье скважины при заданном режиме ее работы, со-
поставим вычисленную величину ру с возможным давлением
в выкидной линии рл, по которому продукция скважины посту-
пает в систему нефтегазосбора промысла. Если ру>рл, то ра-
бота скважины на рассчитанном режиме возможна, а избыточ-
ное давление на устье Д/?Шт=ру—Рл должно быть понижено соз-
данием в арматуре устья дополнительного гидравлического
сопротивления в виде регулируемого или нерегулируемого шту-
цера, в котором поток ГЖС дросселируется с давления ру до
давления рл. Если при расчете окажется, что ру<рл, то фонта-
нирование скважины на проектируемом режиме будет невоз-
можно. В таком случае необходимо задаться меньшим отбором
Q, при котором давление на забое возрастает. Это в свою оче-
редь приведет к более высокому давлению на устье скважины.
Изменяя отбор, а следовательно, и давление на забое, можно
подобрать такие соотношения, при которых окажется ру>рл,
когда фонтанирование будет возможно. Если ни одна комбина-
ция Q и соответствующего рс при построении кривой распреде-
ления давления р(х) не дает давление на устье ру>рл, то фон-
танирование такой скважины вообще невозможно.
Изложенная система расчета процесса фонтанирования
может быть повторена для труб меньшего или большего диа-
метра для определения возможных режимов фонтанирования и
дебита скважины при других диаметрах фонтанных труб.
Рассмотрим другой, наиболее общий случай, когда возни-
кает необходимость определения всего комплекса возможных и
невозможных условий фонтанирования скважины. При этом
будем считать, что все проектируемые отборы жидкости из пла-
ста допустимы и не противоречат принципам рациональной раз-
работки залежи.
а.	Задаемся несколькими забойными давлениями рс,, лежа-
щими в пределах Ртт<Рс1<Рпл, где рпл — пластовое давление,
а рты — минимальное давление на забое, при котором фонтани-
рование скважины заведомо неосуществимо.
б.	Для принятых значений рС1 определяем приток жидкости
в скважину Qi по уравнению притока или по индикаторной ли-
нии.
в.	Задавшись диаметром НКТ, рассчитываем распределение
277
давления р(х) по методу снизу вверх для принятых значений
забойных давлений ра и соответствующих им дебитов Qi. В ре-
зультате получаем i кривых р(х) (рис. VIII-6).
г.	По полученным кривым р(х) определяем i значений устье-
вых давлений ру,.
д.	Получаем систему; данных, состоящих из нескольких за-
бойных давлений рС1-; дебитов скважины Qi и устьевых давле-
ний pyi.
Причем каждому конкретному давлению на забое pd соот-
ветствует конкретный дебит и вычисленное давление на устье
Pyi. Поскольку увеличение давления на забое pci сопровожда-
ется уменьшением притока Qi и, как правило, увеличением дав-
ления на устье pyi, то полученная система данных будет нахо-
диться в следующих соотношениях:
Pel Рс2 РсЗ
<Q1<Q2<Q3<	• •
Ру1 < Ру2 > Руз < • •
(VIII.59)
По полученным данным (VIII.59) можно построить две гра-
фические зависимости Q=fi(pc) и ру = МРс) (рис. VIII.7). Гра-
фики отражают совместную, согласованную работу пласта и га-
Рис. VIII.6. Кривые распределе-
ния давления в фонтанном подъ-
емнике при нескольких (четырех)
режимах работы
зожидкостного подъемника, об-
щей точкой для которых явля-
ется давление на ^абое скважины
рс. Отметим, что понижению
давления рс не всегда должно
соответствовать уменьшение дав-
ления на устье ру, как это пока-
зано на рис. VIII.7. Изменение
Рис. VIII.7. Согласование индикатор-
ной линии (/) с зависимостью устье-
вого давления ру от давления на за-
бое скважины рс (2). Точки а — b
разделяют возможные и невозмож-
ные режимы фонтанирования
278
Рс сопровождаемое соответствующим изменением притока Q,
приводит к изменению режима работы самого газожидкостного
подъемника, который при определенных условиях может совпа-
дать с режимами оптимальной или максимальной подач или
иметь какой-то промежуточный режим. К-п.Д- при этих режимах
различный. Это может привести к различным зависимостям дав-
ления на устье от давления на забое и, в частности, к зависи-
мостям, имеющим максимум или минимум. Это выявляется при
расчете кривых р(х).
На оси ру можно отложить давление в выкидной линии
рл, по которой продукция скважины поступает в систему про-
мыслового нефтегазосбора. Эта величина отсечет на графике
(см. рис. VIII.7) возможные режимы фонтанирования для ус-
ловий данной скважины. Точка а соответствует минимально до-
пустимому давлению на устье (ру = рл), а ее проекция на ось
абсцисс определит соответствующее этому режиму работы кри-
тическое забойное давление рКр- Пересечение вертикали с кри-
вой Q (рс) (точка Ь) дает критический дебит скважины QKp, пре-
вышение которого приведет к давлению ру<рл. Таким образом,
область режимов фонтанирования скважины, лежащая влево от
вертикали, проходящей через точки а и Ь, нереальная, а область
режимов, лежащая вправо от той же вертикали, осуществима,
так как при условиях рс; Q; ру пластовая энергия превышает
необходимую для подъема жидкости. Избыток энергии обуслов-
ливает устьевое давление ру, превышающее давление в выкид-
ной линии рл. Для поглощения этой энергии применяется шту-
цер, в котором создается перепад давлений ДрШт = Ру—рл-
§ 6. ОБОРУДОВАНИЕ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН
Геологические условия нефтяных и газовых месторождений,
из которых добываются нефть и газ, различны. Они отличаются
глубиной залегания продуктивного пласта, характеристикой и
устойчивостью проходимых горных пород, пластовыми давле-
ниями и температурой, газовым фактором, плотностью нефти,
давлением насыщения и другими характеристиками. В зависи-
мости от этих геологических характеристик и особенностей про-
дуктивного пласта применяются различные конструкции сква-
жин. В этих конструкциях обязательными элементами являются
короткое направление (5—15 м), кондуктор (100—500 м) и об-
садная — эксплуатационная колонна (до продуктивного гори-
зонта). Однако такая простая одноколонная конструкция упот-
ребляется при глубинах порядка до 2000 м с устойчивыми по-
родами, не вызывающими осложнений при бурении и освоении
скважины. При сложных геологических условиях, трудностях
спуска одной колонны до проектной глубины, осложнениях при
бурении, необходимости перекрытия промежуточных горизонтов
с большим пластовым давлением, а также по ряду других
279
причин необходимо применять более сложные и дорогостоящие
многоколонные конструкции скважин. Например, на скважинах,
пробуренных на меловые отложения в Чечено-Ингушетии, зале-
гающие на глубине 5300—6000 м, вынуждены применять много-
колонные конструкции, состоящие кроме направления и кондук-
тора из четырех-семи колонн, в том числе с так называемыми
хвостовиками, т. е. обсадными колоннами, закрепляющими
только вскрытую часть пород ниже башмака последней обсад-
ной колонны. Условия эксплуатации месторождений нефти и
газа, а также охрана недр и техника безопасности требуют гер-
метизации и разобщения межтрубных пространств, спуска
в скважину НКТ, направления продукции в замерные устрой-
ства, регулирования работы скважины, ее кратковременного за-
крытия для ремонтных работ.
Это осуществляется с помощью установки на устье фонтан-
ной скважины оборудования, состоящего из колонной головки,
фонтанной арматуры и манифольдов.
Колонная головка. Она предназначена для обвязки устья
скважины с целью /герметизации межтрубных пространств,
а также для подвески обсадных колонн и установки фонтанной
арматуры. Существуют одно-, двух-, трех-, четырех- и пятико-
лонные головки; требования, предъявляемые к конструкциям
колонных головок, следующие:
надежная герметизация межтрубных пространств;
возможность контроля за давлениями во всех межтрубных
пространствах;
быстрое и надежное закрепление подвески обсадньтх колонн;
возможность крепления к одной колонной головке различ-
ных обсадных колонн, т. е. универсальность;
быстрый и удобный монтаж;
минимально возможная высота.
Колонная головка в период эксплуатации скважины остается
на устье и, как правило, не ремонтируется. Поэтому к ее кон-
струкции и качеству изготовления предъявляются высокие тре-
бования. Выпускаются колонные головки на 14,0; 21,0; 35,0; 50,0
и 70,0 МПа рабочего давления. В некоторых случаях (на газо-
вых скважинах) применяются колонные головки, рассчитанные
на давление до 150 МПа.
После бурения с колонной головки демонтируют превенторы
и устанавливают фонтанную арматуру (рис. VIII.8). Корпус го-
ловки 1 навинчивается на верхний резьбовой конец кондуктора.
Обсадная колонна 10 вворачивается в специальную муфту 7.
Герметичность соединения корпуса головки 1 и муфты 7 дости-
гается муфтой 2 и двумя кольцами 3 из специальной нефтестой-
кой резины. Плотность посадки достигается за счет прижатия
муфты полукольцами 5 и фланцем 4, который болтами притяги-
вается к фланцу корпуса. Муфта 7 заканчивается фланцем 6
для присоединения к нему фонтанной арматуры. Для опрес-
280
Рис. VIII.8. Конструкция простейшей колонной головки для одной обсад-
ной колонны
совки колонной головки и контроля давления в межтрубном
пространстве предусмотрен боковой отвод с краном-высокого
давления 9 и манометром 8.
Фонтанная арматура. Фонтанная арматура предназначена:
для подвески одной или двух колонн фонтанных труб;
для герметизации и контроля пространства между фонтан-
ными трубами и обсадной колонной;
для проведения технологических операций при освоении,экс-
плуатации и ремонте скважины;
для направления продукции скважины в выкидную линию
на замерную установку;
для регулирования режима работы скважины и осуществле-
ния глубинных исследований.
Фонтанная арматура подвергается действию высоких темпе-
ратур и давлений. Однако по своим эксплуатационным характе-
ристикам (дебит, давление, температура, газовый фактор и др.)
фонтанные скважины бывают различными. Поэтому возникает
необходимость иметь фонтанные арматуры, рассчитанные на
различные условия работы.
Фонтанные арматуры различаются по конструктивным и
прочностным признакам:
по рабочему давлению — от 7 до 105 МПа;
по размерам проходного сечения ствола — от 50 до 100 мм;
по конструкции фонтанной ёлки — крестовые и тройниковые;
по числу спускаемых в скважину рядов труб — однорядные
и двухрядные;
по типу запорных устройств — с задвижками или с кранами.
281
Для охвата всех возможных условий в фонтанных скважи-
нах по давлению приняты следующие стандарты: арматуры на
7, 14, 21, 35, 70 и 105 МПа рабочего давления, причем арматура
на 7, 14, 21 и 35 МПа испытывается на двойное рабочее давле-
ние, а арматура на 70 и 105 МПа — на полуторакратное давле-
ние. Собственно фонтанная арматура состоит из двух элемен-
тов: трубной головки и фонтанной ёлки. Трубная головка
предназначена для подвески фонтанных труб. Обычно она пред-
ставляет собой крестовину с двумя боковыми отводами с уста-
новленной на ней переходной катушкой, в которую вворачива-
ется верхний резьбовой конец фонтанных труб. При применении
двух рядов труб устанавливаются две крестовины с переход-
ными катушками. На нижней катушке подвешивается первый
ряд труб (большого диаметра), а на верхней катушке — второй
ряд труб (меньшего диаметра). На верхнем фланце катушки
укрепляется собственно фонтанная ёлка.
Трубная головка подвергается давлению затрубного газа,
которое может быть больше, чем давление в фонтанной ёлке.
Поэтому трубная головка рассчитывается и испытывается на
давление примерно в 1,5 раза большее, чем фонтанная ёлка. Это
объясняется тем, что в межтрубном пространстве, которое гер-
метизирует трубная головка, может скопиться чистый газ, и по-
этому давление может достигнуть пластового.
Фонтанные ёлки по конструкции делятся на крестовые и
тройниковые. Характерным узлом крестовой арматуры является
крестовина 6 (рйс. VIII.9) с двумя боковыми отводами, каждый
из которых может быть рабочим, а второй запасным. Для трой-
никовой фонтанной ёлки (рис. VIII. 10) характерным узлом яв-
ляются тройники 1, к которым присоединяются выкидные ли-
нии — верхняя и нижняя. Причем рабочим выкидом всегда
должна быть верхняя линия, а нижняя — запасной. Это про-
диктовано безопасностью работы и возможностью предотвраще-
ния открытого фонтанирования. Тройниковые арматуры, как
правило, применяются в скважинах, дающих вместе с нефтью
абразивный материал—песок, ил. При разъедании песком верх-
него тройника скважина может быть переведена на работу
через нижний отвод. При этом промежуточная (между отво-
дами) задвижка или кран закрывается; и верхний тройник, и
отвод могут быть отремонтированы. При применении в этих ус-
ловиях крестовой арматуры разъедание крестовины приводит
к необходимости перекрытия скважины центральной задвижкой
для замены крестовины. Однако крестовые арматуры более ком-
пактны, высота их меньше, обслуживание, которое заключается
в снятии показаний манометров, смене штуцеров и осуществля-
ется с мостков без лестниц. Тройниковые арматуры имеют боль-
шую высоту и требуют для обслуживания специальных вспомо-
гательных сооружений.
Фонтанные арматуры шифруются следующим образом:
282
Рис. VIII.9. Фонтанная крестовая арматура (4АФК-50-700) высокого давле-
ния (70 МПа) для однорядного подъемника:
/ — вентиль, 2 — задвижка, 3 — крестовина, 4 — катушка для подвески НКТ, 5 — штуцер,
6 — крестовины ёлки, 7 — буфер, 8 — патрубок для подвески НКТ, 9 — катушка
АФТ-65Кр-140, что означает: арматура фонтанная, тройни-
ковая с проходным сечением 65 мм, крановая на 14 МПа рабо-
чего давления.
АФК-50-210 — арматура фонтанная крестовая диаметром
50 мм на рабочее давление 21 МПа.
Масса фонтанной арматуры достигает 3 т, высота 4 м, ши-
рина до 3,3 м.
Штуцеры. Они являются элементом фонтанной елки и пред-
назначены для регулирования режима работы фонтанной сква-
жины и ее дебита. Штуцеры устанавливаются на обеих выкид-
ных линиях арматуры и подразделяются на нерегулируемые и
регулируемые. Более просты и надежны нерегулируемые шту-
церы. Они незаменимы в случаях, когда из скважины поступает
песок или другой абразивный материал. Существует много кон-
струкций нерегулируемых штуцеров, которые часто выполня-
ются в виде коротких конических втулок из легированной стали
283
Рис. VIII. 10. Фонтанная тройниковая арматура кранового типа для подвески
двух рядов НКТ (2АФТ-60Х40КрЛ-125):
/ — тройники, 2 — патрубок для подвески второго ряда НКТ; 3 — патрубок для подвески
первого ряда НКТ
или из металлокерамического мате-
риала с центральным каналом за-
данного диаметра. По мере износа
штуцера установленный режим ра-
боты скважины нарушается и шту-
цер необходимо менять. Для этого
работу скважины переводят вре-
менно на запасной отвод, на ко-
тором установлен штуцер задан-
ного диаметра, и одновременно
меняют изношенный штуцер в ос-
новном рабочем отводе. В связи
с этим предложено много конст-
рукций так называемых быстро-
сменных штуцеров (рис. VIII.11).
Простейший штуцер выполня-
ется в виде диафрагмы с отвер-
стием заданного диаметра, зажи-
маемой между двумя фланцами
выкидной линии. Применяются ре-
гулируемые штуцеры, в которых
проходное сечение плавно изме-
няют перемещением конусного
штока в седле из твердого мате-
риала. Перемещение осуществля-
ется вращением маховика, на
штоке которого имеется указатель,
показывающий эквивалентный
диаметр проходного кольцевого се-
чения регулируемого штуцера.
Такие штуцеры сложнее, дороже,
имеют сальниковые уплотнения и
применяются обычно в скважинах,
не продуцирующих песок. В любом
штуцере происходит поглощение
энергии газожидкостной струи и
снижение давления от давления на
водящей линии системы нефтегазосбора. Если разность давле-
ний велика, применяют несколько последовательно соединенных
штуцеров, в каждом из которых частично снижается давление.
Манифольды. Манифольд предназначен для обвязки фон-
танной арматуры с трубопроводом, подающим продукцию сква-
жины на замерную установку. Применяются различные схемы
таких обвязок в зависимости от местных условий и технологии
эксплуатации. Поэтому эти схемы не стандартизованы, но их
узлы комплектуются из элементов заводского изготовления.
Простейшая схема манифольда крестовой фонтанной арматуры
(рис. VIII.12) не предусматривает обвязку выкидов межтрубных
283
Рис. VIII.11. Штуцер быстро-
сменный для фонтанной арма-
туры высокого давления
(ЩБА-50-700)-.
1 — корпус, 2 — тарельчатая пру-
жина, 3 — боковое седло, 4 — обой-
ма, 5—крышка, 6— нажимная
гайка, 7 — прокладка, 8 — гайка
боковая, 9 — штуцерная металло-
керамическая втулка
уфере до давления в от-
Рис. VIII.12. Схема обвязки крестовой фонтанной арматуры
пространств и предполагает наличие только одной выкидной
линии, соединяющей скважину с трапной или замерной уста-
новкой. В некоторых случаях при интенсивном отложении пара-
фина предусматривают две выкидные линии и манифольд, до-
пускающий работу через любой из двух выкидов.
На рис. VIII.12 показаны стандартизованные узлы заводской
сборки. Они очерчены четырехугольниками и помечены номе-
ром (№ 1, № 2, № 3). Схема предусматривает два регулируе-
мых штуцера, два вентиля для отбора проб жидкости и газа, за-
порные устройства 3 для сброса продукции на факел или зем-
ляной амбар, тройники 4, крестовики 5, предохранительный
клапан 6, фланцевые соединения 7. Основные узлы манифольда
унифицированы с узлами и деталями фонтанной арматуры. Ма-
нифольды на концах имеют фланцы для присоединения труб
диаметром 80 мм. В обозначение манифольда входят номер
схемы, условный проходной диаметр и рабочее давление, напри-
мер, IMAT-60X125. Выкидной шлейф соединяет манифольд ар-
матуры с групповой замерной установкой (ГЗУ) промысловой
системы нефтегазосбора, где автоматически замеряются дебиты
скважин. К ГЗУ подключается группа скважин (до 24), дебит
которых измеряется поочередно по определенной программе.
Одиночные фонтанные скважины и особенно высокодебит-
ные работают в индивидуальную трапную установку, в которой
происходит сепарация газа (иногда двухступенчатая) и замер
дебита. Далее, продукция скважины вместе с водой и остаточ-
ным газом поступает в промысловый нефтесборный пункт для
частичного обезвоживания путем отстоя и полной сепарации
газа. Часто промысловый нефтесборный пункт совмещают с ус-
тановками по обезвоживанию и обессоливанию нефти с по-
мощью ее нагрева, промывки пресной водой с добавкой поверх-
ностно-активных веществ — деэмульгаторов, разрушающих по-
верхностные пленки на границе мельчайших капелек воды
Д и нефти.
f 286
§7. РЕГУЛИРОВАНИЕ РАБОТЫ ФОНТАННЫХ
СКВАЖИН
Как правило, на начальных этапах разработки фонтанные
скважины и особенно высокодебитные определяют возможности
нефтедобывающего предприятия. Поэтому их исследованию, ре-
гулированию и наблюдению за их работой уделяется повышен-
ное внимание. Кроме того, фонтанное оборудование позволяет
сравнительно просто проводить глубинные исследования, отбор
глубинных проб, снятие профилей притока и прочие. Для уста-
новления обоснованного режима эксплуатации фонтанной сква-
жины важно знать результаты ее работы на различных опыт-
ных режимах. Режимы работы фонтанной скважины изменяют
сменой штуцера, а точнее диаметра его проходного отверстия.
При этом необходимо выдержать скважину на новом режиме
некоторое время прежде чем проводить какое-либо измерение.
Это время необходимо, чтобы пласт и скважина перешли на ус-
тановившийся режим после возмущения, вносимого в их работу
сменой штуцера и изменением в связи с этим ее дебита и забой-
ного давления. Продолжительность перехода скважины на уста-
новившийся режим различна и зависит от гидропроводности и
пьезопроводности пласта, а также от относительного изменения
дебита.
Признаками установившегося режима скважин являются по-
стоянство ее дебита и показаний манометров, присоединенных
к буферу скважины и к межтрубному пространству. Обычно это
время измеряется несколькими десятками часов.
Для построения регулировочных кривых и индикаторной ли-
нии необходимо по крайней мере четыре смены режима работы
скважины. После выхода на установившийся режим работы
через лубрикатор на забой скважины спускают глубинный ма-
нометр или другие приборы, а на поверхности измеряют с воз-
можной точностью дебит, обводненность продукции, содержание
песка и твердой взвеси в продукции скважины, газовый фактор
или просто дебит газа? показания буферного и межтрубного ма-
нометра и отмечают вообще характер работы скважины: нали-
чие пульсации, ее ритмичность и амплитуду, вибрацию арма-
туры и манифольдов. По полученным данным строят так назы-
ваемые регулировочные кривые, т. е. зависимости измеренных
показателей от диаметра штуцера (рис. VIII.13).
Регулировочные кривые служат одним из оснований для ус-
тановления технологической нормы добычи из данной скважины
и режима ее постоянной работы, например:
недопущение забойного давления рс ниже давления насыще-
ния рнас или некоторой его ДОЛИ рс>0,75рНас;
установление режима, соответствующего минимальному га-
зовому фактору или его значению_не превышающему опреде-
ленную величину.
287
Рис. VIII.13. Регулировочные кривые фонтанной скважины:
d — диаметр штуцера; 1 — Рс~ забойное давление, МПа; 2 — Го~ газовый фактор,
м3/м3; J—Q —дебит скважины, м3/сут; 4 — Л р — депрессия, МПа- 5 — П — содержание
песка в жидкости, кг/м3; 6 — п — содержание воды в продукции скважины, %
установление режима, соответствующего недопущению рез-
кого увеличения количества выносимого песка для предотвра-
щения образования каверны в пласте за фильтром скважины;
установление режима, соответствующего недопущению рез-
кого увеличения процентного содержания воды в продукции
скважины;
недопущение на забое скважины такого давления, при кото-
ром может произойти смятие обсадной колонны;
недопущение режима, при котором давление на буфере или
в межтрубном пространстве достигнет опасных значений с точки
зрения прочности и надежности работы арматуры и поверхност-
ного оборудования вообще;
недопущение режима, при котором давление на буфере сква-
жины может стать ниже давления в выкидном манифольде си-
стемы нефтегазосбора;
недопущение такого режима работы скважины, при котором
могут возникать пульсации, приводящие к срыву непрерывного
процесса фонтанирования;
установление такого режима, при котором активным процес-
сом дренирования охватывается наибольшая толщина пласта
или наибольшее число продуктивных пропластков. Это устанав-
ливается с помощью снятия профилей притока глубинными де-
битомерами на разных режимах работы скважины.
После того как режим работы данной скважины установлен
и обоснован, за его дальнейшим поддержанием тщательно на-
блюдают.	\ I
Особенно тщательное наблюдение\устанавливается за высо-
кодебитными фонтанными скважинам^. При периодических ос-
мотрах арматуры фиксируются нарушения герметичности в сое-
динениях, опасные вибрации элементов оборудования, показа-
288
ния манометров. О нарушении нормальной работы скважин су-
дят по аномальным изменениям буферного и затрубного давле-
ния, изменению дебита нефти и обводненности, количеству
песка и пр.
Например, падение буферного давления при одновременном повышении
межтрубного может указать на опасные пределы отложения парафина или
минеральных солей на внутренних стенках НКТ. Одновременное снижение
буферного и межтрубного давления свидетельствует об образовании на забое
скважины песчаной пробки или накоплении тяжелой минерализованной пла-
стовой воды в промежутке между забоем и башмаком НКТ. Малая скорост»
восходящего потока в этом промежутке может при определенных условиях
привести к увеличению давления на забое. Падение давления на буфере при
одновременном увеличении дебита указывает на разъедание штуцера и не-
обходимость его замены. Засорение штуцера или отложение парафина в ма-
нифольде и в выкидном шлейфе при одновременном уменьшении дебита при-
водит к росту буферного и межтрубного давления.
§ 8. ОСЛОЖНЕНИЯ В РАБОТЕ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН
И ИХ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ
Условия эксплуатации различных месторождений и отдель-
ных продуктивных пластов в пределах одного месторождения
могут сильно отличаться друг от друга. В соответствии с этим
осложнения в работе фонтанных скважин также могут быть раз-
нообразны. Однако можно выделить наиболее типичные и ча-
стые или наиболее опасные по своим последствиям осложнения,
к которым относятся следующие:
открытое нерегулируемое фонтанирование в результате на-
рушений герметичности устьевой арматуры;
образование асфальтосмолистых и парафиновых отложений
на внутренних стенках НКТ и в выкидных линиях;
пульсация при фонтанировании, могущая привести к пре-
ждевременной остановке скважины;
образование песчаных пробок на забое и в самих НКТ при
эксплуатации неустойчивых пластов, склонных к пескопроявле-
нию;
отложения солей на забое скважины и внутри НКТ.
Открытое фонтанирование
При добыче нефти и газа известно очень много случаев от-
крытого фонтанирования и грандиозных продолжительных по-
жаров фонтанных скважин, приводящих к преждевременному
истощению месторождения и образованию вокруг устья сква-
жины огромных воронок, в жидкую грязь которых провалива-
ется все буровое оборудование.
Для тушения и прекращения таких фонтанов известны слу-
чаи забуривания вторых наклонных скважин и подрыва в них
атомных зарядов. Степень тяжести таких открытых фонтанов
различна, как и причины, вызывающие эти бедствия. Наряду
с осложнением и непредвиденными нарушениями в процессе
10 Заказ № 325	289
вскрытия пласта и освоения скважин немалую роль играют на-
рушения оборудования устья и, в частности, фонтанной арма-
туры. Неплотность соединений или их нарушения вследствие
вибрации арматуры, разрывы и «свищи», возникающие в ре-
зультате разъедающего действия абразивной взвеси в потоке
ГЖС, могут быть причиной тяжелых аварий. Для их предуп-
реждения арматура всегда опрессовывается на двукратное ис-
пытательное давление (иногда на полуторакратное), причем оп-
рессовываются как отдельные элементы, так и арматура
в сборе.
Для предупреждения открытых выбросов в последнее время
были разработаны и нашли применение различные отсекатели,
спускаемые в скважину на некоторую глубину или даже под
башмак колонны фонтанных труб. Имеются отсекатели, уста-
навливаемые на шлипсах в обсадной колонне, которые автома-
тически перекрывают сечение НКТ или обсадной колонны при
резком увеличении расхода жидкости, превышающем критиче-
ские. За рубежом известны отсекатели, устанавливаемые на
фонтанных трубах. Такие отсекатели также автоматически пе-
рекрывают поток при критических расходах ГЖС и предотвра-
щают открытое фонтанирование. Известны отсекатели с прину-
дительным перекрытием сечения фонтанных труб. Они выпол-
нены в виде шарового крана, поворот которого осуществляется
гидравлически с поверхности. Приводной механизм такого ша-
рового крана с помощью трубки малого диаметра (12, 18 мм),
прикрепленной к колонне фонтанных труб и выходящей на по-
верхность, присоединяется к источнику давления, обычно к вы-
киду скважины. При наличии давления в трубке шаровой кран
открыт. При падении давления в трубке шаровой кран пружин-
ным механизмом поворачивается и перекрывает фонтанные
трубы.
Существуют простые поверхностные отсекатели механиче-
ского действия, устанавливаемые на манифольдных линиях, ко-
торые перекрывают фонтанную скважину при разрывах выкид-
ных линий из-за коррозии или механических повреждений.
Известен случай тяжелого открытого фонтанирования на одной морской
скважине фирмы «Экофиск» в Северном море в апреле 1977 г., когда в море
было выброшено около 30 000 м3 нефти.
Несмотря на то что колонна фонтанных труб на этой скважине была
оборудована автоматическим отсекателем, он не сработал при нарушении
герметичности фонтанной арматуры в результате (как потом удалось выяс-
нить) неправильной его посадки и закреплении в посадочной спецмуфте.
С большими трудностями открытое фонтанирование было остановлено, и
скважина была взята под контроль.
Предупреждение отложений парафина
Известно, что нефть есть сложная смесь различных углево-
дородов, как легких, так и тяжелых, находящихся в термоди-
намическом равновесии при пластовых условиях. Добыча нефти
290
сопровождается неизбежным изменением термодинамических
условий и переходом нефти от пластовых условий к поверхност-
ным. При этом понижаются давление и температура. Наруша-
ется фазовое равновесие отдельных углеводородов в смеси и про-
исходит их выделение в виде углеводородных газов того или
иного состава, с одной стороны, и твердых или мазеобразных
тяжелых фракций в виде парафина, смол и асфальтенов, с дру-
гой стороны. Охлаждение нефти при подъеме, выделение из нее
газообразных фракций при понижении давления уменьшает ее
растворяющую способность по отношению к таким тяжелым
фракциям, как парафины и смолы, которые выделяются в виде
кристаллов парафина, образуя новую твердую фазу.
Нефти по своему углеводородному составу весьма разнооб-
разны. Поэтому на некоторых месторождениях добыча нефти не
сопровождается выделением парафина. Мелкие частицы пара-
фина могут оставаться во взвешенном состоянии и уноситься
потоком жидкости. При определенных условиях они склеива-
ются вместе выделяющимися одновременно смолами и асфаль-
тенами, образуя липкие комочки твердых углеводородов, кото-
рые прилипают к шероховатым стенкам труб, уменьшая их се-
чение.
Температура, при которой в нефти появляются твердые ча-
стицы парафина, называется температурой кристаллизации па-
рафина. Она бывает разной для разного состава нефтей и со-
става самих парафиновых фракций.
Температура плавления парафинов составляет от 27 до 71 °C, а близких
к ним церезинов (С36—СЕ5) - от 65 до 88 °C. Для парафинистых нефтей вос-
точных месторождений (Татарии, Башкирии, Пермской области) температура,
при которой начинается отложение парафина на стыках НКТ, составляет
15—35 °C, а на некоторых месторождениях полуострова Мангышлак выпаде-
ние парафина наблюдается даже при пластовых условиях, так как темпера-
тура кристаллизации близка к первоначальной пластовой. Незначительное
охлаждение пласта в результате закачки холодной воды уже приводит
к частичной кристаллизации парафина и к ухудшению его фильтрационной
способности со всеми вытекающими последствиями.
Толщина отложений парафина на внутренних стенках труб
увеличивается от забоя к устью скважины по мере снижения
температуры и дегазации нефти. На промыслах восточных рай-
онов начало отложений тяжелых фракций углеводородов на
стенках труб отмечается на глубинах 400—300 м. Эти отло-
жения представлены вязкой массой, состоящей из смеси смол,
церезинов, асфальтенов и парафинов. Как правило, их толщина
достигает максимума на глубинах 200—50 м, а ближе к устью
толщина отложений уменьшается. Это связано с увеличением
скорости движения газожидкостной смеси в результате расши-
рения газа и механическим разрушением парафиновых отложе-
ний потоком жидкости. Отложению парафина способствуют ше-
роховатость поверхности, малые скорости потока и периодиче-
ское обнажение поверхности в результате пульсации.
10*	291
Для предотвращения отложений парафина и обеспечения
нормальных условий работы скважины применяются различные
методы.
Можно выделить следующие главные методы ликвидации от-
ложений парафина.
1.	Механические методы, к которым относятся:
а)	применение пружинных скребков, периодически спускае-
мых в НКТ на стальной проволоке;
б)	периодическое извлечение запарафиненной части ко-
лонны НКТ и очистка их внутренней полости механическими
скребками на поверхности;
в)	применение автоматических так называемых летающих
скребков.
2.	Тепловые методы:
а)	прогрев колонны труб путем закачки перегретого пара
в затрубное пространство;
б)	прогрев труб путем закачки горячей нефти;
3.	Применение труб, имеющих внутреннее покрытие из
стекла, эмали или эпоксидных смол.
4.	Применение различных растворителей парафиновых отло-
жений.
5.	Применение химических добавок, предотвращающих при-
липание парафина к стенкам труб.
В зависимости от интенсивности образования парафиновых
отложений, их прочности, состава и других особенностей приме-
няют различные методы и часто их комбинации.
Одно время широко применялся способ борьбы с парафином
с помощью автоматической депарафинизационной установки
(АДУ). Несколько скребков, а точнее круговых ножей периоди-
чески спускается на стальной проволоке в НКТ до глубины на-
чала отложения парафина. Затем с помощью автоматически уп-
равляемой лебедки скребки поднимаются до устья скважины.
Интервалы времени на спуск и подъем устанавливаются авто-
матически реле времени, управляющим работой электромотора
лебедки. Скребки спускаются в фонтанную скважину через
обычный лубрикатор, так же как опускается глубинный мано-
метр.
Установки АДУ были заменены в результате широкого при-
менения остеклованных или эмалированных фонтанных труб,
производство которых было налажено на промыслах Татарии.
Использование остеклованных труб исключило необходимость
устанавливать у скважины лебедку, затрачивать для ее работы
электроэнергию и содержать дополнительный обслуживающий
персонал. Однако при остеклованных трубах не удавалось пол-
ностью предотвратить отложение парафина. В муфтовых соеди-
нениях труб оставались неостеклованные стыки (несмотря на
наличие специальных вкладышей), в которых накапливались от-
ложения. При транспортировке таких труб и при их спуске
292
в скважину наблюдались сколы и разрушения остеклованных
поверхностей.
В настоящее время интенсивно ведутся исследования по при-
менению химических методов борьбы с парафином, сущность ко-
торых заключается в гидрофилизации поверхности труб, на
которой парафин не откладывается. Благодаря адсорбции хи-
мических реагентов на внутренней поверхности труб и на
кристаллах парафина образуется тонкая защитная гидрофиль-
ная пленка, препятствующая росту кристаллов и их отложению
в трубах. В качестве химических реагентов применялись как
водорастворимые, так и нефтерастворимые ПАВ. Водораствори-
мые ПАВ улучшают смачивание поверхности труб водой, кото-
рая в том или ином количестве всегда имеется в нефти. Нефте-
растворимые ПАВ увеличивают число центров кристаллизации
парафина, т. е. его дисперсность, что способствует его выносу
потоком жидкости на поверхность. Некоторые ПАВ (ГИПХ-180,
катапин А) резко увеличивают гидрофильность поверхности.
Это улучшает смачиваемость ее водой и снижает интенсивность
отложения парафина. Однако отсутствие в достаточном коли-
честве таких высокоэффективных химических реагентов, их вы-
сокая стоимость, ненадежность дозировки и подачи к местам
отложения парафина пока сдерживают широкое их применение
в практике нефтедобычи.
Для удаления парафина тепловыми методами применяют пе-
редвижные парогенераторные установки ППУ-ЗМ на автомо-
бильном или гусеничном ходу производительностью пара 1 т/ч
при температуре 310 °C, состоящие из прямоточного парового
котла, питающих устройств и имеющие запас пресной воды. Та-
кими устройствами пользуются для удаления парафиновых от-
ложений не только в фонтанных трубах, но и в манифольдах
и выкидных линиях. Для этого используется насосный агрегат
1АДП-4-150, которым прокачивается горячая нефть, нагретая
до 150 °C при давлении до 20 МПа и при подаче 4 дм3/с.
Для предотвращения пульсации фонтанных скважин приме-
няются на нижнем конце колонны фонтанных труб специальные
рабочие отверстия или клапаны.
Пульсация вызывает преждевременное прекращение фонта-
нирования в результате кратковременного увеличения плотно-
сти столба жидкости в НКТ, его дегазации и увеличения давле-
ния на забое. Большой объем межтрубного пространства спо-
собствует накоплению в нем большого объема газа, который при
условии рс<Риас периодически прорывается через башмак НКТ
до полной продувки фонтанных труб. Давление на забое пони-
жается. После этого скважина длительное время работает на
накопление жидкости.
Наличие малого (несколько мм) отверстия на некоторой вы-
соте (30—40 м) от башмака НКТ обеспечивает сравнительно
стабильное поступление газа из межтрубного пространства
293
в НКТ, не допуская прорыва этого газа через башмак. После
того как накапливающийся газ оттеснит уровень жидкости ниже
отверстия, он начинает поступать в НКТ, и пульсация гасится.
Если перепад давления в отверстии Ар, то уровень жидкости
будет поддерживаться ниже отверстия на глубине a = Appg. Ана-
логичную роль выполняет рабочий клапан, в котором при пре-
вышении давления сверх установленной величины срабатывает
подпружиненный клапан и перепускает газ из межтрубного
пространства в НКТ.
Борьба с песчаными пробками
При малой скорости восходящего потока, особенно в интер-
вале между забоем и башмаком НКТ, и при эксплуатации не-
устойчивых песчаных коллекторов на забое накапливается пе-
сок— образуется песчаная пробка, снижающая приток или
вообще останавливающая фонтанирований. Борьба с этим явле-
нием ведется посредством спуска башмака НКТ до нижних пер-
форационных отверстий или периодической промывкой сква-
жины, при которой песчаная пробка размывается и уносится на
поверхность потоком промывочной жидкости. Промывка осу-
ществляется промывочным насосным агрегатом. С увеличением
глубин добывающих скважин, вскрытием глубоких и плотных
коллекторов пескопроявления стали довольно редким явлением,
однако в некоторых южных районах (Краснодар, Баку, Туркме-
ния) они еще вызывают осложнения при эксплуатации скважин.
Отложение солей
Отложение солей на стенках НКТ подземного оборудования
и даже в призабойной зоне наблюдается на некоторых место-
рождениях нефти при закачке в пласт пресной воды для ППД.
Основным наполнителем выпадающих солей является гипс.
Причины выпадения солей состоят в нарушении термодинамиче-
ского равновесия солевого состава пластовой воды и пресной
воды, нагнетаемой в пласт. При движении по пласту нагнетае-
мая вода смешивается со связанной пластовой водой, вымывает
соли из твердого скелета пласта и при поступлении на забой
добывающей скважины вмешивается там с водами других про-
пластков, еще не обводненных нагнетаемой водой. Возникают
условия химической несовместимости, результатом которой яв-
ляется выпадение из раствора солей. Однако гипсообразование,
которое возникает после закачки пресной воды, детально не изу-
чено. Структура, состав отложений и условия их возникновения
на разных месторождениях различны. Поэтому и меры борьбы
также многообразны. Основными методами борьбы с образо-
вавшимися солевыми отложениями являются химические ме-
тоды, т. е. применение различных растворителей с последую-
294
щим удалением продуктов реакции. Солевые отложения обра-
зуются не только в фонтанных трубах, но и в системе сбора и
подготовки нефти и газа на поверхности. В зависимости от со-
левого состава пластовых вод и интенсивности отложения солей
применяют различные ингибиторы, т. е. химические добавки, по-
лученные на основе фосфорорганических соединений. Ингиби-
торы вводят в поток в дозах, составляющих несколько граммов
на 1 м3 пластовой жидкости. Ингибиторы позволяют удержи-
вать в растворе ионы кальция, предотвращая его отложения.
Плотные осадки удаляют растворами гидроокисей (например,
каустической соды). Образующиеся при этом гидроокиси каль-
ция представляют рыхлую массу, которая легко разрушается
при действии раствора соляной кислоты. Для предотвращения
выпадания солей в пласте нагнетаемые воды проверяют на хи-
мическую совместимость с пластовыми водами и их обрабаты-
вают перед закачкой в пласт соответствующими ингибиторами.
Г лава IX
ГАЗЛИФТНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН
§ 1. ОБЩИЕ ПРИНЦИПЫ ГАЗЛИФТНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ
Газлифтная скважина — это по существу та же фонтанная
скважина, в которой недостающий для необходимого разгази-
рования жидкости газ подводится с поверхности по специаль-
ному каналу (рис. IX.1). По колонне труб 1 газ с поверхности
подается к башмаку 2, где смешивается с жидкостью, образуя
ГЖС, которая поднимается на поверхность по подъемным тру-
бам 3. Закачиваемый газ добавляется к газу, выделяющемуся
из пластовой жидкости. В результате смешения газа с жид-
костью образуется ГЖС такой плотности, при которой имею-
щегося давления на забое скважины достаточно для подъема
жидкости на поверхность. Все понятия и определения, изложен-
ные в теории движения газожидкостных смесей в вертикальных
трубах, в равной мере приложимы к газлифтной эксплуатации
скважин и служат ее теоретической основой.
Точка ввода газа в подъемные трубы (башмак) погружена
подч уровень жидкости на величину й; давление газа pi в точке
его ввода в трубы пропорционально погружению h и связано
с ним очевидным соотношением Pi = hpg. Давление закачивае-
мого газа, измеренное на устье скважины, называется рабочим
давлением рР. Оно практически равно давлению у башмака /ц
и отличается от него только на величину гидростатического дав-
ления газового столба Д/ц и потери давления на трение газа
в трубе Др2, причем Д/ц увеличивает давление внизу рх,
а Др2 уменьшает. Таким образом,
Pi = pp + bp!—bp2
или
pp = pi — &Pi + &p2.	(IX.1)
В реальных скважинах Api составляет несколько процентов
от pi, а Др2 еще меньше. Поэтому рабочее давление рР и давле-
ние у башмака pi мало отличаются друг от друга. Таким обра-
зом, достаточно просто определить давление на забое работаю-
щей газлифтной скважины по ее рабочему давлению на устье.
Это упрощает процедуру исследования газлифтной сква-
жины, регулировку ее работы и установление оптимального ре-
жима. Скважину, в которую закачивают газ для использования
его энергии для подъема жидкости, называют газлифтной, при
закачке для той же цели воздуха — эрлифтной.
Применение воздуха способствует образованию в НКТ очень
стойкой эмульсии, разложение которой требует ее специальной
обработки поверхностно-активными веществами, нагрева и дли-
296

Рис. IX.1. Принципи-
альная схема газ-
лифта
тельного отстоя. Выделяющаяся при сепа-
рации на поверхности газовоздушная смесь
опасна в пожарном отношении, так как
при определенных соотношениях образует
взрывчатую смесь. Это создает необходи-
мость выпуска отработанной газовоздушной
смеси после сепарации в атмосферу.
Применение углеводородного газа, хотя
и способствует образованию эмульсии, но
такая эмульсия нестойкая и разрушается
(расслаивается) часто простым отстоем без
применения дорогостоящей обработки для
получения чистой кондиционной нефти. Это
объясняется отсутствием кислорода или его
незначительным содержанием в используе-
мом углеводородном газе и химическим
родством газа и нефти, имеющих общую
углеводородную основу. Кислород, содер-
жащийся в воздухе, способствует окисли-
тельным процессам и образованию на гло-
булах воды устойчивых оболочек, препятствующих слиянию
воды, укрупнению глобул и последующему их оседанию при
отстое. Вследствие своей относительной взрывобезопасности от-
работанный газ после сепарации собирается в систему газо-
сбора и утилизируется. Причем отсепарированный газ газлифт-
ной скважины при бурном перемешивании его с нефтью при
движении по НКТ обогащается бензиновыми фракциями. При
физической переработке такого газа на газобензиновых заво-
дах получают нестабильный бензин и другие ценные продукты.
Что касается нефти, то она стабилизируется, что уменьшает
ее испарение при транспортировке и хранении.
Переработанный (осушенный) на газобензиновых заводах
газ снова используется для работы газлифтных скважин после
его предварительного сжатия до необходимого давления на ком-
прессорных станциях промысла.
Таким образом, газлифт позволяет улучшать использование
газа и эксплуатировать месторождение более рационально по
сравнению с эрлифтом. Единственным достоинством эрлифта
является неограниченность источника воздуха как рабочего
агента для газожидкостного подъемника. Реальные газлифтные
скважины не оборудуются по схеме, показанной на рис. IX. 1,
так как спуск в скважину двух параллельных рядов труб,
жестко связанных внизу башмаком, практически осуществить
нельзя. Эта схема приведена только лишь для пояснения прин-
ципа работы газлифта. Однако ее использование вполне воз-
можно и в ряде случаев целесообразно для откачки больших
объемов жидкости, например, из шахт или других емкостей
с широким проходным сечением.
297
Для работы газлифтных скважин используется углеводород-
ный газ, сжатый до давления 4—10 МПа. Источниками сжатого
газа обычно бывают либо специальные компрессорные станции,
либо компрессорные газоперерабатывающих заводов, развиваю-
щие необходимое давление и обеспечивающие нужную подачу.
Такую систему газлифтной эксплуатации называют компрессор-
ным газлифтом. Системы, в которых для газлифта используется
природный газ из чисто газовых или газоконденсатных место-
рождений, называют бескомпрессорным газлифтом.
При бескомпрессорном газлифте природный газ транспорти-
руется до места расположения газлифтных скважин и обычно
проходит предварительную подготовку на специальных установ-
ках, которая заключается в отделении конденсата и влаги,
а иногда и в подогреве этого газа перед распределением по
скважинам. Избыточное давление обычно понижается дроссели-
рованием газа через одну или несколько ступеней штуцеров. Су-
ществует система газлифтной эксплуатации, которая называ-
ется внутрискважинным газлифтом. В этих системах источни-
ком сжатого газа служит газ газоносных пластов, залегающих
выше или ниже нефтенасыщенного пласта. Оба пласта вскры-
ваются общим фильтром.
В таких случаях газоносный горизонт изолируется от нефте-
носного пласта одним или двумя пакерами (сверху и снизу),
и газ вводится в трубы через штуцерное устройство, дозирую-
щее количество газа, поступающего в НКТ.
Внутрискважинный газлифт исключает необходимость пред-
варительной подготовки газа, но вносит трудности в регули-
ровку работы газлифта. Этот способ оказался эффективным
средством эксплуатации добывающих скважин на нефтяных ме-
сторождениях Тюменской области, в которых над нефтяными
горизонтами залегают газонасыщенные пласты с достаточными
запасами газа и давления для устойчивой и продолжительной
работы газлифта.
§2. КОНСТРУКЦИИ ГАЗЛИФТНЫХ ПОДЪЕМНИКОВ
Два канала, необходимых для работы газлифтной скважины
в реальных условиях, создаются двумя рядами концентрично
расположенных труб, т. е. спуском в скважину первого (внеш-
него) и второго (внутреннего) рядов труб. Внешний ряд труб
большего диаметра (обычно 73—102 мм) спускается первым.
Внутренний, меньшего диаметра (обычно 48, 60, 73 мм) спус-
кается вторым внутрь первого ряда. Образуется так называе-
мый двухрядный подъемник, в котором, как правило, сжатый
газ подается в межтрубное пространство между первым и вто-
рым рядами труб, а ГЖС поднимается по внутреннему, второму
ряду труб (рис. l5C.2, а). Первый ряд труб обычно спускается
до интервала перфорации, а второй под динамический уровень
298
я —двухрядный подъемник; б — полуторарядный подъемник; в —однорядный подъем-
ник; г — однорядный подъемник с рабочим отверстием
на глубину, соответствующую рабочему давлению газа, так как
погружение башмака НКТ под динамический уровень, выражен-
ное в единицах давления, всегда равно рабочему давлению газа.
В газлифтной скважине, оборудованной двухрядным подъемни-
ком, реальный динамический уровень устанавливается во внеш-
нем межтрубном пространстве — между обсадной колонной и
первым рядом труб. Если межтрубное пространство перекрыто
и там имеемся некоторое давление газа, то действительное, а сле-
довательно, и рабочее давление будет складываться из погруже-
ния под уровень и гидростатического давления газа во внешнем
межтрубном пространстве:
Pi = /*'pg + p3
или
h = h' + -^-	(IX-2)
Двухрядные подъемники раньше применялись широко, осо-
бенно когда эксплуатация скважин осложнялась выделением
песка, который нужно было выносить на поверхность. Скорость
восходящего потока при движении по первому ряду труб
больше, чем при движении по обсадной колонне. Поэтому баш-
мак первого ряда спускался, как правило, до забоя. В то же
время при необходимости можно было легко изменять погру-
жение второго ряда труб в связи с изменением динамического
уровня, увеличением отбора или по другим причинам. При та-
ком изменении первый ряд труб остается на месте. Однако
299
двухрядный подъемник — сооружение металлоемкое, а поэтому
дорогое. Лишь при отсутствии герметичности обсадной колонны
его применение оправдано как вынужденная мера. Разновид-
ностью двухрядного подъемника является полуторарядный
(рис. IX.2, б) в котором для экономии металла трубы пер-
вого ряда имеют хвостовую часть (ниже башмака второго
ряда) из труб меньшего диаметра. Это существенно уменьшает
металлоемкость конструкции, позволяет увеличить скорость
восходящего потока, но осложняет операцию по увеличению
погружения, т. е. по допуску второго ряда, так как для этого
необходимо предварительно изменить подвеску первого ряда
труб. Схема однорядного наименее металлоемкого подъемника
приведена на рис. IX.2, в. Газ подается в межтрубное простран-
ство и ГЖС поднимается по одному ряду труб, диаметр ко-
торых определяется дебитом скважины и техническими усло-
виями ее эксплуатации. Реальный уровень жидкости всегда
устанавливается у башмака подъемных труб. Уровень не мо-
жет быть выше, так как в этом случае газ не будет поступать
в НКТ. Он не может быть и ниже башмака, так как тогда
в НКТ не будет поступать жидкость. Однако при пульсирую-
щем режиме работы газожидкостного подъемника уровень
жидкости колеблется у башмака, периодически его перекры-
вая. Видимого погружения и динамического уровня жидкости
при однородном подъемнике нет, а гидростатическое давление
у башмака подъемных труб, создаваемое погружением его под
динамический уровень, заменяется давлением газа pi.
Положение динамического уровня (называемого иногда ус-
ловным) как обычно определяется рабочим давлением газа pi,
пересчитанным в соответствующую высоту столба жидкости
(см. рис. IX.2, в). На рис. IX.2, а показан пьезометр, присоеди-
ненный к скважине. В таком пьезометре устанавливается ре-
альный динамический уровень, соответствующий рабочему дав-
лению. Недостатком однорядного подъемника является низкая
скорость восходящего потока между забоем и башмаком, глу-
бина спуска которого определяется рабочим давлением газа,
отбором жидкости, а также коэффициентом продуктивности
скважины. Однако при этом упрощается допуск труб или во-
обще изменение глубины их подвески, если возникает такая
необходимость. Поэтому существует разновидность одноряд-
ного подъемника — подъемник с рабочим отверстием (см. рис.
IX.2,г). Один ряд труб необходимого диаметра спускается до
забоя (или до верхних дыр перфорации), но на расчетной глу-
бине, т. е. на глубине, где должен быть башмак (глубина места
ввода газа в НКТ), устанавливается рабочая муфта с двумя-
четырьмя отверстиями диаметром 5—8 мм. Сечение отверстий
должно обеспечить пропуск расчетного количества газа при
перепаде давлений у отверстий, не превышающем 0,1—0,15
МПа. Перепад давления у отверстий удерживает уровень жид-
300
Рис. IX.4. Положение уровней жид-
кости при пуске газлифтной скважины
Рис. IX.3. Принципиальная схема кон-
цевого клапана:
/ — конический клапан; 2 — рабочее отвер-
стие, 3 — регулировочная головка для из-
менения натяжения пружин; 4— шарико-
вый клапан для промывки скважин
кости ниже отверстия на 10—15 м и обеспечивает более рав-
номерное поступление газа в трубы. Однорядный подъемник
с рабочим отверстием (или муфтой) создает наибольшие ско-
рости восходящего потока, является наименее металлоемким,
однако требует подъема колонны труб при необходимости из-
менения погружения. Положение условного динамического
уровня и погружение определяются рабочим давлением газа
у рабочих отверстий, пересчитанным в столб жидкости. Одно-
рядная конструкция газлифта, при котором используются 60-
или 73-мм трубы, создает широкое межтрубное пространство,
размеры которого играют решающую роль в случае исполь-
зования различных клапанов, широко применяемых в настоя-
щее время. В однорядном подъемнике вместо рабочей муфты
с рабочими отверстиями может применяться так называемый
концевой рабочий клапан, поддерживающий постоянный пе-
репад давления при прохождении через него газа, равный
0,1—0,15 МПа, достаточный для того, чтобы постоянно удер-
живать уровень жидкости ниже клапана на 10—15 м. Кон-
цевой клапан обычно приваривается к спецмуфте с внешней
стороны и имеет пружинную регулировку необходимого пере-
пада давления и расхода газа. Такой клапан снабжается еще
специальным шариковым клапаном, который закрывает рабо-
чее отверстие и позволяет осуществлять обратную промывку
скважины до забоя (рис; IX.3).
301
Необходимо отметить, что любая конструкция газлифтного
подъемника может работать по двум схемам. В одном случае
сжатый газ подается в межтрубное пространство, а ГЖС дви-
жется по центральной колонне труб. Эта схема обычная (см.
рис. IX.2, а, б, в, г) и называется кольцевой, так как газ на-
правляется в кольцевое пространство.
В другом случае сжатый газ можно подавать в централь-
ную колонну труб, а ГЖС в этом случае будет подниматься
по кольцевому пространству. Такая схема называется цент-
ральной, так как газ закачивается в центральные трубы.
Почти все газлифтные скважины работают по кольцевой схеме,
так как поперечное сечение кольцевого пространства, как пра-
вило, больше сечения центральных труб и оптимальные усло-
вия работы по нему могут быть достигнуты только при боль-
ших дебитах. Кроме того, при отложении парафина его уда-
ление с внутренних стенок обсадной колонны или первого ряда
труб практически невозможно.
§ 3. ПУСК ГАЗЛИФТНОЙ СКВАЖИНЫ
В ЭКСПЛУАТАЦИЮ (ПУСКОВОЕ ДАВЛЕНИЕ)
Эксплуатация скважин не протекает бесперебойно. По раз-
личным причинам их приходится останавливать для ремонта
и вновь пускать в эксплуатацию. Пуск газлифтных скважин
имеет некоторые особенности, связанные с принципом их ра-
боты. Рассмотрим пуск газлифтной скважины, оборудованной
однорядным подъемником, работаюш.им по кольцевой системе.
Процесс пуска состоит в доведении закачиваемого газа до
башмака подъемных труб, т. е. в отжатии газом уровня жид-
кости до башмака. Это означает, что объем жидкости в меж-
трубном пространстве V’i должен быть вытеснен нагнетаемым
газом (рис. IX.4). Вытесняемая жидкость перетекает в подъ-
ч, емные трубы, в результате чего..^у^вень в них становится
.4?' выше статического. Возникает репрессия на пласт, определяе-
мая превышением столба жидкости Д/i над статическим уров-
нем, под действием которой должно произойти частичное по-
глощение жидкости пластом. При плохой проницаемости пла-
ста или наличии на забое илистых осадков, которые могут
играть роль обратного клапана, т. е. пропускать жидкость из
пласта и препятствовать ее поглощению, вся вытесняемая жид-
кость перетечет в подъемные трубы, так что объем Vi будет
равен объему жидкости V2, перемещенной в трубы. При частич-
ном поглощении жидкости пластом В2<1Л- Обозначим в общем
случае
V2 = aV1,	(IX.3)
где а<1 при поглощении и а=1 без поглощения. Введем обо-
значения-. h — погружение башмака подъемных труб под ста-
302
тический уровень; Ай— повышение уровня (над статическим)
в подъемных трубах; /г — площадь сечения межтрубного про-
странства, куда закачивается газ; /ж— площадь сечения подъ-
емных труб, куда перетекает жидкость. Тогда
у2 = /«ай Г
(IX.4)
Подставляя (IX.4) в (IX.3) и решая относительно Ай, по-
лучим
Ай = ahfr/fK.
(IX.5)
В момент пуска газлифтной скважины, т. е. когда уровень
жидкости в межтрубном пространстве будет оттеснен до баш-
мака, давление газа, действующее на этот уровень, будет урав-
новешиваться гидростатическим давлением столба жидкости
высотой й + Ай в подъемных трубах. Это и будет то максималь-
ное давление газа, которое называется пусковым, необходимое
для пуска газлифтной скважины. Таким образом,
Рпуск = (h+ АЙ) pg.
(IX.6)
Подставляя в (IX.6) значение Ай согласно (IX.5) и вынося
й за скобки, получим
Рпуск -	h & ~	•
(IX. 7)
Это и будет формула для определения пускового давления.
Повторяя аналогичный вывод для работы газлифтной сква-
жины по центральной системе, обозначая при этом, как и
прежде, /г — сечение трубы, куда закачивается газ, и — се-
чение, по которому поднимается жидкость (в этом случае меж-
трубное пространство), мы получим точно такую же формулу
(IX.7). Более того, для двухрядного подъемника, обозначая
также fr — сечение того пространства, куда закачивается газ,
а /ж — сечение того пространства (или сумму тех межтрубных
пространств), в которое перетекает жидкость, мы получим
формулу, совпадающую с формулой (IX.7).
Таким образом, формула (IX.7) является наиболее общей
для определения пускового давления газлифтной скважины,
оборудованной как однорядным, так и двухрядным подъемни-
ком, работающим как по кольцевой, так и по центральной си-
стеме.
303
подъемника, работающего по
Применительно к схеме, показанной на рис. IX.4, будем
иметь
fx = ^-d2B,	(IX.8)
4
где DB— внутренний диаметр обсадной колонны; dH, dB — на-
ружный и внутренний диаметры подъемных труб.
Подставляя (IX.8) в формулу (IX.7), получим
/ D2 — d2 \
Рпуы = hpg ( 1 +« ” 2 I 	(IX,9)
\	ав /
Пренебрежем толщиной стенок труб, т. е. примем d» = dB = d
и допустим, что а=1 (поглощения нет — наиболее трудный
с точки зрения пускового давления случай).
После некоторых преобразований получим
£>2
Рпуск —•	(IX.10)
а1
Для того же однорядного
центральной системе, имеем
/г = JLd2,
1Г 4 в1
/ж=Т (Dl-d2).
После подстановки (IX.11)
лучим
/	d2B \
Рпуск = hpg I 1 а Д)2	J ’
При указанных выше допущениях (а=1, dn = dB = d)
D2
Рпуск = hpg — -	~ .	(IX. 1 3)
Для двухрядного лифта, работающего по кольцевой си-
стеме,
(1ХЛ4)
(IX.11)
в основную формулу (IX.7) по-
(IX.12)
где d,B, djH — внутренний и наружный диаметры первого ряда
труб (большего диаметра). (/2в, d2H — то же, для второго ряда
труб (малого диаметра).
304
При подстановке (IX.14) в формулу (IX.7) получим
Р„с = hpg I 1 + а-^в /2	.	(IX. 15)
4 иъ “1н'Га2в/
Пренебрегая толщинами стенок и считая, что diB = d1H = di и
d2B = d2H=d2, а также принимая а= 1, получим
/ D2 \
P^ hpg -п—	.2 .	(IX.16)
у 17 в а1 I “2 /
Для того же двухрядного подъемника, работающего по
центральной системе, имеем
4
Н(£М-)+тИ.-'<ц	<|Х171
Или
[ \
Pw = hPS 1 + ~-----~~z-----г- •	(IX.18)
\	~ dlH + dlB ~ d2H /
При допущениях а=1, diH = diB = di; d2H = d2B = d2 получим
D2
Рпус = h-Pg 	(IX. 19)
ив ~ а2
Формула (IX.19) совпадает с (IX.13), так как пренебрежение
толщиной стенок первого ряда труб при работе двухрядного
подъемника по центральной системе равносильно их отсут-
ствию.
Для наклонных скважин со средним зенитным углом кри-
визны 0 формула пускового давления получит поправку в виде
множителя cos 0, так как гидростатическое давление столба
жидкости определяется его проекцией на вертикаль, т. е.
Pnyc = (^ + A/l)pgCOS₽.
С учетом сказанного общая формула будет иметь вид
P.,yc = fy>£(l -bay1 cos^y	(IX.20)
Соответствующим образом преобразуются и формулы для
всех частных случаев, т. е. все формулы (IX.9, IX.10, IX.12,
IX.13, IX.15, IX.16, IX.18, IX.19) приобретут множитель cos 0.
Пренебрежение толщиной стенок труб уменьшает пусковое
давление приблизительно на 3—6 %.
305
При пуске газлифтной скважины возможны такие случаи,
когда высота столба жидкости при продавке, равная h + \h,
будет превышать общую длину колонн подъемных труб L.
В этом случае жидкость будет переливаться на устье в си-
стему нефтесбора, в которой может существовать давление рл-
В таком случае пусковое давление не может превышать гид-
ростатическое давление столба жидкости в лифтовых трубах
высотой, равной длине труб L, сложенное с давлением на устье
рл- С учетом среднего угла кривизны р это давление будет
равно
(Рпус)max pgLcosP фрл.	(IX.2Г)
Таким образом, если вычисление пускового давления по обоб-
щенной формуле (IX.7) или по формулам для любого част-
ного случая даст рПус> (Рпус)тах, то справедливо вычисление по
формуле (IX.21). Если результат получится обратный, т. е.
pnyc<fpnyc)max, то справедливо вычисление по обобщенной
формуле (IX.7) или ее производным. Все полученные для пу-
скового давления формулы дают его величину, приведенную
к башмаку подъемных труб. Действительное пусковое давле-
ние на устье скважины будет меньше вычисленного на вели-
чину гидростатического (пренебрегая силами трения газа) дав-
ления газового столба в колонне. Учитывая кривизну сква-
жины и определяя гидростатическое давление газового столба
по плотности газа на устье, определим пусковое давление на
устье следующим образом:
(Рпус)у ~ Рпус Ар>	(IX.22)
где
Др = prgL cos р,	(IX.23)
рг — плотность газа при термодинамических условиях в сква-
жине. Из законов газового состояния имеем
рг = р0 (Рпус + ро).?^,	(IX.24)
Рогср7 ср
где р0 — плотность нагнетаемого газа при стандартных усло-
виях (ро, Т’о); Т'ср — средняя температура в скважине; То —
стандартная температура; zcp— средний коэффициент сжима-
емости газа для условий Тср и рср-
Подставляя (IX.24) в (IX.23) и далее в (IX.22), получим
для пускового давления на устье
(рпус)у = Рпус-Ро ^ + Po)To.gL cos р,	(IX.25)
Po*cp' ср
где ро—абсолютное давление, а рпус предварительно опреде-
ляется по обобщенной формуле (IX.20) либо, в случае пере-
лива, по формуле (IX.21).
306	‘
Таблица IX.1
Значения коэффициента т [формула (IX.26)]
т	Однорядный подъемник		Двухрядный подъемник	
	кольцевая	центральная	кольцевая	центральная
С учетом толщины стенки трубы Без учета толщины стенки труб	8,49 8,93	1,1335 1,1261	1,285 1,308	1,1535 1,1261
Примечание. Данные приведены для наиболее употребительных диаметров Db=150,3mm
= 101,6 мм, d,„ = 88,9 мм, d.„ = 60,3 мм, =50,3 мм, причем а = 1.
In	2п
Из приведенных формул видно, что пусковое давление за-
висит от погружения башмака под статический уровень жид-
кости, от соотношения диаметров труб и обсадной колонны,
а также от системы работы лифта (кольцевая или централь-
ная). Ранее было показано, что рабочее давление газлифтной
скважины определяется только погружением под динамиче-
ский уровень, которое всегда меньше погружения под стати-
ческий уровень. Поэтому пусковое давление всегда больше ра-
бочего. Это осложняет промысловое обустройство и технику
эксплуатации газлифтных скважин, так как для их пуска необ-
ходимо иметь источник высокого давления газа в виде специ-
ального компрессора или газовой линии, рассчитанной на пу-
сковое давление.
Любую формулу пускового давления можно представить
в виде
Рпус ^Р^-	(IX.26)
где т — коэффициент, определяемый соотношениями диамет-
ров труб с учетом или без учета толщины их стенки (табл.
IX.1).
Однорядный подъемник, работающий по кольцевой системе,
дает наибольшее увеличение пускового давления по сравне-
нию со статическим давлением (hpg) у башмака подъемных
труб. Тот же подъемник при переходе на центральную систему
позволяет существенно снизить пусковое давление. При двух-
рядном подъемнике пусковое давление увеличивается несу-
щественно, максимум на 30,8 %, и переход на центральную
систему уменьшает его назначительно (12,61 %).
Неучет толщины стенок трубы вносит погрешность в опре-
деление пускового давления, не превышающую 5 % (при од-
норядном подъемнике). В случае поглощения жидкости пла-
стом (а<1) пусковые давления во всех случаях будут меньше.
307
Рис. IX.5. Изменение давления
газа на устье при пуске газ-
лифтной скважины
найдем
Коэффициент поглощения а зави-
сит от многих факторов, таких как
коэффициент продуктивности сква-
жины при поглощении, репрессия,
определяемая величиной т, дли-
тельность пуска, вязкость жидко-
сти и др. Однако он всегда может
быть определен для реальной сква-
жины по фактическому пусковому
давлению. Приравнивая правую
часть формулы пускового давления
(IX.20) фактически измеренному
пусковому давлению (рПус)ф и решая равенство относительно а,
(Рпуе)ф = hpg ( 1	а cos 0,
X /ж /
откуда
(Рпус)ф
hpg cos Р
1 I •
-I /г
(IX.27)
Заметим, что для одной и той же скважины величина а
непостоянна и зависит от темпа пуска скважины. Чем быстрее
происходит пуск, тем ближе значение а к единице и наоборот,
так как при быстром запуске пласт не успевает поглотить
существенное количество жидкости. Поскольку по определе-
нию a=V2/Vi [формула (IX.3)], то, зная фактическое а [фор-
мула (IX.27)], можно определить объем поглощенной пластом
жидкости при запуске скважины
AV V'!--Vi—aVj-VJl— a),
где V| — объем вытесняемой газом жидкости в скважине до
момента прорыва этого газа через башмак подъемных труб.
Характерный процесс пуска газлифтной скважины в функ-
ции времени показан на рис. IX.5. После прорыва газа через
башмак подъемных труб и выноса части жидкости скважина
переходит на установившийся режим работы с соответствующим
отбору динамическим уровнем, а следовательно, и соответ-
ствующим этому уровню рабочим давлением рр.
§ 4. МЕТОДЫ СНИЖЕНИЯ ПУСКОВЫХ ДАВЛЕНИИ
В практике эксплуатации газлифтных скважин, особенно
в ранние периоды, было выработано много практических прие-
мов пуска газлифтных скважин и преодоления трудностей, свя-
занных с возникновением высоких пусковых давлений. К этим
методам можно отнести следующие.
308
Применение специальных пусковых компрессоров
При использовании компрессорных станций в качестве ис-
точника сжатого газа для газлифтных скважин на этих стан-
циях устанавливается один или несколько компрессоров (в за-
висимости от потребности), развивающих повышенное давле-
ние, достаточное для пуска скважины. Пусковые компрессоры
работают в специальную пусковую линию, соединяющую ком-
прессорную станцию с газораспределительным узлом, в кото-
ром путем переключения соответствующих задвижек газ из
пусковой линии может быть направлен в любую газлифтную
скважину. После пуска скважины на распределительном узле
новым переключением задвижек в газовую линию этой сква-
жины направляется газ из рабочей магистрали с давлением,
соответствующим рабочему давлению. В особых случаях для
пуска скважин применяются передвижные компрессоры на ав-
томобильном ходу или на специальных рамах, перемещаемых
вертолетами аналогично тому, как это практикуется при ос-
воении скважин и вызове притока.
Последовательный допуск труб
Башмак подъемных труб в этом случае спускается под ста-
тический уровень не на проектную глубину, а на такую, при
которой можно продавить скважину имеющимся давлением
рк (давление компрессора или в газовой линии). Глубина
спуска башмака под уровень находится из формулы пускового
давления (IX.20) путем приравнивания ее к величине имеюще-
гося давления рк
Рк = Рпус = >4pg (1 + а у1) cos 0,
\	/ ж /
откуда
/11 =
Рк
(IX.28)
После спуска башмака труб под уровень на глубину h\ сква-
жина пускается и продувается до выхода из скважины чи-
стого газа. При этом часть жидкости из скважины выбрасы-
вается. После этого арматура устья снимается, и колонна подъ-
емных труб спускается ниже на величину h2<hit после чего
снова ставится арматура и скважина снова продувается до
чистого газа. Так делается несколько раз, пока башмак труб
не достигнет проектной глубины. При каждом очередном до-
пуске труб погружение й,+1 берется на 10—30 % меньше, чем
309
погружение hi в предшествующем допуске. Последовательный
допуск труб — очень трудоемкий процесс с ограниченными воз-
можностями. Он применим в скважинах, имеющих очень малый
коэффициент продуктивности, а следовательно, медленное вос-
становление уровня в промежутках между очередными про-
дувками скважины, так как после очередной продувки необ-
ходимо разобрать устьевую арматуру, осуществить допуск труб
и снова собрать арматуру для следующей продувки.
Переключение работы подъемника с кольцевой системы
на центральную
Переключение скважины с кольцевой системы на централь-
ную только на период ее пуска уменьшает пусковое давление
при однорядном подъемнике в 8,49: 1,1335 = 7,5 раза (см. табл.
IX.1). При двухрядном — такое переключение дает незначи-
тельный эффект и пусковое давление уменьшается всего лишь
на 11 %. Поэтому при однорядном лифте переключение на
центральную систему пуска может оказаться очень эффектив-
ным средством. После пуска скважины лифт переключается
на кольцевую систему для нормальной ее эксплуатации.
Задавка жидкости в пласт
Если скважина при репрессии хорошо поглощает жидкость,
то закачкой газа и выдержкой скважины под давлением доста-
точно длительное время можно задавить жидкость в пласт.
Уровень опустится, дойдет до башмака и скважина будет пу-
щена. Длительность выдерживания скважины под максималь-
ным давлением зависит от ее поглотительной способности. Чем
она больше, тем время выдержки меньше. В принципе этот
прием пуска пригоден при условии, что давление компрессора
равно или превышает статическое давление у башмака, т. е.
при условии Pu^hipg.

Применение пусковых отверстий У/
На колонне лифтовых труб/ниже статического уровня за-
благовременно сверлятся так/называемые пусковые отверстия.
При закачке газа в межтрубное пространство опускающийся
уровень жидкости .обнажает первое отверстие, через которое
газ поступает в НКТ, разгазирует в них жидкость до такой
степени, что она начинает переливать. Это явление анало-
гично работе газлифтной скважины с башмаком, установлен-
ным на уровне первого отверстия. После перелива жидкости
равенство давлений в межтрубном пространстве и в НКТ на
уровне отверстия нарушается. Для восстановления равенства
310
Рис. IX.6. Схема скважины с пуско-
выми отверстиями
Рис. IX.7. Изменение давления вну-
три трубы на уровне отверстия
в функции времени
давлений уровень в межтрубном пространстве опускается на
определенную величину, зависящую от давления компрессора
и плотности ГЖС в НКТ. Если на этой глубине сделать но-
вое отверстие, то после его обнажения через него пойдет газ
в НКТ из затрубного пространства. Вследствие усиливающе-
гося поступления газа в подъемник (работа двух отверстий)
выброс жидкости увеличится, равенство давлений внутри НКТ
на уровне второго отверстия и в межтрубном пространстве
снова нарушится и для его восстановления уровень в меж-
трубном пространстве снова опустится на некоторую глубину,
где должно находиться третье отверстие. Таким способом мо-
жно понизить уровень в межтрубном пространстве до башмака
НКТ, после чего газлифт перейдет на нормальную работу че-
рез башмак. Однако при установившейся работе газлифта че-
рез эти пусковые отверстия, остающиеся рее время открытыми,
будет происходить дополнительная утечка газа, что приведет
к повышенному удельному расходу нагнетаемого газа, а сле-
довательно, к снижению к. п. д. подъемника по сравнению
с его работой при поступлении газа только через башмак. Поэ-
тому эти отверстия после перехода на нормальную работу не-
обходимо закрыть. Для этого используют специальные уст-
ройства — пусковые клапаны. Рассмотрим этот процесс под-
робнее. На рис. IX.6 показана схема скважины с пусковыми
отверстиями.
Газ нагнетается в межтрубное пространство, в котором ком-
прессором поддерживается постоянное давление рк. Приравни-
вая правую часть формулы для пускового давления (IX.20)
к давлению компрессора рк, учитывая при этом противодавле-
ние на устье ру и решая равенство относительно погружения
311
под статический уровень хь соответствующего давлению рц,
получим [см. формулу (IX.28)].
Рк =Xipg(l H-a-^Acosp+py,
\	/ж/
откуда
Х1 =------Рх - Ру-----.	(IX. 29)
pg (1 Ц- a —'j cos 0
X /ж /
Таким образом, первое отверстие делается на глубине от
устья
L1 = Sc + x1,	(IX.30)
где Sc — статический уровень жидкости в скважине.
После обнажения первого отверстия и поступления че-
рез него газа происходит сначала вспенивание, потом подъем
и выброс жидкости через устье. В результате давление в НКТ
Poi на уровне первого отверстия Oi уменьшится. Перепад дав-
ления у отверстия увеличится. Увеличится расход газа через
отверстие и выброс жидкости. В конце концов процесс стаби-
лизируется и давление poi достигнет минимума (рис. IX.7).
Здесь а — начальный перепад давления в отверстии, Ар — изме-
нение перепада давления в отверстии в результате разгазиро-
вания жидкости в НКТ и ее выброса. Но на уровень у\
по-прежнему действует давление рк. Поэтому для восстановле-
ния нарушенного равновесия давления в НКТ и в межтруб-
ном пространстве уровень yi должен понизиться на величину
х2 (см. рис. IX.6), при которой выполняется равенство давле-
ний
Рк = (Poi)min + *2pgCOS 0,	(IX.31)
откуда
., Рк (POl)min
х2 —-------------•
pg COS 0
На этой глубине должно быть сделано второе отверстие О2
L2 = L^x2.	(IX.32)
После оттеснения уровня жидкости ниже второго отверстия
О2 оно вступит в работу; через него пойдет газ, усилится вы-
брос. В результате давления в НКТ ро2 в точке О2 понизится до
(Posjmin. Снова нарушится равновесие, для восстановления ко-
торого уровень в межтрубном пространстве понижается на х3,
до положения у3. Из условия равенства давлений аналогично
предыдущему найдем положение отверстия Оз:
х3 == PK-(Po2)mill .	(IX .33)
pg COS 0
312
Соответственно глубина третьего отверстия Оз будет
L3 = L2 + x3 и т- Д-	(IX.34)
Отсюда видно, что с помощью пусковых отверстий, распо-
ложенных соответствующим образом по длине НКТ, можно
оттеснить уровень жидкости в межтрубном пространстве до
проектной глубины, т. е. до башмака НКТ, и осуществить
пуск газлифтной скважины имеющимся давлением рк- С уве-
личением глубины расстояния между отверстиями уменьша-
ются, так как xi>x2>x3 ... >>х«. Для гарантированного пуска
число отверстий делается на 10—15 % больше расчетного,
причем все они пропорционально смещаются вверх. Размер
отверстий рассчитывается по предельному расходу газа (по
подаче компрессора), при котором скорость его истечения в от-
верстии не превышает критических значений (скорости звука).
Предельное давление в НКТ poi min рассчитывается по форму-
лам работы подъемника на нулевой подаче или находится по
специальным графикам. После перехода на нормальный ре-
жим работы через башмак отверстия, остающиеся открытыми,
увеличивают удельный расход газа, поэтому этот метод сни-
жения пускового давления практически не применяется. Здесь
описаны принципиальные возможности пуска скважины с по-
мощью пусковых отверстий и полная методика расчета не
приводится, так как она достаточна сложна и содержит много
таких деталей, как, например, особенности расчета размеще-
ния отверстий при начальном переливе и при вступлении в ра-
боту самого пласта.
Имеются и другие приемы преодоления трудностей пуска
газлифтных скважин, как, например, предварительное пониже-
ние уровня жидкости в скважине путем поршневания или от-
тартывания желонкой.
В настоящее время для пуска газлифтных скважин исполь-
зуются более надежные и рациональные методы снижения пу-
сковых давлений с помощью пусковых и рабочих клапанов.
§ 5.	ГАЗЛИФТНЫЕ КЛАПАНЫ
Современная технология эксплуатации газлифтных сква-
жин неразрывно связана с широким использованием глубин-
ных клапанов специальной конструкции, с помощью которых
устанавливается или прекращается связь между трубами и
межтрубным пространством и регулируется поступление газа
в НКТ. В настоящее время существует большое число глубин-
ных клапанов разнообразных конструкций.
Все клапаны по своему назначению можно разделить на
три группы.
1.	Пусковые клапаны для пуска газлифтных скважин и их
освоения.
313
Рис. IX.8. Принципиаль-
ная схема пружинного
клапана
2.	Рабочие клапаны для непрерывной
или периодической работы газлифтных
скважин, оптимизации режима их ра-
боты при изменяющихся условиях в
скважине путем ступенчатого изменения
места ввода газа в НКТ. При периоди-
ческой эксплуатации через эти клапаны
происходит переток газа в НКТ в те мо-
менты, когда над клапаном накопится
столб жидкости определенной высоты и
эти клапаны перекрывают подачу газа
после выброса из НКТ жидкости на по-
верхность.
3.	Концевые клапаны для поддержа-
ния уровня жидкости в межтрубном
пространстве ниже клапана на некото-
рой глубине, что обеспечивает более
равномерное поступление через клапан
газа в НКТ и предотвращает пульса-
цию. Они устанавливаются вблизи баш-
мака колонны труб.
По конструктивному исполнению газ-
лифтные клапаны очень разнообразны.
В качестве упругого элемента в них ис-
пользуется либо пружина (пружинные клапаны), либо силь-
фонная камера, в которую заблаговременно закачан азот до
определенного давления (сильфонные клапаны). В этих кла-
панах упругим элементом является сжатый азот. Существуют
комбинированные клапаны, в которых используются и пру-
жина, и сильфон. По принципу действия большинство клапа-
нов являются дифференциальными, т. е. открываются или
закрываются в зависимости от перепада давлений в межтруб-
ном пространстве и в НКТ на уровне клапана. Они использу-
ются как в качестве пусковых, так и в качестве рабочих. В оте-
чественной практике нефтедобычи пружинные клапаны были
разработаны (А. П. Крылов и Г. В. Исаков) и испытаны на
нефтяных промыслах Баку.
Пружинный дифференциальный клапан (рис. IX.8) укре-
пляется на внешней стороне НКТ. Он имеет основной 1 и вспо-
могательный 2 штуцера. Газ поступает через отверстия 3,
число которых можно изменять. На обоих концах штока 4 име-
ются две клапанные головки, причем пружины, натяжение ко-
торых регулируется гайкой 6, держат шток прижатым к ниж-
нему штуцеру 2. Таким образом, нормально клапан открыт.
При его обнажении газ через отверстие 3 и штуцер 1 прони-
кает в НКТ и газирует в них жидкость. В результате давле-
ние в НКТ рт падает, а рк остается постоянным. Возникает
сила, стремящаяся преодолеть натяжение пружины F„ и за-
314
крыть клапан. Если f2— площадь сечения нижнего штуцера,
рт — давление внутри клапана (потерями на трение пренебре-
гаем), а рк — давление, действующее на нижний клапан, то
условие закрытия клапана запишется как
А(Рк Рт) f'n
ИЛИ
/2Дрзак>Еп,	(IX.35)
где Арзак = Рк—Рт — такая разность давлений, при которой пре-
одолевается сила пружины Fn и клапан закрывается (закры-
вающий перепад). После закрытия верхняя головка прижмется
к штуцеру /, площадь которого fi намного больше f2. При за-
крытии давление в клапане ниже штуцера / станет равным рк.
Оно будет действовать на большую площадь верхнего штуцера
fi и клапан будет надежно удерживаться в закрытом состоя-
нии при условии
А(Рк—РтК^п-	(IX.36)
Поскольку fi^>f2, то согласно (IX.36) клапан будет оставаться
закрытым даже при малом перепаде давлений рк—рт. При
уменьшении разницы рк—рт до определенного минимума пру-
жина преодолеет силу А (рк—рт) и клапан откроется. Эта раз-
ница давлений называется открывающим перепадом. Таким об-
разом, открытие клапана произойдет при условии
ДАр0Т< Гп.	(IX.37)
Сопоставляя (IX.35) и (IX.37) и учитывая, что А^А,
МОЖНО видеть, ЧТО Арзак^Арот- Величины А^зак и Арот можно
регулировать, изменяя натяжение пружины регулировочной
гайкой 6, а также изменением сечения f2 штуцера 2. Пропуск-
ная способность клапана по газу регулируется числом или раз-
мером отверстий 3. Важной характеристикой для клапана яв-
ляется зависимость его пропускной способности от перепада
давлений на клапане (рис. IX.9). К моменту закрытия кла-
пана и отсечки газа уровень жидкости в межтрубном простран-
стве обнажает следующий клапан, который вступает в дей-
ствие вместо закрытого предыдущего.
Сильфонные клапаны бывают двух типов:
работающие от давления в межтрубном пространстве рк‘,
работающие от давления в НКТ рт.
Сильфонный клапан, управляемый давлением рк (рис.
IX.10), состоит из сильфонной камеры 1, заряженной азотом
до давления рс. Эффективная площадь сечения сильфона fc-
На штоке 2 имеется клапан 3, сечение седла которого fK. Че-
рез штуцерное отверстие 4 газ поступает из межтрубного про-
странства через клапан в НКТ.
При закрытом клапане давление рк в нем будет действо-
вать на площадь сильфона fc за вычетом площади клапана fK.
315
Рис. IX.9. Зависимость расхода газа
через клапан от перепада давлений
Рис. IX.10. Принципиальная схема
клапана, управляемого давлением
в межтрубном пространстве
Со стороны НКТ на площадь fK будет действовать давление
рт. Обе эти силы будут стремиться открыть клапан. Препят-
ствовать открытию будет давление газа в сильфоне рс, дей-
ствующее на площадь fc. Открытие клапана произойдет, если
Pjfc—/к) + Рт/к>РЛ-
Давление, при котором откроется клапан, будет равно
(Рк)от >	,
I т /к
ИЛИ
Деля числитель и знаменатель справа на fc и обозначая fK/fc —
= R, получим
(Рк)от >Рс—^-Рт—^--	(IX.38)
Это будет давление в межтрубном пространстве, при ко-
тором клапан откроется.
Решая (IX.38) относительно рс — давления зарядки силь-
фона, найдем
Рс = (Рк)от(1~ R) + p,R.	(IX. 39)
Это будет давление, которое необходимо создать в силь-
фонной камере при ее зарядке на поверхности при заданном
давлении в межтрубном пространстве для открытия клапана
(Рк)от-
316
После открытия клапана давление внутри клапана будет
действовать на всю площадь сильфона, поэтому будет спра-
ведливо равенство сил	,
Pxfc = Pcfc-
Непосредственно перед закрытием клапана в нем под силь-
фоном должно быть давление закрытия (рк)3ак
(Рк)зак/с = Pcfc-
Откуда видно, что (рк)зак = рс.
Тогда разница открывающего и закрывающего перепадов
будет равна
1	р	/?
(РХ — (Рк)зак =Рс--- - Рт--- Рс=(Рс— Рт).-- (IX.40)
1 - А 1 ----- А	1 - А
После подстановки в (IX.40) значения рс согласно (IX.39)
найдем
Ар — (Рк)от (Рк)зЭк — [(Рк)от (1 R) “h PtR Рт] —~ 
1 - А
ИЛИ
ЛР [(Рк)|от ' Рт](IX.41)
Из (IX.41) видно, что /?=/к//с является важной величиной, оп-
ределяющей характеристику клапана.
Обычно диаметр седла клапана колеблется в пределах от
3 до 12 мм, a R от 0,08 до 0,5. Однако действительная вели-
чина R из-за неучета сил трения газа в клапане меньше рас-
четной, определяемой формулой (IX.41). Это означает, что эф-
фективное значение R меньше действительного. Уменьшение
составляет ~6—7 %. Таким образом, изменением давления
в межтрубном пространстве можно управлять работой кла-
пана, т. е. открывать его или закрывать.
Принципиальная схема клапана, чувствительного к измене-
ниям давления в трубах, показана на рис. IX.11. В нем на
сильфон всегда действует давление рт, устанавливающееся
в трубах. При накоплении жидкости в НКТ и соответствующем
увеличении давления сопротивление сильфона преодолевается,
и клапан открывается, впуская газ в НКТ из межтрубного
пространства. После открытия давление рт будет действовать
на всю площадь сильфона fc. При снижении давления в тру-
бах до некоторой величины клапан закроется, так как сила,
действующая со стороны сильфона, станет больше, чем сила,
действующая со стороны камеры клапана. Комбинированные
клапаны имеют в дополнение к сильфону цилиндрическую
пружину, которая воспринимает на себя часть нагрузки. Это
позволяет делать сильфон более чувствительным к изменениям
давления, действующего на него при прямом и обратном ходе.
317
Рис. IX.И. Принципиальная схема
клапана, управляемого давлением
в трубах
Рис. IX.12. Газлифтный клапан для
наружного крепления, управляемый
давлением в НКТ:
1 “ ниппель для зарядки сильфонной ка-
меры азотом; 2 — сильфонная камера; 3 —
сильфон; 4 — центрирующий шток; 5 —
шток клапана; 6 — клапан; 7 — штуцер-
ное отверстие для поступления газа в
НКТ. 8, 9 — каналы, по которым газ по-
ступает в НКТ
Клапаны этого типа могут применяться при периодической газ-
лифтной эксплуатации. После выброса жидкости клапан за-
кроется и откроется вновь только при накоплении жидкости
в НКТ до определенной величины. Газлифтные клапаны в за-
висимости от конструкции укрепляются на колонне НКТ либо
318
снаружи, либо внутри в специальных камерах, имеющих эл-
липтическое сечение. При наружном креплении клапанов для
их замены при поломке или при необходимости изменения ре-
гулировки из скважины извлекают всю колонну труб. При кре-
плении клапанов в эллиптических камерах внутри НКТ они
извлекаются с помощью специальной, так называемой канат-
ной техники, а колонна труб остается в скважине.
Газлифтные клапаны и особенно его рабочие органы изго-
тавливаются из специальных сталей и сплавов, стойких к дей-
ствию коррозии и износу. Для того чтобы можно было осу-
ществлять при необходимости промывку скважины, оборудо-
ванной газлифтными клапанами, последние снабжаются
дополнительным узлом, выполняющим роль обратного клапана.
При создании давления внутри НКТ обратный клапан закры-
вается, и поток промывочной жидкости идет не через газлифт-
ный клапан, а через башмак колонны труб. Газлифтные кла-
паны, несмотря на их кажущуюся простоту, как это может по-
казаться, если рассматривать их принципиальные схемы,
в действительности являются сложными приборами, для из-
готовления которых нужна совершенная технология и высокая
точность производства. Конструкция газлифтного клапана, уп-
равляемого давлением в трубах, показана в качестве примера
на рис. IX. 12. Клапан предназначен для крепления снаружи
НКТ. Принципиальная схема такого клапана была показана
на рис. IX.И. Такой газлифтный клапан комплектуется обрат-
ным клапаном, привинченным к нижнему концу.
§6. ПРИНЦИПЫ РАЗМЕЩЕНИЯ КЛАПАНОВ
Пусковые клапаны должны обладать большим закрываю-
щим перепадом давлений, чтобы закрыться тогда, когда от-
тесняемый уровень жидкости достигнет следующего клапана
и даст доступ газу через второй клапан. В такой последова-
тельности клапаны работают до тех пор, пока уровень жид-
кости не достигнет башмака НКТ или рабочего клапана. По-
сле этого скважина переходит на нормальный режим работы,
а давление газа становится равным рабочему давлению. При
больших закрывающих перепадах число клапанов на колонне
труб будет наименьшим. При последовательной работе пуско-
вых клапанов с некоторого момента времени начинается при-
ток жидкости из скважины, и это вносит изменения в поря-
док расчета их размещения.
Очевидно, что при условии рс>Рп притока жидкости из
пласта в скважину не будет, и расчет размещения клапанов
ведется без его учета. При условии рс<рп начнется приток,
что необходимо учитывать. Глубина уровня жидкости в меж-
трубном пространстве, при котором можно не учитывать при-
ток, так как давление на забое скважины будет оставаться
319
больше пластового, определится как сумма глубины статиче-
ского уровня Sc и давления газа в межтрубном пространстве,
выраженного в м столба жидкости,
T^Sc + ^,	(IX.42)
где рк — давление газа в межтрубном пространстве на уровне
жидкости.
При
L>Sc-tpK/pg	(IX.43)
начнется приток, который необходимо учитывать при расчете
размещения клапанов.
Ранее было показано, что первое пусковое отверстие необ-
ходимо делать на глубине которая определяется формулой
(IX.30), с учетом (IX.29). Однако пусковые клапаны необхо-
димо устанавливать на 15—20 м выше расчетной величины.
Это создает начальный перепад давления у клапана, равный
а=15—20 м столба жидкости, и ускоряет прохождение газа
через клапан в начальный момент времени. При установке
клапана точно на глубине Lx давления по обе стороны его бу-
дут одинаковыми и движения газа через клапан не будет.
С учетом сказанного формула для определения глубины ус-
тановки первого клапана будет
[А = Sc +-----P^Pl----------20,	(IX .44)
pgf 1 +<х —'j cos p
где /?к1 — давление газа на уровне первого клапана.
Если перелив жидкости происходит раньше, чем газ в меж-
трубном пространстве достигнет глубины установки первого
клапана, определяемой формулой (IX.44), то первый клапан
необходимо установить на глубине Л/, которая определится
из равенства давления в межтрубном пространстве рк и гид-
ростатического давления негазированного столба жидкости
в НКТ высотой от уровня жидкости до устья с учетом
ния на устье ру и смещения клапана вверх на 20 м:
РК1 = ( Л; +20) P£cos ₽ + РУ>
откуда
давле-
(IX.45)
Место установки второго клапана определится из
ства давлений в межтрубном пространстве рК2 на глубине ус-
тановки второго клапана и давления в НКТ на той же глу-
бине с учетом негазированного столба жидкости в НКТ ме-
жду первым и вторым клапанами и давлением в НКТ на уро-
320
вне первого клапана после выброса жидкости рт. Аналогично
случаю размещения пусковых отверстий [формула (IX.31)]
для равенства давлений будем иметь следующее соотношение:
Рк2 = Рт1 + (х2 + 20) pg cos 0,	(I X .46)
где рК2 — давление газа в межтрубном пространстве на уровне
второго клапана; рт]—давление в НКТ на уровне первого кла-
пана после выброса жидкости; х% — расстояние между первым
и вторым клапанами (негазированный столб жидкости); 20 м —
поправка на смещение клапана для создания начального пере-
пада давлений.
Давление рт1 включает противодавление на устье ру и оп-
ределяется либо по кривым распределения давления р(х)
в НКТ, либо по формулам, описывающим работу газожидко-
стного подъемника на режиме нулевой подачи, либо по сред-
нему градиенту давления в НКТ при работе газлифта через
первый клапан.
Решая (IX.46) относительно х2 и зная глубину установки
первого клапана Ц [формулы (IX.45) или (IX.44)], получим
La = Li+xa,
или
La=L1 + _£5T-P« _2о.
pg cos 0
(IX.47)
По аналогии можно написать общую формулу для глубины
установки i-ro клапана
П ____ п
L. = £_ + Рк‘ Рт-(г-1)------------20.
11 pg cos 0
(IX.48)
Формула (IX.48) справедлива для расчета глубины уста-
новки клапанов независимо от того, есть или нет приток
жидкости. Все различие расчета заключается в методе определе-
ния величины pTi. Если при рс>рп, т. е. при отсутствии при-
тока, pTi желательно определять по нулевому дебиту, так как
такой подход позволит определить наименьшее число клапа-
нов, то при рс<р>п, т. е. при наличии притока, рТ1- надо опреде-
лять с учетом притока. При наличи кривой р(х) распределе-
ния давления в НКТ при нормальной работе лифта величины
Pit могут быть сняты с этой кривой.
Существует также графический метод определения мест
установки клапанов. При этом делаются предположения, что
давления в НКТ на уровне клапанов не падают ниже вели-
чины, соответствующей нормальной работе скважины; расход
газа через клапан равен расходу газа в подъемнике при нор-
мальной его работе; закон распределения давления в НКТ —
линейный; давления у башмака ра и на устье ру при нормаль-
ной работе лифта известны.
11 Заказ № 325	321
Ру Рр Рк /у PJ
Tn Т
Рис IX. 13. Графический метод
размещения пусковых клапанов
При линейном законе распре-
деления давление на глубине х
в НКТ равно
V
ртх = ру+ —(Рб —ру). (IX.49)
Для определения Li по формуле
(IX.48) величина с учетом
(IX.49) находится так:
PT(i_b = Py+-^-(p6-Py).
(IX. 50)
Таким образом, по (IX.50) опре-
деляется давление внутри НКТ
на уровне предыдущего клапана
Рт<г—о, а затем по формуле
(IX.48) глубина установки по-
следующего клапана. Расчет пре-
кращается, когда Li+L^.L, где
L—длина спущенных труб или
расстояние от устья до точки
ввода газа в НКТ при нормаль-
ной работе скважин. Такой точ-
кой может быть место установки
концевого рабочего клапана или
рабочего отверстия в одноряд-
ном лифте.
Графический метод расчета размещения пусковых клапа-
нов нагляднее и проще (рис. IX.13). Для его использования
необходимо иметь кривые распределения давления р(х) в НКТ
при нормальной работе газлифта (кривая 1), изменения дав-
ления газа в межтрубном пространстве (кривая 2) и измене-
ния температуры (кривая 3).
Если при пуске скважины происходит перелив жидкости —
из точки ру проводится линия 4 изменения гидростатического
давления столба негазированной жидкости в НКТ до пересе-
чения с линией давления газа 2 (точка а). Наклон этой линии
зависит от плотности негазированной нефти и определяется
простым уравнением (трением за малостью пренебрегаем)
рх = РуЛ-крв, §
[(IX.51)
где рх — гидростатическое давление на глубине х, откладывае-
мой по оси ординат. Ордината точки а определяет глубину
установки первого клапана L\, так как при этом гидростати-
ческое давление жидкости в НКТ равно давлению газа в меж-
трубном пространстве. Пересечение горизонтали, проведенной
322
из точки а, с линией 1 даст давление в НКТ pTi на уровне
первого клапана после разгазирования и выброса жидкости
из НКТ на участке Li тем количеством газа, которое равно
расчетному для нормальной 'работы газлифта через башмак.
Первый клапан на глубине L\ должен быть рассчитан на про-
пуск именно такого количества газа. После достижения в НКТ
давления pTi вследствие нарушения равновесия уровень жид-
кости в межтрубном пространстве понизится до восстановле-
ния равенства давления в НКТ и межтрубном пространстве.
Этому состоянию равновесия соответствует точка б. Эта точка
находится проведением линии 5, параллельной линии 4, от
точки pTi на линии 1 до пересечения с линией 2, соответству-
ющей изменению давления газа в межтрубном пространстве.
Линия 5 является изменением гидростатического давления не-
газированной' жидкости в НКТ между первым и вторым кла-
панами. Точка б соответствует равенству давлений в НКТ и
межтрубном пространстве. Горизонтальная линия, проведенная
через точку б до пересечения с осью ординат, даст глубину
установки второго клапана £2, а ее пересечение с линией 1 —
давление рт2 в НКТ после выброса жидкости из НКТ на уча-
стке L2—L\. Далее из точки рг2 проводится линия 6, парал-
лельная линиям 5 и 4, до пересечения с линией 2. Получаем
точку в — глубину £3 установки третьего клапана. Указанный
порядок графических построений продолжается до тех пор,
пока глубина установки (i-J-l)-ro клапана L;+i не станет
больше длины НКТ L. Из рис. IX.13 видно, что для данного
случая необходимо установить пять пусковых клапанов на
глубинах Li; L2; L3; L4; Ls. Шестой клапан будет уже ниже
башмака труб, находящегося на глубине L.
Пересечение горизонтальных линий с температурной кри-
вой Т(х) определит рабочие температуры пусковых клапанов
на глубинах их установки. Эти температуры должны быть уч-
тены при регулировке пусковых клапанов на поверхности и
зарядке их сильфонных камер. Для уменьшения числа пуско-
вых клапанов применяется повышенное давление газа (рис.
IX. 13, линия 2). Как видно, линия имеет небольшой наклон,
учитывающий увеличение давления газа с глубиной за счет
собственного веса. Линия 2 для газа строится по известной
барометрической формуле
Р«?хТ0
p(x) = pKe₽°7'cp2cp,	(IX.52)
где р0 — плотность газа при стандартных условиях; g — уско-
рение силы тяжести; Тср, zcp— средние абсолютная темпера-
тура в скважине и коэффициент сжимаемости соответственно;
р1:— давление в межтрубном пространстве на устье скважины
(абсолютное); р(х)—давление на глубине х (абсолютное).
11*	323
Распределение давления газа р(х) можно рассчитать по упро-
щенной формуле через параметры на устье скважины, а именно
р(х) = Рк(1 +	Л	(IX.53)
\ Ро / ср2ср /
Так как (IX.53) —уравнение прямой, то достаточно вычис-
лить давления р, задавшись одним значением х. Полученную
точку нанести на график и соединить ее прямой с точкой, со-
ответствующей давлению на устье рк. Температурная линия 3
строится путем соединения прямой линией пластовой темпе-
ратуры Тп и температуры на устье Ту. После того как газ до-
стигнет башмака НКТ и начнется его поступление через
башмак, давление в межтрубном пространстве может быть сни-
жено до рабочего рр, которое определяется нормальным режи-
мом работы газлифтной скважины, характеризуемым расчет-
ной линией распределения давления в НКТ 1. При нормаль-
ной работе газлифта через башмак давления в НКТ и
межтрубном пространстве на уровне башмака практически рав-
ны (рис. IX. 13, точка г). Проводя линию 7, параллельную линии
2, до пересечения с горизонтальной линией на устье скважины,
получим рабочее давление на устье рр. Из принципов работы
пусковых клапанов следует, что первый клапан закрывается
при вступлении в работу второго, второй — при вступлении
в работу третьего и т. д. Процесс разгазирования столба жид-
кости на участке L\ газом, поступающим через первый клапан,
характеризуется перемещением точки pTi по горизонтальной
линии от точки а влево к линии 1, пока давление в НКТ не
снизится до рт1. К этому времени уровень жидкости обнажает
второй клапан, через который газ начинает поступать в НКТ
на глубине Л2. Верхний клапан должен закрыться. Следова-
тельно, закрывающий перепад первого клапана должен рав-
няться расстоянию между точками а и рт1 в соответствующем
масштабе. Аналогично, для второго клапана закрывающий пе-
репад будет равен расстоянию между точками б и р-,2 и т. д.
Все клапаны должны быть отрегулированы на эти закрыва-
ющие перепады созданием соответствующих натяжения пру-
жины или давления в сильфонных камерах при их зарядке
на поверхности в специальной испытательной установке, с уче-
том температуры на глубине их установки (Ti, Т? и т. д.).
До сих пор были изложены основные принципы размещения
пусковых клапанов, которые не учитывают гидравлических по-
терь в самих клапанах при прохождении через них газа. Эти
потери зависят от конструкции клапана, сечения проточных
каналов (отверстий штуцеров) и расхода газа. Для опреде-
ления потерь на испытательных стендах снимаются характе-
ристики пропускной способности клапанов в зависимости от
перепада давления до и после клапана, а также регулируются
их закрывающие и открывающие перепады. Кроме того, для
324
41
Рис. IX.14. Графический метод раз-
мещения пусковых клапанов с уче-
том поправок на открывающий и
закрывающий перепад давлений:
1 — Р (х) в НКТ — при нормальной ра-
боте газлифта; 2 — р (х) в межтруб-
ном пространстве (давление газа); 3 —
распределение гидростатического дав-
ления при переливе; 4 — распределение
гидростатического давления в НКТ
между 1 и 2 клапанами
инициирования прохождения газа через клапан необходимо
создавать начальный перепад давления примерно в 20 м
столба жидкости аналогичному тому, как это делается при
размещении пусковых отверстий. Изложенная методика рас-
чета размещения позволяет определить минимально необхо-
димое число клапанов при данном пусковом давлении рк. Если
увеличить рк (см. рис. IX. 13), что соответствует смещению ли-
нии 2 вправо, то число ступеней между линиями 1 и 2 умень-
шится, а следовательно, уменьшится число необходимых кла-
панов. Однако для уверенного пуска газлифта число клапанов
берется с некоторым запасом. Это означает, что закрытие, на-
пример, верхнего (первого) клапана происходит не при вы-
ходе на нормальный режим (точка pTi, рис. IX.13), а не-
сколько раньше, т. е. при давлении в НКТ, несколько
большем, чем рт1. Для уяснения этих деталей рассмо-
трим размещение первого клапана (рис. IX. 14). Точка pKi
определяет равенство давлений в НКТ и в межтрубном про-
странстве. Для создания инициирующего перепада клапан надо
установить на такой глубине, чтобы давление за ним p'Ki было
бы меньше рм. Этот начальный перепад будет определяться
расстоянием по горизонтали между точками б и р’к1. Если
задается перепад в 20 м столба жидкости, то необходимо эту
величину отложить в единицах давления на горизонтальной
линии а—б, начиная от точки б. Глубина установки первого
клапана с учетом упомянутой поправки будет уже не на L\,
как прежде, a L'v т. е. несколько меньшая.
Для гарантирования пуска расчетное давление в НКТ на
уровне первого клапана L\ несколько увеличивают. С этой
целью закрывающий перепад первого клапана Api = pKi—Рть
полученный ранее, уменьшают примерно на 10 % и отклады-
325
вают его в масштабе по горизонтальной линии а—б, начиная
с точки а, и получают точку р'т1 —давление в НКТ, при ко-
тором должен закрыться первый клапан, установленный на
глубине L\ . Положение второго клапана определяют проведе-
нием прямой 4, параллельной линии 3. Но в отличие от пре-
дыдущего эта новая линия 4 начинается в точке р'т1, а не
в точке рТ1, как раньше. Пересечение линии 4 с линией дав-
ления газа даст точку р'9, обеспечивающую начальный пе-
репад давления в 20 м столба жидкости на уровне второго
клапана, и определит глубину его установки L'. Аналогично
продолжается определение глубин установки и других клапа-
нов. Очевидно, что с учетом этих поправок число клапанов
увеличится, но увеличится и надежность системы. Учет этих
поправок вносит изменения и в закрывающие перепады. Для
первого клапана закрывающий перепад Ap3i будет равен рас-
стоянию от точки б до точки р'г Для второго клапана Ар3г—
расстояние от точки в до точкир^ и т. д.
Здесь не рассмотрен случай, когда при пуске газлифтной
скважины перелива не происходит и вся жидкость остается
в НКТ. В этом случае уровень в НКТ не доходит до устья
на некоторую величину, которую можно определить из фор-
мулы пускового давления (IX.20). Если на устье скважины
при ее пуске существует давление ру, то формула (IX.20) не-
сколько изменится. К давлению пуска прибавится противодав-
ление на устье ру, которое надо преодолеть. С учетом этого
формула для пускового давления (IX.20) примет вид
Рпус = hpg+ а -Мcos'P 4-Ру,	(IX.54)
х /ж /
где h — погружение башмака под статический уровень. Под-
ставляя вместо рпус давление в межтрубном пространстве р1;
и решая (IX.54) относительно h, получим возможное пониже-
ние уровня жидкости в межтрубном пространстве:
ft =------------------ (IX.55)
pgfl 4-а —^cosp
К /ж /
Таким образом, h есть понижение уровня, отсчитанное от
статического в межтрубпом пространстве, когда на него дей-
ствует давление газа рк, а в НКТ имеется противодавление ру.
Давление в межтрубном пространстве рк уравновешивается
столбом жидкости в НКТ высотой х и противодавлением на
устье ру. Из равенства этих давлений получим
Рк = xpg cos р + ру.	(I X .56)
326
Откуда
Рк — Ру 4
pg COS 0
(1Х.57)
Здесь величина х отсчитывается от уровня жидкости в меж-
трубном пространстве, оттесненного от статического на вели-
чину h. Тогда расстояние S этого уровня жидкости в НКТ от
устья будет равно
S = Sc -|-/i—х.
(IX.58)
Подставляя в (IX.58) значение h согласно (IX.55) и значение
х согласно (IX.57), получим
£___£ ________Рк — Ру_______Рз — Ру
Рг('1 + «А')СО8|)	«“»!>
\ /ж /
или после преобразований
S = SC
Рк — Ру
pg cos 0
(IX.59)
Таким образом, если S>0, т. е. уровень в НКТ ниже устья,
то построение линии 3 должно начинаться из точки с коорди-
натами р7 и S, а не из точки ру, 0, как это показано на рис.
IX.13 и IX.14. В остальном графические построения остаются
прежними.
§ 7.	ПРИНЦИПЫ РАСЧЕТА РЕЖИМА РАБОТЫ ГАЗЛИФТА
Определение параметров режима работы газлифтной сква-
жины основано на использовании кривых распределения дав-
ления при движении ГЖС в трубе. Важнейшими величинами,
подлежащими определению, являются удельный расход нагне-
таемого газа и давление нагнетания. Причем задача установ-
ления режима работы газлифта может быть поставлена по-
разному. Например, ограничений на рабочее давление газа не
накладывается; рабочее давление газа ограничено; рабочее
давление не ограничено, но ограничен удельный расход газа;
расход удельной энергии на подъем жидкости должен быть
минимальным и т. д.
Инженерный расчет газлифта, как и любого другого спо-
соба эксплуатации, возможен лишь в том случае, если урав-
нения притока жидкости и газа известны.
327 •
Рис. IX.I5. Графический метод опре-
деления глубин ввода газа в лифто-
вые трубы с помощью кривых рас-
пределения давления
быть известны или обоснованно
необходимые для расчета криво
Начиная от точки рс, по методу
Нри давлении на забоё
выше давления насыщения га-
зовый фактор постоянный, и
поэтому уравнение притока
газа не требуется. Однако
дренируемые пласты при
вскрытии нескольких про-
пластков общим фильтром
могут содержать чисто газо-
вые прослои, для которых за-
кон притока газа может су-
щественно отличаться от за-
кона притока жидкости. В та-
ких случаях для расчета
нужна индикаторная линия
для газа или уравнение его
притока.
При заданном дебите про-
ектируемой газлифтной сква-
жины по уравнению притока
или по индикаторной линии
можно определить забойное
давление рс, соответствующее
заданному дебиту Q. Должен
быть известен пластовый газо-
вый фактор Го при заданном
дебите. Кроме того, должны
приняты все остальные данные,
i распределения давления р(х).
снизу вверх, по шагам, исполь-
зуя ту или иную методику расчета, определяют давления на раз-
ных глубинах и по этим данным строят кривую распределения
р(х) (рис. IX.15, кривая 1).
Если рс>Рпас, то в методику расчета вносится соответству-
ющее изменение, и расчет кривой распределения давления для
ГЖС начинается не от точки рс, а от точки ртс, лежащей
выше.
Далее рассчитывается также по шагам вторая кривая рас-
пределения р(х), начиная от давления на устье, которое дол-
жно быть задано (рис. IX. 15, кривая 2) по методу сверху вниз.
Для построения второй кривой р(х) принимается заданный де-
бит Q и другие параметры, которые использовались при рас-
чете первой кривой р(х). Однако расчетный газовый фактор
Гр принимается с учетом удельного расхода нагнетаемого
с поверхности газа RH, т. е. ГР = Го + Ян-
Величиной Ян можно задаться, исходя из реальных возмож-
ностей или технологических соображений. Если в последую-
щем окажется, что принятый для расчета удельный расход
328
нагнетаемого газа 7?н дает не-
приемлемые результаты, то
задаются другими RB. Таким
образом, вторая кривая р(х)
рассчитывается по тому же де-
биту, что и первая, но для уве-
личенного газового фактора
rp = r0 + RB. Расчет и построе-
ние второй линии продолжа-
ются до тех пор, пока обе ли-
нии (1 й 2) не пересекутся
(рис. IX.15, точка а). Проек-
ция этой точки на ось орди-
нат определяет глубину ввода
газа в НКТ Lr, а на ось абс-
цисс дает рабочее давление
нагнетаемого газа у баш-
мака ре-
Зная закон изменения дав-
ления газового столба и пре-
небрегая потерями на трение
при движении газа по меж-
трубному пространству (рис.
IX. 15, кривая 3), которые
малы, можно определить ра-
бочее давление нагнетаемого
газа на устье рр. Например,
при использовании упрощенной
носительно давления на устье, получим
Рис. IX.16. Графический метод опре-
деления глубины ввода газа в лиф-
товые трубы при четырех значениях
удельного расхода нагнетаемого газа
формулы (IX.53), решая ее от-
р„=-------------------- (IX.60)
I +	LT
PqT ср2ср
В данном случае рр и р& — абсолютные давления.
Увеличение удельного расхода газа Гр приводит к умень-
шению средней плотности ГЖС и градиента давления в тру-
бах; это равносильно перемещению точки а (см. рис. IX.15)
влево и вверх по линии 1 и, наоборот, уменьшение Гр увеличи-
вает плотность и давление внизу подъемника и передвигает
точку а вправо и вниз по линии 1. Из рис. IX.15 можно также
видеть, что уменьшение Гр приводит к увеличению глубины
ввода газа в НКТ, т. е. величины LT, и увеличению рабочего
давления. Увеличение Гр, наоборот, уменьшает рабочее давле-
ние и глубину места ввода газа в НКТ. Определенное по гра-
фику рабочее давление рб и принятый удельный расход нагне-
таемого газа RB случайны и не всегда могут соответствовать
технологическим возможностям эксплуатации. Для более обос-
нованного выбора режимных параметров работы газлифтной
???
скважины при заданном дебите Q необходимо получить резуль-
тат для нескольких Ra. С этой целью вычисляются и строятся
несколько кривых распределения давления р(х) для несколь-
ких разумно выбранных значений RH, а следовательно, и Гр,
но для одного заданного дебита Q (рис. IX.16).
Для получения более надежных результатов и их анализа
необходимо принять не менее четырех значений RH и построить
столько же кривых р(х). Все кривые р(х) рассчитываются по
методу сверху вниз для заданного дебита Q и строятся из од-
ной общей точки ру. От точки рс, как и прежде, строится
линия распределения давления р(х) для пластового газового
фактора Го и заданного дебита Q (рис. IX.16, кривая 5). Пе-
ресечения кривых р(х), построенных из точки ру, с нижней
кривой р(х) (точки 1, 2, 3, 4) дадут глубины ввода газа
в НКТ Lri, ТГ2, Агз, Тг4 и соответствующие им рабочие давле-
ния у башмака рбь Рб2, Рбз, Рб4-
В дополнение к этим данным будем иметь четыре значе-
ния для удельного расхода нагнетаемого газа: Rm для кривой/;
/?п2 для кривой 2; /?|г3 для кривой 3 и Rm для кривой 4. По-
скольку с уменьшением расхода газа градиент давления растет
и, следовательно, наклон линии р(х) увеличивается, то можно
сделать вывод о следующем соотношении:
/? н! Rh2 > R нз > Ки4 •
В результате таких расчетов получится совокупность дан-
ных, состоящая из нескольких значений 7?п и соответствующих
им значений Гг и рд. Эти данные могут быть дополнены но-
выми важными данными об удельной энергии, расходуемой
на подъем единицы массы или объема жидкости при различ-
ных режимах работы газлифта. Поскольку подъем происходит
частично за счет пластовой энергии, обусловленной давлением
на забое и пластовым газовым фактором, а частично за счет
энергии, вводимой в скважину с поверхности и определяемой
давлением нагнетаемого газа и удельным расходом нагнетае-
мого газа, то при оценке удельной энергии, затрачиваемой на
подъем жидкости, представляет интерес только та энергия,
которая затрачивается на поверхности в виде работы компрес-
сорной станции при сжатии газа до определенного давления.
Пластовая энергия хотя и расходуется на подъем жидкости,
но в данном случае не должна учитываться. Газ в скважину
нагнетается при рабочем давлении на поверхности. Поэтому
указанная выше совокупность данных должна быть дополнена
сведениями о рабочих давлениях на устье скважины ppi, рр2,
ррз, Рр4, соответствующих четырем значениям R„. Величины рр
вычисляются, как и в предыдущем случае (см. рис. IX.15),
по формуле (IX.60).
Знание рабочих давлений на устье скважины позволит оп-
ределить удельную энергию на подъем жидкости для сравнп-
ззо
Рис. IX. 17. Зависимости рабочего
давления рр (/), глубины вводов
газа (2) и удельной энергии W
(3) от удельного расхода нагне-
таемого газа RB для заданного
дебита жидкости Q
тельной оценки возможных режимов скважины с энергетиче-
ской точки зрения, если предположить изотермическое расши-
рение газа в НКТ, а энергию газа, выделяющегося дополни-
тельно из жидкости, не учитывать, так как она относится к ес-
тественной пластовой энергии. В таком случае удельную энер-
гию, отнесенную к 1 м3 жидкости, можно определить по фор-
муле для изотермического процесса
U7 = Vpoln^l-.	(IX.61)
Применяя эту формулу для нашего случая и учитывая при
этом, что газ расширяется при некоторой средней абсолютной
температуре в НКТ Тср, что газ реальный, т. е. его сжатие или
расширение характеризуется поправочным коэффициентом 2ср,
а также что на подъем 1 м3 жидкости расходуется RH м3 газа
при стандартных условиях р0 и То, можно формулу (IX.61)
переписать следующим образом:
W = _Rep02cpTcp 1п рр	(IX .62)
Та Ру	'	’
В этой формуле zCp определяется для среднего давления в сква-
жине рср = Рр +Ру. и средней температуры Тср. Заметим, что
в формуле (IX.62) давления должны быть взяты в абсолют-
ных единицах. Определяя удельную энергию по формуле
(IX.62) для рассматриваемых четырех режимов, получим че-
тыре значения удельной энергии.
В результате получим следующую совокупность данных:
удельный расход нагнетаемого газа RHi, Rhz, Rh3, Rm',
рабочее давление рр1, рр2, рр3, рр4;
глубина ввода газа Lri, £Г2, £гз,
удельная энергия	W3, W4;
рабочее давление у башмака рбь Рб2, Рбз, Рб4-
По этим данным можно построить различные графические
зависимости, которые позволят выбрать режим работы газ-
лифта, отвечающий техническим возможностям промысла. Если
учитывать главные режимные параметры — расход газа и его
давление, то достаточно построить график [рР=/(^?н)] (рис.
IX.17). Через нанесенные на график четыре точки проводим
331
Плавную кривую 1, которая позволит выбрать любой проме-
жуточный режим, лежащий между расчетными точками. Гра-
фик должен быть дополнен кривой зависимости LI.=f(Ru)
(рис. IX.17, кривая 2). Если при выборе режима работы газ-
лифта должны быть приняты во внимание энергетические ус-
ловия, то на тот же график необходимо нанести кривую 1Г =
= f(Ru). Этот график может иметь минимум (рис. IX.17, кри-
вая 3). Построение таких графиков позволяет выбрать лю-
бой промежуточный режим, отличающийся от расчетных, и ус-
тановить параметры оптимального режима работы газлифта,
отвечающего минимальной удельной энергии. Как видно из
рис. IX. 17, минимуму W соответствуют оптимальные рабочее
давление ррОп, расход газа /?ВОп и глубина спуска башмака или
установки рабочего клапана Lroa.
§ 8.	ОБОРУДОВАНИЕ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН
Арматура, устанавливаемая на устье газлифтных скважин,
аналогичная фонтанной арматуре и имеет то же назначение —
герметизацию устья, подвеску подъемных труб и возможность
осуществления различных операций по переключению направ-
ления закачивания газа, операций по промывке скважины и пр.
На газлифтных скважинах часто используется фонтанная
арматура, остающаяся после фонтанного периода эксплуатации,
но обычно применяется специальная упрощенная и более лег-
кая арматура, поскольку возможные неполадки в ней не угро-
жают открытым фонтаном. Часто арматуру приспосабливают
для нагнетания газа либо только в межтрубное пространство,
либо в центральные трубы. Когда эксплуатация газлифтных
скважин сопровождается интенсивным отложением парафина,
арматура устья дополнительно оборудуется лубрикатором, че-
рез который в НКТ вводится скребок, спускаемый на проволоке
для механического удаления парафина с внутренних стенок
труб. Для борьбы с отложением парафина применяются и дру-
гие методы, как, например, остеклованные или эмалированные
трубы, на гладкой поверхности которых парафин не удержи-
вается и уносится потоком жидкости. На устье газлифтных
скважин устанавливается регулирующая аппаратура — обычно
клапан-регулятор давления с мембранным исполнительным ме-
ханизмом, регулирующим давление после себя, для поддержа-
ния постоянного давления нагнетаемого в скважину газа, так
как в магистральных линиях часто наблюдаются колебания
давления, нарушающие нормальную работу скважин, а иногда
вызывающие и их остановку. В системах централизованного
газоснабжения регуляторы давления, различные расходомеры,
а также запорная арматура устанавливаются на газораспреде-
лительных пунктах (ГРП). При такой централизации контроля
и управления за работой газлифтных скважин улучшается на-
дежность и качество их обслуживания.
332
Важнейшим достижением в области газлифтной эксплуата-
ции было создание и освоение так называемой техники и тех-
нологии спуска и извлечения газлифтных клапанов через НКТ,
устанавливаемых в специальных эксцентричных камерах, раз-
мещенных на колонне насосно-компрессорных труб на расчет-
ных глубинах. Это исключило необходимость извлечения ко-
лонны труб для замены пусковых или рабочих клапанов при
их отказе или поломке.
В расчетных местах на колонне труб устанавливаются спе-
циальные эксцентричные камеры с карманом для ввода в него
газлифтного клапана. В посадочном кармане спускаемый в него
клапан уплотняется с помощью верхних и нижних колец из
нефтестойкой резины и стопорной пружинной защелки. На
внешней стороне эксцентричной камеры в месте расположения
клапана между его уплотнительными кольцами делаются сквоз-
ные отверстия. Через эти отверстия газ из межтрубного про-
странства проходит в посадочный карман, а затем через
боковые отверстия в самом клапане и его седло — в насосно-
компрессорные трубы. Эксцентричная камера делается таким
образом, что проходное сечение колонны труб и их соосность
полностью сохраняются. В верхней части эксцентричной камеры
(рис. IX. 18) устанавливается специальная направляющая
втулка, ориентирующая инструмент, на котором спускается
клапан так, чтобы он при отклонении точно попадал в посадоч-
ный карман. На нижнем конце сборки посадочного инструмента
имеется захватное пружинное устройство, которое освобождает
головку клапана после его посадки в карман. Посадочный ин-
струмент, имеющий шарнирные соединения, после того как он
будет правильно ориентирован направляющей втулкой, пере-
ламывается в этих шарнирных соединениях с помощью пру-
жинных устройств с тем, чтобы продольная ось спускаемого
клапана совпала с продольной осью посадочной камеры. По-
садочный инструмент спускается в НКТ на стальной проволоке
диаметром от 1,8 до 2,4 мм через устье скважины.
Клапаны извлекаются также с помощью канатной техники.
Для этого в скважину спускается экстрактор, который, попа-
дая в эксцентричную камеру, после последующего небольшого
подъема ориентируется там направляющей втулкой в плоскости
посадочной камеры клапана. После ориентации экстрактора его
звенья под действием пружин переламываются в сочленениях
так, что становятся в положение перед ловильной головкой
клапана. Захватное пружинное приспособление на конце экст-
рактора при посадке на ловильную головку клапана захваты-
вает ее и при подъеме вырывает сам клапан из посадочной
камеры.
Для замены газлифтных клапанов в эксцентричных камерах
или установки вместо газлифтных клапанов просто заглушек,
не прибегая при этом к глушению или остановке скважины, на
333
Рис. IX.18. Последова-
тельность операций при
извлечении газлифтного
клапана из кармана экс-
центричной камеры с по-
мощью канатной техники
устье скважины устанавливается
специальное оборудование устья
газлифта ОУГ-80Х350 с проход-
ным диаметром 80 мм и рассчитан-
ное на давление 35 МПа, пред-
ставляющее собой лубрикатор осо-
бой конструкции (рис. IX.19). На
фланец верхней крестовины 1 газ-
лифтной арматуры или на фланец
буферной задвижки устанавлива-
ется малогабаритный перекрываю-
щий механизм — превентор 2 с руч-
ным приводом, имеющий эластич-
ные (резиновые) уплотняющие эле-
менты, с помощью которых можно
перекрыть скважину даже в том
случае, когда в ней остается про-
волока. На превентор с помощью
быстросъемных соединений кре-
пятся секции лубрикатора 3, на
верхнем конце которого имеется
сальник 4 для пропуска проволоки
5 или тонкого каната и ролик 6.
Внизу арматуры укрепляется на-
тяжной шкив 7, через который ка-
натик направляется на барабан ле-
бедки с механическим приводом.
Параллельно лубрикатору крепит-
ся небольшая съемная мачта 8
с полиспастом 9 для облегчения
поднятия и сборки лубрикатора и
ввода в него необходимого инстру-
мента или извлечения поднятых
клапанов. Натяжной шкив связан
механически с датчиком 10, преоб-
разующим силу натяжения кана-
тика в электрические сигналы, пе-
редаваемые по кабелю 11 на инди-
каторное устройство. Датчик пока-
зывает натяжение канатика и дает
информацию о захвате и извлече-
нии газлифтного клапана из поса-
дочной камеры. Вообще при ис-
пользовании канатной техники по
Рис. IX.19. Устьевой лубрикатор для спуска и подъема газлифтных клапанов
с помощью канатной техники
335
натяжению канатика можно судить о проводимых операциях
на глубине. В связи с этим точности определения натяжения
канатика, предотвращению его обрыва придается особое зна-
чение при использовании канатной техники. В качестве при-
вода для барабана лебедки используется гидравлический дви-
гатель для более точного и плавного осуществления этих опе-
раций.
Газлифтные клапаны устанавливаются и извлекаются с по-
мощью гидравлической лебедки, смонтированной в кузове мик-
роавтобуса, либо на специальной раме, переносимой вертолетом
при использовании на заболоченных территориях. Такой агрегат
(ДГТА-4) разработан проектной организацией Азинмаша. Аг-
регат смонтирован на шасси автомобиля УАЗ-452 и состоит
из масляного насоса с приводом от двигателя автомобиля, двух-
скоростной лебедки с приводом от гидродвигателя, системы гид-
рооборудования, включающей клапанные и золотниковые уст-
ройства, а также гидросистему управления лебедкой. Перед
оператором в кабине установлены индикатор натяжения про-
волоки и указатель глубины.
Гидродвигатель лебедки может работать как насос в режиме
торможения и может быть полностью остановлен перекрытием
соответствующих клапанов. Агрегат применяется для работ по
установке и извлечению газлифтных клапанов в скважинах глу-
биной до 4600 м при диаметре проволоки до 2,5 мм, а также
цля спуска измерительных приборов при исследовании скважин
глубиной до 7000 м с проволокой 1,8 мм. Скорость подъема
инструмента регулируется от 0,2 до 16 м/с. Номинальная мощ-
ность гидродвигателя лебедки ~ 27,2 кВт. Гидронасос масля-
ный шестеренчатого типа развивает давление до 13 МПа при
подаче 0,0025 м3/с (150 л/мин). Разработан также вариант аг-
регата для Западной Сибири на базе гусеничного транспортера
ГАЗ-71.
§9 С	ИСТЕМЫ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ И ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ
Технически правильно организованная система газлифтной
эксплуатации обязательно должна предусматривать использо-
вание отработанного в газлифтных скважинах газа низкого
давления или так называемый замкнутый технологический цикл.
Сущность его состоит в сборе отработанного газа и подаче его
вновь на прием компрессоров, снабжающих газлифтные сква-
жины газом высокого давления. Источником газа высокого дав-
ления могут быть как компрессорные станции, так и скважины
чисто газовых месторождений. Отработанный газ после интен-
сивного перемешивания с нефтью в подъемных трубах насы-
щается тяжелыми газообразными углеводородами и для по-
вторного использования требует предварительной подготовки.
Природный газ газовых месторождений так же нуждается
336
в предварительной подготовке — в удалении из газа конденсата
и влаги, присутствие которых приводит к образованию в маги-
стралях и в контрольно-измерительной арматуре кристаллогид-
ратов, нарушающих нормальную эксплуатацию системы газо-
снабжения. Подготовка газа — отделение конденсата и осуш-
ка — может производиться различными способами и составляет
особую проблему, начиная от сооружения специальных газо-
перерабатывающих заводов с установками для низкотемпера-
турной сепарации, абсорбционных установок для отделения тя-
желых бензиновых фракций, осушки газа от влаги при его
прокачке через «молекулярные сита» (твердые адсорбенты —
молекулярные сита), очистки от сероводорода, механических
примесей и др. до простого подогрева газа в беспламенных
газовых печах перед подачей его в скважины. При использо-
вании природного газа важно не допустить снижения давления
ниже необходимого уровня в процессе предварительной подго-
товки газа. В наиболее простом виде подготовка осуществля-
ется на специальных установках и состоит в следующем.
1.	Дозированный ввод в поток газа на устье газовых сква-
жин ингибиторов для предотвращения гидратообразования. Та-
кими ингибиторами могут быть растворы хлористого кальция
(СаСЬ), гликоли, метанол и др.
2.	Охлаждение газа с одновременным частичным пониже-
нием давления с последующим пропусканием его через сепа-
раторы для отделения сконденсировавшейся капельной жидкой
фазы.
3.	Дросселирование газа через последовательную систему
штуцеров для снижения давления газа до нужных пределов.
4.	Подогрев газа в газовых пламенных или беспламенных
печах до температуры 60—90 °C.
5.	Пропуск газа через сосуды высокого давления — филь-
тры-пылеуловители для отделения механических примесей, вы-
зывающих эрозию газлифтных клапанов, контрольно-измери-
тельной и регулирующей аппаратуры и ряд других осложнений
в работе всего газлифтного хозяйства. Для стабилизации дав-
ления в промысловой газораспределительной сети перед уста-
новкой по подготовке газа предусматривают регулятор давле-
ния «после себя». При движении по промысловым распреде-
лительным сетям газ охлаждается и газоконденсат, который
улавливается в сепараторах и автоматически отводится при его
накоплении по конденсатопроводам в нефтяную групповую
установку.
Опыт внедрения газлифта показал, что наиболее простым
способом предотвращения осложнений в работе системы газо-
распределения, связанных с гидратообразованием, является по-
догрев газа. С этой целью разработаны передвижные подогре-
ватели газа (ППГ-1), состоящие из двух секций трубчатого
змеевика. В первой секции змеевик нагревается за счет тепло-
33?
излучения от раскаленных панелей беспламенных газовых го-
релок. Во второй секции — за счет конвективного подогрева
отходящими газами. Змеевики, нагревательные элементы,
а также вся автоматика подогревателя крепятся на сварной
металлической конструкции, снабженной салазками для транс-
портировки. Нагревательные элементы питаются горячим газом
низкого давления. Отклонение температуры уходящего газа от
заданной воспринимается регулятором температуры, воздейст-
вующим на клапан топливного газа. При увеличении темпера-
туры давление топливного газа понижается и наоборот. Уста-
новка снабжена необходимой автоматикой, запальным устрой-
ством и работает на автоматическом режиме.
Производительность, м3/сут ............................ 15-104
Нагрев газа, °C ....................................... до 95
Расход топлива при давлении 50—70 кПа, м3/ч ........... 20—30
Температура уходящего газа, °C ........................ 215—230
Максимальное давление подогреваемого газа, МПа ....	20
Гидравлические	потери давления газа в змеевике, МПа .	0,1—0,15
К. п. д.................................................... 0,75—0,83
Габаритные	размеры,	м................................. 4,3X2,5X2,7
Масса, т...................................................... 7,5
Подогреватели ППГ-1 и его модернизированная модель
ППГ1-64 нашли широкое применение на отечественных промыс-
лах с развитой газлифтной эксплуатацией. Подогреватели уста-
навливаются непосредственно у газовых скважин, иногда вдоль
самого газопровода или перед газораспределительным пунктом
(ГРП).
В ГРП сосредоточено все управление и контроль за работой
группы ближайших газлифтных скважин. Обычно к ГРП под-
водятся две линии — линия высокого давления для пуска сква-
жин и линия нормального давления для работы газлифтных
скважин.
Регулировка рабочего давления и измерение расхода газа
по каждой газлифтной скважине осуществляются на ГРП, в ко-
торых устанавливаются одна или несколько блочных газорас-
пределительных батарей (ГРБ-14). ГРБ-14 рассчитана на под-
ключение 14 скважин, изготавливается в заводских условиях
и доставляется на ГРП в собранном виде (рис. IX.20).
Батарея смонтирована на раме, имеет габариты 8x2 м,
и массу 5 т. Суточный расход на одну скважину 5—
12 тыс. м3. На каждой линии установлен игольчатый регулиро-
вочный вентиль и измерительная шайба. Дифференциальное
давление до и после шайбы по тонким трубкам подается на
регистрирующий самопишущий прибор с часовым механизмом
для круглосуточной записи абсолютного давления и расхода
на круглом бумажном бланке, отградуированном в процентах
от максимального паспортного значения этих величин. В ряде
случаев на линиях к скважинам устанавливается регулировоч-
338
Рис. IX.20. Блочная газораспределительная батарея для газлифтной экс-
плуатации:
/ — шкаф КИП; 2 — трубопроводная обвязка; 3 — рама; 4, 5 — дифманометры; б — раз-
делительный сосуд; 7 — запорная арматура; 8, 10 — диафрагма; 9 — регулирующая ар-
матура
ный клапан с мембранным исполнительным механизмом
(МИМ), связанным с расходомером особой конструкции и по-
зволяющим автоматически поддерживать заданный режим ра-
боты газлифтной скважины без ручной регулировки игольча-
тым вентилем. Трубопроводная обвязка и соответствующая
запорная арматура позволяют осуществлять питание каждой
скважины либо от пусковой, либо от рабочей линий. Выкидные
линии скважин оборудуются обратными клапанами.
В помещениях, где размещаются ГРБ, устанавливаются
взрывобезопасное освещение и вентиляционные устройства.
Кроме того, в нагнетаемый в газлифтные скважины газ ча-
сто вводят различные ингибиторы или ПАВы для борьбы с об-
разованием стойких эмульсий и лучшего диспергирования газо-
жидкостных смесей, которое снижает потери давления на от-
носительное скольжение газа и повышает к. п. д. подъема.
Обработка эмульсий ПАВами уменьшает их эффективную
339
вязкость, что также приводит к повышению к. п. д. и снижений
удельных расходов нагнетаемого газа. Вводить ингибиторы и
ПАВы удобнее всего на ГРП, на которых для этих целей
кроме ГРБ устанавливают специальные дозировочные насосы
с регулируемой и очень малой подачей. При ГРП сооружают
легкое помещение для хранения затаренных ПАВов и для при-
готовления их растворов в специальных емкостях. Из емкости
дозировочные насосы раствор ПАВа подают индивидуально
в газовую линию каждой скважины пропорционально расходу
газа или подаче скважин. В чисто нефтяные скважины рас-
творы ПАВа не подаются.
§ 10.	ПЕРИОДИЧЕСКИЙ ГАЗЛИФТ
Обычно разработка нефтяного месторождения сопровожда-
ется снижением пластового давления. Для эффективной работы
газлифта необходимо иметь относительное погружение
е = 0,5—0,6. При падении пластового давления приходится опу-
скать башмак насосно-компрессорных труб до самого забоя
скважины. Относительное погружение при этом уменьшается,
что влечет за собой необходимость увеличения удельных рас-
ходов нагнетаемого газа. В конце концов эксплуатация сква-
жин газлифтом из-за больших становится невыгодной и воз-
никает вопрос либо о переводе такой скважины на насосный
способ эксплуатации, либо на периодический газлифт. Перевод
на насосную эксплуатацию не всегда возможен из-за большого
пластового газового фактора в условиях приема насоса, даже
если его приходится устанавливать на забое, либо из-за обиль-
ного поступления песка. Такие скважины целесообразно пере-
вести на периодический газлифт, при котором нагнетаемый
в скважину газ подается периодически. Цикл работы периоди-
ческого газлифта можно разделить на период накопления
жидкости в скважине без закачки газа; период закачки сжатого
газа в скважину; период расширения закачанного газа и вы-
броса накопившейся в скважине жидкости.
Вследствие цикличности работы скважины давление на за-
бой периодически изменяется от минимального в начале пе-
риода накопления Тн до максимального к концу этого периода,
т. е. перед началом периода выброса жидкости Тв. Уровень
жидкости в скважине также изменяется от своего наинизшего
положения перед началом периода накопления до наивыс-
шего — к концу этого периода. Периодический газлифт назы-
вают еще лифтом замещения, так как накопившаяся жидкость
замещается газом и выталкивается по насосно-компрессорным
трубам в виде жидкостной пробки, которая в процессе своего
подъема частично, а иногда и полностью смешивается с газом,
образуя газожидкостную смесь. Дебит скважины при периоди-
ческой эксплуатации всегда меньше, чем при непрерывной, при
340
йрочих равных условиях, так как ср® пей тетр алый я Д eipeC -
сия на пласт вследствие периодических колебаний динамиче-
ского уровня всегда меньше постоянной депрессии при непре-
рывной эксплуатации. Чем больше разница между средне-
интегральными депрессиями при периодической и непрерывной
эксплуатациях, тем больше будет потеря добычи нефти при
переходе на лифт замещения. Эта разница зависит от частоты
циклов. Чем короче периоды, т. е. чем чаще циклы, тем меньше
амплитуда колебаний динамического уровня жидкости в сква-
жине и тем ближе его среднеинтегральное значение к уровню,
устанавливающемуся при непрерывной работе скважины. Та-
ким образом, переход на периодическую эксплуатацию неиз-
бежно связан с частичной потерей в дебите скважины. Эти по-
тери зависят от частоты циклов, которую можно изменять.
Поэтому переход на периодический газлифт оправдан, если
экономия от уменьшения удельного расхода газа, энергии и
других затрат, связанных с таким переходом, превышает стои-
мость потерянной нефти. Необходимо заметить, что при опре-
деленной комбинации условий эксплуатировать скважину не-
прерывным газлифтом вообще становится невозможно из-за
низких уровней жидкости, слабых притоков, наличия песка и
большого удельного расхода газа. Существует несколько раз-
новидностей периодического газлифта:
1.	Обычный газлифт с отсекателем на поверхности, дейст-
вующим периодически.
2.	Установка с концевым рабочим клапаном дифференци-
ального действия и пакером, перекрывающим межтрубное про-
странство.
3.	Установка с камерой замещения и двухрядным лифтом.
4.	Установки с камерой замещения, однорядным лифтом и
пакером.
5.	Установки с плунжером.
Этим перечнем не исчерпывается все разнообразие перио-
дического и плунжерного газлифта. Однако подавляющая часть
перечисленных разновидностей периодического газлифта нахо-
дит весьма ограниченное практическое применение и поэтому
описывается кратко.
Следует отметить, что достоинства той или иной схемы пе-
риодического газлифта, кроме ее дешевизны, простоты и на-
дежности, расцениваются по удельному расходу газа, а также
по тому, воздействует или нет на пласт циклическое нагнетание
газа в скважину, так как при таком воздействии сокращается
приток и разрушается призабойная часть пласта.
Газлифт с отсекателем — это обычная газлифтная скважина,
которая работает периодически на режиме повторных пусков,
причем циклы задаются клапаном-прерывателем, устанавли-
ваемым на подводящей газовой линии у устья скважины.
Программное устройство, имеющее часовой механизм, задает
341
Рис. IX.21. Схема перио-
дического газлифта с ра-
бочим клапаном-отсека-
периоды, когда клапан открывает доступ
газа в скважину для ее продувки и вы-
броса жидкости и когда клапан нахо-
дится в закрытом состоянии для накоп-
ления жидкости на забое. Такая сис-
тема периодического газлифта имеет су-
щественные недостатки.
1. При каждой подаче газа в меж-
трубное пространство давление этого га-
за передается на забой, в результате
чего не только приостанавливается при-
ток, но часть жидкости может погло-
щаться пластом благодаря возникнове-
нию давления больше пластового.
2. После каждого выброса происхо-
дит полная разрядка, т. е. выпуск газа
из труб и из межтрубного пространства
телем и пакером	до давления на устье, что существенно
увеличивает удельный расход газа.
Установка с рабочим клапаном дифференциального действия
и пакером (рис. IX.21) устраняет оба существенных недостатка
обычного периодического газлифта, так как газ отсекается по-
сле выброса всей жидкости клапаном 1 у самого башмака НКТ,
благодаря чему объем газа в межтрубном пространстве -после
окончания продувки сохраняется. Пакер 2 и обратный клапан 3
на башмаке НКТ изолируют пласт от давления газа со стороны
НКТ в периоды продувки скважины, но одновременно и при-
останавливают приток жидкости из пласта, так как на забое
нет камеры или пространства, где эта жидкость могла бы на-
капливаться. Клапан 1 (см. рис. IX.21) нормально закрыт. Дав-
ление газа в межтрубном пространстве благодаря пакеру 2 и
обратному клапану 3 не воздействует на пласт и не препят-
ствует притоку жидкости, которая накапливается в НКТ. Силь-
фон клапана-отсекателя 1, чувствительный к давлению столба
жидкости в НКТ, после достижения ею определенной высоты h
сжимается и открывает доступ газа в НКТ. Клапан 3 предот-
вратит действие давления газа на пласт. После выброса жидко-
сти давление рт на уровне клапана в НКТ уменьшается прак-
тически до давления ру на устье. При этом перепаде давления
клапан-отсекатель закроется, предотвратит «выпуск» газа из
межтрубного пространства и будет оставаться закрытым до тех
пор, пока в НК.Т снова не накопится столб жидкости высотой h,
при котором клапан вновь откроется. Недостатком схемы яв-
ляется периодическое прекращение притока жидкости из пласта
в скважину в периоды подъема и выброса столба жидкости.
Установка с камерой замещения и двухрядным подъемником
показана на рис. IX.22. На конце внешнего первого ряда труб 3
спускается камера замещения 1 для накопления в ней жидко-
342
Рис. IX.22. Двухрядный периодиче-
ский газлифт с камерой замещения
Рис. IX.23. Однорядный периодиче-
ский газлифт с камерой замещения
и пакером
сти. Обратный клапан 2 предохраняет пласт от воздействия
сжатого газа в периоды продавки скважины. Приток жидкости
при этом не приостанавливается, так как вся притекающая
жидкость накапливается не только в камере замещения, но и
в межтрубном пространстве 6. Автомат-отсекатель 5, установ-
ленный на подводящей газовой линии и снабженный программ-
ным устройством, в определенные моменты времени открывает
доступ газа в пространство между первым и вторым рядами
труб. Жидкость из камеры 1 выдавливается во второй внутрен-
ний ряд труб 4. После выброса жидкости и падения давления
нагнетаемого газа автомат-отсекатель перекрывает доступ газа
на период накопления жидкости.
Преимуществом этой схемы является непрерывный приток
жидкости из пласта в скважину и уменьшение потерь газа при
разрядке за счет малого объема межтрубного пространства
между рядами труб по сравнению с объемом обсадной колонны.
К недостаткам следует отнести наличие двух рядов труб
и специального автомата-отсекателя на газовой линии.
Установка с камерой замещения и однорядным подъемником
показана на рис. IX.23. По межтрубному пространству, пере-
крытому в нижней части пакером 1, непрерывно подается сжатый
газ. Пакер 1, накопительная камера 2 с обратным клапа-
ном 3 и вспомогательной трубкой 4 в нижней части спуска-
ются в скважину на одной колонне НКТ 5. Над пакером устана-
вливается клапан-отсекатель 6. По мере накопления жидкости
в камере 2, межтрубном пространстве обсадной колонны,
а также в НКТ растет давление, действующее на клапан 6 со
стороны труб. При достижении определенного давления, на
343
которое отрегулирован клапан, последний открывается и впу-
скает газ в накопительную камеру из межтрубного простран-
ства. Обратный клапан 3 закрывается. Происходит выброс
жидкости и общее падение давления в системе. Перепад дав-
ления в отсекающем клапане достигает максимума, так как
давление газа в межтрубном пространстве остается постоянным
и равным давлению нагнетания. В этот момент клапан закры-
вается, предотвращая дальнейшее расходование газа из меж-
трубного пространства. После выброса и падения давления
в НКТ обратный клапан 3 открывается. Жидкость, накопив-
шаяся под пакером, перетекает и заполняет камеру замеще-
ния 2 и объем НКТ над клапаном 6. При достижении опреде-
ленного давления на клапан 6 со стороны НКТ он снова от-
крывается и цикл повторяется. Такая схема периодического
газлифта экономична, так как имеет один ряд труб и обеспе-
чивает минимально возможный при данных условиях удельный
расход газа. Однако регулировка продолжительности циклов,
связанная с изменением регулировки клапана-отсекателя, за-
труднительна, ибо связана с необходимостью извлечения его
на поверхность вместе со всем оборудованием.
В связи с этим в последнее время созданы конструкции пе-
риодического газлифта, в которых рабочие клапаны-отсекатели
устанавливаются в эксцентричных камерах и извлекаются с по-
мощью канатной техники, как это описано ранее. В подобных
схемах периодического газлифта возможно использование ра-
бочих клапанов-отсекателей, управляемых с поверхности изме-
нением в определенных пределах давления в межтрубном
пространстве клапаном-регулятором давления на питающей га-
зовой линии. При повышении давления в межтрубном простран-
стве до определенного предела рабочий клапан-отсекатель от-
крывается, происходит впуск газа в камеру замещения и НКТ.
После выброса жидкости давление в межтрубном пространстве
несколько понижается и клапан-отсекатель закрывается для
очередного накопления жидкости. Такая система удобна для
регулирования периодичности работы газлифта на поверхности
и выбора таких периодов накопления жидкости и ее выброса,
при которых средний дебит достигает максимума, а удельный
расход газа — минимума.
Типичной установкой периодического газлифта с плунжером
является так называемый плунжерный лифт. При вытеснении
газом столба жидкости, накопившейся в камере замещения, по
НКТ в установках периодического газлифта происходит непол-
ное вытеснение жидкости на поверхность. Часть жидкости сте-
кает по стенкам труб вниз. Количество стекающей вниз жидко-
сти, очевидно, зависит от высоты подъема, диаметра труб и
вязкости жидкости. Чем больше высота подъема и диаметр
труб и чем меньше вязкость жидкости и скорость подъема, тем
больше жидкости стечет вниз по внутренним стенкам колонны
344
труб назад в камеру замещения. При некоторой комбинаций
условий вся поднимаемая жидкость в процессе такого подъема
заместится газом и стечет назад по стенкам труб. Это привело
к мысли установить подвижную перегородку на границе раз-
дела жидкости и газа. В качестве такой подвижной перего-
родки используют поршень-плунжер в виде свободно двигаю-
щейся в НКТ короткой трубы длиной 0,5—0,6 м. На внешней
поверхности поршня делаются кольцевые канавки для увели-
чения гидравлического сопротивления в зазоре между плун-
жером и трубой, служащие лабиринтным уплотнением. Зазор
между поршнем и внутренним диаметром НКТ составляет
1,5—2 мм. В нижней части поршня имеется клапан со штоком.
При нажатии на шток клапан закрывается и может оставаться
в закрытом состоянии, если давление, действующее на него
снизу, больше давления, действующего сверху. При выравни-
вании давлений клапан падает под действием собственной тя-
жести и устанавливается в специальном посадочном седле, от-
крывая боковые окна для свободного прохода газа через пор-
шень. В таком состоянии (с открытым клапаном) поршень
падает вниз по НКТ, достигает уровня жидкости, погружается
в нее и доходит до упора на башмаке НКТ. Шток клапана,
ударясь об упор, закрывает клапан, а газ, накапливающийся
под плунжером, начинает толкать его вверх вместе со столбом
жидкости, находящимся над поршнем. Происходит подъем оче-
редной порции жидкости и ее перелив в отводную нефтесбор-
ную линию. После слива жидкости давления над и под плун-
жером выравниваются, клапан открывается и утапливается
в 'свое седло, оставляя каналы открытыми для свободного про-
хода газа. В таком состоянии плунжер беспрепятственно падает
по НКТ вниз до упора на башмаке, при ударе о который он
снова закрывается. Цикл повторяется.
Наличие такого разделительного поршня между столбом
жидкости и подпирающим его газом существенно уменьшает
потери жидкости, поскольку ее утечки в малом зазоре (1,5—
2 мм) между поршнем и подъемными трубами малы. Кроме
того, уменьшению этих утечек способствует и то, что давление
газа под поршнем всегда несколько больше гидростатического
давления столба жидкости над ним. Полет поршня вниз при
открытом клапане происходит с большой скоростью. Поэтому
для смягчения его ударов в нижней части НКТ вместо жест-
кого упора устанавливается пружинный амортизатор, не пре-
пятствующий проходу жидкости, но смягчающий удары поршня
при падении. На буфере скважины, в верхней части колонны
НКТ также устанавливается пружинный амортизатор, смягчаю-
щий удары поршня при подъеме. Плунжерный лифт может ра-
ботать как на пластовом газе, так и с подкачкой газа с поверх-
ности. Поэтому обвязка устья предусматривает возможность
подачи сжатого газа в межтрубное пространство при недостатке
345
пластового газа. Кроме того, на газовой линии, питающей
скважину, устанавливают клапан-прерыватель с мембранным
исполнительным механизмом, действующим от давления на бу-
фере, или связанный с часовым механизмом.
При такой обвязке газ периодически с заданными циклами
подается в межтрубное пространство, продолжительность кото-
рых подбирается опытным путем. Плунжерный лифт и его раз-
новидности— так называемый гидропакерный лифт — не нашли
широкого применения при добыче нефти.
Неустойчивость работы, частые самопроизвольные оста-
новки, необходимость постоянного квалифицированного обслу-
живания, а также низкий к. п. д. установки, связанный со
значительным удельным расходом газа, не способствовали ши-
рокому распространению этого вида периодического газлифта.
Следует также отметить, что сказанное относится не только
к плунжерному лифту, но и к периодической газлифтной экс-
плуатации вообще.
§ 11. ИССЛЕДОВАНИЕ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН
Исследование газлифтных скважин необходимо для:
установления режима работы скважины с минимальным
расходом нагнетаемого газа;
снятия индикаторной линии или определения уравнения
притока;
определения глубины ввода газа в лифт;
снятия профиля притока при эксплуатации многопластового
горизонта с помощью скважинных дебитомеров.
При работе газлифтных скважин нередко наблюдается пуль-
сация, т. е. чередование выбросов жидкости и газа. Такое яв-
ление наблюдается, когда режим работы газлифтной скважины
соответствует той части кривой q(V), которая лежит слева
от точки оптимального режима, т. е. на левой крутой ветви
кривой q(V). При пульсирующем режиме работы скважины
удельный расход газа может быть намного больше, чем при ра-
боте на оптимальном режиме. Как отмечалось ранее, одним из
методов борьбы с пульсацией является установление концевого
рабочего клапана.
Для установления оптимального режима газлифтная сква-
жина исследуется методом установившихся отборов. Изменение
отборов, т. е. дебитов, достигается изменением количества по-
даваемого газа на газораспределительном пункте или непосред-
ственно у скважины, что приводит к изменению пропускной
способности лифта. Изменение пропускной способности приво-
дит к нарушению баланса между количеством жидкости, при-
текающей из пласта, и поднимаемой газлифтным подъемником
из скважины. В результате жидкость либо накапливается
в скважине (при двухрядном лифте), либо расходуется из за-
346
Рис. IX.24. График зависимо-
сти дебита газлифтной сква-
жины от расхода нагнетаемого
газа
трубного пространства. Это приводит к изменению положения
динамического уровня, а следовательно, погружения и рабочего
давления у башмака лифта. В соответствии с этим изменяется
рабочее давление на устье и в ГРП. После наступления нового
установившегося режима работы скважины, что отмечается
постоянством расхода газа, его давления и дебита скважины,
на забой можно спустить манометр и замерить соответствую-
щее данному дебиту забойное давление. Изменяя таким обра-
зом несколько раз режим работы скважины, можно получить
данные об изменениях дебита, удельного расхода нагнетаемого
газа, рабочего давления на устье и забойного давления. По
этим данным строятся графики изменения показателей от рас-
хода газа, по которым можно установить желаемый режим ра-
боты газлифтной скважины и, в частности, оптимальный режим.
Такое исследование дает наиболее точную информацию об ус-
ловиях работы скважины и, в частности, наиболее точную ин-
дикаторную линию. Однако спуск манометра — процесс трудо-
емкий. Поэтому часто ограничиваются измерением только ра-
бочего давления, расхода газа, дебита и вычислением удельного
расхода нагнетаемого газа при различных режимах работы
скважины. Регулировку расхода газа Vr начинают с самых ма-
лых значений, при которых возможна работа скважины, и до-
водят ступенчато до самых больших расходов, при которых на-
блюдается снижение дебита. По полученным данным строят
графики, показанные на рис. IX.24. Увеличение дебита соответ-
ствует понижению давления на забое рс, снижению динамиче-
ского уровня и погружения, а следовательно, и рабочего дав-
ления у башмака НКТ рб и на устье рр. Поэтому кривая изме-
нения рр должна иметь минимум против максимума дебита Q.
Однако кривая рр не является зеркальным отображением кри-
вой Q, так как в характер зависимости рр вносятся некоторые
изменения за счет веса столба газа и его трения в межтрубном
пространстве, а также за счет изменения плотности столба га-
зожидкостной смеси между забоем и башмаком труб. Касатель-
ная, проведенная из начала координат к линии Q, определяет
точку касания 1, соответствующую такому дебиту газлифтной
347
скважины, при котором удельный расход нагнетаемого газа
Ra=Vr/Q минимальный. На том же рисунке показана кривая
7?н(Кг), на которой точка 2 соответствует (7?n)min. Точка 3 на
кривой Q(Vr) характеризует максимальный дебит жидкости,
который может быть получен, если не накладывать никаких
ограничений на расходуемое количество газа и на к. п. д. его
использования. Точка 4 на кривой 7?Н(КГ) соответствует удель-
ному расходу газа при максимальной подаче газлифтного подъ-
емника. При установлении режима работы скважины по дан-
ным ее исследования кроме дебита жидкости необходимо также
учитывать рабочее давление газа, его ресурсы и к. п. д. про-
цесса. По полученным таким способам данным можно постро-
ить индикаторную линию притока, однако достоверность ее бу-
дет тем меньше, чем больше расстояние между башмаком и
забоем и чем больше пластовый газовый фактор. Дело в том.
что по показанию манометра, замеряющего устьевое рабочее
давление цр, и по барометрической формуле, можно достаточно
точно определить давление у башмака труб рб. Потери давле-
ния на трение газа при его движении от устья до башмака
обычно малы *. В крайнем случае их нетрудно определить по
соответствующим формулам, используемым при расчете систем
транспортирования газа по трубопроводам.
Таким образом, величина Рб определяется достаточно на-
дежно. Для перехода от рб к давлению на забое скважины рс
необходимо учесть гидростатическое давление в интервале ме-
жду башмаком труб и забоем скважины, так как
Рс = Рб + р^(Я-1),	(IX.63)
где р — средняя плотность ГЖС между забоем Н и башмаком
труб L. Кроме того, в интервале (Н—L) происходят потери
давления на трение, которые, вообще говоря, невелики и под-
даются оценке с помощью формул трубной гидравлики. Наи-
большие затруднения возникают при определении р, и чем
больше пластовый газовый фактор, тем больше погрешности
в оценке средней плотности р на интервале Н—L. Дополнитель-
ные погрешности возникают в случае движения обводненной
нефти, так как в этом случае из-за большей плотности воды
по сравнению с нефтью возникает отрицательная относительная
скорость воды по отношению к нефти, и достоверный учет этих
явлений затруднителен. Применяя численные методы построе-
ния кривой распределения давления р(х) от башмака с дав-
* При глубине скважины 1000 м, расходе газа 10 000 м3/сут (средний —
реальный расход), диаметре обсадной колонны 168 мм, диаметре НКТ 73 мм,
Pv = 5 МПа потери на трение составляют 0,07 МПа.
348
лением pg по методу сверху вниз, можно определить забойное
давление рс, так как
Рс = Рб + £дрь	(IX.64)
i
где Дрг рассчитывается, например, по методике, изложенной
в главе VII.
Рассчитав по формуле (IX.63) или (IX.64) давление на за-
бое рс при различных режимах работы газлифтной скважины
и зная дебиты Qi, соответствующие этим режимам, можно по-
строить график Q(pc), т. е. индикаторную линию, и путем ее
математической обработки получить общее уравнение притока
жидкости или раздельно нефти, газа и воды для данной сква-
жины. При установке на колонне НКТ нескольких дифферен-
циальных пусковых клапанов и при изменении давления газа
в подводящем газопроводе эти клапаны могут работать как
рабочие. Поэтому при колебаниях давления газа или давления
в пласте (например, при изменении темпа нагнетания воды
в ближайшие нагнетательные скважины) поступление газа
в НКТ газлифтной скважины может происходить не через
башмак, а через какой-нибудь пусковой клапан, который
начнет выполнять функции рабочего. Для распознавания
таких самопроизвольных явлений, ведущих к нарушению уста-
новленных оптимальных режимов работы скважин, применя-
ются чувствительные скважинные манометры и различные шу-
мопеленгаторы. В местах притока газа наблюдается излом
кривых распределения температуры вдоль НКТ, связанный
с термодинамическими эффектами, происходящими при смеше-
нии пластовой жидкости с газом, проникающим из межтрубного
пространства через работающий клапан. Шумопеленгатор,
представляющий собой обычный микрофон, спускаемый в сква-
жину на кабеле, непосредственно отмечает появление интен-
сивного шума на глубине работающего клапана.
Подобные исследования важны для выявления неработаю-
щих клапанов и их замены.
Дебитометрические исследования производятся, как обычно,
с помощью скважинных дебитомеров или комплексных прибо-
ров типа «Поток», замеряющих одновременно несколько пара-
метров и их распределение вдоль вскрытой части пласта — ин-
тервала перфорации. Эти исследования важны еще и потому,
что при последующем переводе скважины с газлифтного спо-
соба на ПЦЭН или ШСН их осуществить будет уже нельзя,
т. е. спуск подобных приборов в скважины, оборудованные
этими насосами, практически невозможен.
Глава X
ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН ШТАНГОВЫМИ НАСОСАМИ
§ 1.	ОБЩАЯ СХЕМА ШТАНГОВОЙ НАСОСНОЙ УСТАНОВКИ,
ЕЕ ЭЛЕМЕНТЫ И НАЗНАЧЕНИЕ
Штанговая насосная установки ШНУ (рис. Х.1) состоит из
наземного и подземного оборудования. Подземное оборудование
включает: штанговый скважинный насос (ШСН) со всасываю-
щем клапаном 1 (неподвижный) на нижнем конце цилиндра и
нагнетательным клапаном 2 (подвижный) на верхнем конце
поршня-плунжера, насосные штанги 3 и трубы.
Кроме того, подземное оборудование может включать раз-
личные защитные устройства (газовые и песочные якори, хво-
стовики), присоединяемые к приемному патрубку ШСН и улуч-
шающие его работу в осложненных условиях (песок, газ).
В наземное оборудование входит станок-качалка (СК), со-
стоящий из электродвигателя 9, кривошипа 7, шатуна 8, балан-
сира 6, устьевого сальника 5, устьевой обвязки и тройника 4.
Станок-качалка сообщает штангам возвратно-поступатель-
ное движение, близкое к синусоидальному. СК имеет гибкую
канатную подвеску для сочленения _с верхним концом поли-
рованного штока и откидную или поворотную головку балан-
сира для беспрепятственного прохода спуско-подъемных меха-
низмов (талевого блока, крюка, элеватора) при подземном ре-
монте.
Балансир качается на поперечной оси, укрепленной в под-
шипниках, и сочленяется с двумя массивными кривошипами
7 с помощью двух шатунов 8, расположенных по обе стороны
редуктора. Кривошипы с подвижными противовесами могут пе-
ремещаться относительно оси вращения главного вала редук-
тора на то или иное расстояние вдоль кривошипов. Противо-
весы необходимы для уравновешивания СК-
Редуктор с постоянным передаточным числом, маслоза-
полненный, герметичный имеет трансмиссионный вал, на од-
ном конце которого предусмотрен трансмиссионный шкив, со-
единенный клиноременной передачей с малым шкивом электро-
двигателя 9. На другом конце трансмиссионного вала имеется
тормозной барабан. Опорный подшипник балансира укреплен
на металлической стойке-пирамиде.
Все элементы станка-качалки — пирамида, редуктор, элек-
тродвигатель — крепятся к единой раме, которая закрепляется
на бетонном фундаменте. Кроме того, все СК снабжены тор-
мозным устройством, необходимым для удержания балансира
и кривошипов в любом заданном положении. Точка сочленения
350
в
Рис. Х.1. Общая схема штанговой насосной уста-
новки
шатуна с кривошипом может менять свое
расстояние относительно центра вращения
перестановкой пальца кривошипа в то или
иное отверстие, которых для этого преду-
смотрено несколько. Этим достигается сту-
пенчатое изменение амплитуды качаний ба-
лансира, т. е. длины хода штанг.
Поскольку редуктор имеет постоянное
передаточное число, то изменение частоты
качаний достигается только изменением пе-
редаточного числа клиноременной трансмис-
сии и сменой шкива на валу электродвига-
теля на больший или меньший диаметр.
Промышленностью выпускается большое
число станков-качалок различных типораз-
меров (так называемый нормальный ряд)
грузоподъемностью на головке балансира от
10 до 200 кН, в соответствии с широким диа-
пазоном глубин и дебитов скважин, которые
приходится оборудовать штанговыми уста-
новками (ШСНУ).
Типоразмеры СК и их основные параметры регламентиру-
ются государственным стандартом.
Штанговый скважинный насос состоит из длинного (2—4 м)
цилиндра той или иной конструкции. На нижнем конце цилин-
дра укреплен неподвижный всасывающий клапан, открываю-
351
Щийся при ходе вверх. Цилиндр подвешивается на трубах.
В нем перемещается поршень-плунжер, выполненный в виде
длинной (1 —1,5 м) гладко обработанной трубы, имеющей на-
гнетательный клапан, также открывающийся вверх. Плунжер
подвешивается на штангах. При движении плунжера вверх
жидкость через всасывающий клапан под воздействием давле-
ния на приеме насоса заполняет внутреннюю полость цилиндра.
При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается,
жидкость под плунжером сжимается и открывает нагнетатель-
ный клапан. Таким образом, плунжер с открытым клапаном
погружается в жидкость. При очередном ходе вверх нагнета-
тельный клапан под давлением жидкости, находящейся над
плунжером, закрывается. Плунжер превращается в поршень и
поднимает жидкость на высоту, равную длине хода (0,6—6 м).
Накапливающаяся над плунжером жидкость достигает устья
скважины и через тройник поступает в нефтесборную сеть.
§ 2.	ПОДАЧА ШТАНГОВОГО СКВАЖИННОГО НАСОСА
И КОЭФФИЦИЕНТ ПОДАЧИ
При перемещении плунжера вверх на величину его хода Sn
Вытесняется объем жидкости
q^S^F-f),
Где F — площадь сечения плунжера (или цилиндра насоса); f —
площадь сечения штанг.
При перемещении плунжера вниз на ту же величину Sn
вытесняется дополнительный объем жидкости, равный
?2 =
За полный (двойной) ход плунжера подача насоса равна
сумме подач за ход вверх и ход вниз:
q = 4i + 4а = sn (f—f) I- SJ = FSn.
Если плунжер делает n ходов в минуту, то минутная подача
будет равна (qn). Умножая на число минут в сутки, получим
суточную подачу в объемных единицах
Q = FSnn60-24=1440FSnn.	(Х.1)
Между плунжером и точкой подвеса штанг, т. е. головкой
балансира, от которого плунжеру передается возвратно-посту-
пательное движение, находится длинная колонна штанг, кото-
рую необходимо рассматривать как упругий стержень. Поэтому
движение плунжера ни по амплитуде, ни по фазе не совпадает
с движением точки подвеса. Другими словами, ход плунжера Sn
не равен ходу точки подвеса S. Действительный ход плунжера
не поддается прямому измерению. Ход точки подвеса подда-
352
ется измерению и бывает известен из паспортной характери-
стики станка-качалки.
Поэтому в формулу (Х.1) вместо Sn подставляют S, при
этом получается так называемая теоретическая подача ШСН
QT = 1440ESn.	(Х.2)
Действительная подача <2Д, замеренная на поверхности по-
сле сепарации и охлаждения нефти, как правило, меньше тео-
ретической (за исключением насосных скважин с периодиче-
скими фонтанными проявлениями) в силу целого ряда причин.
Отношение <2Д к QT называют коэффициентом подачи насоса,
который учитывает все возможные факторы, отрицательно
влияющие на подачу ШСН. Таким образом, коэффициент по-
дачи
ti = q«/qt.	(х.з)
Для каждой конкретной скважины величина ц служит в из-
вестной мере показателем правильности выбора оборудования
и режима откачки установки. Нормальным считается, если
т] ^0,6—0,65.
Однако бывают условия (большие газовые факторы, низ-
кие динамические уровни), когда не удается получить и этих
значений коэффициентов подачи, и тем не менее откачка жидко-
сти с помощью ШСН может оставаться самым эффективным
способом эксплуатации.
На коэффициент подачи ШСН влияют постоянные и пере-
менные факторы.
К постоянным факторам можно отнести:
ф влияние свободного газа в откачиваемой смеси;
^уменьшение полезного хода плунжера по сравнению с хо-
дом точки подвеса штанг за счет упругих деформаций насос-
ных штанг и труб;
' уменьшение объема откачиваемой жидкости (усадка) в ре-
зультате ее охлаждения на поверхности и дегазации в сепара-
щионных устройствах.
К переменным факторам, изменяющимся во времени, можно
отнести:
утечки между цилиндром и плунжером, которые зависят от
степени износа насоса и наличия абразивных примесей в от-
качиваемой жидкости;
утечки в клапанах насоса из-за их немгновенного закрытия
и открытия и, главным образом, из-за их износа и коррозии;
утечки через неплотности в муфтовых соединениях НКТ, ко-
торые все время подвергаются переменным нагрузкам.
Переменные факторы, сводящиеся к различного рода утеч-
кам, меняются во времени и поэтому их трудно определить
расчетным путем, за исключением утечек через зазор между
плунжером и цилиндром. Это приводит к тому, что коэффици-
1 - Заказ № 325	3 53
ент подачи q вновь спущенного в скважину насоса, после не-
значительного его снижения в начальный период в результате
приработки плунжера, затем стабилизируется и длительное
время остается практически постоянным. Затем он заметно на-
чинает снижаться в результате прогрессирующего износа кла-
панов, их седел и увеличения зазора между плунжером и ци-
линдром. Наряду с этим может произойти и резкое уменьшение
коэффициента подачи в результате смещения втулок насосов,
отворотов и неплотностей в муфтах.
Таким образом, результирующий коэффициент подачи на-
соса можно представить как произведение нескольких коэффи-
циентов, учитывающих влияние на его подачу различных фак-
торов:
Л = ПгЖПаТЬ	(Х.4)
где т]1 — коэффициент наполнения цилиндра насоса жидкостью,
учитывающий влияние свободного газа; т)2 — коэффициент, учи-
тывающий влияние уменьшения хода плунжера; т]2 — коэффи-
циент утечек, учитывающий наличие неизбежных утечек жидко-
сти при работе насоса; г]4 — коэффициент усадки, учитываю-
щий уменьшение объема жидкости при достижении ею
поверхностных емкостей.
Рассмотрим эти коэффициенты более подробно, а также ме-
тоды их расчета.
§ 3.	ФАКТОРЫ, СНИЖАЮЩИЕ ПОДАЧУ ШСН
Влияние газа
Влияние газа в откачиваемой жидкости учитывается коэф-
фициентом наполнения цилиндра насоса. Он равен отношению
объема жидкости Уж, поступившей в насос, ко всему объему
смеси Рем, состоящему из объема жидкости Уж и объема сво-
бодного газа Vr:
=	=----L— = ^L_,	(Х.5)
1 Vcm v» + vr I + Vr/Уж 1 + R
где R — газовый фактор при температуре Тщ,, и давлении рпр
на приеме насоса.
Формула (Х.5) не учитывает наличия в ШСН вредного про-
странства и его влияние на коэффициент наполнения при от-
качке газированной жидкости. Поэтому формула (Х.5) дает
завышенный iq.
Вредным пространством ШСН называют объем, заключен-
ный между всасывающим и нагнетательным клапанами насоса
при крайнем нижнем положении плунжера. При ходе плунжера
вниз газожидкостная смесь под ним сжимается до давления,
равного давлению над плунжером, которое достаточно велико.
354
Газ растворяется в жидкости и, в частности, в той, которая
находится во вредном пространстве. При последующем ходе
вверх давление под плунжером падает до давления на приеме
насоса. Растворенный газ выделяется и задерживает открытие
всасывающего клапана, пока давление не упадет до давления
приема. В результате под плунжер поступает меньшее коли-
чество смеси.
А. С. Вирновский предложил для коэффициента наполнения
другую формулу, учитывающую вредное пространство насоса.
Она имеет вид
л;
1—kR
1 + R '
(Х.6)
Выведем формулу (Х.6). Обозначим Vs — объем, описанный
плунжером за ход вверх; Гвр— объем вредного пространства;
&=Гвр/Гз — доля вредного пространства от Vs; V = VS pVBp =
= УЖ+Гг— общий объем под плунжером при его крайнем верх-
нем положении.
Но Гг = ^Уж- Следовательно,
Vs^VBp = Vx + RVx
откуда
Уж=Л5 + Увр
1 + /?
Объем жидкости, поступившей в насос за очередной ход
плунжера вверх, будет меньше первоначального объема Уж на
величину объема жидкости во вредном пространстве Гвр.
Следовательно,
V —V —V — Vs + Vbp V
V~~V™ ИвР 1 + J?
коэффициент наполнения, очевидно, будет равен
_	_ У5-УВР Увр
Vs Vs(l + /?) Vs '
Вводя обозначения k=VBp/Vs и делая алгебраические пре-
образования, получим
(Х.7)
Тогда
п;
„ k + 1	,	1 — kR
Г]. =—1-----------k= -----------
1 1 + 7?	1 + Я
(Х.8)
Формула (Х.8) дает заниженные значения коэффициента на-
полнения, так как исходит из предположения мгновенного выде-
ления и растворения газа во вредном пространстве.
К*	355
Известно несколько формул для определения коэффициента
наполнения насоса. Однако почти все они дают значения гц, ле-
жащие в пределах и hj- Поэтому наиболее достоверно опре-
деление коэффициента наполнения как среднего между его мак-
симальным и минимальным значениями, определяемыми форму-
лами (Х.5) и (Х.8), соответственно:
п! + th _ 1 Г 1	1 —fefll _ 2 — kR_
2	“ 2 [14-/?+ 1 + 7? ]—2(14-Z?) '
(Х.9)
Величина R может быть определена через газовый фактор
на поверхности Го, измеренный при стандартных условиях, т. е.
при температуре То и атмосферном давлении ро после полной
дегазации нефти. Если от Го вычесть объем газа, растворенного
в нефти при условиях приема насоса Ург, и полученную разность
привести к термодинамическим условиям приема, используя за-
коны состояния газа, то получим
__ (Гр Ург) Ро?прТпр
(Рпр) Та
(Х.10)
где 2пр — коэффициент, учитывающий отклонения углеводород-
ного газа от идеального для условий приема насоса.
Величина Ург может быть найдена по результатам разгази-
рования нефти, получаемым при лабораторном анализе проб
нефти на установках pVT. Если таких данных нет, то прибли-
женно Ерг может быть определен через коэффициент раствори-
мости газа а и давление на приеме насоса рщ>, взятое в избы-
точных единицах,
^рг = а(Рпр Ро)-	(Х.П)
Обычно Го относят либо к 1 т нефти, либо к 1 м3 нефти.
В данном случае используется последнее.
Для расчетов по формулам (Х.5) и (Х.9) необходимо знать
величину R, отнесенную к 1 м3 жидкости, если в продукции
скважины имеется вода.
Как известно, растворимость газов в воде пренебрежимо мала
по сравнению с растворимостью их в нефти. Обозначая через п
содержание воды в откачиваемой смеси в долях единицы, можем
составить такие соотношения:
Кв = УжП; Кн = Кж(1-п);
Уг
_ Уг ___ Уг _____ У н
Уж	У В + Ун	У В । |
(Х.12)
356
Подставляя в (Х.12) значения V'B и VH и обозначая R=VT/VHj
получим
₽ж =---------= R(i—п),	(Х.13)
/I . <
где Rm, R — газовый фактор на приеме насоса, отнесенный к 1 м3
жидкости и нефти соответственно.
Следует учесть, что не весь свободный газ, поднимающийся
по обсадной колонне, вместе с жидкостью попадает в насос.
Часть газовых пузырьков, двигающихся, главным образом, вдоль
стенки обсадной колонны, проскальзывает в межтрубное про-
странство скважины, обусловливая частичную сепарацию газа
на приеме насоса. Отношение объема газа, проходящего через
межтрубное пространство V3, ко всему объему свободного газа,
поступающего по обсадной колонне VK, называется коэффици-
ентом сепарации газа у приема насоса:
т = VJV к.
На работающих насосных скважинах V3 может быть опре-
делен измерением расхода газа, выходящего из межтрубного
пространства, так что полный расход газа равен
Vk = V3 + Vh,
где VH — расход газа, поступающего из насосных труб. Таким
образом,
m = V3l(V3
Разделив числитель и знаменатель на дебит скважины по
нефти qu, получим в числителе затрубный газовый фактор Г3,
а в знаменателе сумму затрубного Г3 и трубного газового фак-
тора Гт или
щ = Г3/(Г3 + Гт) = Г3/Г0,	(Х.14)
где Го — полный газовый фактор, отнесенный к 1 м3 товарной
нефти при стандартных условиях.
В условиях приема насоса при давлении рпр и температуре
ТПр, которые всегда выше стандартных, нефть имеет увеличен-
ный объем за счет некоторого количества растворенного газа
и повышенной температуры. Это, как известно, учитывается
объемным коэффициентом нефти для условий приема й>1.
С учетом сепарации газа на приеме насоса и увеличения
объема нефти формула (Х.13) перепишется следующим об-
разом:
/?ж= R 1’-~ n) t1 ~ .	(Х.15)
h
357
Подставляя в (Х.15) значение R из (Х.10), получим
--Црцр---Ро)1Ро^пР7’пр „)(1_ту	(Х.16)
^РпрТ’о
Это окончательная расчетная формула для определения га-
зового фактора на приеме насоса 7?ж, по которому можно вы-
числить коэффициент наполнения насоса.
При проектировании ШСНУ величину т необходимо пред-
варительно рассчитать. Однако ее определение затруднительно,
так как она зависит от соотношения площади сечения межтруб-
ного пространства и приемного патрубка ШСН, дебита и вяз-
кости жидкости, дисперсности свободного газа в условиях при-
ема, скорости всплытия газовых пузырьков, конструкции и гео-
метрии всасывающего устройства.
Имеется ряд формул для определения т. В частности,
Н. Н. Репиным с соавторами для определения коэффициента
сепарации предложена следующая формула:
/а
т =-------------- ,	(Х.17)
1 + -—£—
FC
Р
где /3 — площадь сечения межтрубного пространства; F — пло-
щадь сечения обсадной колонны; q — расход жидкости; С — ско-
рость всплывания газовых пузырьков (рекомендуется С = 0,08—
0,25 м/с, для вязких жидкостей — меньшая величина, для ма-
ловязких— большая); рсм/р — относительная плотность газо-
жидкостной смеси на приеме насоса.
При <7 = 0 m = f3IF, тогда как в этом случае в действитель-
ности весь свободный газ должен уходить в межтрубное про-
странство и т обращается в единицу.
Однако формула (Х.17) более обоснована, так как учитывает
дебит, скорость всплытия газовых пузырьков и геометрию при-
ема. По нашим оценкам и сопоставлениям с опытными данными
формула (Х.17) дает завышенные значения для т.
Исходя из геометрии течения газожидкостного потока у при-
ема насоса, можно предположить, что при всасывании линии
тока располагаются в виде конуса, наружный диаметр dK кото-
рого меньше внутреннего диаметра обсадной колонны D на ,'/4
величины кольцевого зазора и равен
4 I 2 J
где 1— наружный диаметр приемного патрубка насоса.
358
Таким образом, сепарируемый газ уходит в межтрубное
пространство по кольцевому зазору площадью f вдоль стенок
колонны, и общий расход газа на приеме насоса распределяется
пропорционально этим площадям, так что
mi = f/F,
где F — площадь сечения обсадной колонны.
Выражая площади через диаметры, найдем
с2— Гс ——Y|2
_ L 4 к 2	2 J] _ 15 _ 14 / d\ _ 1 / d у
mi~	D2	~ 64 — 64 к D )~ 64 к D )
ИЛИ
тх = 0,2344 — 0,2187 (-5-)—°,0156		(Х.18)
Это значение mi справедливо в случае непрерывного по-
ступления газожидкостной смеси к приему насоса.
В ШСН всасывание происходит только во время хода плун-
жера вверх. Во время хода плунжера вниз газ полностью сепа-
рируется в межтрубное пространство, поэтому среднее значение
т за полный цикл приближенно можно оценить как удвоен-
ное значение т, или
т = 2тх = 0,4687—0,4374	0.0312		(Х.19)
Формула (Х.19) дает результаты, удовлетворительно совпа-
дающие с опытными данными, но является приближенной. Она
не учитывает вязкость жидкости, дебит скважины и ряд дру-
гих факторов. Однако ее использование целесообразно, так как
это позволяет уточнить величину а следовательно, коэффи-
циент наполнения глубинного насоса.
Влияние потери хода плунжера
Поскольку теоретическая подача насоса определяется дли-
ной хода точки подвеса штанг S, то всякое уменьшение действи-
тельного хода плунжера по сравнению с S непосредственно
влияет на фактическую подачу насоса. Таким образом,
=	(Х.20)
о	о
где Sn — действительный ход плунжера относительно цилиндра
насоса; к — потеря хода плунжера за счет упругих деформа-
ций штанг и труб.
Эта потеря обусловлена тем, что при ходе вверх штанги до-
полнительно растягиваются от действия силы, равной произве-
дению площади сечения плунжера на разность давлений над
и под плунжером, так как нагнетательный клапан при ходе
359
вверх закрыт. Одновременно насосные трубы сжимаются, так
как действовавшая на них при ходе вниз та же сила теперь
(при ходе вверх) с труб снимается и воспринимается штангами.
Величина этих деформаций может быть определена по формуле
Гука.
Кроме этого, в штангах, которые двигаются приблизительно
по синусоидальному закону, возникают инерционные силы. Эти
силы в верхней мертвой точке (м. в. т.) направлены вверх
в сторону, противоположную направлению силы тяжести, и по-
этому уменьшают силу тяжести штанг. В нижней мертвой точке
(н. м. т.) инерционные силы направлены вниз и увеличивают
силу тяжести штанг. Это приводит к дополнительному сжа-
тию (в в. м. т.) и удлинению (в н. м. т.) штанг, и в результате
чего полезный ход плунжера в цилиндре несколько увеличива-
ется. Это и учитывается коэффициентом выигрыша хода К-
С учетом поправки коэффициент потери хода ц2 запишется сле-
дующим образом:
= (Х21)
Методы определения К и X будут изложены ниже.
Влияние утечек
Рассмотрим утечки через зазор между плунжером и цилинд-
ром насоса. Утечки в клапанах возникают, как правило, в из-
ношенном насосе и отсутствуют в нормально работающем. Они
приводят к перетеканию жидкости под плунжер, при его ходе
вверх. Поэтому количество жидкости, поступающей через вса-
сывающий клапан насоса, будет меньше, так как часть ци-
линдра уже заполнена жидкостью за счет утечки.
Утечки учитываются коэффициентом ц3. Подставляя в фор-
мулу (Х.З) значение коэффициента подачи т] согласно (Х.4) и
решая равенство относительно г}з, получим
Пз = —------ (Х.22)
<ЭтП1П2Т|4
Если утечки <7 = 0, то цз = 1 и фактическая подача равнялась
бы ^ = ^тЛГП2Г]4. Поскольку q>0, т)з<1, то Q& =Q—q. Следо-
вательно,
гЬ-	(Х.23)
CMbWi	ОтШПаЩ
где q — объем жидкости, протекающей через зазор между
плунжером и цилиндром и другие неплотности, м3/сут.
Утечки происходят под воздействием перепада давлений над
и под плунжером. Поскольку этот перепад существует только
при ходе плунжера вверх, то утечки происходят в течение поло-
вины времени работы насоса.
360
Для определения q предложено много методов и формул,
в ряде случаев чрезвычайно сложных и не всегда оправданных
из-за неточности некоторых нужных для расчета данных. За-
зор между плунжером и цилиндром можно рассматривать как
прямоугольную щель длиной s = nD, где D — диаметр плун-
жера; шириной 6, равной половине разности диаметров ци-
линдра и плунжера, и протяженностью I, равной длине плун-
жера.
По закону Пуазейля при ламинарном течении вязкой ньюто-
новской жидкости ее расход через такую щель равен
(Х 24)
12/ц
где ц — вязкость жидкости, Ар перепад давления.
В случае ШСН
“ Рн Рпр,
где рн — давление нагнетания (давление над плунжером при
ходе вверх); рпр — давление всасывания или (пренебрегая по-
терями давления во всасывающем клапане) давление на при-
еме насоса.
Умножая (Х.24) на 86400 (число секунд в сутках) и под-
ставляя значение s = aD, получим
= л86 400_ Ьр&Р = 22 62Q Дрбзр 1_мМ
12 Zu	Z(i [сут J
Учитывая, что утечки в плунжерной паре происходят в те-
чение половины времени работы насоса, необходимо результат,
полученный при расчете по формуле (Х.25), уменьшить вдвое.
Таким образом, получим
4 = 11 310 Арб3£> Г—]•	(Х.26)
/р.	| сут J
При малых подачах насоса утечки могут составлять сущест-
венную долю от фактической подачи. Именно по этой причине
длина плунжера делается достаточно большой — 1 м и больше.
Формула (Х.26) не учитывает движение плунжера, которое
вносит некоторые изменения в характер течения жидкости че-
рез зазор. Однако она определяет утечки с достаточной для
практики точностью.
Влияние усадки жидкости
Через ШСН проходит некоторый объем нефти и воды при
давлении и температуре на приеме насоса. Когда продукция
попадает в товарный парк, она дегазируется и охлаждается.
Это учитывается объемными коэффициентами для нефти Ьп и
для воды Ьв.
361
Объемные коэффициенты—величины непостоянные, они из-
меняются от изменения температуры, давления и количества
растворенного газа.
В промысловых лабораториях или отраслевых институтах
величины Ьв и Ьн определяются экспериментально и результаты
представляются в виде таблиц или графиков.
Коэффициент г]4, характеризующий потерю подачи ШСН
в результате изменения объема продукции при переходе от ус-
ловий приема к стандартным условиям, можно определить так:
=----Qh + Qb--	(Х .27)
QHbH + QBbB
где QH и Qb — дебиты нефти и воды при стандартных условиях
в объемных единицах.
По определению объемная обводненность продукции
rt = Qa/(QB 4“Qh),
откуда
Qb = Qh-^-	(Х.28)
1 — п
Подставляя (Х.28) в (Х.27) и производя нужные сокраще-
ния, получим
m - h „	,-- (Х.29)
□н (1 п) -J- Ьвп
Как видно из (Х.28). при n = Q (воды нет) т]4=1/Ьн, а при
п=1 (чистая вода) г)4=1/йв.
Обычно для рпр=1,5—3,0 МПа и /Пр = 30—40°С &н=1,1 —
1,15 и Ьв= 1,005—1,025. Принимая вполне реальные значения
п = 0,3 (30%), Ьн=1,15 и Ьв=1,02, получим по (Х.29) т]4 = 0,9.
Таким образом, только за счет усадки нефти и воды подача
ШСН уменьшится на 10 %.
Для безводной продукции для принятых условий т]4 = 0,87,
т. е. снижение подачи составит 13 %.
§ 4. НАГРУЗКИ, ДЕЙСТВУЮЩИЕ НА ШТАНГИ,
И ИХ ВЛИЯНИЕ НА ХОД ПЛУНЖЕРА
Динамика работы установки ШСН очень сложна. Однако
в большинстве случаев упрощенная теория ее работы дает
вполне приемлемые результаты.
При ходе вверх статические нагрузки в точке подвеса штанг
складываются из веса штанг РШт и веса столба жидкости Рж.
В н. м. т. в результате изменения направления движения, когда
362
возникает максимальное ускорение, к ним добавляется сила
инерции Pi, направленная вниз; кроме того, действует сила
трения рТр, также направленная вниз. Таким образом, макси-
мальная нагрузка, возникающая в точке подвеса штанг при
начале хода вверх, будет равна
Ртах = Рш + Рж+Р/ +Ртр.	(Х.ЗО)
При ходе вниз нагнетательный клапан открывается и гид-
ростатические давления над и под плунжером выравниваются.
Поэтому нагрузка от столба жидкости со штанг снимается и
передается на трубы, так как имеющийся в цилиндре всасы-
вающий клапан при ходе вниз закрыт. Силы инерции, возни-
кающие в в. м. т., направлены вверх. Силы трения также на-
правлены вверх, т. е. в сторону, противоположную направлению
движения. Поэтому нагрузка в начале хода вниз будет мини-
мальной
Рппп=Рш-Р1—Ртр.	(Х.31)
Силы Рг + Ртр составляют малую ДОЛЮ ОТ Рш + Рж. Обычно
они не превышают 5—10%. Поэтому их влияние на ход плун-
жера невелико.
Влияние статических нагрузок
Сила Рж действует попеременно то на штанги (ход вверх),
то на трубы (ход вниз). В результате этого при ходе вверх
штанги дополнительно растягиваются на величину Хш, которая
может быть определена по закону Гука
Хш = ^-	(Х.32)
Е/ш
Одновременно с этим, в результате снятия с труб силы Рж,
последние укорачиваются на величину
(Х.33)
EfT
В результате, перемещение плунжера относительно цилиндра
насоса, т. е. начало процесса всасывания жидкости, начнется
только после того, как точка подвеса скомпенсирует своим пе-
ремещением вверх удлинение штанг Лш и сжатие труб Лт. По-
этому полезный ход плунжера составит
5ПЛ = 5-(ХШ + ХТ).	(Х.34)
Обычно обозначают
1 = +	(Х.35)
'	363
Подставляя в (Х.35) значения Хш и Хт согласно (Х.32) и
(Х.33)> получим

(Х.36)
где Рж — вес столба жидкости, действующий на плунжер; L —
длина штанг, или глубина подвески ШСН; Е — модуль Юнга;
fm — площадь сечения штанг; fT — площадь сечения металла
труб.
Верхние штанги испытывают наибольшую нагрузку, так как
на них действует вес всей колонны штанг. Нижние штанги на-
грузку от собственного веса не испытывают. Поэтому, исходя
из принципа равнопрочности колонны штанг, а также для
уменьшения нагрузки на головку балансира колонну штанг де-
лают ступенчатой, состоящей из участков штанг с уменьшаю-
щимся книзу диаметром. Кроме одноступенчатых колонн при-
меняются двух- и трехступенчатые. Каждая ступень дополни-
тельно удлиняется под действием одной и той же силы Рж.
Поэтому суммарное удлинение ступенчатой колонны штанг бу-
дет равно сумме удлинений отдельных ступеней с учетом их
длины Р и площади сечения ft. Тогда для трехступенчатой ко-
лонны получим
Лш —
Е
1з \
/ш2 /шЗ '
или с учетом деформации труб
^2	।
(X.37)
(X.38)

Е \ /т /ш1	Л112
Учитывая конструкцию сочленения штанг с плунжером с по-
мощью клапанной клетки, при которой на нижний торец штанги
действует гидростатическое давление, необходимо РШт прини-
мать с учетом выталкивающей силы Архимеда, равной произ-
ведению площади сечения штанги на гидростатическое давле-
ние столба жидкости над плунжером. При современных одно-
трубных системах сбора нефти и газа давление на устье ру
насосных скважин может достигать больших значений, поэтому
при вычислении гидростатического давления, действующего на
штанги, необходимо учитывать и это обстоятельство.
Таким образом, действительная нагрузка от веса штанг бу-
дет равна
Р = Р —f р,
ш ш 1ш~ ’
где Рш — вес колонны штанг в воздухе; /ш — площадь сечения
штанг; р — гидростатическое давление, действующее на нижнее
сечение штанг.
364
(X.39)
Давление р состоит из двух слагаемых: pi и ру, где pi — гид-
ростатическое давление столба жидкости в НКТ и ру — давле-
ние на устье.
р = рг -+- ру = p«gL + ру.	(Х.40)
Подставляя (Х.40) в (Х.39) и вынося величину Рш за
скобки, получим
р' _ р Г| fш (PxgL + Ру) 1	(X 41)
Ш Ш I	D	I	\ • /
L	гш	J
Учитывая, что Pm = pcg£fiir где рс — плотность материала
штанг, и подставляя это значение в знаменатель квадратной
скобки (Х.41), после некоторых преобразований получим
Рш = рш[1 _	+_Pr_Y| = РШЬ,	(Х.42)
I Рс V ГРжй^-у]
где
Ь = 1 _е« fl +	(Х.43)
Рс v P«gi- )
— коэффициент, учитывающий потерю веса штанг в жидкости
с учетом давления на устье. При ру = 0 коэффициент Ь превра-
щается в обычный, ранее известный из литературы.
Нагрузка от веса столба жидкости определяется как про-
изведение площади сечения плунжера /п на разность давлений
Др = рн—рпр, действующих снизу рпр и сверху рн на поверхность
плунжера.
Конструкция сочленения штанг с плунжером с помощью кла-
панной клетки такова, что давление Др действует на всю по-
верхность плунжера без вычета площади сечения штанг. Таким
образом,
Рж = /г(Рн-Рпр).	(Х.44)
Величина рн — давление над плунжером, складывается из четы-
рех слагаемых
Рн = Pi + Ру + р2 — Рз,	(X -45)
где Pi — гидростатическое давление столба жидкости; ру — дав-
ление на устье скважины, обычно задается или известно; р2 —
потери давления на трение жидкости в трубах при движении
плунжера вверх; р3 — давление разгрузки в результате газ-
лифтного эффекта выделяющегося из нефти газа в НКТ.
Если скважина имеет кривизну и средний угол отклонения
от вертикали равен р, то
Р1-Рж^С05Р-	(Х.46)
365
Величина р3 отрицательная, так как учитывает работу вы-
деляющегося из жидкости газа и снижающего нагрузку на
плунжер в результате газирования жидкости.
р2 определяется по обычной формуле трубной гидравлики
=	(Х.47)
а.2,
Скорость жидкости в трубе v может быть определена как
средняя скорость движения плунжера при ходе вверх Sn/3G,
умноженная на отношение площадей сечения плунжера и труб
с учетом площади штанг:
Sn
~ d2 — а2ш 30 ’
Подставляя (Х.48) в (Х.47), найдем
1рж г (dn-4.)s” 12
2d [ (d2- </2ш)30 ]
(Х.48)
(Х.49)
Здесь d — внутренний диаметр труб; d„— диаметр плунжера;
<УШ — диаметр штанг; S— длина хода плунжера; п — число ка-
чаний в минуту.
Обычно р-2 невелико и составляет несколько долей МПа, од-
нако при откачке высоковязких жидкостей может быть значи-
тельной.
Величину р3 определить труднее. Для достаточно точного
ее определения должны быть использованы методы расчета
процесса движения газожидкостных смесей в трубах. Однако
возможен упрощенный подход к вычислению р3, основанный на
приближенной оценке работы газа по подъему жидкости.
Полагая, что в трубах происходит изотермическое расши-
рение газа от давления насыщения раас до давления ру, его
работу можно определить по законам термодинамики
Wr = Vpoln[(pHac -Г Ро)/(РУ+ Ро)1-	(Х.50
Если V — расход газа, м3/сут, приведенный к стандартным
условиям, а р0 — атмосферное давление в Па, то Wr будет
иметь размерность Н • м/сут.
Эта работа расходуется на поднятие жидкости, количество
которой равно суточному дебиту скважины Q, на некоторую
высоту х, подлежащую определению. Учитывая, что энергия
газа 1ЕГ используется не полностью из-за потерь на трение и
скольжение газа, что особенно существенно при малых деби-
тах, характерных для ШСНУ, введем понятие к. п. д. исполь-
366
зования этой энергии т]. Тогда приравнивая работу по подня-
тию жидкости работе расширения газа, получим
P»gQ-^ = Vp0Tiln^ + Pfl 	(Х.51)
Ру + Ро
Расход газа V определим с учетом газового фактора Го, коэф-
фициента растворимости газа а и обводненности п:
V = Qp;-a(PHac2+py _р0)](1-п).	(Х.52)
По (Х.52) расход газа определяется как произведение де-
бита жидкости на эффективный газовый фактор, вычисленный
для среднего давления в насосных трубах. Подставляя (Х.52)
в (Х.51) и сокращая на Q, получим
х = 7V	а' о+Ру-Р0)](1 -«) РоП In  (Х.53)
ржё [	\	2	7]	Ру + Ро
Зная х из (Х.53), определим давление разгрузки от работы
газа, как обычно.
Рз = хрж8	(Х.54)
К. п. д. работы газа в насосных трубах при работе ШСНУ при-
ближенно может быть принят ц = 0,4—0,5, причем меньшая
цифра соответствует сильно обводненной нефти, большая —
практически безводной продукции.
Влияние динамических нагрузок
Максимальные динамические нагрузки возникают в в. м. т.
и н. м. т. Причем в в. м. т. они направлены вверх и умень-
шают вес штанг, которые сжимаются и поэтому сообщают плун-
жеру дополнительный ход е\ В н. м. т. эти нагрузки направ-
лены вниз и поэтому увеличивают вес штанг, которые удлиняют-
ся и сообщают плунжеру дополнительный ход е2. В результате
полезный ход плунжера будет равен
Sn = S— %ч-е1-^е2.	(Х.55)
Деформации ei и е2 могут быть подсчитаны по той же фор-
муле Гука. Но, в отличие от ее использования для определения
А, от действия силы Рж, как сосредоточенной нагрузки, прикла-
дываемой к нижнему концу штанги, в этом случае деформации
£1 и е2 возникают от действия силы инерции Pi, являющейся,
как и сила тяжести, силой массовой, распределенной во всем
объеме штанг. Обычно равномерно распределенную силу заме-
няют сосредоточенной и приложенной к центру тяжести тела,
который для одноступенчатой колонны штанг лежит в середине
367
их длины. По этим причинам в формулу Гука вместо длины L
необходимо подставить L/2. Таким образом,
е1 +^2 —
Р iaL Р IrL
2Е/Ш + 2Е/Ш
L
2Е/Ш
(Х.56)

где Л в — максимальная инерционная сила в в. м. т.; Pi н —
максимальная инерционная сила в н. м. т.
Инерционная сила равна произведению массы на ускорение
Pc = Mj.	(Х.57)
Из теории шатунно-кривошипного механизма с конечным от-
ношением радиуса кривошипа г к длине шатуна I известно, что
/тах=~(1±^),	(Х.58)
где со = лл/30 — угловая скорость вращения кривошипа. Причем
знак плюс берется для положения головки балансира в н. м. т.,
знак минус — для положения головки балансира в в. м. т. Оп-
ределяемое по (Х.58) ускорение справедливо для точки сочле-
нения шатуна с балансиром. Для того чтобы перейти к точке
подвеса штанг, необходимо выражение (Х.58) умножить на от-
ношение длины переднего плеча балансира а к длине заднего
плеча балансира Ь. Поэтому для точки подвеса штанг будем
иметь
/max=G)2^fl±^-Y	(Х.59)
О \ I J
В качестве массы М, на которую действует это ускорение,
принято брать массу штанг M = Pmlg.
Таким образом,
=	(Х.60)
(Х.61)
Подставляя (Х.60) и (Х.61) в (Х.56) и производя необходи-
мые преобразования и подстановки, получим
£Ршл2Д2га Г,
-Г е2 =---155----- 1 -
2Е/ш§3026 [
Учитывая, что
Рш = /ш£-Рс£; 2г ——- — S,
о
(Х.62)
и делая возможные сокращения, получим
ei + e2=
Л2рс
2Е302
L2n2S.
(Х.63)
368
Подставляя в (Х.63) значение постоянных чисел л, рс и мо-
дуля Юнга Е в соответствующей размерности (л = 3,1416, рс =
= 7800 кг/м3, Е = 2,06-10-10 Н/м2), получим
+ е2 = 2,076 10-адг25.	(Х.64)
Подставляя (Х.64) в (Х.55) и вынося S за скобки, получим
ход плунжера с учетом действия инерционных сил
Sn = S(1 -f-2,076-10-10L2n2)—%.	(X.65)
Выражение, стоящее в скобках, принято называть факто-
ром выигрыша хода Д'
К = 1 4- 2,076 • 10-10L2n2.	(X .66)
Тогда ход плунжера
Sn = SK—к	(Х.67)
Величина К обычно мала и отличается от единицы на 1,5—
2,5 % для обычных режимов, но она быстро возрастает с уве-
личением глубины подвески насоса L и числа качаний п, так
как последние входят в формулу для К в квадрате.
Так, при £=1000 м и п = 5 мин-1 /С= 1,0052, но при £ =
= 1500 м и л=10 мин-1 ^= 1,0467.
Динамические нагрузки
Величины динамических нагрузок в в. м. т. и н. м. т. уже
были определены [см. формулы (Х.60) и (Х.61)]. Обычно в рас-
чет при начале хода вверх принимают большую из них, а именно
определяемую формулой (Х.61) для н. м. т.
Однако для расчета формулу упрощают и приводят к виду
Р1П = Ршт,	(Х.68)
где
(Х.69)
Эти упрощения следующие. Подставляя в (Х.61)
, [л2п2	-га	S
302 . < b	2
получим
Pin = рш	С1 +	= Рш	(1 + —Y	(X .70)
£2-900 k tlj 1789 к
369
n2~g и rll=\/4, как это
станках-качалках. В таком
(Х.71)
составляет 0,05—0,12, т. е.
В технической литературе встречается другое выражение
для фактора динамичности т
Sn*
т =-----,
1440
получаемое в предположении, что
имело место в старых деревянных
случае
Sn* /, . 1 \	Sn*
т =-----(1 Н----| =------
1800 к	4 ) 1440
Величина т обычно невелика и
увеличение нагрузки от инерционных сил происходит на 5—12 %
от веса штанг. Однако в этом упрощенном подходе к опреде-
лению Pi и т имеется существенное допущение. Оно заключа-
ется в том, что величина /max умножается на всю массу штанг
М [см. формулу (Х.57)]. Это равносильно сосредоточению всей
массы штанг в шаре, прикрепленном к головке балансира.
В действительности штанги — упругий стержень и всякий им-
пульс, приложенный к штангам в точке подвеса, распространя-
ется по всей массе не мгновенно, а со скоростью звука в металле
а. Поэтому к тому времени t=Lfa, пока импульс дойдет до
нижнего конца штанг, верхний конец будет испытывать мень-
шее ускорение, так как за это время кривошип успеет повер-
нуться на угол q> = ($Lla рад и вызовет в точке подвеса уско-
рение /</тах- В результате действительная величина Pi бу-
дет меньше расчетной. Однако в этом приближенном расчете
не учтена инерция столба жидкости над плунжером, которая
должна увеличивать Pi. Скорость звука в материале штанг
а=4800 м/с, а в жидкости (воде) я=1400 м/с. Поэтому действие
силы инерции жидкости сильно запаздывает. Таким образом,
учитывая всю массу штанг, мы завышаем Pi, а отбрасывая инер-
цию столба жидкости, занижаем Pi. Предполагается, что эти
две неточности компенсируются. Более сложные теории ра-
боты штанг в насосной скважине учитывают эти явления. По
аналогии с формулой (Х.70) инерционная нагрузка в в. м. т.
будет равна
р. _____р §п2
1В ш 1789
(Х.72)
и в этом случае
т
_ Sn2 6 L')
~ 1789 I	I )
(X.73)
Силы трения
Суммарная сила трения состоит из сил трения:
плунжера в цилиндре, зависящей от пригонки плунжера, 7\;
полированного штока в сальнике устьевого оборудования,
зависящей от затяжки сальника и состояния штока,— 7\;
370
штанг о стенки насосных труб, зависящей от кривизны сква-
жин,— ТУ,
штанг о жидкость в трубах, зависящей от вязкости Жид-
кости, размера штанг, труб и насоса,— Т4.
Силы трения направлены в сторону, противоположную дви-
жению.
Силы трения в моменты, соответствующие в. м. т. и н. м. т..
когда штанги не движутся, равны нулю. Однако при прохож-
дении головкой балансира своего среднего положения ее ско-
рость движения, а следовательно, и штанг достигает макси-
мального значения. Поэтому и сила трения штанг о жидкость
в этот момент времени имеет наибольшее значение. Она зави-
сит от скорости движения штанг относительно жидкости в подъ-
емных трубах, от соотношения площадей сечения плунжера и
труб, от вязкости жидкости, длины колонны штанг и их диа-
метра.
Сила трения о жидкость действует тогда, когда силы инер-
ции исчезают.
Общую силу трения в штанговой насосной установке опре-
деляют по эмпирической формуле
Рт = 2500S,
где Рт— суммарная сила трения, Н; S — ход полированного
штока, м.
По некоторым оценкам сила трения в плунжерной паре Т\
и сальнике штока Т2 находится в пределах
7,1 + Т2 = 200—500Н,
причем меньшая цифра рекомендуется для насосов с большим
зазором (III группа посадки: 120—170 мкм), а большая — для
насосов с малым зазором (I группа посадки: 20—70 мкм).
Силы трения штанг о стенки труб при их ходе вверх и вниз
различные, так как натяжение штанг, под действием которого
они прижимаются к стенкам труб при ходе вверх, равно Рш +
+ РЖ, а при ходе вниз Рш. Учитывая нормальную составляю-
щую силы натяжения штанг и кривизну скважин, можно при-
ближенно определить силу трения штанг о стенки труб Т3 сле-
дующим образом:
для хода вверх Та = (РШ 4-Рж) лт sin 0,
для хода вниз Т3 = Ршг]тз1п0,	(Х.74)
где р — средний угол кривизны скважины; т]т — коэффициент
трения.
При откачке чистой нефти можно рекомендовать t]T = 0,08—
0,10.
При откачке обводненной нефти т]т = 0,1—0,13.
371
Как видно из (Х.74), для вертикальной скважины 7’з = 0,
так как р = 0, sin 0 = 0.
Оценка величины Т3 по формуле (Х.74) при Рш+Рж=
= 50 000 Н и т]т = 0,1 дает следующие результаты:
при В = 5° Т2 = 435 Н,
В = 10° Т2 = 867,5 Н,
£ = 15° Т, = 1708,3 Н.
Силы трения штанг о жидкость Т4 при ходе вверх и вниз
также различны. При ходе вниз столб жидкости в трубах мо-
жно считать неподвижным (всасывающий клапан закрыт), и
штанги опускаются относительно жидкости со средней ско-
ростью
uH = Sn/30.	(Х.75)
При ходе вверх плунжер, имеющий площадь F—поднимает
жидкость, которая затем перетекает в трубы, имеющие площадь
сечения Ет—fm. Поскольку площадь кольцевого сечения в тру-
бах больше, чем площадь цилиндра насоса со штангами внутри,
то восходящая скорость движения жидкости в трубах будет
меньше, чем ее скорость в цилиндре насоса. Поэтому средняя
скорость штанг относительно жидкости в трубах при ходе вверх
vB будет равна разности средних скоростей штанг и жидкости
в трубах:
(Х.77)
в пред-
диамет-
Выражая площади сечения F, fm, FT плунжера, штанг и труб
соответственно через квадраты их диаметров, получим
Sn А
зо \ ат2-а2ш/
Силу трения штанг о жидкость можно определить
положении, что она равна потерям на трение в трубе
ром, равным диаметру штанг, по которой движется жидкость
со скоростью, равной скорости штанг относительно жидкости.
Это предположение основано на принципе относительности дви-
жения, так как потери напора на трение не изменятся от того,
что жидкость будет двигаться в трубе или, наоборот, труба бу-
дет двигаться с той же скоростью относительно неподвижной
жидкости.
Если определить потери напора на трение /гтр, то, переходя
к давлению и умножая на площадь сечения трубы, получим
силу трения
А = АрРжб/ш-
(Х.78)
372
Величину йтр можно определить по законам трубной гид-
равлики
<х-79>
где X=64/Re; Re = adm/v— коэффициент трения и число Рей-
нольдса, соответственно для ламинарного движения. Расчеты
показывают, что при малых диаметрах и скоростях числа Re
очень малы, ниже критических значений.
Подставляя в (Х.79) значения к (Re) и и согласно (Х.75)
для хода вниз и (Х.77) для хода вверх, а затем подставляя ре-
зультат в (Х.78), получим формулы, определяющие трение
штанг о жидкость.
Для хода вниз
О 4)ц -	—	•
^5- </ш2£30’4
30v
После сокращений и упрощений получим
(Л)н = ^vPjKLmSn.	(Х.80)
10
Аналогично для хода вверх, используя формулу скорости
штанг относительно жидкости в трубах (Х.77), получим
(.2______л2 \
1--^—;	(х-si)
здесь v — кинетическая вязкость жидкости, м2/с; рж — плотность
жидкости, кг/м3; Lm — длина штанг, м; S — ход полирования
штока, м; п — число ходов в минуту, мин-1.
При v = 100'10~6 м2/с, рж = 1000 кг/м3, dn=44 мм,Лш=Ю00 м,^ш=19мм,
5=1,8 м, dT=50 мм внутренний диаметр НКТ и=10 мин-1.
По (Х.80) получаем (7’4)н = 1508 Н.
По (Х.81) — (Л) в = 447,9 Н.
Как видно из приведенного примера, силы трения штанг о жидкость не-
велики и обычно не превышают 5 % от веса штанг.
§ 5. ОБОРУДОВАНИЕ ШТАНГОВЫХ НАСОСНЫХ СКВАЖИН
Штанговые скважинные насосы
Насосы разделяются на невставные или трубные и вставные.
Основные особенности их состоят в следующем.
Невставные насосы. Цилиндр спускается в скважину на на-
сосных трубах без плунжера. Плунжер спускается отдельно на
насосных штангах. Плунжер вводится в цилиндр вместе с под-
вешенным к плунжеру всасывающим клапаном. Чтобы плунжер
373
I-
Рис. Х.2. Принципиальная схема
скважинных штанговых насосов:
а — невставной насос с штоком типа
НГН-1; б — невставной насос с ловите-
лем типа НГН-2; / — нагнетательные кла-
паны, 2 — цилиндры, 3 — плунжеры; 4 —
патрубки-удлинители, 5 —.. всасывающие
клапаны, 6 — седла конусов, 7 — захват-
ный шток, 8 — второй нагнетательный кла-
пан, 9 — ловитель, 10 — наконечник для
захвата клапана; в—вставной насос типа
НГВ-1: / — штанга, 2—НКТ, 3 — посадоч-
ный конус, 4 — замковая опора, 5 — ци-
линдр, 6 — плунжер, 7 — направляющая
трубка
довести до цилиндра насоса
без повреждений через трубы,
последние должны иметь внут-
ренний диаметр больше на-
ружного диаметра плунжера
(примерно на 6 мм). Для из-
влечения невставного насоса
в случае замены или ремонта
необходимо сначала извлечь
штанги с висящим на их конце
плунжером, а затем насосные трубы с висящим на их конце ци-
линдром насоса.
Вставные насосы. Цилиндр в сборе с плунжером и клапа-
нами спускается на штангах. В этом случае на конце насосных
труб заранее устанавливается специальное посадочное устрой-
ство— замковая опора, на которой происходит посадка и уп-
лотнение насоса. Для извлечения вставного насоса в случае
ремонта достаточно извлечь только штанги, вместе с которыми
извлекается весь насос.
Поскольку при вставном насосе через трубы данного диа-
метра пропускается не только плунжер, но и цилиндр вместе
с кожухом, то диаметр плунжера вставного насоса должен
быть намного меньше диаметра трубного. Поэтому подача
вставного насоса при трубах данного диаметра всегда меньше
подачи невставного.
Общая характеристика насосов. На рис. Х.2 показаны прин-
ципиальные схемы невставных (рис. Х.2, а, б) и вставного
(рис. Х.2, в) насосов.
Как видно из рисунка (см. рис. Х.2, а), в НГН-1 всасываю-
щий клапан 5 держится в седле конуса 6 и соединен с плун-
жером 3 специальным штоком 7. Это позволяет при подъеме
штанг, а следовательно, и плунжера сразу извлечь всасываю-
щий клапан 5. Такая операция необходима не только для за-
мены или ремонта клапана, но и для спуска жидкости из на-
сосных труб перед их подъемом. Однако наличие длинного
штока не позволяет установить в нижней части плунжера вто-
374
рой нагнетательный клапан для уменьшения вредного простран-
ства и повышения надежности работы насоса. Кроме того, на-
личие штока внутри плунжера ограничивает ход последнего,
и в насосах этой конструкции он не превышает 1 м.
В насосах НГН-2 (см. рис. Х.2, б) —два нагнетательных
клапана. Это существенно уменьшает (на объем плунжера)
объем вредного пространства и повышает коэффициент напол-
нения при откачке газированной жидкости. У этих насосов для
посадки и извлечения всасывающего клапана 5 имеется специ-
альный ловитель 9, которым захватывается шток 10. После
спуска плунжера на штангах и посадки всасывающего клапана
на конус поворотом штанг ловитель разъединяется от штока,
и плунжер может производить возвратно-поступательное движе-
ние с любой допускаемой длиной цилиндра величиной хода.
Перед подъемом насоса для его ремонта необходимо ловите-
лем захватить шток конуса. Это осуществляется поворотом
штанг по часовой стрелке при посаженном плунжере до отказа.
Если операция ловли конуса неудачна, то насосные трубы при-
ходится поднимать вместе с жидкостью, что сильно осложняет
работу бригады текущего ремонта.
Вставные насосы НГВ-1 имеют один или два клапана, раз-
мещенные в верхней и нижней части плунжера.
Поскольку на штангах извлекается и опускается весь насос
в сборе, то отпадает необходимость иметь ловитель или шток
для подъема всасывающего клапана.
Отечественные насосы имеют следующие номинальные диа-
метры цилиндров, мм:
НГН-1 — 28; 32; 43; 55; 68;
НГН-2 — 28; 32; 38; 43; 55; 68; 82; 93;
НГВ-1 — 28; 32; 38; 43; 55; 68.
Фактические диаметры могут отличаться от номинальных на
1—2 мм в большую сторону (для 93-мм насоса фактический
диаметр может доходить до 96 мм). Это объясняется повтор-
ным использованием как плунжеров, так и цилиндров, а также
и других деталей насосов после их реставрации на заводах или
в мастерских.
Цилиндры насосов. Цилиндры собираются из коротких
(0,3 м) стальных или чугунных втулок, вставляемых на специ-
альной оправке в кожух и сжатых с торцов муфтами кожуха.
Число втулок в насосах НГН-1—от 2 до 7, что обеспечивает
ход плунжера до 0,9 м; в насосах НГН-2—от 6 до 24 и в на-
сосах НГВ-1 —от 9 до 27, что обеспечивает ход плунжера до
6 м. В некоторых случаях цилиндры короткоходовых насосов
изготовляются из цельной стальной трубы с гладкообработан-
ной внутренней поверхностью. Длинные цельные цилиндры
изготовить технически трудно, так как при этом не удается вы-
держать необходимую точность.
375
Конструктивно вставные насосы несколько сложнее невстав-
ных.
Все насосы по зазору между плунжером и цилиндром де-
лятся на три группы посадки:
Группа посадки ........... I	И	III
Зазор, мкм ............... 20—70	70—120	120—170
Насосы III группы посадки, как правило, применяются для
неглубоких скважин при откачке вязких нефтей и эмульсий и
при больших отборах жидкости. Насосы II группы посадки при-
меняются при средних глубинах и откачке масляной нефти. На-
сосы I группы применяют для глубоких скважин при откачке
масляной нефти при полном отсутствии песка в откачиваемой
жидкости.
Плунжеры насосов. Плунжеры изготавливаются из стальных
труб стандартной длины 1,2 м. Наружная поверхность — поли-
рованная хромированная. Плунжеры бывают гладкие (рис. Х.З,
а), с кольцевыми канавками (рис. Х.З, б), с винтовой канавкой
(рис. Х.З, в) и типа «пескобрей» (рис. Х.З, г).
Кроме того, имеются плунжеры, армированные тремя или
четырьмя резиновыми кольцами, которые применяются в насо-
сах НГН-2Р, что означает: насос глубинный невставной типа 2
с плунжером, имеющим резиновые кольца (Р).
Если цилиндр насоса безвтулочный, а плунжер с резино-
выми кольцами, то к шифру будет добавлена буква Б, напри-
мер, НГН-1РБ (буква Б означает безвтулочный). Насосы
с гуммированным (обрезиненным) плунжером разработаны
в Грозном и применяются в неглубоких скважинах.
Клапаны насоса (рис. Х.4, Х.5). Наиболее быстро изнаши-
ваемым узлом в насосе является клапан. Непрерывные удары
шарика по седлу под действием столба жидкости в течение
длительного времени разбивают поверхность контакта, и гер-
метичность клапана нарушается. Особенно тяжелые условия
для работы клапана создаются при откачке жидкости с абра-
зивной взвесью (песок) и при наличии коррозионной среды.
На верхнем переводнике каждого вставного и невставного
насоса выбивается клеймо, на котором отмечаются 1 — товар-
ный знак завода-изготовителя, 2 — заводской номер насоса, 3 —
шифр насоса, условный диаметр, допустимая длина хода плун-
жера и максимальная глубина спуска, 4 — год выпуска насоса.
Кроме того, на кожухе каждого насоса у верхнего его конца
наносится шифр насоса (по трафарету эмалевой краской), на-
пример, НГН2-43-4200-П-П-120. Это означает: насос невставной
2-го типа диаметром 43 мм с максимальным ходом плунжера
до 4200 мм, П-й группы пригонки с плунжером типа пескобрей
(П) с давлением опрессовки 120 атмосфер (12 МПа). Все на-
сосы, кроме того, снабжаются паспортом с указанием всех тех-
нических данных.
376
^T77)-F777777y^77yy777777ZZZ
.......^11.
6
г
Рис. Х.З. Плунжеры, применяемые для штанговых глубинных
насосов
Рис. Х.4. Клапанные узлы:
а — нагнетательный клапан для насосов
НГН-1 (43, 55 и 68 мм); б ~ всасывающий
клапан для насосов НГН-1 (43, 55 н
68 мм); 1 — клетка клапана; 2 — шарик;
3—седло клапана; 4 — ниппель илн нип-
пель-конус
Рис. Х.5. Нижний нагнетательный кла-
пан насосов НГН-2 с ловителем для
захвата штока всасывающего кла-
пана:
/—3 — см. рис. Х.4; 4— корпус ловителя;
5 — ловитель
377
Необходимо также указать на существование специальных
насосов, спускаемых на трубчатых штангах. Их шифр содержит
букву Т, например НГН2Т. Это означает: насос глубинный не-
вставной типа 2, для трубчатых штанг. При откачке жидкости
с большим содержанием песка и взвеси, для предотвращения
попадания этой взвеси в зазор между цилиндром и плунжером
и заклинивания, откачиваемая жидкость из плунжера попадает
не в насосные трубы, а в полые (трубчатые) штанги и по ним
поднимается на поверхность. В качестве трубчатых штанг ис-
пользуются те же трубы, но малого диаметра (48—60 мм).
Принципиальное отличие насосов для трубчатых штанг со-
стоит только в том, что нагнетательный клапан (один или два)
располагается в нижней части плунжера. Верхняя часть плун-
жера через специальный переводник соединяется с трубчатыми
штангами. Поэтому жидкость не попадает в пространство ме-
жду насосными трубами и трубчатыми штангами. В остальном
конструкция этих насосов не отличается от обычных. Насосы
для трубчатых штанг могут быть как вставные, так и невстав-
ные. Кроме того, разработаны конструкции специальных насо-
сов других типов и назначений, например для раздельной до-
бычи нефти.
Штанги
Обычные штанги выпускаются четырех номинальных раз-
меров по диаметру тела штанги: 16, 19, 22 и 25 мм. Концы
штанги имеют утолщенные головки с квадратным сечением для
захвата специальными ключами при свинчивании и развинчи-
вании колонны штанг. Штанги соединяются штанговыми муф-
тами (рис. Х.6, табл. Х.1).
Кроме штанг нормальной длины (8 м) выпускаются укоро-
ченные штанги длиной 1; 1,2; 1,5; 2; 3 м стандартных диамет-
ров. Укороченные штанги необходимы для регулировки длины
всей колонны штанг с таким расчетом, чтобы висящий на них
плунжер перемещался в цилиндре насоса в заданных пределах.
Верхний конец колонны штанг заканчивается утолщенным по-
лированным штоком, проходящим через сальниковое уплотне-
ние устья скважины.
Муфта соединительная
Рис. Х.6. Насосная штанга и соединительная муфта
378
В зависимости от условий
эксплуатации штанги выпус-
каются с различной прочност-
ной характеристикой. Для их
изготовления используются
стали марки 40 или никель-
молибденовые стали марки
20НМ. с термообработкой и по-
следующим поверхностным уп-
рочнением токами высокой ча-
стоты (ТВЧ). В табл. Х.2 при-
водятся характеристики штанг
и условия их использования
в скважинах.
При конструировании ко-
лонны штанг используется из-
вестная в литературе номо-
грамма Я. А. Грузинова.
Несмотря на то что верх-
ние сечения штанг обычно бы-
вают наиболее нагружен-
ными, практика показывает,
что поломки и обрывы штанг
случаются и в нижних сече-
ниях. При использовании на-
сосов больших диаметров (56,
70, 95 мм), особенно при от-
качке вязких жидкостей и при
больших скоростях плунжера
(Sn>30) нижние штанги могут
испытывать продольный изгиб
и, как следствие, отвороты и
поломки. В таких случаях при-
бегают к установке «утяже-
ленного низа», состоящего из
2—6 тяжелых штанг или труб
общей массой 80—360 кг. Это
улучшает условия работы ниж-
ней части колонны штанг, но
одновременно сокращает пре-
дельную глубину подвески на-
соса.
При креплении штанг ре-
комендованы следующие пре-
дельные крутящие моменты:
Диаметр штанг, мм 16 19 22 25
Крутящий момент,
Н-м.......... 300 500 700 1000
><
Я
S
о
я
Н
Примечание. НР-“НОрмальный размер» мм; ПО — предельное отклонение» мм
379
Таблица Х.2
Прочностные характеристики штанг и условия их использования
Сталь	Термообработка	Условия работы в скважине
40	Нормализация	Для легких условий эксплуатации: малые подвески, отсутствие корродирую- щей среды с допускаемым приведенным на- пряжением о 70 МПа
20 НМ	»	Для средних условий эксплуатации: с подвесками насосов всех диаметров при 70 о 90 МПа При откачке коррозионной жидкости о 60 МПа
40	Нормализация + + ТВЧ	Для тяжелых условий эксплуатации: (большие подвески и форсированная откач- ка) Для насосов 28, 32, 38, 43 мм о 120 МПа Для насосов 56, 70, 95 мм о 100 МПа
20НМ	Нормализация + + ТВЧ	Для особо тяжелых условий эксплуатации: (искривленные скважины, наличие корро- зионной среды, больше подвески) Для насосов 28, 32, 38, 43 мм о < 130 МПа Для насосов 56, 70, 95 мм о 110 МПа
Частые спуски и подъемы штанг приводят к увеличению
частоты обрывов штанг. Соответствующими инструкциями рег-
ламентируются правила хранения, перевозки и сборки штанг и
штанговых колонн.
Насосные трубы
Насосно-компрессорные трубы (НКТ) бывают с гладкими и
высаженными (равнопрочные) концами. Трубы с гладкими кон-
цами имеют постоянный диаметр по длине и поэтому в мес-
тах нарезки под муфтовые соединения несколько ослаблены.
Трубы с высаженными наружу концами имеют утолщенные
концы в местах нарезки под муфтовые соединения и поэтому
повышенную прочность нарезанной части трубы.
По длине НКТ разделяются на три группы: I — от 5,5 до 8 м;
II —8—8,5 м; III —8,5—10 м.
Трубы изготавливаются из сталей пяти групп прочности: Д,
К, Е, Л, М. Гладкие трубы и муфты к ним групп прочности
К, Е, Л, М, а также все трубы с высаженными концами под-
Таблица Х.З
Основные показатели групп прочности стали труб
Показатели	Д	К	Е	Л	м
Временное сопротивление <тв, МПа	650	700	750	800	900
Предел текучести ат, МПа	380	500	550	650	750
380
вергаются термообработке
(табл. Х.З).
Основные характери-
стики НКТ, применяемых
при добыче нефти, приве-
дены в табл. Х.4. Условный
диаметр трубы с точностью
до нескольких десятых до-
лей миллиметра совпадает
с наружным диаметром
тела трубы.
НКТ в скважинах, осо-
бенно при ШСНУ, несут
большую нагрузку. Кроме
растяжения от действия соб-
ственного веса они подвер-
жены нагрузке от веса
столба жидкости, запол-
няющей НКТ, и иногда от
веса колонны штанг при их
обрыве в верхней части или
при посадке плунжера на
шток всасывающего кла-
пана. В искривленных сква-
жинах они подвергаются
трению штанговыми муф-
тами. При больших проти-
водавлениях на устье еще
добавляется сила, равная
произведению устьевого
давления на площадь трубы
(в свету). Обычно коэффи-
циент запаса прочности
принимают равным 1,3—
1,5, считая по нагрузке, со-
ответствующей напряжению
текучести <гт.
Трубы маркируются
у муфтового конца. На
клейме указываются услов-
ный диаметр, толщина
стенки (мм), товарный знак
завода, группа прочности
(буква), месяц и год вы-
пуска. Толщина стенок ука-
зывается только для труб
73 и 89 мм, которых может
быть две (см. табл. Х.4).
Таблица Х.4 Характеристики насосно-компрессорных труб	НКТ равнопрочные	1 ! Нагрузка (Тс) в теле трубы при о=от	S	— 1О C^COlOCO со оо сч г*-
			ч	<0 чГ О чГ co co to oscoeo со ю г* о сч ш
			ш	— 1Л со г-^ 2 гТся ад о m СО СП ОСЯ
				W	05 СО 00 г* г* сч ш оо о
			Ч	— о^со —со-чг сб со о? сч со СО Г* 00
	1	нкт гладкие	1	Страгивающая нагрузка (Тс) для резьбового соединения при <У=(?Т	S	О <0 — со —Г об 00 о сч СЧ Ш 00 05 —
			ч	1П СО co^in сч in сч^ О* 10* О* СО* 00* Г—* СЧ СО Ш Г- Г* 05
			и	ю ю —< — <О 10 сч со сч — сП ’'Ф СО СО СО
				СО_ Г* 10 оо со 1П Г~* 00 00* О* «Ф* — сч СО 10 со г**
				ОО О0ш СОш 05 —>* о о? to со* « СЧ СЧ tF tF ю
	Внутренний диаметр, мм			СО СО	СО СО о осч со обо 1O со Ь- 00 о
	Толщина стенки, мм			LO 10 Щ tF 10 10 со со г—
	Условный диаметр, мм ।			00 о со о сч «ч* чг со Г- 00 о
381
Правильное сопряжение резьбовых соединений НКТ дости-
гается при приложении крутящего момента определенной вели-
чины, а именно:
Условный диаметр трубы, мм . . 48	60	73	89	102	114
Крутящий момент, Н-м .... 500	800	1000	1300	1600	1700—2000
Поэтому важно использовать автоматы для свинчивания и
развинчивания НКТ со специальным фрикционным регулято-
ром момента.
Недопустим спуск НКТ без смазки резьбовых соединений,
а также их транспортировка без предохранительных колец и
деревянных заглушек.
Для уменьшения собственного веса труб при необходимости
их спуска на большую глубину применяют ступенчатую ко-
лонну НКТ с большим диаметром вверху и малым внизу. Для
работы в коррозионной среде находят все большее применение
НКТ с внутренним покрытием лакокрасками, эмалями или ме-
таллическим покрытием из алюминия.
Специально для сверхглубоких скважин созданы трубы из
алюминиевого сплава. Их малая масса при незначительном
уменьшении прочности позволяет спускать НКТ на большую
глубину. . -.
В Татарии широкое применение нашли остеклованные НКТ,
внутренняя поверхность которых покрыта стеклом для предот-
вращения отложений парафина.
Все перемещения партии труб регистрируются в специаль-
ном журнале учета работы НКТ. Отбракованные трубы обяза-
тельно исключаются из партии и не используются для спуска
в скважины.
Категорически запрещается обстукивание муфтовых соеди-
нений НКТ кувалдой для расслабления резьбового соединения,
что, к сожалению, довольно часто практикуется на промыслах.
Прочность резьбового соединения после такой операции резко
снижается и увеличивается вероятность появления утечек или
обрыва труб.
Оборудование устья скважины
Устьевое оборудование штанговой насосной скважины пред-
назначено для герметизации затрубного пространства и отвода
продукции скважины.
В связи с широким распространением однотрубной системы
сбора продукции скважин при централизованных установках
по сепарации газа и замеру дебитов сильно возросли давления
на выкидах насосных установок. В некоторых случаях воз-
никает необходимость иметь на устье скважин (удаленные
скважины, высокие вязкости жидкости) давления, доходящие
до 4 МПа. Это усложняет конструкцию устьевого оборудования
и повышает к нему технические требования. Типичной обвяз-
382
кой устья скважины, оборудо-
ванной ШСНУ, нашедшей ши-
рокое применение на нефтя-
ных промыслах восточных
районов, является конструк-
ция, показанная на рис. Х.7.
Устьевой сальник гермети-
зирует выход полированного
штока. В полость саль-
ника укладываются разрезные
кольца из прорезиненного тка-
невого ремня или специальной
нефтестойкой резины, кото-
рые уплотняются заворачива-
нием верхней нажимной
муфты. Часто причиной нару-
шения герметичности устье-
вого сальника является несов-
падение центра сальника
с центром канатной подвески
штанг или ее отклонение от
вертикали при движениях ба-
лансира. Такие отклонения
в той или иной мере всегда
имеют место при недостаточ-
ной точности установки стан-
ка-качалки, балансира или их
нарушении в процессе дли-
тельной работы.
Это обусловило появление
устьевых сальников с само-
устанавливающейся головкой
Рис. Х.7. Типичное оборудование
устья скважины для штанговой на-
сосной установки:
/—колонный фланец, 2—планшайба,
3 — НК.Т, 4 — опорная муфта, 5 — трой-
ник, 6 — корпус сальника, 7 —полирован-
ный шток, 8 — головка сальника,9 — саль-
никовая набивка
с шаровым шарнирным соеди-
нением. Такой сальник разработан Азинмашем и рассчитан на
давление до 4,0 МПа. Шаровая головка сальника допускает
отклонение его оси от вертикали в любую сторону до 3°. Герме-
тичность в шаровом сочленении обеспечивается уплотнитель-
ным кольцом из нефтестойкой резины. Шаровое сочленение уве-
личивает срок службы сальниковой набивки и полированного
штока. При необходимости периодически сальниковую набивку
подтягивают завинчиванием крышки головки.
Канатная подвеска
Сальниковый шток присоединяется к головке балансира
с помощью канатной подвески. Конструкция канатной подвески
допускает установку прибора — динамографа для снятия диа-
383
Рис. Х.8. Канатная подвеска сальникового штока
граммы — зависимости силы, действующей в точке подвеса, от
хода штока [/’(5)].
Кроме того, с помощью канатной подвески регулируется по-
садка плунжера в цилиндр насоса для предупреждения ударов
плунжера о всасывающий клапан или выхода плунжера из
цилиндра.
Канатная подвеска (рис. Х.8) состоит из нижней 1 и верх-
ней 4 траверс. В нижнюю траверсу заделаны с помощью спе-
циальных зажимов 2 концы канатной петли 7. На верхней тра-
версе укреплен клиновой зажим 5, удерживающий сальниковый
шток. По краям нижней траверсы имеются винты 3 для подъ-
ема верхней траверсы при установке в их разъем динамографа.
Элементы конструкции канатных подвесок, входящих в комп-
лект станка-качалки, стандартизованы. Канатная петля оде-
вается на специальный ролик, имеющийся на головке балан-
сира.
Изменение места захвата сальникового штока клиновым
захватом достигается перестановкой верхней траверсы вдоль
штока на требуемое место и повторной затяжкой клинового
захвата муфтой 6.
Штанговращатель
Штанговращатель — механическое приспособление, закреп-
ляемое на сальниковом штоке для медленного проворачивания
колонны штанг и плунжера «на заворот» при каждом ходе
головки балансира.
Штанговращатели применяются при эксплуатации искрив-
ленных скважин для предотвращения одностороннего истирания
штанг, муфт и плунжера, для предотвращения отворотов штан-
384
говых колонн, а также в случаях применения пластинчатых
скребков, укрепляемых на колонне штанг для удаления отло-
жений парафина на внутренних стенках насосных труб.
Обычно штанговращатель состоит из зубчатого круглого ди-
ска, закрепляемого на теле штока горизонтально, и храпового
механизма с шарнирным зубом и рычагом, который тросом
соединяется с неподвижной точкой. При каждом качании ба-
лансира трос натягивается, перемещает рычаг, с помощью ко-
торого шарнирный зуб (собачка) поворачивает диск на один
шаг.
Таким образом, штанги делают один оборот за такое число
качаний, сколько зубьев имеется в диске по его периметру.
Штанговращатели существенно улучшают работу ШСНУ
при осложненных условиях эксплуатации.
§6.	СТАНКИ-КАЧАЛКИ (СК)
На нефтяных промыслах в эксплуатации имеются СК
различных типоразмеров и конструкций. В настоящее время
СК выпускаются по ГОСТ 5866—76. В механическом и кине-
матическом отношении они достаточно совершенны (рис. Х.9).
В отличие от предыдущих СК новые конструкции имеют не
откидную головку балансира, а поворотную, что облегчает ра-
боту бригады подземного ремонта и сокращает возможность
травматизма. Кроме того, предусматривается плавное, механи-
зированное перемещение кривошипных противовесов и ряд дру-
гих изменений. ГОСТ 5866—76 предусматривает широкий ас-
сортимент СК (табл. Х.5). В шифре СК указывается грузо-
подъемность, максимальный ход и допустимый момент на валу
редуктора.
Пример шифра СКЗ—1,2—630. Это означает: грузоподъем-
ность станка-качалки — 3 т, максимальный ход—1,2 м, наи-
больший крутящий момент на валу редуктора — 630 кгс-м. Та-
ким образом, в самом шифре указываются важнейшие харак-
теристики СК (табл. Х.5).
Новые СК имеют только роторное уравновешивание, двухсту-
пенчатые редукторы с шевронными зубчатыми колесами с за-
цеплением Новикова (кроме СК2 и СКЗ, для которых допуска-
ется эвольвентное зацепление).
Тихоходный вал редуктора имеет два шпоночных паза, рас-
положенных под углом 90°. Это позволяет переставлять криво-
шип на 90° и перераспределять зону износа зубьев редуктора
на менее изношенные участки. Такая мера увеличивает сроки
службы редуктора.
Новые СК изготавливаются при более жестких технических
требованиях к балансировке деталей, точности их изготовления
и центровки плоскостей балансира, кривошипов и вертикаль-
ности движения канатной подвески.
13 Заказ № 325	3 85
Рис. Х.9. Схема балансирного станка-качалки:
/ — канатная подвеска, 2 — балансир с поворотной головкой, 3 — опора балансира, 4 —
стойка, 5 —шатун, 6 — кривошип, 7 — редуктор, 8 — ведомый шкив, 9 — клиноременная
передача, 10 — электромотор, // — ведущий шкив. 12 — ограждения, 13 — салазки пово-
ротные для электромотора, 14 — рама, /5 — противовес, 16 — траверса, /7 — тормозной
шкив
Предусмотрено механизированное плавное перемещение кри-
вошипных противовесов, при котором достигается лучшее урав-
новешивание СК-
Качалки оборудованы двухколодочным тормозом с ручным
приводом. Тормозной барабан закреплен на трансмиссионном
валу редуктора. С помощью тормоза балансир и противовесы
качалки могут быть зафиксированы в любом положении. Элек-
тродвигатель устанавливается на салазках, наклон которых
регулируется для достижения необходимого натяжения тиксо-
тропных ремней трансмиссионной передачи. Изменение длины
хода балансира достигается перестановкой пальца шатуна на
кривошипе, а изменение числа качаний достигается сменой
шкива на валу электродвигателя на другой размер.
386
Таблица Х.5
387
Техническая характеристика станков-качалок
Станок-качалка	Длина хода штока, м	Кинематические размеры, м				Наибольший радиус кривошипа R	Габаритные размеры, м			Масса комплекта, кг
		переднее плечо k}	заднее плечо k	; длина шатуна 1	радиус дальнего отверстия криво- шипа г		длина L	ширина В	высота Н	
1 СК2-0,6-250	0,3; 0,45; 0,6	0,74	0,74	0,84	0,295	0,365	3,15	1,15	2,0	1 600
2 СКЗ-1,2-630	0,6; 0,75; 0,9; 1,05;, 1,2	1,2	1,2	1,43	0,57	1,0	4,2	1,35	3,3	3 850
3 СК4-2,1-1600	0,9; 1,2; 1,5; 1,8; 2,1	2,1	1,5	1,8	0,72	1,3	5,9	1,7	4,8	7 200
4 СК5-3-2500	1,3; 1,8; 2,1; 2,5; 3,0	3,0	2,1	2,5	1,0	1,6	7,4	1,85	5,55	9 900
5 СК6-2,1-2500	0,9; 1,2; 1,5; 1,8; 2,1	2,1	2,1	2,5	1,0	1,6	6,5	1,85	5,1	9 600
6 СК8-3,5-4000	1,8; 2,1; 2,5; 3,0; 3,5	3,5	2,5	3,0	1,2	1,95	8,5	2,25	6,65	15 100
7 СК12-2,5-4000	1,2; 1,5; 1,8; 2,1; 2,5	2,5	2,5	3,0	1,2	1,95	7,5	2,25	6,4	14 800
8 СК8-3,5-5600	1,8; 2,1; 2,5; 3,0; 3,5	3,5	2,5	3,0	1,2	1,95	8,5	2,25	6,65	15 600
9 СКЮ-3-5600	1,5; 1,8; 2,1; 2,5; 3,0	3,0	2,5	3,0	1,2	1,95	8,0	2,25	6,65	15 450
10 СК10-4,5-8000	2,3; 2,7; 3,3; 3,9; 4,5	4,5	3,5	4,2	1,67	2,36	10,55	2,6	9,00	24 900
11 СК12-3,5-8000	1,8; 2,1; 2,5; 3,0; 3,5	3,5	3,5	4,2	1,67	2,36	9,55	2,6	8,5	24 800
12 СК 15-6-12500	3,0; 3,5; 4,5; 5,2; 6,0	6,0	4,2	5,0	2,0	3,2	13,2	3,1	11,5	34 800
13 СК20-4.5-12500	2,3; 2,7; 3,8; 3,9; 4,5	4,5	4,2	5,0	2,0	3,2	11,7	3,1	10,7	34 500
Кроме описанных балансирных станков-качалок существует
много других индивидуальных приводов для штанговых насос-
ных установок, не получивших, однако, широкого распростра-
нения. К числу таких приводов можно отнести безбалансирные
станки-качалки, в которых возвратно-поступательное движение
штанг осуществляется с помощью цепи или канатов, перекину-
тых через шкивы-звездочки, укрепленные на наклонной к устью
скважины пирамиде-опоре. Канатная подвеска (или цепь)
прикрепляется к штангам, а другим концом к кривошипу ре-
дуктора.
При вращении вала редуктора и укрепленных на валу кри-
вошипов канаты подвески и колонна штанг совершают воз-
вратно-поступательное движение. Отсутствие тяжелого высоко-
поднятого на пирамиде-стойке балансира позволяет уменьшить
массу безбалансирных станков и несколько улучшить кинема-
тику привода. Безбалансирные СК уравновешиваются с по-
мощью противовесов, укрепляемых на кривошипе, как и у ба-
лансирных СК. Однако центр тяжести противовеса имеет по
отношению к точке прикрепления шатунов угловое смещение,
зависящее от наклона линии, соединяющей центры вращения
шкивов на опоре и оси главного вала кривошипа.
Существуют балансирные СК с гидропневматическим и пнев-
матическим уравновешиванием. Эти станки более компактные,
чем обычные балансирные, имеют более плавный ход, меньшие
инерционные нагрузки. Однако они сложнее в изготовлении, до-
роже и, несмотря на некоторое уменьшение габаритных раз-
меров, более металлоемки. Уравновешивание в них достигается
как за счет использования роторных противовесов, так и за счет
сжатия воздуха в специальном цилиндре с перемещающимся
в нем поршнем. Кроме того, на СК с пневматическим уравнове-
шиванием обязательно имеется небольшой одноцилиндровый
компрессор для подкачки воздуха в систему уравновешивания.
Разработаны гидравлические качалки, состоящие из длин-
ного цилиндра и движущегося в нем поршня, соединенного
непосредственно с колонной штанг. Цилиндр устанавливается
вертикально над устьем скважины. Возвратно-поступательное
движение поршня и штанг достигается путем переключения золот-
никовым устройством нагнетаемой силовым насосом жидкости
в полости цилиндра. В качестве силового используется обычно
шестеренчатый насос с приводом от электродвигателя. Уравно-
вешивание осуществляется за счет противоположного по фазе
перемещения насосных груб с гидравлической подвеской. Гид-
равлические качалки очень компактны, имеют массу в 2—
2,5 раза меньшую, чем обычные балансирные СК, плавный ход,
однако существенным их недостатком является перемещение
НКТ, дополнительные уплотнительные сальниковые элементы и
длинные силовые цилиндры, изготовление которых требует со-
вершенной технологии.
388
§ 7.	ПРИНЦИПЫ УРАВНОВЕШИВАНИЯ СК
Из общей теории работы штанговой насосной установки из-
вестно, что основная нагрузка на головку балансира при его
ходе вверх равна весу столба жидкости и штанг (Рж + РШт).
Второстепенными силами, такими как силы трения, инерцион-
ные силы и другими, пренебрегаем. При ходе головки балансира
вниз нагрузка становится равной только весу штанг, так как
при этом нагнетательный клапан открывается и нагрузка от
столба жидкости передается на трубы. Это приводит к неравно-
мерной работе электродвигателя. За первую половину оборота
кривошипа (ход вверх) двигатель совершает работу, равную
(Рш + /Эж)5 = Wi. За вторую половину оборота (ход вниз) дви-
гатель не только не совершает никакой работы, а, наоборот,
мог бы генерировать электроэнергию в сеть, так как под дей-
ствием силы тяжести штанг через балансир и систему транс-
миссии двигатель вращался бы и отдавал в сеть энергию, рав-
ную Рш5=И72. Эта энергия отрицательна. Таким образом, за
полный оборот кривошипа совершается работа, равная алге-
браической сумме
Wt -h = (Рш -f- Рж) S— Рш$ = Рж$.
При этом электродвигатель должен иметь запас мощности,
достаточный для преодоления максимальной нагрузки во время
первой половины хода. Устранить такую неравномерность на-
грузки электродвигателя можно соответствующим уравновеши-
ванием СК- Поскольку сила Рш действует на головку балансира
при ходе вверх и при ходе вниз, то при равноплечем балансире
на заднем плече необходимо поместить противовес, по крайней
мере равный весу штанг. В этом случае штанги будут уравно-
вешены и при ходе вверх двигатель будет совершать положи-
тельную работу PmS=Wlt а при ходе вниз — нулевую работу.
Нагрузки на электродвигатель будут постоянны при условии
постоянства крутящего момента на валу кривошипа за обе по-
ловины хода. Равенство работ при ходе вверх и при ходе вниз
может быть обеспечено лишь в том случае, если за первую
половину хода (<р = 0—180° — ход точки подвеса штанг вверх)
в шатуне возникнет растягивающая его сила Тр, а за вторую
половину хода (ср =180—360° — ход точки подвеса штанг вниз)
в шатуне возникает сжимающая сила Тс-, причем эти две силы
по абсолютной величине должны быть равны. При соблюдении
указанного условия работа электродвигателя будет наиболее
равномерной.
Составим уравнения работы всех действующих сил за ход
вверх и ход вниз. Условимся считать работу положительной,
если направление силы совпадает с направлением движения. На
рис. Х.10 изображена кинематическая схема станка-качалки. На
заднем плече балансира на расстоянии с от опоры балансира
поместим груз G, величину которого необходимо определить.
389
Рис. Х.10. Кинема-
тическая схема
станка-качалки
Сумма работ всех сил при ходе штанг вверх будет
—PhS + Tp2r + Gh = 0,	(Х.82)
где h — перемещение по вертикали груза G.
Рв = Рж + Рш — нагрузка при ходе вверх.
Сумма работ всех сил при ходе штанг вниз будет
PnS + Tc2r—Gh = 0,	(Х.83)
где Рп=Рш — нагрузка при ходе вниз.
Уравнения (Х.82) и (Х.83) решим относительно усилия в ша-
туне Т. Тогда из (Х.82) получим
Tp = (PBS-Gh)-±-.	(Х.84)
Из (Х.83) получим
Tc = (-PaS + Gh)-L.	(Х.85)
2г
Имея в виду, что по абсолютной величине Тр и Тс должны быть
равны по условиям уравновешенности электродвигателя, при-
равняем правые части уравнений (Х.84) и (Х.85). Тогда получим
(PBS—G/i) —= ( —PHS TG/t) —	(X.86)
2r	2r
Решая (X.86) относительно G и учитывая, что
РВ^РЖ + РШ, Рв = Рш, S-2r^~, h=2r-^-,
b	b
получим
2СЯ = (РЖ + 2РШ)5.	(X.87)
Откуда
G =	+ р J А = (Рж/2 + Рш) А.	(Х .88)
\ 2	) h.	с
Из формулы (Х.88) следует, что для равноплечего балансира
(а = Ь), если груз G поместить в точку сочленения шатуна с ба-
лансиром (с=Ь), то вес контргруза G должен равняться весу
390
штанг (Рш) плюс половина веса столба жидкости (Рж/2). Фор-
мула (Х.88) является принципиальной, поясняющей принцип
уравновешивания, однако она не пригодна для использования,
так как не учитывает веса деталей СК, таких как шатуны, кри-
вошипы, верхняя траверса, неуравновешенной части самого ба-
лансира и др. Например, вес двух шатунов и поперечной тра-
версы действует так же, как контргруз. Если их общий вес
равен G, то, очевидно, никакого дополнительного груза для урав-
новешивания не потребуется. С другой стороны, необходимый
для уравновешивания груз G можно сосредоточить не в точке
сочленения траверсы с балансиром Л, а в точке сочленения ша-
туна с кривошипом В (см. рис. Х.10). Более того, необходимый
для уравновешивания груз можно перемещать вдоль кривошипа
с учетом соответствующего соотношения длин рычагов. Напри-
мер, если его поместить на продолжении кривошипа, на расстоя-
нии R от оси вращения, то вес контргруза необходимо умень-
шить в r/R раз. Так что вес контргруза в этом случае будет
равен
МтУ'Чтт'	<х'89>
Таким образом, уравновешивание СК можно обеспечить разме-
щением необходимого контргруза либо на заднем плече балан-
сира, либо на кривошипе В соответствии с этим различают ба-
лансирное, кривошипное и комбинированное уравновешивание.
Балансирное уравновешивание, как правило, применяется
у СК малой грузоподъемности, кривошипное — у СК большой
грузоподъемности и комбинированное — у СК средней грузо-
подъемности. Это объясняется необходимостью уменьшения
инерционных нагрузок на балансир, возникающих при неравно-
мерном движении балансирного контргруза. Кривошипное урав-
новешивание вызывает большие нагрузки на опоры вала и на
корпус редуктора СК, что также нежелательно. Балансирные
контргрузы выполняются в виде чугунных пластин, навешивае-
мых на заднее плечо балансира. Кривошипные контргрузы вы-
полняются в виде полуовальных чугунных отливок-пластин,
укрепляемых на кривошипах.
Пластины кривошипных контргрузов имеют постоянный вес.
На два кривошипа СК может быть навешено четыре контргруза.
Уравновешивающее действие кривошипных контргрузов, имею-
щих постоянный вес, достигается их перемещением вдоль кри-
вошипов, т. е. изменением величины R — расстоянии между
центром тяжести контргрузов и осью вращения кривошипа. Для
этой цели на теле массивного кривошипа имеются деления, ука-
зывающие расстояния от центра вращения, а на пластинах
контргрузов — риски, показывающие положение вертикали, про-
ходящей через центр тяжести пластин. Для СК, имеющих кри-
вошипное уравновешивание, даются формулы типа R = f(PjK +
391
+ РШ), позволяющие вычислить расстояние R между осью вра-
щения кривошипов и центром тяжести пластин контргруза. Эти
формулы учитывают веса неуравновешенных деталей СК,
а также число плит, навешиваемых на заднее плечо балансира,
в случае применения комбинированного уравновешивания. Для
уравновешивания СК используются номограммы, имеющиеся
в паспортной характеристике СК. Однако определение веса
контргруза и места его установки на кривошипе или балансире
расчетным путем, с помощью формул или номограмм, не всегда
обеспечивает наилучшее уравновешивание СК. Это объясняется
тем, что теоретически невозможно учесть все нагрузки, возни-
кающие в звеньях СК, а также степень изношенности узлов ка-
чалки, к. п. д. всей установки, которые в теоретических форму-
лах, как правило, не учитываются, но существенно влияют на
уравновешивание СК- Поэтому окончательное уравновешивание
осуществляется с помощью контролирования тока, потребляе-
мого электродвигателем, при ходе головки балансира вверх и
вниз. Стрелка амперметра, включенного в питающую двигатель
электролинию, должна давать одинаковые максимальные откло-
нения при ходе вверх и вниз. Так как такие амперметры, как
правило, в станциях управления СК отсутствуют, то такую про-
верку уравновешенности СК по току производят с помощью
переносного амперметра, называемого амперклещами, представ-
ляющими собой раздвижной магнит, выполненный в виде кле-
щей, который охватывает кольцом токонесущую жилу. В полу-
кольцах магнита имеется обмотка, в которой индуктируется сла-
бый электрический ток, измеряемый амперметром. Величина
этого тока пропорциональна току в токонесущей жиле. При
уравновешивании следят за показаниями амперклещей при ходе
вверх и вниз и соответствующим перемещением кривошипных
контргрузов (к центру вращения или от него) или изменением
числа балансирных контргрузов добиваются одинаковых откло-
нений стрелки амперметра за оба хода.
Для перемещения контргрузов станок-качалку останавли-
вают в таком положении, чтобы кривошипы заняли горизон-
тальное положение. Это осуществляется с помощью тормозного
устройства, имеющегося на СК. Операция эта достаточно опас-
ная, требует строгого выполнения правил охраны труда и указа-
ний соответствующих инструкций, и к ее выполнению допуска-
ется только специально обученный персонал.
§ 8.	ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН, ОБОРУДОВАННЫХ
ШТАНГОВЫМИ НАСОСНЫМИ УСТАНОВКАМИ
Исследование ШСНУ необходимо для изучения притока и
построения индикаторной кривой, а также для изучения работы
самого насоса и выявления причин низкого коэффициента по-
дачи.
392
Изменение отбора жидкости ШСНУ достигается либо изме
нением хода полированного штока S перестановкой пальца ша-
туна на кривошипе, либо изменением числа качаний п сменой
шкива на валу электродвигателя. В некоторых случаях отбор
можно изменить сменой размера насоса (F), однако эта опера-
ция сложнее, так как требует осуществления спуско-подъем-
ных работ на скважине.
При каждом изменении режима откачки после выхода сква-
жины на установившийся режим, что определяется по стабили-
зации дебита, замеряется прямым или косвенным методом за-
бойное давление, соответствующее данному установившемуся
режиму работы. Для прямого измерения забойного давления
созданы малогабаритные скважинные манометры диаметром
22—25 мм. Такие приборы могут быть спущены в межтрубное
пространство скважины на стальной проволоке через отверстие
в планшайбе при эксцентричной подвеске НКТ на устье. Полу-
ченные таким образом данные о забойном давлении наиболее
достоверны. Однако в глубоких искривленных скважинах,
а также при малых зазорах в межтрубном пространстве бывают
прихваты манометра и обрывы проволоки. Для предотвращения
этого используются так называемые лифтовые скважинные ма-
нометры, подвешиваемые к приемному патрубку ШСН и спу-
скаемые в скважину вместе с НКТ. Эти манометры имеют
часовой механизм с многосуточным заводом и фиксируют на бу-
мажном бланке динамику изменения давления на глубине спу-
ска прибора в процессе трех-четырехкратного изменения режи-
мов откачки (дебитов). Такой метод позволяет получить доста-
точно надежные результаты исследования, однако он связан
с необходимостью осуществления спуско-подъемных операций
для спуска и подъема лифтового манометра. Поэтому эти за-
меры приурочивают к очередным ремонтным работам на сква-
жине или очередной смене насоса. В настоящее время лифто-
вые манометры по этой причине не находят применения.
К косвенным методам исследования скважины на приток от-
носится замер глубины динамического уровня жидкости в меж-
трубном пространстве, устанавливающегося при том или ином
режиме откачки специальными приборами — эхолотами.
Эхолот
Эхолот работает следующим образом. В межтрубное про-
странство посылается звуковой импульс, который отражается от
уровня жидкости, возвращается к устью скважины и улавлива-
ется микрофоном, соединенным через усилитель с регистрирую-
щим устройством, записывающим все сигналы на бумажной
ленте в виде диаграммы. Бумажная лента движется с помощью
лентопротяжного механизма с постоянной скоростью. Измеряя
расстояние между двумя пиками диаграммы, соответствующими
393
начальному импульсу и отраженному от уровня, можно опре-
делить глубину этого уровня.
Поскольку звуковой сигнал проходит двойное расстояние от
устья до уровня и обратно, то, если известна скорость распро-
странения звуковой волны в газовой среде межтрубного про-
странства, глубина уровня может быть найдена из простого со-
отношения:
S = v—,
2
где S— глубина уровня; t=l/a — время от момента подачи им-
пульса до прихода отраженного сигнала, который проходит за
это время путь 2S; и — скорость звука в газовой среде межтруб-
ного пространства; I — расстояние между двумя пиками диа-
граммы на бумажной ленте; а — скорость движения бумажной
ленты.
Такой метод определения уровня жидкости имеет ряд недо-
статков.
Скорость звука v в межтрубном пространстве зависит от
давления, температуры и плотности газа, заполняющего это
пространство. Погрешность в определении v непосредственно
влияет на определяемую величину уровня S.
При измерении нескольких значений Si и вычислении по ним
величин AS,, соответствующих нескольким режимам отбора
жидкости в той же скважине, погрешности уменьшаются, так
как систематическая ошибка в величине v одинаково отразится
на всех измеряемых значениях S.
Чтобы исключить ошибки, связанные с определением скоро-
сти звука в межтрубном пространстве, на колонне НКТ устанав-
ливают репер — утолщенную муфту, на 50—60 % перекрываю-
щую межтрубное пространство. Глубина установки этого репера
So заранее известна. В этом случае на эхограмме получаются
три пика: первый соответствует моменту подачи импульса на
устье, второй — отраженному сигналу от репера и третий — от-
раженному сигналу от уровня. Очевидно, что расстояния между
пиками эхограммы пропорциональны глубинам установки репера
So и уровня S. Из пропорции
S I
So
находим
S = Sol/lo.
Таким образом, установка репера исключает необходимость
определения скорости звука в кольцевом пространстве. Для
большей точности репер устанавливают вблизи уровня жид-
кости.
394
Верхние муфты ---------------
I	7(7	го
Рис. X.l 1. Типичные эхограммы, снятые с помощью трехканального
эхолота
Современные высокочувствительные эхолоты не требуют
установки репера, так как фиксируют на бумажной ленте сиг-
налы, отраженные от каждой муфты колонны НКТ. В этом слу-
чае глубина измеряемого уровня определяется подсчетом по
эхограмме числа пиков до сигнала, соответствующего уровню
жидкости, и умножением числа пиков на длину одной трубы.
Для создания звукового импульса и улавливания отражён-
ных сигналов имеется «хлопушка» — специальный короткий па-
трубок, присоединяемый к фланцу задвижки межтрубного про-
странства, с ударником, производящим выстрел маломощного
порохового заряда. Кроме того, в хлопушке или ее боковом от-
воде имеется кварцевый чувствительный микрофон. В некото-
рых конструкциях эхолотов вместо микрофона используют
термофоны. Микрофон превращает звуковые сигналы в электри-
ческие, поступающие в усилитель. В современных эхолотах име-
ется электронный усилитель с трехканальным фильтром для
глушения помехи и выделения измеряемого сигнала. Усилитель
питается от батареи постоянного тока и не нуждается в наличии
на скважине осветительной электролинии для своего питания.
Усилитель имеет регулятор чувствительности и лентопротяж-
ный механизм для обеспечения постоянной скорости движения
бумажной ленты.
Три канала, устанавливаемых поворотом трехпозиционного
переключателя, обеспечивают выделение (с помощью электри-
ческих фильтров) сигналов, отраженных от верхних муфт, вы-
деление сигналов от муфт, находящихся на большой глубине, и
выделение сигнала от уровня жидкости при больших глубинах
(рис. Х.11).
Эхолот — переносной прибор, собран в небольшом ящике-
футляре. Хлопушка присоединяется без разрядки газа из меж-
трубного пространства и допускает измерения при давлениях
до 2,5 МПа.
Наличие вспененной жидкости в межтрубном пространстве
скважины затрудняет получение четкого отраженного сигнала
395
от уровня и является общим недостатком измерения эхолотом.
Поэтому перед измерением очень важно не производить разрядки
газа из межтрубного пространства во избежание вспенивания.
Однако это не всегда возможно, так как некоторые конструкции
хлопушек предусматривают ее соединение через специальное от-
верстие в устьевой планшайбе, закрываемое винтовой пробкой.
Необходимо также отметить, что для определения по уровню
забойного давления, соответствующего данному отбору жидкости,
надо знать среднюю плотность столба жидкости от уровня до
забоя. Определение этой плотности, зависящей от обводненности
и газосодержания столба жидкости, затруднительно.
В промысловой практике нашли применение так называемые
волномеры, представляющие собой те же эхолоты, но вместо
звукового импульса в межтрубное пространство посылается им-
пульс давления газа. Этот импульс создается либо кратковре-
менным впуском газа из баллона высокого давления, либо вы-
пуском газа из межтрубного пространства с помощью специаль-
ного отсекателя, присоединяемого к межтрубной задвижке.
Отсекатель состоит из заглушенного с одной стороны па-
трубка, имеющего на боковой поверхности одно или несколько
отверстий. Эти отверстия перекрыты скользящей по поверх-
ности патрубка специальной муфтой с отверстиями. При кратко-
временном перемещении этой муфты отверстия в патрубке и
муфте на короткий момент времени совмещаются и таким об-
разом создается импульс давления, зависящий от давления
в межтрубном пространстве и от скорости перемещения муфты.
Поэтому условия измерения уровня получаются нестандартизо-
ванными, а это осложняет создание регистрирующего устрой-
ства, которое могло бы избирательно регистрировать нужный от-
раженный сигнал с достаточной чувствительностью.
Динамометрия ШСНУ
Снятие диаграммы нагрузки на полированный шток в зави-
симости от хода называется динамометрией ШСНУ. Она осу-
ществляется силоизмерительным регистрирующим прибором —
динамометром.
Сопоставление снятой на ШСНУ динамограммы с теорети-
ческой позволяет выяснить отклонения от нормальной работы
установки в целом и дефекты в работе самого ШСН. Регулярное
обследование ШСНУ является обязательным, так как позволяет
своевременно предотвратить более серьезные осложнения. Ди-
намограмма, кроме того, позволяет уточнить режим откачки и
по возможности его улучшить.
Известны динамографы механические, гидравлические, элек-
трические, электромагнитные, тензометрические и др. Однако
наибольшее распространение получили гидравлические динамо-
графы, в которых нагрузка на полированный шток передается
396
4
о
Рис. Х.12. Принципиальная схема гидравлического динамографа и его уста-
новки между траверсами канатной подвески:
/ — шнур, 2 — шкив ходового винта, <3 — ходовой винт столика, 4 — направляющие са-
лазки столика, 5 —бумажный бланк, прикрепляемый к столику, 6— перо геликсной
пружины, 7 — геликсная пружина, 8 — капиллярная трубка, соединяющая гелнксную
пружину с полостью силоизмерительной камеры—9, 10— нажимной диск; // — верхний
рычаг силоизмерительной части, 12 — нижний рычаг силоизмерительной части
через рычажную систему на упругую диафрагму камеры, запол-
ненной жидкостью. Давление жидкости в камере, пропорцио-
нальное усилию в штоке, по капилляру передается геликсной
пружине. При увеличении давления геликсная пружина разво-
рачивается и поворачивает перо, которое чертит линию на бу-
мажном бланке, закрепленном на подвижном столике или ба-
рабане.
Перемещение столика пропорционально ходу полированного
штока. Таким образом, смещение пера, пропорциональное уси-
лиям в штоке, соответствует оси ординат, а смещение столика,
пропорциональное ходу штока,— оси абсцисс.
Месдоза, геликсная пружина с пером, столик и его привод-
ной червячный механизм смонтированы вместе в виде компакт-
ного прибора. Стандартное оборудование ШСНУ предусматри-
вает возможность установки динамографа в разъеме между
траверсами канатной подвески. Приводной механизм столика
или барабана с помощью шнура соединяется с неподвижной
точкой — сальником устьевого оборудования.
При движении штока вверх шнур разматывается со специ-
ального шкива, который при этом поворачивается на несколько
оборотов, вращая червячный ходовой винт, и перемещает сто-
лик. Одновременно при этом заводится спиральная возвратная
пружина. При обратном ходе столик возвращается в исходное
397
положение с помощью возвратной пружины, вращающей червяк
и шкив в обратном направлении. Шнур при этом наматывается
на шкив, оставаясь в натянутом состоянии. К прибору придается
три сменных шкива различного диаметра. Это позволяет полу-
чить три различных масштаба хода, обычно 1:15, 1 :30 и 1:45.
Серийный динамограф ГДМ-3 (гидравлический динамограф
с месдозой, тип 3), установленный в разъем траверс контактной
подвески (показана в разрезе), изображен на рис. Х.12.
В этом динамографе жидкостная камера встроена в верхнем
рычаге силоизмерительной части (пластине) 11 силоизмеритель-
ного устройства. Правая опора пластин силоизмерительного
устройства допускает перестановку опоры, при которой соотно-
шение плеч рычажной системы изменяется. Это позволяет Зраза
изменить масштаб усилий: 1; 0,75; 0,53, что в свою очередь обес-
печивает пределы измерения усилий в полированном штоке в 40;
80; 100 кН.
Динамограмма и ее интерпретация
Теоретическая динамограмма показана на рис. Х.13. На нее
наложена (показана пунктиром) типичная фактическая динамо-
грамма исправного насоса, спущенного на небольшую глубину
и работающего в условиях отсутствия газа.
Линия аб означает деформацию штанг и труб и отражает
процесс воспринятая штангами нагрузки от веса жидкости. Это
происходит при перемещении штока на величину X, начиная
от н. м. т.
Линия бв — полезный ход плунжера, во время которого ста-
тическая нагрузка на шток равна весу штанг и жидкости.
Точка в соответствует верхней мертвой точке (в. м. т.). Ли-
ния вга — ходу вниз, при котором также штанги и трубы дефор-
мируются, но в обратном порядке, так как нагнетательный кла-
пан открывается, штанги теряют при этом нагрузку и сокраща-
ются, а трубы (всасывающий клапан закрывается) приобретают
ее и удлиняются.
Реальная динамограмма всегда отличается от теоретической.
Превышение пунктира над линией бв означает появление до-
полнительных нагрузок, связанных с инерцией системы и тре-
нием, этим же объясняется снижение пунктирной линии по от-
ношению к линии га при ходе вниз. Изучение снятой динамо-
граммы и ее сопоставление с теоретической позволяет выяснить
ряд дефектов и неполадок в работе ШСНУ. Так, смещение точек
биг вправо означает пропуски в ^нагнетательной части насоса
в результате растягивания во времени процесса перехода на-
грузки Рж с труб на штанги. Пропуск в нагнетательной части
приводит к заполнению объема цилиндра, высвобождаемого
плунжером, перетекающей жидкостью и, таким образом, создает
на плунжер подпор снизу. Чем больше утечки в нагнетательной
части, тем сильнее смещение точек биг вправо.
398

Рис. Х.13. Теоре-
тическая динамо-
грамма (сплошная
линия), совмещен-
ная с фактической
(пунктирная ли-
ния), нормально
работающей штан-
говой насосной ус-
тановки при малых
глубинах
При пропуске в приемной части (всасывающий клапан) про-
исходит обратное явление. Точки биг смещаются влево. Утечки
жидкости в приемной части раньше времени снимают подпор
плунжера снизу и штанги воспринимают вес жидкости быстрее.
На динамограмме отражается вредное влияние газа, попа-
дающего в ШСН. В этом случае переход от точки в к линии аг
происходит плавно, что означает сжатие газа в цилиндре под
плунжером. Динамограммы позволяют выявить правильность
посадки плунжера в цилиндре. Появление короткого спада на-
грузки вблизи н. м. т., ниже Дшт, свидетельствует об ударе плун-
жера о всасывающий клапан. Резкое снижение нагрузки ниже
Р = Рш + Рж вблизи в. м. т. означает выход плунжера из ци-
линдра насоса (если насос невставной), а появление пика
у в. м. т.— удары плунжера об ограничительную гайку ци-
линдра в случае вставного насоса (рис. Х.14).
Подобная расшифровка динамограмм, однако, возможна
в ограниченных случаях (малые глубины, жесткие штанги, ма-
лые диаметры плунжера). При возникновении колебательных
нагрузок, т. е. при динамическом режиме откачки <р = <о£/а>0,20,
динамограмма искажается и в некоторых случаях при нормально
работающем скважинном насосе может приобрести очень слож-
ный вид. Это является результатом наложения на нормальную
динамограмму нагрузок, вызванных колебательными процессами
в штангах, которые в свою очередь есть результат интерферен-
ции собственных упругих колебаний штанг и вынужденных коле-
баний, вызванных работой станка-качалки.
Анализ и расшифровка сложных динамограмм связаны с не-
обходимостью перехода от динамограммы, снятой на верхнем
конце колонны штанг (полированный шток), к динамограмме,
соответствующий нижнему концу колонны штанг. Это равно-
сильно установке динамографа непосредственно над плунжером.
Вообще такие динамографы были созданы, однако их исполь-
зование связано с двукратным спуском и извлечением штанг
399
Рис. Х.14. Отражение дефектов работы штангового насоса на динамограмме:
а — пропуски в нагнетательной части, б — пропуски во всасывающей части, в — влияние
газа, г—низкая посадка плунжера, д — выход плунжера из цилиндра трубного насоса,
е — удары плунжера о верхнюю ограничительную гайку вставного насоса
и наноса из скважины и поэтому они не нашли практического
применения.
Для подобной диагностики работы ШСНУ и получения глу-
бинной динамограммы используют довольно сложную анали-
тическую обработку поверхностной динамограммы. При этом
составляющие нагрузок, вызванные колебаниями колонны штанг
и их упругими деформациями, рассчитывают и исключают при
построении глубинной динамограммы. Поверхностная динамо-
грамма Р (S) по точкам перестраивается в зависимость на-
грузки от времени P(J). Затем ординаты каждой точки зависи-
мости P(t) пересчитываются на соответствующие значения глу-
бинной динамограммы. Если координаты всех точек (обычно 36;
через каждые 10° угла поворота кривошипа), т. е. значения
P(t) в виде таблицы ввести в ЭВМ, то получение такой глубин-
ной динамограммы упрощается.
На поверхностной динамограмме находят отражения все де-
фекты работы СК, главным образом удары и люфты в сочлене-
400
ниях шатунно-кривошипного механизма, в шпонках и зубьях
редуктора.
Динамометрирование ШСНУ дает важную информацию
о работе установки в целом. На автоматизированных промыслах
оно осуществляется дистанционно из центрального диспетчер-
ского пункта. С этой целью СК оборудуются специальными тен-
зометрическими датчиками усилий и датчиками хода полирован-
ного штока.
§ 9.	ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН ШТАНГОВЫМИ НАСОСАМИ
В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ
При работе штанговых насосных установок часто встреча-
ются особые условия, осложняющие работу этих установок.
К ним следует отнести: большое газосодержание на приеме на-
соса; большое содержание песка в откачиваемой жидкости; от-
ложение парафина в НКТ и на насосных штангах и минераль-
ных солей в узлах насоса и в НКТ, сильное искривление сква-
жин; высокопарафинистые высоковязкие нефти.
Очень часто эти осложняющие условия действуют совместно
и тогда возникает необходимость борьбы одновременно с не-
сколькими осложняющими факторами.
Чаще всего возникают осложнения вследствие влияния газа
на работу насоса, уменьшающего коэффициент наполнения ци-
линдра.
Из общей теории работы штангового насоса следует, что ко-
эффициент наполнения зависит от газового фактора в условиях
приема насоса и доли вредного пространства по отношению
к объему, описанному плунжером. Величина /?ж в свою очередь
зависит от газового фактора Го, растворимости газа в нефти а,
давления на приеме насоса Рпр, коэффициента сепарации т и
обводненности продукции п. Такие величины, как обводненность,
газовый фактор, растворимость газа, температура на приеме на-
соса, являются природными факторами и не поддаются изме-
нению. Другие факторы, такие как давление на приеме, коэффи-
циент сепарации и коэффициент вредного пространства, можно
изменять. Уменьшение вредного пространства и газового фак-
тора на приеме насоса увеличивает коэффициент его наполнения.
Уменьшение вредного пространства достигается применением
насоса, имеющего на нижнем конце плунжера дополнитель-
ный нагнетательный клапан. Из этого следует, что примене-
ние насосов НГН-1 со штоком неэффективно в скважинах
с большим газосодержанием на приеме. Существенное уменьше-
ние вредного пространства достигается правильной посадкой
плунжера в цилиндре насоса, т. е. такой посадкой, при которой
плунжер и его нижний нагнетательный клапан при крайнем
нижнем положении головки балансира приближается к всасы-
401
Рис. Х.15. Принципиальная схема обычного однокорпусного
газового якоря
вающему клапану на минимально возможное рас-
стояние. Увеличение хода при одновременном
уменьшении диаметра насоса также уменьшает
относительную долю объема вредного простран-
ства.
При увеличении давления на приеме насоса
рпр, что достигается увеличением глубины погру-
жения насоса под динамический уровень, умень-
шается газосодержание на приеме, т. е. величина
Rm, как за счет дополнительного растворения газа
в нефти, так и за счет сжатия газа, оставшегося
в свободном состоянии. При погружении насоса на глубину,
где давление равно давлению насыщения, вредное влияние газа
вообще прекращается, так как свободного газа на этой глу-
бине нет.
На наполнение насоса в известной мере можно влиять, из-
меняя коэффициент сепарации газа т на приеме насоса, кото-
рый зависит от условий всасывания газожидкостной смеси. С по-
мощью особых устройств и приспособлений, называемых газо-
выми якорями, удается увеличить долю газа, уходящего через
межтрубное пространство, а следовательно, уменьшить долю
газа, поступающего в цилиндр насоса.
Работа газовых якорей основана на различных принципах,
например, таких как отделение газовых пузырьков за счет их
всплытия в потоке жидкости, направленном вниз, использование
принципа центрифугирования при завихрении потока, использо-
вание вибрации тарелок на пружинных подвесках и др.
В однокорпусном якоре (рис. Х.15) ГЖС заходит в кольце-
вое пространство между корпусом якоря J и центральной тру-
бой 2, верхний конец которой присоединяется к приемному
клапану насоса 4. Направление потока изменяется, газовые пу-
зырьки всплывают и уходят в межтрубное пространство. Жид-
кость, обедненная газом, поступает в центральную трубку через
отверстия 5 и далее в цилиндр насоса. Газовый пузырек 3 ув-
лекается вниз нисходящим потоком жидкости, скорость которого
зависит от дебита скважины и площади сечения кольцевого про-
странства между корпусом 1 и трубкой 2, так что
где Q — объемный секундный расход ГЖС в условиях приема
насоса; F—f— площадь сечения между корпусом и центральной
трубкой газового якоря.
402
Рис, Х.16. Принципиальная схема Рис. Х.17, Газовый якорь «зонтич-
двухкорпусного газового якоря	ного» типа
Скорость всплытия газового пузырька v2 согласно формуле
Стокса зависит от диаметра пузырька d, разности плотностей
жидкости рж и газа рг и вязкости жидкости р,, так что
,, _ d2 (рж — рг)
Up —	•
18ц
Условие эффективной работы газового якоря — уг>^1- В против-
ном случае газовые пузырьки будут увлекаться потоком жид-
кости в насос. Если на иг мы практически не можем воздейство-
вать, то скоростью Vi можно управлять. Ее можно уменьшить
разделением потока Q на два или более параллельных потоков.
Это осуществляется в двух-, трех- или четырехкорпусных яко-
рях (рис. Х.16). В каждую секцию якоря попадает только часть
общего расхода. Это означает, что нисходящая скорость потока
Vi в корпусе якоря будет меньше.
Существуют методы расчета газовых якорей подобного типа
(методика А. С. Вирновского), однако эти методы не отлича-
ются необходимой надежностью, так как размеры пузырьков
всегда бывают разными, а скорость их всплытия, вследствие
стесненности движения, сильно отличается от расчетной, опре-
деляемой формулой Стокса.
Примером удачной конструкции якоря может служить газо-
вый якорь зонтичного типа (рис. Х.17). В этом случае межтруб-
ное пространство перекрывается эластичным пакером 1. Газо-
жидкостная смесь поступает в кольцевой зазор между корпусом
якоря 2 и всасывающей трубкой 3. Через отверстия в верхней
части корпуса ГЖС попадает в межтрубное пространство, газ
поднимается вверх, а внизу над эластичным пакером скаплива-
403
Рис. Х.18. Принципиаль-
ная схема песочного
якоря
скважин составляет
ется жидкость практически без газа.
Эта жидкость по каналу 4 поступает на
прием насоса. Хорошая сепарация газа
получается при спуске насоса в зумпф
скважины, который в этих условиях
действует по принципу якоря-зонта.
Другим фактором, осложняющим ра-
боту штанговых насосных установок,
является присутствие в откачиваемой
жидкости мелкого песка и иной абра-
зивной взвеси. Песок, попадая в насос,
разрушает пригнанные поверхности де-
талей насоса, увеличивает утечки жид-
кости через клапаны и зазор между ци-
линдром и плунжером, а иногда вызы-
вает заклинивание плунжера и обрывы
штанг. Такие явления наблюдались
в неглубоких скважинах нефтяных рай-
онов южной Туркмении и Северного
Кавказа. Межремонтный период таких
несколько недель, после чего необходимы
извлечение подземного оборудования и замена насоса. Для
борьбы с вредным влиянием песка применяются различные
меры, например, крепление призабойной зоны скважины раз-
личными смолами, образующими после их кристаллизации на
забое прочную проницаемую пористую среду. Для тех же це-
лей используют различные фильтры, а также приспособления,
устанавливаемые перед приемным патрубком насоса, называе-
мые песочными якорями. В песочном якоре (рис. Х.18, а) жид-
кость изменяет направление движения на 180°, песок отделя-
ется и скапливается в специальном кармане в нижней части
якоря. При заполнении кармана песком якорь извлекают на
поверхность и очищают. Условием эффективной работы песоч-
ного якоря является существование в якоре скорости восходя-
щего потока жидкости, меньшей скорости оседания частиц пе-
ска. По опытным данным эффективность обращенного якоря
(рис. Х.18, б) выше прямого, так как в нем благодаря на-
садке создается повышенная скорость потока с песком, на-
правленная вниз. В результате условия оседания песка улуч-
шаются.
Наряду с песочными якорями для борьбы с вредным влия-
нием песка применяют различные фильтры, привинчиваемые
к приемному клапану насоса. При сильном пескопроявлении и
для предотвращения оседания песка на забое иногда применяют
подлив жидкости в межтрубное пространство скважины. С этой
целью часть откачиваемой из скважины жидкости сбрасывают
в межтрубное пространство, насос спускают до забоя и таким
образом создают повышенную скорость восходящего потока жид-
404
кости, при которой песок не оседает на забой и не образует
песчаных пробок. Иногда с той же целью устанавливают на
поверхности насос, от которого по трубопроводам подливают жид-
кость в несколько скважин, работа которых осложнена песком.
Осложнения, вызванные отложением парафина, устраняют
различными методами.
1.	Периодической тепловой обработкой скважины, обычно
закачкой пара в межтрубное пространство от передвижной паро-
вой установки (ППУ) без остановки работы станка-качалки. Пе-
регретый пар и конденсирующаяся из него горячая вода про-
гревают НКТ, парафиновые отложения расплавляются и пото-
ком жидкости уносятся в нефтесборный коллектор.
2.	Закачкой в межтрубное пространство различных раство-
рителей (керосин, солярка, нестабильный бензин). Попадая через
насос в трубы, растворитель омывает внутреннюю поверхность
НКТ и смывает парафин.
3.	Прикреплением к колонне штанг пластинчатых скребков,
на расстоянии друг от друга, равном ходу полированного штока.
В этом случае штанги медленно вращаются (на заворот) с по-
мощью специального механизма — штанговращателя, укрепляе-
мого на канатной подвеске.
4.	В настоящее время для предотвращения отложения пара-
фина на внутренних стенках НК.Т в насосных (а также и в фон-
танных и газлифтных) скважинах применяют остеклованные
трубы, т. е. трубы, внутренняя поверхность которых покрыта
слоем стекла толщиной около 1 мм. Это существенно снижает
интенсивность запарафинивания труб. Однако при разруше-
нии стеклянной поверхности труб от ударов и особенно в искрив-
ленных скважинах их применение приводит к частым заклини-
ваниям плунжера стеклянной крошкой.
5.	Наиболее радикальным средством борьбы с парафином
является извлечение из скважины штанг и труб и их пропарка
и очистка на поверхности с помощью паровой передвижной ус-
тановки.
Осложнения, вызванные отложением солей (главным обра-
зом гипса), устраняются также различными методами, как, на-
пример:
периодической закачкой в пласт растворов различных.
кислот;
применением скважинных дозаторов, с помощью которых
в поток ниже приема насоса в малых количествах вводятся рас-
творители солевых отложений или специальные реагенты;
периодической промывкой скважины и насосного оборудова-
ния через межтрубное пространство растворителями. Борьба
с этим явлением требует тщательного изучения химического
состава солей и подбора соответствующих растворителей.
При работе насосных установок в наклонных скважинах на-
блюдается истирание насосных труб и штанг вплоть до образо-
405
вания длинных щелей в трубах или обрыва штанг. Для умень-
шения подобных осложнений применяются штанговращатели,
а колонна штанг оборудуется специальными муфтами-вставками,
снабженными роликами, которые могут перекатываться по внут-
ренней поверхности труб, не допуская соприкосновения тела
штанги или муфты с трубой.
При откачке нефтей с вязкостью, превышающей 0,5 Па-с,
сила трения штанг о жидкость при их ходе вниз и особенно при
высоких давлениях на устье скважины может превысить соб-
ственный вес штанг и привести к «зависанию» штанг при ходе
вниз, т. е. к явлению, когда скорость опускания штанг в вязкой
жидкости станет меньше скорости движения головки балансира.
В таком случае неизбежны рывки и удары в канатной подвеске
и возможны обрывы штанг. Кроме того, при откачке вязких
жидкостей при ходе плунжера вверх возникают большие силы
трения жидкости о внутренние стенки труб. Расчеты показы-
вают, что эти силы соизмеримы с собственным весом штанг.
В этих случаях традиционные методы расчета штанг и нагрузок,
действующих на них, дают заниженные напряжения, а расчет
штанг надо вести не на начало хода вверх, как это обычно де-
лается, а на момент, соответствующий середине хода вверх,
когда инерционная сила обращается в нуль, а сила трения ста-
новится максимальной, так как в этот момент скорость движе-
ния штанг максимальна.
§ 10.	ПРОЕКТИРОВАНИЕ ШТАНГОВОЙ НАСОСНОЙ УСТАНОВКИ
/ В процессе эксплуатации нефтяного месторождения меня-
ются условия работы отдельных скважин. Продукция обводня-
ется, пластовое давление снижается, увеличивается приток газа,
снижается дебит, понижается уровень жидкости. Однако не
всегда удается выбрать оборудование, в том числе и станок-
качалку, которое наилучшим образом соответствовало бы сло-
жившимся в данный момент условиям. Станок-качалка остается
на весь период насосной эксплуатации, так как его замена свя-
зана с переделкой фундамента и сопряжена с другими большими
трудностями. Рассчитывается насосная установка и главным
образом СК на наиболее тяжелые условия работы, которые мо-
гут возникнуть в течение эксплуатации скважины,— пуск штан-
говой насосной установки после глушения скважины тяжелой
жидкостью при ее ремонте. В этом случае нагрузки на штанги
и на головку балансира будут наибольшими. Однако при экс-
плуатации и ремонте на скважине тяжелые штанги, необходи-
мость в которых может возникнуть в период освоения, могут
быть заменены на другие, лучше отвечающие условиям от-
качки чистой газированной нефти.
Расчет ШСНУ при откачке газированной жидкости наиболее
сложен, поэтому остановимся на нем подробнее. Будем исхо-
406
дить из того, что уравнение при-
тока жидкости для данной сква-
жины или индикаторная линия из-
вестны, в противном случае какой-
либо обоснованный инженерный
расчет становится невозможным.
Отбор жидкости из скважины дол-
жен быть установлен, исходя из
геологических условий, плановых
заданий, недопущения разгазиро-
вания жидкости в пласте, появле-
ния песка и других факторов. Если
установлен отбор жидкости Q, то
дальнейший расчет ведется сле-
дующим образом.
1.	По уравнению притока или
по индикаторной линии определя-
ется забойное давление, соответ-
ствующее отбору жидкости Q.
2.	Из точки, соответствующей
принятому забойному давлению рс,
рассчитывается по шагам и стро-
ится линия распределения давле-
ния р(х) (рис. Х.19, кривая 1)
Рис. Х.19. Проектирование глу-
бины подвески штангового на-
соса с помощью кривых рас-
пределения давления
«снизу вверх» для условия движе-
ния по обсадной колонне жидкости с расходом Q при пластовом
газовом факторе Го.
Расчет линии распределения давления р(х) может быть осу-
ществлен по любой методике, описывающей процесс движения
ГЖС в вертикальных трубах.
3. Если забойное давление больше давления насыщения, то
до точки рнас проводится прямая линия под углом, соответствую-
щим градиенту давления негазированной жидкости плотностью,
соответствующей термодинамическим условиям забоя. Выше
точки Рпас линия распределения давления р(х) строится по
формулам, описывающим процесс движения ГЖС.
4.	В процессе построения кривой распределения давления по
шагам определяется расходное газосодержание Р на каждом ин-
тервале (шаге). По этим данным строится от забоя, или, если
Рс>Рнае, от глубины, где р = рнас, кривая распределения расход-
ного газосодержания р(х) (рис. Х.19, кривая 2) и одновременно
кривая распределения приведенного газового фактора R(x)
(рис. Х.19, кривая 3), т. е. зависимость газового фактора, при-
веденного к данным термодинамическим условиям, от глубины.
Поскольку
V R
V+q^R+l'
(Х.90)
407
то, решая (Х.90) относительно R, находим
(x.9i)
Независимо от изложенного здесь способа построения зави-
симости R(x) с помощью р можно тот же результат получить
из формулы (Х.16), подставляя в нее различные значения дав-
ления рпр, заимствованные из имеющейся кривой распределения
давления р(х), а также другие необходимые данные (Т, z, 6Н, а,
Г о). Коэффициент сепарации т в формуле (Х.16) принимается
равным нулю, так как рассматривается движение ГЖС в обсад-
ной колонне.
5.	На горизонтальной линии давлений, проведенной от устья
скважины (см. рис. Х.19), откладывается устьевое давление ру,
при котором продукция скважины будет поступать в нефтесбор-
ную сеть.
6.	От устьевого давления ру строится новая кривая распре-
деления давления р(х) по методу «сверху вниз» для расхода
жидкости, соответствующего дебиту скважины при выбранном
диаметре НКТ, и для газового фактора с учетом сепарации на
приеме насоса (рис. Х.19, кривая 4).
Следует отметить, что в штанговой насосной установке ГЖС
движется по кольцевому зазору между НКТ и штангами. На-
дежных методов расчета движения ГЖС для этих условий не
существует, так как возвратно-поступательное движение штанг
в потоке смеси, очевидно, будет влиять на скольжение газа, его
относительную скорость, на потери давления на трение и т. д.
Учесть все это затруднительно. Тем не менее можно рекомендо-
вать рассчитывать этот процесс для трубы с фиктивным диа-
метром, определяемым через гидравлический радиус кольце-
вого сечения между внутренними стенками НКТ и наружной
поверхностью штанг. Что касается скорости движения смеси,
необходимой для расчетов р(х), то она должна определяться
как частное от деления объема смеси при термодинамических
условиях на данном шаге (интервале) на площадь кольцевого
сечения. Расчет и построение кривой р(х) от точки ру ведется
до глубины, соответствующей давлению насыщения ризс.
Линия распределения давления от устья должна быть по-
строена до такой глубины, при которой обе линии р(х), по-
строенные сверху вниз (кривая 4) и снизу вверх (кривая 1),
перекрывали бы друг друга на значительном диапазоне глубин,
возможных для спуска насоса. Область перекрытия двух линий
р(х) (заштрихованная область на рис. Х.19) и есть область воз-
можных глубин спуска насоса.
7.	Если насос спустить на глубину LH, то пересечение гори-
зонтали с кривой 1 (точка а) определит давление на приеме на-
соса рпР; пересечение с кривой 2 (точка с)—расходное газо-
содержание на приеме насоса р1ф; с кривой 3 (точка d)—газо-
408
вый фактор /?Пр. приведенный к условиям приема насоса; с ли-
нией 4 — давление нагнетания ри или давление на выкиде на-
соса (точка е). Разница давления рн — рир даст давление, раз-
виваемое насосом. Зная давление ра, можно определить на-
грузку на штанги от столба жидкости рт= (ри — pnp)F, где
F— площадь плунжера. В данном случае противодавление на
устье ру уже учтено построением кривой р(х) от точки ру
«сверху вниз».
8.	Зная R(x), по формуле (Х.9) можно определить коэф-
фициент наполнения насоса гц и построить дополнительный гра-
фик зависимости этого коэффициента r]i от глубины х (рис. X.19,
кривая 5). Она существенно облегчает выбор глубины под-
вески насоса Ln. В таком случае пересечение горизонтали с ли-
нией 5 дает значение коэффициента наполнения насоса при его
спуске на глубину Лн (точка б).
9.	Предварительно задаваясь наиболее вероятными значе-
ниями остальных коэффициентов, влияющих на подачу насоса,
такими как коэффициенты потери хода т]2, утечек т]3 и коэф-
фициент усадки т]4, или делая их предварительные оценки для
наиболее вероятных параметров откачки, определяем коэффи-
циент подачи г]=т]1Т]2т]зТ]4.
10.	Оценив коэффициент подачи и зная дебит скважины, оп-
ределяем возможные размеры насоса (площадь сечения плун-
жера) и параметры откачки S и п. Для этого пользуемся фор-
мулой (Х.2) с учетом (Х.З), в которую вместо подставляется
действительный суточный дебит скважины в объемных единицах
при стандартных условиях.
Поскольку стандартных размеров насосов несколько, а пред-
варительная оценка размера насоса по дебиту всегда может
быть сделана, то практически достаточно определить параметры
Sun только для трех ближайших размеров насосов.
И. Критерием правильности выбора штангового насоса и
параметров откачки S, п, являются обеспечение отбора задан-
ного количества жидкости и получение наименьших нагрузок на
головку балансира. Однако вследствие износа деталей насоса и
увеличения утечек необходимо расчетную подачу насоса не-
сколько завышать: при частых подземных ремонтных на 10—
15 %, при редких ремонтах на 5—10 %.
Задача выбора штанговой насосной установки многовари-
антна. Поэтому должны быть рассмотрены несколько вариан-
тов. Следует иметь в виду, что подача изменением S и п
(а также и К) может регулироваться ступенчато, так как суще-
ствующие СК обеспечивают ступенчатое изменение S переста-
новкой пальца кривошипа и ступенчатое изменение п сменой
шкива на валу электродвигателя. Принятие наименьшей вели-
чины F и наибольшей величины S всегда существенно умень-
шает нагрузки на балансире СК. Поэтому из нескольких ком-
бинаций Sun для трех стандартных вариантов F, обеспечиваю-
409
щих во всех случаях заданный отбор, следует выбрать тот, ко-
торый обусловливает наименьшую нагрузку на головку балан-
сира.
у- 12. После установления размеров насоса, параметров от-
качки и глубины подвески насоса можно приступить к расчету
одноступенчатой или многоступенчатой колонны штанг, исполь-
зуя известную номограмму Я- А. Грузинова или аналитические
методы расчета. Процесс выбора насосных штанг и длин отдель-
ных ступеней колонны облегчается благодаря наличию различ-
ных таблиц, в которых заранее определены наивыгоднейшие раз-
меры штанг и соотношения длин ступеней, исходя из принципа
равнопрочности для насосов различного размера.
013. Типоразмер СК выбирается по максимальным нагрузке
на головку балансира и крутящему моменту на валу редуктора,
которые не должны превышать рекомендованные для данного
СК и указанные в паспортной характеристике. Максимальная
нагрузка на головке балансира определяется по формулам, при-
веденным в § 4 настоящей главы. Максимальный момент на
валу кривошипа определяется следующим образом. Для пра-
вильно уравновешенного СК из всех сил, действующих на го-
ловку балансира, уравновешенными с помощью контргрузов
(балансирных, роторных или комбинированных) являются сила
веса штанг в жидкости и половина веса столба жидкости, т. е.
Г’ш + Г’ж/З. Неуравновешенной силой при ходе вверх и вниз оста-
ется сила Рж/2. Умножая эту силу на длину переднего плеча ба-
лансира /si, согласно паспортной характеристике СК получим
крутящий момент
=	(Х.92)
Для преодоления сил трения в подвижных сочленениях СК
также нужно затратить энергию, т. е. приложить на валу криво-
шипа дополнительный момент.
Тогда расчетный момент
МР = МКР + МТР.	(Х.93)
Механический к. п. д. станка-качалки может быть опреде-
лен так:
где в числителе — крутящий момент, расходуемый на соверше-
ние полезной работы, а в знаменателе — полный крутящий мо-
мент с учетом сил трения. Из (Х.94) следует
Мкр-|Дтр--^.	(Х.95)
Чм
410
О 500	1000	1500	2000	2500 3000	3500 L,m
Рис. Х.20. Диаграмма А. Н. Адонина для выбора оборудования штанговой
насосной установки при использовании базовых моделей СК
О 500	1000	1500	2000 2500	3000	3500
Рис. Х.21. Диаграмма А. Н. Адонина для выбора оборудования штанговой
насосной установки при использовании модифицированных моделей СК
411
Поэтому расчетный момент на валу редуктора или криво-
шипа может быть определен по формуле
=	(Х.96)
Эта формула учитывает главные действующие силы, возни-
кающие в звеньях СК, и не учитывает сил инерции. При нали-
чии динамограммы расчетный момент может быть определен
по формуле
Мр =	,	(X .97)
2цм
где Ртах — максимальная нагрузка, определенная по динамо-
грамме; Prain — минимальная нагрузка, определенная по той же
динамограмме; цм— механический к. п. д. СК от канатной под-
вески до вала редуктора (ориентировочно может быть принят
равным 0,85).
14. Ориентировочно СК, насос и параметры откачки могут
быть выбраны с помощью таблиц, в которых приводятся раз-
меры насосов, глубины их спуска, размеры штанг и подачи на-
соса при тех или иных S и п.
Кроме того, для той же цели составлена диаграмма
(А. Н. Адонин), позволяющая по заданному дебиту и глубине
спуска насоса определить диаметр цилиндра насоса и тип СК
(рис. Х.20, Х.21).
Все СК делятся на две группы — так называемые базовые
модели и модифицированные, отличающиеся от базовых удли-
ненным передним плечом балансира.
На диаграммах штриховкой показаны области применения
различных СК, а цифрами в кружках — размеры (диаметры)
плунжера насоса, применение которого целесообразно для от-
качки жидкости при данных условиях. Диаграмма составлена
в предположении, что давление на устье и на приеме насоса
(уровень у приема насоса) пренебрежимо малы. Для учета ука-
занных давлений в расчетную глубину спуска насоса вносится
поправка
р(Ру-Ркр) t	(Х.98)
Чш
где F — площадь плунжера; ру, р!Ц,— давление на устье и на
приеме насоса соответственно; qUI— средний вес 1 м штанговой
колонны.
§ 11. ПЕРИОДИЧЕСКАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ НАСОСНЫХ
СКВАЖИН
Неглубокие скважины с низкими коэффициентами продук-
тивности и малыми дебитами, не превышающими 5—8 м3/сут,
рекомендуется эксплуатировать периодически.
412
Рис. Х.22. Изменения динамического уровня жидкости в скважине при пе-
риодической откачке:
а. — при большой продолжительности цикла Т; б — при малой продолжительности цик-
ла Т
Один полный цикл работы установки продолжительностью
Т состоит из периодов откачки продолжительностью Л и накоп-
ления жидкости продолжительностью t2, в течение которого на-
сос не работает.
Средний дебит скважины при периодической эксплуатации
определяется из следующего выражения:
Qep = -^- = -^.	(Х.99)
где Qo — подача насоса при его непрерывной работе.
Средний дебит скважины при периодической эксплуатации
значительно меньше подачи насоса Qo, который должен иметь
запас подачи, чтобы откачать из скважины то количество жид-
кости, которое накопилось за время простоя t2, и то, которое
продолжает притекать из пласта в скважину во время от-
качки t\.
Перевод скважины на периодическую эксплуатацию всегда
связан с потерей некоторого количества продукции по срав-
нению с тем количеством, которое могло быть получено при
непрерывной эксплуатации. Это объясняется тем, что средне-
интегральная депрессия при периодической эксплуатации всегда
меньше депрессии при непрерывной эксплуатации при прочих
413
равных условиях. На рис. Х.22 показано изменение динамиче-
ского уровня при периодической эксплуатации. По оси ординат
отложена высота столба жидкости в скважине над забоем. НСт
соответствует положению статического уровня, Нд— положению
динамического уровня при непрерывной эксплуатации, А//о—
депрессия в м столба жидкости при непрерывной эксплуатации,
АЯ— текущее значение депрессии в данный момент времени.
А//п — среднеинтегральное значение депрессии при периодиче-
ской эксплуатации. Из рис. Х.22 хорошо видно, что при любых
условиях АЯп<ДЯо- А так как дебит пропорционален депрес-
сии, то при периодической эксплуатации дебит всегда меньше,
чем при непрерывной.
Уровень жидкости в скважине после ее остановки восста-
навливается, причем сначала быстро, а затем по мере прибли-
жения к статическому медленнее. Период цикла Т’ = Л + /2
можно регулировать. При большой длительности цикла
(рис. Х.22, а) средняя депрессия АЯП будет мала. При малой
длительности цикла (рис. Х.22, б) средняя депрессия будет
больше. Следовательно, на потери добычи при переходе на пе-
риодическую эксплуатацию влияет длительность цикла. На
рис. Х.22 штриховкой показана изменяющаяся во времени де-
прессия. Если известен закон ее изменения, т. е.	то сред-
неинтегральное ее значение будет равно
/,'	т
АЯП = —---------.	(Х.100)
Таким образом, АЯП— ордината четырехугольника, пло-
щадь которого равна заштрихованной площади в пределах од-
ного цикла.
Точка а соответствует подходу динамического уровня к при-
ему насоса, когда насос с подачей, превышающей приток, на-
чинает засасывать газ или воздух из затрубного пространства.
В этот момент насосная установка должна быть отключена для
последующего накопления жидкости. Точка б соответствует
концу периода накопления жидкости, т. е. подъема уровня
в скважине, и включению насосной установки в работу. Уча-
стки линий б—а соответствуют снижению уровня жидкости
в скважине в период откачки.
Несмотря на то что переход на периодическую эксплуата-
цию всегда сопровождается потерей дебита, тем не менее при
определенных условиях он экономически оправдан.
Экономия по сравнению с непрерывной откачкой достига-
ется в результате сокращения износа насосного оборудования,
экономии электроэнергии, увеличения межремонтного периода.
Если эта экономия превышает потерю дебита скважины, то
такой переход целесообразен.
414
Можно оптимизировать процесс периодической эксплуата-
ции, т. е. определить такую продолжительность цикла (период
откачки и накопления), при которой потери дебита не будут
превышать заданной величины. Однако такое теоретическое
обоснование можно сделать, например, для случая, когда ин-
дикаторная линия — прямая. При линейном законе приток жид-
кости из пласта в скважину равен
Q = K(HCT—Я),	(Х.101)
где К. — коэффициент продуктивности, отнесенный к м столба
жидкости; Н — текущий динамический уровень.
Объем жидкости, поступающей из пласта в скважину за
время dt, будет равным
dV=Qdt.	(Х.102)
Попадая в скважину, эта жидкость будет занимать в ней вы-
соту
dH = dV/F,	(Х.103)
где F — площадь сечения межтрубного пространства скважины.
Дифференцируя (Х.101), получим
d£)-—KdH.	(Х.104)
Подставляя в (Х.104) вместо dH (Х.103) и вместо dV формулу
(Х.102), найдем
dQ= — Ку-= —	(Х.105)
Решая (Х.105) относительно dt, получим
dt- —	(Х.106)
Интегрируя (Х.106) в пределах от 0 до t в левой части и со-
ответственно от QH до Q в правой части, где QH— приток
в скважину в момент t = 0, соответствующий положению уровня
у приема насоса, получим
t=^dt=------- |	=------ 1п -5-=— In .	(Х.107)
J К J Q К Q„ К Q
°	<2„
По формуле (Х.107) можно определить время, в течение ко-
торого приток жидкости в скважину от начального QH снизится
до Q вследствие подъема уровня жидкости; по той же фор-
муле можно определить время накопления жидкости /2, когда
приток снижается до QK в конце периода накопления,
^=41п^-	<х-108)
Л Qtc
415
В период откачки приток жидкости из пласта в скважину
не прекращается, и при подаче насоса Qo накопление жидкости
в скважине будет определяться разностью притока Q и откачки
Qo. Таким образом,
(Q — Qojdt FdH,	(Х.109)
откуда
dt =	(Х.110)
Q — Qa
Подставляя в (Х.110) значение dH из (Х.104), найдем
dt=— -—(Х.111)
К Q-Qo	7
—
Подача насоса Qo — величина постоянная. Обозначим
в (Х.Ш) Q—Qo = s. Тогда dS = dQ. Подставляя в (Х.111), за-
пишем
^ = —(Х.112)
Интегрируя (Х.112) слева от 0 до tt, для определения про-
должительности откачки, и соответственно, справа от Sj =
= QK—Qo до s2 = Qh—Qo, где QK — приток в конце периода на-
копления, или (что то же) в начале периода откачки, получим
(Х.113)
К Qk-Qo
или, меняя знак соответственно числителя и знаменателя под
логарифмом, найдем
/1 = —ln-Qo~-Q1{
К Q0-Qh
(Х.114)
Подставляя в формулу (Х.99) значение Л, согласно (Х.114)
и t2 согласно (Х.108), и делая необходимые сокращения, по-
лучим
QcP =
In
Q ----Qo-Qh
)п Qh (Qq-Qk)
Qk (Qo Qh)
(X.115)
Если имеется индикаторная линия Q = f(77H), то по ней
можно определить QH — дебит в начале периода накопления и
QK — дебит в конце периода накопления. Подача насоса Qo
известна или ею задаются. Таким образом, по (Х.115) можно
определить средний дебит скважины Qcp и сравнить его с деби-
том QH — в начале периода накопления, который одновременно
является дебитом при непрерывной откачке, и если их соотно-
шение приемлемо, то дальше можно определить периоды Л и 12
416
по формулам (Х.114) и (Х.108), соответственно, и общую про-
должительность цикла 7’=/iH-Z2. Обычно принимается, что сни-
жение дебита не должно превышать 10 %, т. е. Qcp/Qh=0,9. Од-
нако в отдельных случаях возможно большее отклонение от
этой рекомендации.
В практике нефтедобычи малодебитные насосные скважины
исследуются редко. Поэтому индикаторных линий этих сква-
жин, как правило, нет. Кроме того, в таких скважинах работа
насоса и закономерности притока из-за сильного влияния газа,
связанного с низким уровнем, осложняются. Поэтому аналити-
ческое определение режима периодической откачки не дает на-
дежных результатов. Исходным моментом для установления
периодической откачки при имеющейся подаче насосной уста-
новки является момент, когда динамический уровень опуска-
ется до приема насоса. Газ из межтрубного пространства под-
сасывается в цилиндр насоса. Это соответствует длинной петле
с правой стороны (начало хода вниз) динамограммы. Поэтому
для установления режима периодической откачки пользуются
динамометром, и периоды накопления устанавливают опытным
путем, изменяя их продолжительность.
На станциях управления насосных скважин, предназначен-
ных для периодической эксплуатации, имеется реле времени,
с помощью которого можно установить желаемые периоды про-
стоя скважины и ее работы. Обычно эти периоды измеряются
несколькими часами и в редких случаях сутками.
14 Заказ № 325
Глава XI
ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН ПОГРУЖНЫМИ
ЦЕНТРОБЕЖНЫМИ ЭЛЕКТРОНАСОСАМИ
§ 1. ОБЩАЯ СХЕМА УСТАНОВКИ
ПОГРУЖНОГО ЦЕНТРОБЕЖНОГО ЭЛЕКТРОНАСОСА
Центробежные насосы для откачки жидкости из скважины
принципиально не отличаются от обычных центробежных насо-
сов, используемых для перекачки жидкостей на поверхности
земли. Однако малые радиальные размеры, обусловленные диа-
метром обсадных колонн, в которые спускаются центробежные
насосы, практически неограниченные осевые размеры, необхо-
димость преодоления высоких напоров и работа насоса в по-
груженном состоянии привели к созданию центробежных на-
сосных агрегатов специфического конструктивного исполнения.
Внешне они ничем не отличаются от трубы, но внутренняя по-
лость такой трубы содержит большое число сложных деталей,
требующих совершенной технологии изготовления.
Погружные центробежные электронасосы (ПЦЭН)—это
многоступенчатые центробежные насосы с числом ступеней
в одном блоке до 120, приводимые во вращение погружным
электродвигателем специальной конструкции (ПЭД). Электро-
двигатель питается с поверхности электроэнергией, подводимой
по кабелю от повышающего автотрансформатора или трансфор-
матора через станцию управления, в которой сосредоточена вся
контрольно-измерительная аппаратура и автоматика. ПЦЭН
опускается в скважину под расчетный динамический уровень
обычно на 150—300 м. Жидкость подается по НКТ, к внешней
стороне которых прикреплен специальными поясками электро-
кабель. В насосном агрегате между самим насосом и электро-
двигателем имеется промежуточное звено, называемое протек-
тором или гидрозащитой. Установка ПЦЭН (рис. XI.1) вклю-
чает маслозаполненный электродвигатель ПЭД /; звено гидро-
защиты или протектор 2; приемную сетку насоса для забора
жидкости <3; многоступенчатый центробежный насос ПЦЭН 4\
НКТ 5; бронированный трехжильный электрокабель 6; пояски
для крепления кабеля к НКТ 7; устьевую арматуру 8; барабан
для-намотки-кабеля прп -епуско подъемных работах и хранения
некоторого -запаса кабеля 9; трансформатор или автотрансфор-
матор станцию управления с автоматикой 1 £2и компенса-
тор
__иТТасос, протектор и электродвигатель являются отдельными
узлами, соединяемыми болтовыми шпильками. Концы валов
оборудова
схема
Рис. XI.1. Общая
ния скважины установкой погруж-
ного центробежного насоса
жидко-
секции
друг
общее
имеют шлицевые соединения,
которые стыкуются при
сборке всей установки. При не-
обходимости подъема
сти с больших глубин
ПЦЭН соединяются
с другом так, что
число ступеней достигает 400.
Всасываемая насосом жид-
кость последовательно прохо-
дит все ступени и покидает
насос с напором, равным
внешнему гидравлическому со-
противлению. УПЦЭН отли-
чаются малой металлоемко-
стью, широким диапазоном
рабочих характеристик как по
напору, так и по расходу,
достаточно высоким к. п. д.,
возможностью откачки боль-
ших количеств жидкости и
большим межремонтным пе-
риодом. Следует напомнить,
что средняя по Союзу подача
по жидкости одной УПЦЭН
составляет 114,7 т/сут, а
УШСН — 14,1 т/сут.____^--^"
Все насосы делятся на две
основные группы; обычного и
износостойкого исполнения.
Подавляющая часть действую-
щего фонда насосов (около
95 %) — обычного исполнения.
Насосы износостойкого исполнения предназначены для
боты в скважинах, в продукции которых имеется небольшое
личество песка и других механических примесей (до 1 %
массе). По поперечным размерам все насосы делятся на 3
ловные группы: 5; 5А и 6, что означает номинальный диаметр
обсадной колонны, (в дюймах), в которую может быть спущен
данный насос.
Группа 5 имеет наружный диаметр корпуса 92 мм, группа
5А—103 мм и группа 6—114 мм. Частота вращения вала на-
ра-
ко-
по
ус-
сосов соответствует частоте переменного тока в электросети.
В СССР это частота — 50 Гц, что дает синхронную скорость
(для двухполюсной машины) 3000 мин-1. В шифре ПЦЭН за-
ложены их основные номинальные параметры, такие как подача
и напор при работе на оптимальном режиме. Например,
ЭЦН5-40-950 означает центробежный электронасос группы 5
14*
41S
с подачей 40 м3/сут (по
воде) и напором 950 м.
ЭЦН5А-360-600 означает на-
сос группы 5А с подачей
360 м3/сут и напором 600 м.
В шифре насосов износо-
’	стойкого исполнения имеется
’	буква И, означающая износо-
’	стойкость. В них рабочие ко-
8q	леса изготовляются не из ме-
о г-0.750а„ £опг	$ты талла, а из полиамидной
*	смолы (П-68). В корпусе на-
Рис. хк	Типичная	характеристика	coca примерно через каждые
погружного центробежного	насоса	20 ступеней устанавливаются
промежуточные резино-метал-
лические центрирующие вал
подшипники, в результате чего насос износостойкого исполне-
ния имеет меньше ступеней и соответственно напор.
—Торцевые..^олоры—рабочих колес не чугунные, а в виде за-
прессованных колец из закаленной стали 40Х. Вместо тексто-
литовых опорных шайб между рабочими колесами и направ-
ляющими аппаратами применяются шайбы из маслостойкой
резины.
Все типы насосов имеют паспортную рабочую характери-
стику в виде кривых зависимостей H(Q) (напор, подача), tj(Q)
(к. п. д., подача), N(Q) (потребляемая мощность, подача)<
Обычно эти зависимости даются в диапазоне рабочих значений
расходов или в несколько большем интервале (рис. XI,2).
Всякий центробежный насос, в том числе и ПЦЭН, может
работать при закрытой выкидной задвижке (точка A: Q = 0;
Н = Нт&х) и без противодавления на выкиде (точка В: Q = Qmax’,
H — Q). Поскольку полезная работа насоса пропорциональна
произведению подачи на напор, то для этих двух крайних ре-
жимов работы насоса полезная работа будет равна нулю,
а следовательно, и к. п. д. будет равен нулю. При определен-
ном соотношении Q и Н, обусловленном минимальными внут-
ренними потерями насоса, к. п. д. достигает максимального зна-
чения, равного примерно 0,5—О.б^рЭбычно насосы с малой по-
дачей и малым диаметром рабочих колес, а также с большим
числом ступеней имеют пониженный к. п. д. Подача и напор.,
соответствующие максимальному к. п. д., называются опти-
мальным режимом работы насоса. Зависимость r](Q) около
своего максимума уменьшается плавно, поэтому вполне допу-
стима работа ПЦЭН при режимах, отличающихся от оптималь-
ного в ту и другую сторону на некоторую величину. Пределы
этих отклонений зависят от конкретной характеристики ПЦЭН
и должны соответствовать разумному снижению к. п. д. на-
соса (на 3—5%)- Это обусловливает целую область возмож-
420
ных режимов работы ПЦЭН, которая называется рекомендо-
ванной областью (см. рис. XI.2, штриховка).
Подбор насоса к скважинам по существу сводится к вы-
бору такого типоразмера ПЦЭН, чтобы он, будучи спущен
в скважину, работал в условиях оптимального или рекомендо-
ванного режима при откачке заданного дебита скважины с дан-
ной глубины.
Выпускаемые в настоящее время насосы рассчитаны на но-
минальные расходы от 40 (ЭЦН5-40-950) до 500 м3/сут'
(ЭЦН6-500-750) и напоры от 450 м (ЭЦН6-500-450) до 1500 м
(ЭЦН6-100-1500). Кроме того, имеются насосы специального
назначения, например для закачки воды в пласты. Эти насосы
имеют подачу до 3000 м3/сут и напоры до 1200 м.
Напор, который может преодолеть насос, прямо пропорцио-
нален числу ступеней. Развиваемый одной ступенью при опти-
мальном режиме работы, он зависит, в частности, от размеров
рабочего колеса, которые зависят в свою очередь от радиаль-
ных габаритов насоса. При внешнем диаметре корпуса насоса
92 мм средний напор, развиваемый одной ступенью (при ра-
боте на воде), равен 3,86 м при колебаниях от 3,69 до 4,2 м.
При внешнем диаметре 114 мм средний напор 5,76 м при коле-
баниях от 5,03 до 6,84 м.
§ 2. ПОГРУЖНОЙ НАСОСНЫЙ АГРЕГАТ
Насосный агрегат состоит из насоса (рис. XI.3, а), узла гид-
розащиты (рис. XI.3,6), погружного электродвигателя ПЭД
(рис. XI.3, в), компенсатора (рис. XI.3, г), присоединяемого
к нижней части ПЭДа.
Насос состоит из следующих деталей: головки 1 с шароригм
обратным клапаном для предупреждения слива жидкости из
НКТ при остановках; верхней опорной пяты скольжения 2, вос-
принимающей частично осевую нагрузку из-за разности давле-
ний на входе и выкиде насоса; верхнего подшипника скольже-
ния 3, центрирующего верхний конец вала; корпуса насоса 4;
направляющих аппаратов 5, которые опираются друг на друга
и удерживаются от вращения общей стяжкой в корпусе 4; ра-
бочих колес 6; вала насоса 7, имеющего продольную шпонку,
на которой насаживаются рабочие колеса со скользящей по-
садкой. Вал проходит и через направляющий аппарат каждой
ступени и центрируется в нем втулкой рабочего колеса, как
в подшипнике; нижнего подшипника скольжения 8; основания
9, закрытого приемной сеткой и имеющего в верхней части круг-
лые наклонные отверстия для подвода жидкости к нижнему
рабочему колесу; концевого подшипника скольжения 10. В на-
сосах ранних конструкций, имеющихся еще в эксплуатации,
устройство нижней части иное. На всей длине основания 9
размещается сальник из свинцово-графитовых колец, разде-
421
Рис. XI.3. Устройство погружного центробежного агрегата:
а — центробежный насос, б — узел гидрозащиты, в — погружной электродвигатель, г —
компенсатор
ляющий приемную часть насоса и внутренние полости двига-
теля и гидрозащиты. Ниже сальника смонтирован трехрядный
радиально-упорный шариковый подшипник, смазываемый гу-
стым маслом, находящимся под избыточным, по отношению
к внешнему, некоторым давлением (0,01—0,2 МПа).
В современных конструкциях ЭЦН в узле гидрозащиты не
создается избыточного давления, поэтому утечки жидкого
трансформаторного масла, которым заполнен ПЭД, меньше, и
необходимость в свинцово-графитовом сальнике отпала.
Полости двигателя и приемной части разделяют простым
торцовым уплотнением, давления по обе стороны которого оди-
наковые. Длина корпуса насоса обычно не превышает 5,5 м-
Когда же нужное число ступеней (в насосах, развивающих
большие напоры) разместить в одном корпусе не удается, их
размещают в два или три отдельных корпуса, составляющих
самостоятельные секции одного насоса, которые состыковыва-
ются вместе при спуске насоса в скважину.
Узел гидрозащиты — самостоятельный узел, присоединяе-
мый к ПЦЭН болтовым соединением (на рис. XI.3 узел, как и
сам ПЦЭН, показан с транспортировочными заглушками, гер-
метизирующими торцы узлов).
Верхний конец вала 1 соединяется шлицевой муфтой с ниж-
ним концом вала насоса. Легкое торцевое уплотнение 2 разде-
ляет верхнюю полость, в которой может быть скважинная
жидкость, от полости ниже уплотнения, которая заполнена
трансформаторным маслом, находящимся, как и скважинная
жидкость, под давлением, равным давлению на глубине погру-
жения насоса. Ниже торцевого уплотнения 2 располагается под-
шипник скользящего трения, а еще ниже — узел 3— опорная
пята, воспринимающая осевое усилие вала насоса. Опорная
пята скольжения 3 работает в жидком трансформаторном
масле.
Ниже размещается второе торцевое уплотнение 4 для более
надежной герметизации двигателя. Оно конструктивно не отли-
чается от первого. Под ним располагается резиновый мешок 5
в корпусе 6. Мешок герметично разделяет две полости: внут-
реннюю полость мешка, заполненного трансформаторным мас-
лом, и полость между корпусом 6 и самим мешком, в которую
имеет доступ внешняя скважинная жидкость через обратный'
клапан 7.
Скважинная жидкость через клапан 7 проникает в полость
корпуса 6 и сжимает резиновый мешок с маслом до давления,
равного внешнему. Жидкое масло по зазорам вдоль вала прони-
кает к торцевым уплотнениям и вниз К ПЭДу.
Разработаны две конструкции устройств гидрозащиты. Гид-
розащита ГД отличается от описанной гидрозащиты Г нали-
чием на валу малой турбинки, создающей повышенное давле-
ние жидкого масла во внутренней полости резинового мешка 5.
423
Внешняя полость между корпусом 6 и мешком 5 заполняется
густым маслом, питающим шариковый радиально-упорный
подшипник ПЦЭН прежней конструкции. Таким образом, узел
гидрозащиты ГД усовершенствованной конструкции пригоден
для использования в комплекте с широко распространенными
на промыслах ПЦЭН прежних типов. Ранее применялась гид-
розащита, так называемый протектор поршневого типа, в кото-
рой избыточное давление на масло создавалось подпружинен-
ным поршнем. Новые конструкции ГД и Г оказались более на-
дежными и долговечными. Температурные изменения объема
масла при его нагревании или охлаждении компенсируются
с помощью присоединения к нижней части ПЭДа резинового
мешка — компенсатора (рис. IX.3,а).
Для привода ПЦЭН служат специальные вертикальные
асинхронные маслозаполненные двухполюсные электродвига-
тели (ПЭД). Электродвигатели насоса делятся на 3 группы: 5;
5А и 6.
Поскольку вдоль корпуса электродвигателя, в отличие от
насоса, электрокабель не проходит, диаметральные размеры
ПЭДов названных групп несколько больше, чем у насосов,
а именно: группа 5 имеет максимальный диаметр 103 мм,
группа 5А— 117 мм и группа 6— 123 мм.
В маркировку ПЭД входит номинальная мощность (кВт) и
диаметр; например, ПЭД65-117 означает: погружной электро-
двигатель мощностью 65 кВт с диаметром корпуса 117 мм, т. е.
входящий в группу 5А.
Малые допустимые диаметры и большие мощности (до
125 кВт) вынуждают делать двигатели большой длины — до
8 м, а иногда и больше. Верхняя часть ПЭДа соединяется
с нижней частью узла гидрозащиты с помощью болтовых шпи-
лек. Валы стыкуются шлицевыми муфтами.
Верхний конец вала ПЭДа (рис. XI.3, в) подвешен на пяте
скольжения 1, работающей в масле. Ниже размещается узел
кабельного ввода 2. Обычно этот узел представляет собой ште-
керный кабельный разъем. Это одно из самых уязвимых мест
в насосе, из-за нарушения изоляции которого установки выхо-
дят из строя и требуют подъема; 3 — выводные провода об-
мотки статора; 4 — верхний радиальный подшипник скользя-
щего трения; 5—разрез торцевых концов обмотки статора; 6 —
секция статора, набранная из штампованных пластин трансфор-
маторного железа с пазами для продергивания проводов ста-
тора. Секции статора разделены друг от друга немагнитными
пакетами, в которых укрепляются радиальные подшипники 7
вала электродвигателя 8. Нижний конец вала 8 центрируется
нижним радиальным подшипником скользящего трения 9. Ро-
тор ПЭДа также состоит из секций, собранных на валу двига-
теля из штампованных пластин трансформаторного железа.
В пазы ротора типа беличьего колеса вставлены алюминиевые
424
стержни, закороченные токопроводящими кольцами, с обеих
сторон секции. Между секциями вал двигателя центрируется
в подшипниках 7. Через всю длину вала двигателя проходит
отверстие диаметром 6—8 мм для прохождения масла из ниж-
ней полости в верхнюю. Вдоль всего статора также имеется паз,
через который может циркулировать масло. Ротор вращается
в жидком трансформаторном масле с высокими изолирующими
свойствами. В нижней части ПЭДа имеется сетчатый масляный
фильтр 10. Головка 1 компенсатора (см. рис. XI.3,г), присоеди-
няется к нижнему концу ПЭДа; перепускной клапан 2 служит
для заполнения системы маслом. Защитный кожух 4 в нижней
части имеет отверстия для передачи внешнего давления жидко-
сти на эластичный элемент 3. При охлаждении масла его объем
уменьшается и скважинная жидкость через отверстия заходит
в пространство между мешком 3 и кожухом 4. При нагревании
мешок расширяется и жидкость через те же отверстия выходит
из кожуха.
ПЭДы, применяемые для эксплуатации нефтедобывающих
скважин, имеют мощности обычно от 10 до 125 кВт.
Для поддержания пластового давления применяются спе-
циальные погружные насосные агрегаты, укомплектованные
ПЭДами мощностью 500 кВт. Напряжение питающего тока
в ПЭДах колеблется от 350 до 2000 В. При высоких напряже-
ниях удается пропорционально уменьшить ток при передаче
той же мощности, а это позволяет уменьшить сечение токопро-
водящих жил кабеля, а следовательно, поперечные габариты
установки. Это особенно важно при больших мощностях элек-
тродвигателя. Скольжение ротора ПЭДа номинальное — от 4
до 8,5 %, к. п. д.— от 73 до 84 %, допустимые температуры ок-
ружающей среды — до 100 °C.
При работе ПЭДа выделяется много теплоты, поэтому для
нормальной работы двигателя требуется охлаждение. Такое
охлаждение создается за счет непрерывного протекания пласто-
вой жидкости по кольцевому зазору между корпусом электро-
двигателя и обсадной колонной. По этой причине отложения
парафина в НКТ при работе насосов всегда значительно
меньше, чем при других способах эксплуатации.
В производственных условиях случается временное обесто-
чивание силовых линий из-за грозы, обрыва проводов, из-за их
обледенения и пр. Это вызывает остановку УПЦЭН. При этом
под влиянием стекающего из НКТ через насос столба жидкости
вал насоса и статор начинают вращаться в обратном направле-
нии. Если в этот момент подача электроэнергии будет вос-
становлена, то ПЭД начнет вращаться в прямом направлении,
преодолевая силу инерции столба жидкости и вращающихся
масс.
Пусковые токи при этом могут превысить допустимые пре-
делы и установка выйдет из строя. Чтобы этого не случилось,
425
в выкидной части ПЦЭН устанавливается шаровой обратный
клапан, препятствующий сливу жидкости из НКТ.
Обратный клапан обычно размещается в головке насоса.
Наличие обратного клапана осложняет подъем НКТ при ре-
монтных работах, так как в этом случае трубы поднимают и
развинчивают с жидкостью. Кроме того, это опасно в пожар-
ном отношении. Для предотвращения таких явлений выше об-
ратного клапана в специальной муфте делается сливной кла-
пан. В принципе сливной клапан —это муфта, в боковую стенку
которой вставлена горизонтально короткая бронзовая трубка,
запаянная с внутреннего конца. Перед подъемом в НКТ броса-
ется металлический короткий дротик. От удара дротика брон-
зовая трубка отламывается, в результате чего боковое отвер-
стие в муфте открывается и жидкость из НКТ сливается.
Разработаны и другие приспособления для слива жидкости,
устанавливаемые над обратным клапаном ПЦЭН. К ним отно-
сятся так называемые суфлеры, позволяющие измерять меж-
трубное давление на глубине спуска насоса скважинным мано-
метром, спускаемым в НКТ, и устанавливающие сообщение
межтрубного пространства с измерительной полостью мано-
метра.
Следует заметить, что двигатели чувствительны к системе
охлаждения, которая создается потоком жидкости между об-
садной колонной и корпусом ПЭДа. Скорость этого потока и
качество жидкости влияют на температурный режим ПЭДа. Из-
вестно, что вода имеет теплоемкость 4,1868 кДж/кг-°C, тогда
как чистая нефть 1,675 кДж/кг-°C. Поэтому при откачке обвод-
ненной продукции скважины условия охлаждения ПЭДа лучше,
чем при откачке чистой нефти, а его перегрев приводит к нару-
шению изоляции и выходу двигателя из строя. Поэтому изоля-
ционные качества применяемых материалов влияют на длитель-
ность работы установки. Известно, что термостойкость некото-
рой изоляции, применяемой для обмоток двигателя, доведена
уже до 180 °C, а рабочие температуры до 150 °C. Для кон-
троля за температурой разработаны простые электрические тем-
пературные датчики, передающие на станцию управления ин-
формацию о температуре ПЭДа по силовому электрическому
кабелю без применения дополнительной жилы. Аналогичные
устройства имеются для передачи на поверхность постоянной
информации о давлении на приеме насоса. При аварийных со-
стояниях станция управления автоматически отключает ПЭД.
§ 3 ЭЛЕМЕНТЫ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ УСТАНОВКИ
ПЭД питается электроэнергией по трехжильному кабелю,
спускаемому в скважину параллельно с НКТ. Кабель крепится
к внешней поверхности НКТ металлическими поясками по два
426
на каждую трубу. Кабель работает в тяжелых условиях. Верх-
няя его часть находится в газовой среде, иногда под значи-
тельным давлением, нижняя — в нефти и подвергается еще
большему давлению. При спуске и подъеме насоса, особенно
в искривленных скважинах, кабель подвергается сильным меха-
ническим воздействиям (прижимы, трение, заклинивание между
колонной и НКТ и т. д.). По кабелю передается электроэнергия
при высоких напряжениях. Использование высоковольтных
двигателей позволяет уменьшить ток и, следовательно, диаметр
кабеля. Однако кабель для питания высоковольтного ПЭДа
должен обладать и более надежной, а иногда и более толстой
изоляцией. Все кабели, применяемые для УПЦЭН, сверху по-
крыты эластичной стальной оцинкованной лентой для защиты
от механических повреждений. Необходимость размещения
кабеля по наружной поверхности ПЦЭН уменьшает габариты
последнего. Поэтому вдоль насоса укладывается плоский ка-
бель, имеющий толщину примерно в 2 раза меньше, чем диа-
метр круглого, при одинаковых сечениях токопроводящих жил.
Все кабели, применяемые для УПЦЭН, делятся на круглые
и плоские. Круглые кабели имеют резиновую (нефтестойкая ре-
зина) или полиэтиленовую изоляцию, что отображено в шифре:
КРБК означает кабель резиновый бронированный круглый или
КРБП — кабель резиновый бронированный плоский. При ис-
пользовании полиэтиленовой изоляции в шифре вместо буквы Р
пишется П: КПБК — для круглого кабеля и КПБП— для плос-
кого.
Круглый кабель крепится к НКТ, а плоский — только к ниж-
ним трубам колонны НКТ и к насосу. Переход от круглого
кабеля к плоскому сращивается методом горячей вулканизации
в специальных прессформах и при недоброкачественном выпол-
нении такой сростки может служить источником нарушения изо-
ляции и отказов. В последнее время переходят только к плос-
ким кабелям, идущим от ПЭДа вдоль колонны НКТ до стан-
ции управления. Однако изготовление таких кабелей сложнее,
чем круглых (табл. XI.1).
Имеются еще некоторые разновидности кабелей с полиэти-
леновой изоляцией, не упомянутые в таблице. Кабели с поли-
этиленовой изоляцией на 26—35 % легче кабелей с резиновой
изоляцией. Кабели с резиновой изоляцией предназначены для
использования при номинальном напряжении электрического
тока не более 1100 В, при температурах окружающей среды до
90 °C и давлении до 1 МПа. Кабели с полиэтиленовой изоля-
цией могут работать при напряжении до 2300 В, температуре
до 120 °C и давлении до 2 МПа. Эти кабели обладают большей
устойчивостью против воздействия газа и высокого давления.
Все кабели имеют броню из волнистой оцинкованной сталь-
ной ленты, что придает им нужную прочность.
427
Таблица XI.1
Характеристика кабелей, применяемых для УПЦЭН
Кабель	Число жил и площадь сече- ния, мма	Наружный диаметр, мм	Наружные размеры плос- кой части, мм	Масса, кг км
КРБК	ЗХ 10	27,5				1280
	ЗХ 16	29,3			1650
	3X25	32,1			2140
	3X35	34,7			2680
КРБП	ЗХ 10	—	12,6X30,7	1050
	ЗХ 16	—	13,6X33,8	1250
	3X25			14,9X37,7	1600
КПБК	ЗХ 10	27,0	—	1016
	ЗХ 16	29,6	—	1269
	3X25	32,4	—	1622
	3X35	34,8			1961
КПБП	3X4	—	8,8Х 17,3	380
	3X6	—	9,5Х 18,4	466
	ЗХ 10	—	12,4X26,0	738
	ЗХ 16	—	13,6X29,6	958
	3X25	—	14,9X33,6	1282
Кабели обладают активным и реактивным сопротивлением.
Активное сопротивление зависит от сечения кабеля и частично'
от температуры.
Сечение, мм............................. 16	25	35
Активное сопротивление, Ом/км .......... 1,32	0,84	0,6
Реактивное сопротивление зависит от cos ср и при его зна-
чении 0,86—0,9 (как это имеет место у ПЭДов) составляет при-
мерно 0,1 Ом/км.
В кабеле происходит потеря электрической мощности,
обычно от 3 до 15 % общих потерь в установке. Потеря мощно-
сти связана с потерей напряжения в кабеле. Эти потери напря-
жения, зависящие от тока, температуры кабеля, его сечения
и пр., вычисляются по обычным формулам электротехники. Они
составляют примерно от 25 до 125 В/км. Поэтому на устье
скважины напряжение, подаваемое к кабелю, всегда должно
быть выше на величину потерь по сравнению с номинальным
напряжением ПЭДа. Возможности такого повышения напряже-
ния предусмотрены в автотрансформаторах или трансформато-
рах, имеющих для этой цели в обмотках несколько дополни-
тельных отводов.
Первичные обмотки трехфазных трансформаторов и авто-
трансформаторов всегда рассчитаны на напряжение промысло-
вой электросети, т. е. на 380 В, к которой они и подсоединя-
ются через станции управления. Вторичные обмотки, рассчитаны
на рабочее напряжение соответствующего двигателя, с ко-
торым они связаны кабелем. Эти рабочие напряжения в раз-
428
личных ПЭДах изменяются от 350 В (ПЭД10-103) до 2000 В
(ПЭД65-117; ПЭД125-138). Для компенсации падения напря-
жения в кабеле от вторичной обмотки делается 6 отводов (в од-
ном типе трансформатора 8 отводов), позволяющих регулиро-
вать напряжение на концах вторичной обмотки с помощью пере-
становки перемычек. Перестановка перемычки на одну ступень
повышает напряжение на 30—60 В в зависимости от типа транс-
форматора.
Все трансформаторы и автотрансформаторы немаслозапол-
ненные с воздушным охлаждением закрыты металлическим ко-
жухом и предназначены для установки в укрытом месте. Они
комплектуются с подземной установкой, поэтому их параметры
соответствуют данному ПЭДу.
4 В последнее время трансформаторы находят более широкое
распространение, так как это позволяет непрерывно контроли-
ровать сопротивление вторичной обмотки трансформатора,
кабеля и статорной обмотки ПЭДа. При уменьшении сопротив-
ления изоляции до установленной величины (30 кОм) установка
автоматически отключается.
При автотрансформаторах, имеющих прямую электрическую
связь между первичной и вторичной обмотками, такого кон-
троля изоляции осуществлять нельзя.
Трансформаторы и автотрансформаторы имеют к. п. д. около
98—98,5 %. Масса их в зависимости от мощности колеблется от
280 до 1240 кг, габариты от 1060x420x800 до 1550Х690Х
X 1200 мм.
Работа УПЦЭН управляется станцией управления ПГХ5071
или ПГХ5072. Причем станция управления ПГХ5071 применя-
ется при автотрансформаторном питании ПЭДа, а ПГХ5072 —
при трансформаторном. Станции ПГХ5071 обеспечивают
мгновенное отключение установки при замыкании токоведущих
элементов на землю. Обе станции управления обеспечивают
следующие возможности контроля и управления работой
УПЦЭН.
1.	Ручное и автоматическое (дистанционное) включение и
отключение установки.
2.	Автоматическое включение установки в режиме самоза-
пуска после восстановления подачи напряжения в промысловой
сети.
3.	Автоматическую работу установки на периодическом ре-
жиме (откачка, накопление) по установленной программе с сум-
марным временем 24 ч.
4.	Автоматическое включение и отключение установки в за-
висимости от давления в выкидном коллекторе при автоматизи-
рованных системах группового сбора нефти и газа.
5.	Мгновенное отключение установки при коротких замыка-
ниях и при перегрузках по силе тока на 40%, превышающих
нормальный рабочий ток.
429
6.	Кратковременное отключение на время до 20 с при пере-
грузках ПЭДа на 20 % от номинала.
7.	Кратковременное (20 с) отключение при срыве подачи
жидкости в насос.
Двери шкафа станции управления имеют механическую бло-
ки^Ъвку с блоком рубильников. Имеется тенденция к переходу
на бесконтактные, герметически закрытые станции управления
с полупроводниковыми элементами, которые, как показал опыт
их эксплуатации, более надежны, не подвержены воздействию
пыли, влаги и осадков.
Станции управления предназначены для установки в поме-
щениях сарайного типа или под навесом (в южных районах)
при температуре окружающей среды от —35 до +40 °C.
Масса станции около 160 кг. Габариты 1300x850x400 мм.
В комплект поставки УПЦЭН входит барабан с кабелем, длина
которого определяется заказчиком.
Во время эксплуатации скважины по технологическим при-
чинам глубину подвески насоса приходится изменять. Чтобы не
рубить и не наращивать кабель при таких изменениях под-
вески, длина кабеля берется по максимальной глубине подвески
данного насоса и при меньших глубинах его излишек остав-
ляется на барабане. Этот же барабан используется для на-
мотки кабеля при подъеме ПЦЭН из скважин.
При постоянстве глубины подвески и стабильных условиях
работы насоса конец кабеля заправляется в соединительную
коробку, и необходимость в барабане отпадает. В таких слу-
чаях при ремонтах используют специальный барабан на транс-
портной тележке или на металлических санях с механическим
приводом для постоянного и равномерного подтягивания извле-
каемого из скважины кабеля и намотки его на барабан. При
спуске насоса с такого барабана равномерно подается кабель.
Барабан приводится в движение электроприводом с реверсом и
фрикционом для предупреждения опасных натяжений. На неф-
тедобывающих предприятиях с большим числом УЭЦН исполь-
зуют специальный транспортировочный агрегат АТЭ-6 на базе
грузового вездехода КаАЗ-255Б для перевозки кабельного ба-
рабана и другого электрооборудования, в том числе трансфор-
матора, насоса, двигателя и узла гидрозащиты.
Для погрузки и разгрузки барабана агрегат снабжен откид-
ными направлениями для накатывания барабана на платформу
и лебедкой с тяговым усилием на канате 70 кН. На платформе
имеется также гидрокран грузоподъемностью 7,5 кН при вы-
лете стрелы 2,5 м. Кабель спущенного насосного агрегата про-
пускают через сальниковые уплотнения устья и герметизируют
в нем с помощью специального разъемного герметизирующего
фланца в устьевой крестовине.
Типичная арматура устья скважины, оборудованной для
эксплуатации ПЦЭН (рис. XI.4), состоит из крестовины /, ко-
430
Рис. XI.4. Арматура устья скважины, оборудованной ПЦЭН
торая навинчивается на обсадную колонну. В крестовине име-
ется разъемный вкладыш 2, воспринимающий нагрузку от НКТ.
На вкладыш накладывается уплотнение из нефте^тойкой ре-
зины 3, которое прижимается разъемным фланцем 5; Фланец 5
прижимается болтами к фланцу крестовины и герметизирует
вывод кабеля 4.
Арматура предусматривает отвод затрубного газа через
трубу 6 и обратный клапан 7. Арматура собирается из унифи-
цированных узлов и запорных кранов. Она сравнительно просто
перестраивается для оборудования устья при эксплуатации
штанговыми насосами.
§ 4. УСТАНОВКА ПЦЭН СПЕЦИАЛЬНОГО НАЗНАЧЕНИЯ
Погружные центробежные насосы применяются не только
для эксплуатации добывающих скважин.
Они находят применение.
1.	В водозаборных и артезианских скважинах для снабже-
ния технической водой систем ППД и для бытовых целей.
Обычно это насосы с большими подачами, но с малыми напо-
рами.
2.	В системах ППД при использовании пластовых высоко-
напорных вод (альб-сеноманские пластовые воды в Тюменской
области) при оборудовании водозаборных скважин с непосред-
ственной закачкой воды в соседние нагнетательные скважины
431
(подземные кустовые насосные станции). Для этих целей ис-
пользуются насосы с внешним диаметром 375 мм, подачей до
3000 м3/сут и напором до 2000 м.
3.	Для внутрипластовых систем поддержания пластового
давления при закачке воды из нижнего водоносного пласта
в верхний нефтяной или из верхнего водоносного в нижний
нефтяной через одну скважину. Для этой цели используются
так называемые перевернутые насосные установки, у которых
в верхней части двигатель, затем гидрозащита и в самом низу
сам центробежный насос. Такая компоновка приводит к значи-
тельным конструктивным изменениям, но оказывается необхо-
димой по технологическим причинам.
4.	Специальные компоновки насоса в корпусах и с кана-
лами перетока для одновременной, но раздельной эксплуатации
двух и более пластов одной скважиной. Такие конструкции по
существу являются приспособлениями известных элементов
стандартной установки погружного насоса для работы в сква-
жине в сочетании с другим оборудованием (газлифт, ШСН,
фонтан, ПЦЭН и т. д.).
5.	Специальные установки погружных центробежных насо-
сов на кабель-канате. Стремление увеличить радиальные габа-
риты ЭЦЭН и улучшить его технические характеристики, а
также стремление упростить спуско-подъемные работы при за-
мене ЭЦЭН привели к созданию установок, спускаемых в сква-
жину на специальном кабель-канате. Кабель-канат выдерживает
нагрузку 100 кН. Он имеет сплошную двухслойную (крест на-
крест) наружную оплетку из прочных стальных проволок, обви-
тых вокруг электрического трехжильного кабеля, с помощью
которого осуществляется питание ПЭДа.
Область применения ПЦЭН на кабель-канате как по напо-
рам, так и по подаче шире, чем насосов, спускаемых на тру-
бах, так как увеличение за счет устранения бокового кабеля
радиальных габаритов двигателя и насоса при тех же размерах
колонн, позволяют существенно улучшить технические характе-
ристики агрегатов. Вместе с тем использование ПЦЭН на ка-
бель-канате по схеме беструбной эксплуатации вызывает и не-
которые трудности, связанные с отложениями парафина на
стенках обсадной колонны.
К преимуществам этих насосов, имеющих шифр ЭЦНБ, что
означает беструбный (Б) (например, ЭЦЦБ5-160-1100;
ЭЦНБ5А-250-1050; ЭЦНБ6-250-800 и др.) следует отнести сле-
дующие.
1.	Более полное использование поперечного сечения обсад-
ной колонны.
2.	Практически полное исключение гидравлических потерь
напора на трение в подъемных трубах из-за их отсутствия.
3.	Увеличенный диаметр насоса и электродвигателя позво-
ляет повысить напор, подачу и к. п. д. агрегата.
432
4. Возможность полной ме-
ханизации и удешевления ра-
бот по подземному ремонту
скважин при смене насоса.
5. Снижение металлоем-
кости установки и стоимости
оборудования из-за исключе-
ния НКТ, благодаря чему
масса оборудования, спускае-
мого в скважину, уменьша-
ется с 14—18 до 6—6,5 т.
6. Снижение вероятности
повреждения кабеля при спу-
ско-подъемных операциях.
Наряду с этим необходимо
отметить и недостатки бес-
трубных установок ПЦЭН.
1.	Более тяжелые условия
работы оборудования, находя-
щегося под давлением выкида
насоса.
2.	Кабель-канат по всей
длине находится в жидкости,
откачиваемой из скважины.
3.	Узел гидрозащиты, ПЭД
и кабель-канат подвержены
не давлению приема, как
в обычных установках, а дав-
лению выкида насоса, кото-
рое значительно превышает
давление приема.
4.	Поскольку подъем жид-
кости на поверхность происхо-
дит по обсадной колонне, то
при отложении парафина на
стенках колонны и на кабеле
Рис. XI.5. Установка погружного
центробежного насоса на кабель-
канате:
1 — шлипсовый пакер; 2 — приемная сет-
ка; 3 — клапан; 4 — посадочные кольца;
5 — обратный клапан; 6 — насос; 7 —
ПЭД; 8 — штекер; 9— гайка; 10 — ка-
бель; 11 — оплетка кабеля; 12 — отверстие
возникают трудности с ликви-
дацией этих отложений.
Несмотря на это установки на кабель-канате применяются
и существует несколько типоразмеров таких насосов (рис. XI.5).
На расчетную глубину предварительно спускается и закреп-
ляется на внутренних стенках колонны шлипсовый пакер 1, вос-
принимающий вес столба жидкостей над ним и вес погружного
агрегата. Насосный агрегат в сборе на кабель-канате опуска-
ется в скважину, сажается на пакер и уплотняется в нем. Одно-
временно патрубок с приемной сеткой 2 проходит через пакер и
открывает обратный клапан 3 тарельчатого типа, имеющийся
в нижней части пакера.
433
Рис. XI.6. Рабочие характери-
стики погружного центробеж-
ного насоса ЭЦНБ5А-250-1050,
спускаемого на кабеле-канате:
// — напорная характеристика, V —
потребляемая мощность, п — коэф-
фициент полезного действия
При посадке агрегата на пакер герметизация достигается
за счет касания посадочных колец 4. Выше посадочных колец,
в верхней части всасывающего патрубка находится обратный
клапан 5. Над клапаном размещается насос 6, затем узел гид-
розащиты и ПЭД 7. В верхней части двигателя имеется спе-
циальный трехполюсный коаксиальный штекер 8, на который
плотно насаживается и закрепляется накидной гайкой 9 присо-
единительный наконечник кабеля 10. В наконечнике заправлены
грузонесущая проволочная оплетка кабеля 11 и электрические
жилы, подсоединенные к контактным кольцам состыковочного
штекерного устройства.
Жидкость, подаваемая ПЦЭН, выбрасывается через отвер-
стия 12 в межтрубное пространство, частично охлаждая ПЭД.
На устье скважины кабель-канат герметизируется в устье-
вом сальнике арматуры и конец его присоединяется через
обычную станцию управления к трансформатору.
Спускают и поднимают установку с помощью кабельного ба-
рабана, расположенного на шасси специально оборудован-
ного тяжелого автомобиля-вездехода (агрегат АПБЭ-1.2/8А).
Время спуска установки на глубину 1000 м — 30 мин, подъ-
ема — 45 мин.
При подъеме насосного агрегата из скважины всасывающий
патрубок выходит из пакера и дает возможность захлопнуться
тарельчатому клапану. Это позволяет в фонтанных и полуфон-
танных скважинах спускать и поднимать насосный агрегат без
предварительного глушения скважины.
Число ступеней в насосах 123 (УЭЦНБ5А-250-1050), 95
(УЭЦНБ6-250-800) и 165 (УЭЦНБ5-160-1100).
Таким образом, за счет увеличения диаметра рабочих колес
напор, развиваемый одной ступенью, составляет 8,54; 8,42 и
6,7 м. Это почти в два раза больше, чем у насосов обычной ком-
поновки. Мощности двигателей 46 кВт. Максимальный к. п. д.
насосов — 0,65.
В качестве примера на рис. XI.6 приведены рабочие харак-
теристики насоса УЭЦНБ5А-250-1050. Для этого насоса рекомен-
дуется рабочая область: подача <2=180—300 м3/сут, напор
/7=1150—780 м. Масса насоса в сборе (без кабеля) 860 кг.
434
§ 5.	ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГЛУБИНЫ ПОДВЕСКИ ПЦЭН
Глубина подвески насоса определяется:
1)	глубиной динамического уровня жидкости в скважине
Ня при отборе заданного количества жидкости;
2)	глубиной погружения ПЦЭН под динамический уровень
Нп, минимально необходимый для обеспечения нормальной ра-
боты насоса;
3)	противодавлением на устье скважины ру, которое необ-
ходимо преодолеть;
4)	потерями напора на преодоление сил трения в НКТ при
движении потока /iTp;
5)	работой выделяющегося из жидкости газа Нт, уменьшаю-
щего суммарный необходимый напор.
Таким образом, можно записать
L = Hz + Hn + py/gp + hTp-Hr.	(XI.1)
По существу все слагаемые в (XI.1) зависят от отбора жид-
кости из скважины.
Глубина динамического уровня определяется из уравнения
притока или по индикаторной кривой.
Если уравнение притока известно
Q = K(Pn-Pc)n.
то, решая его относительно давления на забое рс и приведя это
давление в столб жидкости получим
Рс = Рп-(^)1'1	(XI.2)
или
Pc = /*Pcpg = Pn— ",
откуда
- (тГ
h = -----,	(XI.3)
PcpS
где рср — средняя плотность столба жидкости в скважине от
забоя до уровня; h — высота столба жидкости от забоя до ди-
намического уровня по вертикали.
Вычитая h. из глубины скважины (до середины интервала
перфорации) Нс, получим глубину динамического уровня Ня от
устья
НЛ = НС—Н.	(XI.4)
Если скважины наклонны и <pi — средний угол наклона от-
носительно вертикали на участке от забоя до уровня, а ера —
средний угол наклона относительно вертикали на участке от
435
уровня до устья, то необходимо внести поправки на кривизну
скважины.
С учетом кривизны искомое Ня будет равно
ня = (нс— -^r)C0S<P2-	(XI.5)
Здесь Нс— глубина скважины, измеренная вдоль ее оси.
Величина Нп— погружение под динамический уровень, при
наличии газа определяется сложно. Об этом будет сказано не-
сколько дальше. Как правило, Нп принимается таким, чтобы
на приеме ЭЦЭН обеспечить за счет давления столба жидкости
газосодержание 0 потока, не превышающее 0,15—0,25. В боль-
шинстве случаев это соответствует 150—300 м.
Величина Pylpg есть устьевое давление, выраженное в мет-
рах столба жидкости плотностью р. Если продукция скважины
обводнена и п — доля воды в единице объема продукции сква-
жины, то плотность жидкости определяется как средневзве-
шенная
Р = Рн-^т- +рв-^- =рн(1— и) + рв«.	(XI.6)
Здесь рн, рв — плотности нефти и воды.
Величина ру зависит от системы нефтегазосбора, удаленно-
сти данной скважины от сепарационных пунктов и в некоторых
случаях может составлять значительную величину.
Величина /гтр рассчитывается по обычной формуле трубной
гидравлики
Г А
=	{XI.7)
где с — линейная скорость потока, м/с,
С =	+	.	(Х18)
86400/	v '
Здесь QH и QB — дебит товарной нефти и воды, м3/сут; Ь„ и
Ьв — объемные коэффициенты нефти и воды для средних термо-
динамических условий, существующих в НКТ; f — площадь се-
чения НКТ.
Как правило, ЛТр— малая величина и составляет примерно
20—40 м.
Величину Hv можно определить достаточно точно. Однако
такой расчет сложный и, как правило, проводится на ЭВМ.
Приведем упрощенный расчет процесса движения ГЖС
в НКТ. На выкиде насоса жидкость содержит в себе растворен-
ный газ. При снижении давления газ выделяется и способствует
подъему жидкости, снижая тем самым необходимый напор на
величину Нт. По этой причине в уравнение (XI. 1) Нс входит
с отрицательным знаком.
436
Рис. XI.7. Напорные характеристики
скважины:
1 — глубина (от устья) динамического
уровня, 2 — необходимый напор с учетом
давления на устье, 3 — необходимый на-
пор с учетом сил трения, 4— результиру-
ющий напор с учетом «газлифтного эф-
фекта»
Рис. XI.8. Согласование напорной ха-
рактеристики скважины (/) с Н (Q),
характеристикой ПЦЭН (2), 3 — ли-
ния к. п. д.
Величину Нг можно приближенно определить по формуле
(Х.53) подобно тому, как это было сделано при учете работы
газа в НКТ в скважине, оборудованной ШСН (см. § 4 главы X).
Однако, при работе ПЦЭН для учета большей производи-
тельности по сравнению с ШСН и меньших потерь скольжения
можно рекомендовать более высокие значения коэффициента
полезного действия для оценки эффективности работы газа
(см. формулу Х.53).
при добыче чистой нефти ч '-= 0,8;
при обводненной нефти 0,2 < п < 0,5 ч — 0,65;
при сильно обводненной нефти 0,5 < п < 0,9 ч = 0,5;
При наличии фактических замеров давления на выкиде ЭЦН величина ц
может быть уточнена.
Для согласования //(Q) характеристики ЭЦН с условиями
скважины строится так называемая напорная характеристика
скважины (рис. XI.7)
Яскв = #д+ +hTp-Hr	(Х1.9>
в зависимости от ее дебита.
На рис. XI.7 показаны кривые изменения слагаемых в урав-
нении (XI.9) от дебита скважины и определяющих результи-
рующую напорную характеристику скважины HCKB(Q).
Линия 1 — зависимость Ha(Q), определяемая по формуле
(XI.5) и (XI.3) и строится по точкам для различных произ-
вольно выбранных Q. Очевидно, при Q = 0 Нл — Нс^, т. е. дина-
мический уровень совпадает со статическим.
437
Рис. XI.9. Согласование напорной
характеристики скважины и ПЦЭН
путем снятия ступеней
Прибавляя к /7Д величину бу-
ферного давления, выраженного
в м столба жидкости (Py/gp), по-
лучим линию 2 — зависимость
этих двух слагаемых от дебита
скважины. Вычисляя по фор-
муле (XI.7) для разных Q вели-
чину /гтр и прибавляя вычислен-
ные /гтр к ординатам линии 2 по-
лучим линию 3— зависимость
первых трех слагаемых в (XI.9)
от дебита скважины. Вычисляя
по формуле (Х.53) величину Нг
и вычитая ее значение от орди-
нат линии 3, получим результи-
рующую линию 4, называемую напорной характеристикой сква-
жины.
На напорную характеристику скважины накладывается
H(Q) —характеристика насоса для отыскания точки их пересе-
чения, определяющей такой дебит скважины, который будет
равен подаче. ПЦЭН при совместной работе насоса и сква-
жины (рис. XI.8).
Точка А — пересечение характеристик скважины (рис. XI.8,
кривая /) и ПЦЭН (рис. XI.8, кривая 2). Абсцисса точки А
дает дебит скважины при совместной работе скважины и на-
соса, а ордината — напор Н, развиваемый насосом.
Для эффективной и экономичной работы необходимо подо-
брать ПЦЭН с такими характеристиками, чтобы точка пересе-
чения характеристик совпала бы с максимальным к. п. д.
(рис. XI.8, кривая 3) (точка В) или, по крайней мере, лежала
бы в области рекомендованных режимов работы данного на-
соса (см. рис. XI.8, штриховка).
В некоторых случаях для согласования характеристики
скважины и ПЦЭН повышают противодавление на устье сква-
жины с помощью штуцера или снимают лишние рабочие сту-
пени в насосе и заменяют их направляющими вкладышами
(рис. XI.9).	,
Как видим, точка А пересечения характеристик получилась
в этом случае за пределами заштрихованной области. Желая
обеспечить работу насоса на режиме т]тах (точка Д), находим
подачу насоса (дебит скважины) QCkb, соответствующую этому
режиму. Напор, развиваемый насосом при подаче Q снв на ре-
жиме Цтах, определяется точкой В. В действительности при
этих условиях работы необходимый напор определится точ-
кой С.
Разница ВС = АН есть избыточный напор. В этом случае
можно повысить давление на устье скважины на Ap = AHpg
установкой штуцера или снять часть рабочих ступеней насоса и
438
заменить их вкладышами. Число снимаемых ступеней насоса
определяется из простого соотношения
Az = z0A///f/0.	(Х1.10>
Здесь 20 — общее число ступеней в насосе; Но — напор, разви-
ваемый насосом при полном числе ступеней.
С энергетической точки зрения штуцирование на устье для
согласования характеристик невыгодно, так как приводит к про-
порциональному снижению к. п. д. установки. Снятие ступеней
позволяет сохранить к. п. д. на прежнем уровне или даже не-
сколько повысить его. Однако разобрать насос и заменить ра-
бочие ступени вкладышами можно лишь в специализированных
цехах.
При описанном выше согласовании характеристик скважины
насоса необходимо, чтобы Н(Q) характеристика ПЦЭН соот-
ветствовала действительной характеристике при его работе на
скважинной жидкости определенной вязкости и при определен-
ном газосодержании на приеме. Паспортная характеристика
Н(Q) определяется при работе насоса на воде и, как правило,
является завышенной. Поэтому важно иметь действительную
характеристику ПЦЭН, прежде чем согласовывать ее с харак-
теристикой скважины. Наиболее надежный метод получения
действительной характеристики насоса — это его стендовые ис-
пытания на скважинной жидкости при заданном проценте об-
водненности.
§ 6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГЛУБИНЫ ПОДВЕСКИ ПЦЭН
С ПОМОЩЬЮ КРИВЫХ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ
Глубина подвески насоса и условия работы ЭЦЭН как на
приеме, так и на его выкиде довольно просто определяется
с помощью кривых распределения давления вдоль ствола сква-
жины и НКТ. Предполагается, что методы построения кривых
распределения давления р(х) уже известны из общей теории
движения газожидкостных смесей в НКТ.
Если дебит задан, то из формулы (XI.2) (или по индика-
торной линии) определяется забойное давление рс, соответ-
ствующее этому дебиту. От точки р = рс строится график рас-
пределения давления (по шагам) р(х) по схеме «снизу вверх».
Кривая р(х) строится для заданного дебита Q, газового фак-
тора Го и прочих данных, таких как плотность жидкости, газа,
растворимость газа, температура, вязкость жидкости и др., учи-
тывая при этом, что от забоя газожидкостная смесь движется
по всему сечению обсадной колонны.
На рис. XI.10 показана линия распределения давления р(х)
(линия /), построенная снизу вверх от точки с координатами
Рс, Н.
439
Рис. XI.10. Определение глу-
бины подвески ПЦЭН и усло-
вий его работы с помощью по-
строения кривых распределения
давления:
1— р(х) — построенная от точки
рс; 2 — р(х) — кривая распределе-
ния газосодержания; 3 — Р(х), по-
строенная от точки Ру. Д р — пере-
пад давлений, развиваемый ПЦЭН
В процессе вычисления по ша-
гам значений р и х в качестве про-
межуточной величины для каждого
шага получаются значения расход-
ной газонасыщенности 0. По этим
данным, начиная с забоя, можно
построить новую кривую 0(х)
(рис. XI.10, кривая 2). При забой-
ном давлении, превышающем дав-
ление НаСЫЩеНИЯ (рс>Рнас, линия
0(х) будет иметь своим началом
точку, лежащую на оси ординат
выше забоя, т. е. на той глубине,
где давление в стволе скважины
будет равно или меньше рнас
При рс<Рнас свободный газ
будет присутствовать на забое и
поэтому функция 0(х) при х = Н
уже будет иметь некоторое поло-
жительное значение. Абсцисса
точки А будет соответствовать на-
чальной газонасыщенности 0 на за-
бое (х = Н).
При уменьшении х0 будет воз-
растать в результате уменьшения
давления.
Построение кривой р(х) должно
быть продолжено до пересечения
этой линии 1 с осью ординат
(точка б).
Выполнив описанные построения, т. е. построив линии 1 и 2
от забоя скважины, приступают к построению кривой распре-
деления давления р(х) в НКТ от устья скважины, начиная от
точки х = 0 р = ру, по схеме «сверху вниз» по шагам по любой
методике и в частности по ,методике, описанной в общей тео-
рии движения газожидкостных смесей в трубах (глава VII).
Вычисление производится для заданного дебита Q, того же га-
зового фактора Го и других данных, необходимых для расчета.
Однако в этом случае кривая р(х) рассчитывается для дви-
жения ГЖС по НКТ, а не по обсадной колонне, как в предыду-
щем случае.
На рис. XI. 10 функция р(х) для НКТ, построенная сверху
вниз, показана линией 3. Линия 3 должна быть продолжена
вниз либо до забоя, либо до таких значений х, при Которых
газонасыщенность 0 становится достаточно малой (4—5%)
или даже равной нулю.
Поле, лежащее между линиями 1 и 3 и ограниченное гори-
зонтальными линиями /—/ и II—II, определяет область воз-
440
можных условий работы ПЦЭН и глубины его подвески. Рас-
стояние по горизонтали между линиями 1 и 3 в определенном
масштабе определяет перепад давлений Ар, который должен
сообщить потоку насос, чтобы скважина работала с заданным
дебитом Q, забойным давлением рс и устьевым давлением ру.
Кривые на рис. XI. 10 могут быть дополнены кривыми рас-
пределения температур t(x) от забоя до глубины подвески на-
соса и от устья также до насоса с учетом скачка температуры
(расстояние в—е) на глубине подвески ПЦЭН, происходящего
от тепловой энергии, выделяемой двигателем и насосом. Этот
температурный скачок можно определить, приравнивая потери
механической энергии в насосе и электродвигателе к прираще-
нию тепловой энергии потока. Полагая, что переход механиче-
ской энергии в тепловую совершается без потерь в окружаю-
щую среду, можно определить приращение температуры жид-
кости в насосном агрегате.
Из определения к. п. д. насоса г]н следует
где в числителе — полезная работа по подъему суточной про-
дукции скважины на поверхность, в знаменателе — энергия, под-
водимая к валу ПЦЭН. Здесь Q — подача насоса, м3/сут, р —
плотность жидкости, кг/м3; g — ускорение силы тяжести, м/с2;
И — напор, развиваемый насосом, м.
Из определения к. п. д. электродвигателя т]д следует
Т1д=^-.	(XI.12)
ш2
где да2 — энергия, подводимая по электрокабелю к двигателю.
Определяя wi из (XI.12) и подставляя в (XI.11) и решая
относительно w2, получим:
w2= QgsH .	(XI.13)
ПнПд
Разница между подведенной к ПЭДу энергией w2 и полез-
ной работой QpgH, совершаемой насосом, будет затрачиваться
на нагрев жидкости:
Дда = да2— QpgW = QpgWf— -----1Y	(XI.14)
V ПнЦд J
Приравнивая механическую энергию Ада к тепловой энер-
гии, полученной жидкостью в результате ее нагрева, опреде-
лим искомое повышение температуры АЛ
441
Количество теплоты, полученной жидкостью, определим че-
рез теплоемкость и массу проходящей жидкости:
Att> = QpcA/,	(XI.15)
где с — удельная массовая теплоемкость жидкости, Дж/кг-°С.
Приравнивая (XI.14) и (XI.15), найдем
QpgH(—-------l\ = QpcM.
Откуда, после сокращения на Q и р, получим
-----1Y	(XI.16)
С \ ПнПд /
Тогда температура жидкости, покидающей насос, будет равна
= ^пр “h
где ^пр — температура жидкости на приеме насоса.
Расчеты показывают, что при //=1000 м; г]я = 0,5; т]д = 0,8 и
при теплоемкости воды с = 4186,8 Дж/кг-°С; Д/ = 3,51° С. Для
нефти с=1675 Дж/кг-°С; Д/ = 8,78° С.
При отклонении режима работы ПЦЭН от оптимального
к. п. д. будет уменьшаться и нагрев жидкости будет увеличи-
ваться.
Для того чтобы выбрать типоразмер ПЦЭН, необходимо
знать дебит и напор.
При построении кривых р(х) (см. рис. XI.10) дебит должен
быть задан. Перепад давлений на выкиде и приеме насоса при
любой глубине его спуска определяется как расстояние по го-
ризонтали от линии 1 до линии 3. Этот перепад давлений необ-
ходимо перевести в напор, зная среднюю плотность жидкости р
в насосе. Тогда напор будет
И--Ар,'pg.	_	(XI.17)
Плотность жидкости р при обводненной продукции сква-
жины определяется как средневзвешенная [формула (XI.6)]
с учетом плотностей нефти и воды при термодинамических ус-
ловиях насоса.
По данным испытаний ПЦЭН при работе на газированной
жидкости установлено, что при газосодержании на приеме на-
соса 0<рПр<5—7 % напорная характеристика практически не
изменяется. При рПр>5—7 % напорные характеристики ухудша-
ются и в расчетный напор необходимо вносить поправки. При
Рпр, доходящих до 25—30 %, происходит срыв подачи насоса.
Вспомогательная кривая р(х) (см. рис. XI.10, линия 2) позво-
ляет сразу определять газосодержание на приеме насоса при
различной глубине его спуска.
Определенные по графикам подача и необходимый напор
должны соответствовать выбранному типоразмеру ПЦЭН при
работе его на оптимальном или рекомендованных режимах.
442
§ 7. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЕТНОЙ ПОДАЧИ НАСОСА
При проектировании установки насоса и параметров режима
его работы одной из исходных величин является суточный дебит
скважины, приведенный к стандартным условиям, обычно вы-
раженный в тоннах. Этот дебит, пересчитанный в объемные еди-
ницы, численно не равен тому дебиту, который в действитель-
ности проходит через насос. Термодинамические условия на
приеме ПЦЭН и в самом насосе отличаются от стандартных.
Поэтому и объем жидкости, проходящей через ПЦЭН, будет
иным. Увеличение температуры приводит к расширению нефти
и воды. Повышение давления вызывает растворение газа в не-
фти, что также увеличивает ее объем. Газосодержание на при-
еме также увеличивает общий объем проходящей через насос
смеси.
Объемный расход жидкости, последовательно проходящей
через ступени насоса,— величина переменная, так как давление
и температура вдоль насоса увеличиваются. Поэтому можно го-
ворить о величине среднего расхода или о среднеинтегральном
расходе. Средний расход можно определить как среднеарифме-
тический
Qcp = (Qi + Q2)/2,	(XI.18)
где Qi, Q2 — объемный расход на приеме и на выкиде насоса
соответственно, или как среднеинтегральный
1	р2	!
Qcp=—— \Q(P)dp,	!	(XI.19)
Рг — Pi Pi	1
где Q(p)— функция изменения объемного расхода от давления;
pi, Pi — давление на приеме и на выкиде насоса соответственно.
Функцию Q(p) можно найти приближенно, полагая, что тем-
пература, объемный коэффициент нефти, растворимость газа,
коэффициент сжимаемости газа являются линейными функци-
ями от давления.
При таких допущениях интеграл (XI. 19) может быть вы-
числен и среднеинтегральный расход найден. Однако решение,
получаемое при этом, весьма сложное. Средний расход можно
приближенно получить несколько проще. Изменение объемного-
расхода Q(z) вдоль ступеней насоса 7 можно представить
в виде графика (рис. XI.11, кривая 1). На графике слева —
прием насоса (z=0), давление на приеме р\ и объем засасы-
ваемой газожидкостной смеси Qj. При переходе к последующим
ступеням газожидкостная смесь сжимается. Сжатие происходит
на интервале от точки а до точки в, при этом давление изменя-
ется от давления приема pi (точка а') до давления насыщения
Риас (точка в'). Сжатие ГЖС происходит по криволинейному
закону. После точки в' давление в ступенях нарастает равно-
мерно от Рнас До давления выкида р2 на последней ступени
443
Рис. XI.11. Распределение
расхода (линия 1) и дав-
ления (линия 2) по ступе-
ням ПЦЭН при наличии не-
которого содержания на
приеме насоса
интервале становится по-
насоса, а объемный расход на этом
стоянным и равным Q2.
Криволинейный закон сжатия ГЖС на интервале от pi до
Рнас можно приближенно считать прямолинейным. Тогда средне-
взвешенный объемный расход жидкости, проходящей через на-
сос, можно определить так:
Q = Qt + Ca _^наС - Pi_ + q2 Рг-Рнас..	(ХI .20)
2	Р2 — Р1	Рг — Р1
Здесь (Qi + Q2)/2 есть средний расход на интервале сжатия
ГЖС ОТ Р1 ДО Рнас,
Рнас — Р1
------- — доля среднего расхода
Рг — Р1
Рг — Рнас
—------— — доля постоянного расхода.
Объемный расход ГЖС на приеме насоса складывается из
расхода жидкости и газа, т. е.
Qx = Q6i + Vr,	(XI.21)
где Q — подача насоса в объемных единицах при стандартных
условиях (дебит скважины); Ь\ — объемный коэффициент для
жидкости (нефти) при термодинамических условиях приема;
Гг — объемный расход свободного газа также при термодина-
мических условиях приема насоса.
Из определения'газосодержания для условий приема имеем
Уг
Уг +Уж '
Откуда
(XI.22)
Но в условиях приема
Тогда
Vr = Qb!—
1 — Р
(XI.23)
444
Очевидно, что для всех ступеней насоса, в которых давле-
ние больше давления насыщения, объемный расход
Q2 = Q^2 = const,	(XI.24)
где Ьг — объемный коэффициент жидкости для условий выкида
насоса. Подставляя (XI.23) в (XI.21), получим
Qi = Q—Цг-	(XI.25)
1 — Pi
Подставляя далее (XI.25) и (XI.24) в (XI.20) вместо Qi и
Qi и делая алгебраические преобразования, получим
QcP = Q( ТГ + М —н-с~Р1' + *2 ~?нас I • (XI.26)
L 2 \ 1 — Pi ) Р2 — Pi	Рг — Pi J
Формула (XI.26) справедлива при Р2>Рнас- Возможен слу-
чай Р2<Рнас, когда полного растворения газа в нефти при про-
хождении ее через ступени насоса не происходит.
Тогда средний расход будет равен
Qcp = 4"(Q1 + Q2)’	(XI-27)
где Qi—расход для условий приема, определяется по формуле
(XI.25), a Qi — расход для условий выкида насоса, определится
по аналогии
Q2 = Q- \ ,	(XI.28)
1 — ра
где р2 — газосодержание на выкиде насоса.
Подставляя (XI.25) и (XI.28) в (XI.27), получим
<W(tV+^)-	(ХГ29)
Если насос спущен на глубину, где газа нет, для которой
р1>рмс, то 01=02 = 0, 61 = ^2- Для этих условий из формулы
(XI.26), а также (XI.29) получаем
QcP = О.ь2,
что соответствует физике процесса.
При откачке обводненной жидкости абсолютная величина
изменения ее объемного расхода при прохождении через насос
меньше.
В принципе, полученные выше формулы (XI.26) и (XI.29)
для Qcp остаются справедливыми и для обводненной продукции
скважины. В этом случае Q — суммарный объемный расход
нефти и воды при стандартных условиях; &i — объемный коэф-
фициент жидкости (нефть + вода) для термодинамических усло-
вий приема насоса; 01 — газосодержание на приеме насоса, от-
«есенное ко всему объему смеси (нефть + вода + газ); Ь2 —
445
объемный коэффициент всей жидкости (нефть + вода) для тер-
модинамических условий выкида насоса или для давления, рав-
ного давлению насыщения.
Поскольку пластовая вода имеет объемный коэффициент,
близкий к единице, то для обводненной продукции среднее зна-
чение объемного коэффициента (нефть + вода) будет меньше,
чем для чистой нефти. Обозначим
h=Qb/(Qb + Qh) —обводненность продукции скважины (объем-
ная); йнь йв1 — объемный коэффициент нефти и воды на приеме;
Ьн2, bs2 — то же, для условий выкида или давления насыщения.
Средневзвешенный объемный коэффициент жидкости
6i = &Hi(l-n)4-feB1n.	(XI.30)
Аналогично
£>2 = &н2(1 -(XI.31)
Значения Z>Hi, bn2, Ьв\, Ьв2 для давлений и температур на
приеме и выкиде ПЦЭН могут быть взяты из лабораторных ис-
следований глубинных проб жидкости.
Объемный расход жидкости при стандартных условиях Q
при обводненности п будет равен
Q^Qh-tQb-Qh + Q.,-2^- =Qh——•	(XI.32)
1 — n	1 — п
Таким образом, при откачке обводненной продукции в фор-
мулу (XI.26) вместо Ьх необходимо подставить среднее значе-
ние Ь\ согласно (XI.30); вместо Ь2— среднее значение Ь2 сог-
ласно (XI.31) и вместо Q — его значение согласно (XI.32).
Нахождение истинной подачи насоса QCp в термодинамиче-
ских условиях насоса необходимо для правильного согласова-
ния рабочих характеристик ПЦЭН и напорной характеристики
скважины. Кроме того, необходимо определить и истинную
(среднюю) плотность жидкости, проходящей через насос.
§8 ОПРЕДЕЛЕНИЕ’СРЕДНЕЙ ПЛОТНОСТИ
ЖИДКОСТИ В ПЦЭН
Плотность водогазонефтяной смеси на приеме насоса можно
определить через газосодержание
P^Paua-PO + prlPl,	(XI.33)
где
Рж1 = Рн1(1— П) 4-рв1П,	(XI.34)
Pi — газосодержание на приеме насоса; рж1— плотность
жидкости на приеме насоса; pHi — плотность нефти при термо-
динамических условиях приема насоса; рВ2 — плотность воды
при термодинамических условиях приема насоса; п — обводнен-
446
ность; рп — плотность газа при термодинамических условиях
приема.
Плотность газа определяется по законам газового состояния:
с учетом давления температуры и поправки г для условий при-
ема насоса.
По мере прохождения через ступени насос ГЖС будет из-
меняться, газ растворяться и при давлении р = рНас газонасы-
щенность станет равной нулю, а плотность равной плотности
жидкости. По аналогии с (XI.20) средневзвешенная плотность
ГЖС, проходящей через ПЦЭН, будет равна
„ ___ Р1 + Ра Рнас — Р1 , „ Ра — Рнас
Рср — ------------------------Г Р2-----------
2 Да — Pi	Ра — Р1
(XI.35)
где pi — плотность ГЖС на приеме насоса при давлении рг,
р2—-плотность жидкости в насосе, где р^рплс.
Подставляя в (XI.33) значение рж1 согласно (XI.34), можем
записать
Р1 = [рн1(1—И) 4-рВ1П](1— ₽1) + рг1₽1.	(XI.36)
Величина р2 соответствует плотности при полном растворе-
нии газа (р = 0), следовательно,
Р2 = Рнг(1—я)-|-Рв2п-	(XI.37)
Индекс «2» означает, что плотности нефти рн2 и воды рв2
берутся для условий выкида насоса или давления насыщения.
Если давление на выкиде насоса меньше давления насыще-
ния, т. е. полного растворения газа в ступенях насоса не проис-
ходит (р2<рнас), то на выкиде насоса будет некоторая газо-
насыщенность
₽2<Р1-
В этом случае по аналогии с (XI.36)
Рг = [Рн2 (1 — и) + Рв2п1 (1 — Рг) “ГРггРг-	(XI.38)
Значения pi и р2 согласно (XI.36) и (XI.37) при р2>Рже и
согласно (XI.36) и (XI.38) при р2<Рнас вычисляются и
подставляются в формулу (XI.35), по которой определяется
средневзвешенная плотность жидкости, проходящей через
ПЦЭН.
Определение рср и Qcp, т. е. истинных значений плотности
жидкости и подачи ПЦЭН при средних термодинамических ус-
ловиях, существующих в насосе, необходимо для правильного
согласования напорной характеристики скважины и рабочих ха-
рактеристик ПЦЭН. Если задан дебит Q при стандартных усло-
виях и при построении кривых распределения давлений
(см. рис. XI.10) определен необходимый перепад давлений Ар,
который должен развивать насос, то для сопоставления этих ве-
величин Q и Др с рабочими характеристиками, выбираемого
447
типоразмера насоса необходимо их пересчитать в истинные
усредненные по формулам для QCp и для рср. Зная среднюю
плотность рср, можно определить напор, который должен разви-
вать насос,
Яср = Ар .	(XI.39)
Рсрй
Только после такого пересчета можно сопоставить <Qcp и
QonT подачи ПЦЭН на оптимальном режиме, добиваясь их ра-
венства (в пределах области рекомендованных режимов). Одно-
временно напор Нопт, развиваемый насосом при подаче QOnT~
~QcP, должен удовлетворять соотношению (XI.39), т. е.
= Яср^Яопт.	(XI.40)
PcpS
При малых газонасыщенностях на приеме, низких темпера-
турах и большой обводненности объемные изменения потока,
проходящего через ступени насоса, невелики и в ряде случаев
ими можно пренебречь. При больших давлениях на приеме на-
соса, повышенных газонасыщенностях, высоких температурах и
растворимости газов и малой обводненности объемные измене-
ния потока существенны и могут достигать 25 %. Также суще-
ственны могут быть отклонения и величины плотности потока,
проходящего через насос, по сравнению с плотностью при стан-
дартных условиях.
§ 9. ВЛИЯНИЕ ГАЗА И ВЯЗКОСТИ ЖИДКОСТИ
НА РАБОЧИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПЦЭН
Присутствие эмульгированного газа увеличивает объем
смеси, проходящей через первые рабочие ступени насоса, и за-
бирает часть энергии, подводимой к валу насоса, на сжатие га-
зовых пузырьков1 и их полное растворение в нефти. При от-
качке однородной несжимаемой жидкости напор h = H!zo
(рис. XI. 12, кривая 1), развиваемый каждым рабочим колесом,
одинаковый, а давление в насосе равномерно нарастает от рх до
р2. Напор h = H)z0 остается для каждой ступени одинаковый.
В результате напоры суммируются и давление равномерно воз-
растает от давления на приеме р\ до давления на выкиде р2
(линия 2).
Если на приеме насоса существует газонасыщенность (3,
плотность газожидкостной смеси при переходе ее от одной сту-
пени к другой в результате сжатия будет увеличиваться. Мини-
мальная плотность будет на входе в первую ступень, максималь-
ная — при давлении насыщения, когда весь газ растворится
в нефти (рис. XI.12, кривая 3). Точка а соответствует той сту-
пени насоса zHac, в которой давление равно давлению насыще-
ния Риас-
448
Рис. XI. 12. Распределение плотности ГЖС и давления по ступеням ПЦЭН:
1 — напора, развиваемого каждой ступенью; 2 — распределение давления по ступеням
при откачке однородной несжимаемой жидкости; 3 — распределение плотности ГЖС по
ступеням насоса; 4—распределение давления при откачке газированной жидкости
Если дисперсность газовых пузырьков велика и газожидкост-
ную смесь можно рассматривать как однородную с пониженной
плотностью, то кавитационные явления могут не возникать.
В этом случае напор, развиваемый каждой ступенью, может
оставаться постоянным, равным h = Hlz§, и соответствующим
характеристике насоса при работе его на данном режиме (Q).
Однако давление, развиваемое каждой ступенью, равное
\p = hpCMg даже при постоянстве напора h будет различным,
возрастая по мере увеличения рсм.
После первой ступени оно будет минимальным, затем будет
возрастать и после zHac ступени (точка а) останется постоян-
ным, так как p = const. При суммировании давлений, развивае-
мых каждым рабочим колесом, не получится равномерного на-
растания давления вдоль ступеней насоса, как при однородной
жидкости с постоянной плотностью. Сначала давление будет
нарастать медленно (рис. XI. 12, линия 4), затем быстрее и по-
сле точки а линия p(z) перейдет в прямую, параллельную
линии 2, но расположенную ниже.
Линия 4 при z = z0 имеет ординату р2 меньше чем р2, так
как давление на последней ступени насоса при откачке газиро-
ванной жидкости р2 будет меньше, чем при р = const, перепад
давления, развиваемый насосом Др= р2—pit при откачке га-
зированной жидкости будет также меньше, так как часть энер-
гии двигателя затрачивается на сжатие и растворение газа
в насосе.
Эта энергия частично возвращается потоку жидкости, но уже
в НКТ, где выделяющийся газ создает так называемый газлиф-
тный эффект, способствующий подъему жидкости на поверх-
ность и уменьшающий необходимый для работы скважины на-
пор.
Многочисленные исследования работы насоса на газожид-
костных смесях показали ухудшение их рабочих характеристик.
Установлено, что при 0<р<5—7 % Н(Q) характеристика прак-
15 Заказ № 325	449
тически не изменяется. При увеличении 0, H(Q) и r](Q) харак-
теристики смещаются влево, при этом к. п. д. сильно уменьша-
ется. Установлено также, что не все насосы одинаково «чувст-
вительны» к газосодержанию на приеме насоса. Для улучшения
работы ПЦЭН при откачке газированной жидкости П. Д. Ля-
пковым был предложен специальный газовый центробежный се-
паратор, устанавливаемый на валу насоса перед первой его сту-
пенью. Газ, как более легкий компонент, концентрируется в цен-
тральной части сепаратора, откуда отводится по специальным
каналам в межтрубное пространство. Жидкость, как более тя-
желый компонент, концентрируется на периферии сепаратора и
по каналам направляется к первой рабочей ступени насоса.
Другим способом улучшения рабочих характеристик ПЦЭН
при работе их на газированной жидкости является установка
рабочих колес повышенной производительности вместо несколь-
ких первых рабочих ступеней насоса.
Для сохранения высоких рабочих характеристик насоса
в соответствии с изменением объемного расхода газожидкостной
смеси необходимо иметь рабочие ступени, имеющие объемную
производительность, уменьшающуюся по тому же закону.
Только после полного растворения газа объемные производи-
тельности рабочих колес, а следовательно, их конструкция и
размеры должны оставаться одинаковыми. Однако конструкция
ПЦЭН с набором ступеней переменной производительности
была бы слишком сложной для массового производства, кроме
того, для каждого газосодержания на приеме насоса надо было
бы иметь различный набор ступеней переменной производи-
тельности. Поэтому на практике в качестве первых 10—15 ра-
бочих ступеней устанавливают рабочие колеса и направляющие
аппараты от насоса тех же габаритов, но с большей подачей.
Работа ПЦЭН при откачке вязкой жидкости также сопро-
вождается «ухудшением его рабочих характеристик. В теории
гндромашин и компрессоров разработаны методы пересчета ра-
бочих характеристик центробежных насосов для перекачки вяз-
ких жидкостей.
Эти методы основаны на обобщении результатов практиче-
ских испытаний насосов на жидкостях различной вязкости и
определения поправочных коэффициентов к величинам Н, Q и
т] в зависимости от числа Re.
В теории центробежных насосов применяются различные
формы записи числа Рейнольдса. В данном случае используется
следующий безразмерный комплекс:
Re =		(XI.41)
Здесь п — частота вращения вала; Q — подача; v — кинемати-
ческая вязкость жидкости.
450
Рис. XI. 13. Графики П. Д. Ляпкова для пересчета характеристик ПЦЭН на жидкость, имеющую вязкость, от-
личную от вязкости воды
П. Д. Ляпков, детально занимавшийся вопросом пересчета
характеристик ПЦЭН с воды на вязкие жидкости, использовал
соотношение (XI.41) и построил расчетную номограмму для
определения поправочных коэффициентов
ku = Hv!HB\ kQ = Qv/QB-, ^ = r]v/riB.	(XI.42)
В (XI.42) индекс в означает соответствующие значения Н, Q
и ц при испытании насоса на воде, индекс v означает те же ха-
рактеристики при испытании на вязкой жидкости (рис. XI.13).
Левый график позволяет найти пересчетные значения коэф-
фициентов при работе ПЦЭН на оптимальном режиме, т. е. на
режиме максимального к. п.д. По оси абсцисс отложены зна-
чения Re согласно (XI.41). Справа и слева графика по оси ор-
динат отложены значения соответствующих пересчетных коэф-
фициентов. Сплошные линии означают зависимость пересчетных
коэффициентов от Re. Пунктирные линии ограничивают область
разброса фактических точек, по которым строились сплошные
линии. Правый график на рис. XI.13 позволяет определить
пересчетный коэффициент только для напора (кн = Ну/Нв), но
для режимов работы, отличающихся от оптимального в боль-
шую и меньшую стороны, а именно для Q = 0,4 <20Пт; Q —
= 0,6 QonT; Q = 0,8 QonT; Q = l,2 QOnT и Q = l,4QOnT.
Из графиков видно, что при Re^=60 000 йн=1, т. е. при этих
значениях Re вязкость не оказывает влияние на напорную ха-
рактеристику насоса. Значение kq стабилизируется при
Re30 000, a — при Re^=200 000. Из графика видно, что
вязкость перестает влиять (йн=1) на напорную характеристику
ПЦЭН при режимах работы 0,4 <2опт<<2<1,4 QonT при Re^s
2&60 000.
’Менее детально разработаны графики для пересчетных ко-
эффициентов при откачке эмульгированной нефти.
Глава XII
ГИДРОПОРШНЕВЫЕ НАСОСЫ
§ t. ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ ГИДРОПОРШНЕВОГО НАСОСА
Гидропоршневыё насосы (ГПН) состоят из двух основных
частей: гидравлического поршневого двигателя объемного
типа D (рис. XII. 1) и соединенного с двигателем общим штоком
поршневого насоса двухстороннего действия Н. Важным эле-
ментом ГПН, управляющим его работой, является золотниковое
устройство 3. По принципу действия оно аналогично действию
четырехходового крана. Внутренняя часть золотника с кана-
лами может поворачиваться на 90° и занимать два 'положения
(рис. XII.1, сплошные и пунктирные линии). Такие переключе-
ния (повороты) осуществляются автоматически от штока дви-
гателя.
Рабочая жидкость нагнетается с поверхности силовым насо-
сом по трубопроводу 1 (НКТ) и при положении золотника, по-
казанном на рисунке, попадает в верхнюю полость цилиндра
двигателя D. Одновременно нижняя полость цилиндра двига-
теля D с помощью золотника сообщается с выкидной линией 2
(кольцевое пространство).
Под действием давления рабочей жидкости поршень 3 дви-
гателя совершает ход вниз. Жидкость из-под поршня выходит
через золотник в выкидной трубопровод 2 (кольцевое простран-
ство). В конце хода вниз четырехходовой кран (золотник) авто-
матически поворачивается на 90°, а его каналы занимают поло-
жение, показанное на рис. XII.1 пунктиром. Рабочая жидкость
из трубопровода 1 (НКТ) благодаря новому положению золот-
арника получает доступ в нижнюю полость цилиндра двигателя D,
а отработанная жидкость из верхней полости цилиндра попа-
; дает в выкидную линию 2. Под действием давления рабочей
жидкости, поступающей в нижнюю полость поршень 3 совер-
шает ход вверх. В конце хода вверх золотник, связанный со што-
ком двигателя, снова поворачивается на 90° в обратную сто-
рону, а его каналы снова занимают первоначальное положение.
Это обеспечивает поступление рабочей жидкости в верхнюю по-
лость двигателя и ход вниз. Скорость перемещения поршня дви-
гателя и число его ходов, очевидно, будет зависеть от скорости
закачки рабочей жидкости. При малой скорости закачки число
ходов поршня двигателя будет малым и наоборот. Однако число
ходов не может увеличиваться беспредельно. Инерция поршне-
вой группы агрегата, золотника и жидкости в каналах будет
лимитировать число ходов, которое обычно не превышает 100.
Жестко со штоком двигателя связан поршень (плунжер)- 4
453
Рис. XII.1. Принципиальная схема
гидропоршневого насоса двойного
действия с золотником, схематично
показанного в виде двухходового
крана
Рис. XII.2. Принципиальная схема
ГПН дифференциального типа (оди-
нарного действия):
а. — xqr вниз, б — ход вверх
скважинного насоса Н, который также совершает возвратно-по-
ступательное движение. Цилиндр насоса имеет с обеих сторон
по одному нагнетательному 5 и всасывающему 6 клапану. При
ходе поршня 4 вниз пластовая жидкость под действием давле-
ния на глубине погружения насоса будет поступать в верхнюю
‘ полость цилиндра насоса, проходя по обводному каналу 7 и че-
рез верхний всасывающий клапан 6. Пластовая жидкость из
нижней полости цилиндра при ходе поршня 4 вниз будет вы-
тесняться через нижний нагнетательный клапан 5 в выкидной
трубопровод 2 (кольцевое пространство), смешиваясь там с от-
работанной рабочей жидкостью. При ходе поршня 4 вверх в по-
лости под поршнем будет происходить всасывание пластовой
жидкости через нижний всасывающий клапан 6, а в полости
над поршнем нагнетание пластовой жидкости через верхний на-
гнетательный клапан 5 в выкидной трубопровод 2, т. е. в коль-
цевое пространство.	г./.-
Конструктивно золотник выполнен в виде фасонной втулки,
сидящей на штоке двигателя, которая может перемещаться
в своем цилиндре с подводящими и отводящими каналами.
В верхней и нижней частях штока двигателя имеются короткие
пазы — каналы, через которые рабочая жидкость попадает в ци-
линдр золотника и смещает фасонную втулку для сообщения
полостей цилиндра двигателя с трубопроводами 1 и 2.
454
'• Благодаря двойному действию подача насоса почти в 2 раза
больше подачи обычного плунжерного насоса одинарного дей-
ствия при прочих равных условиях (диаметр, ход, габарит).
Существуют ГПН одинарного действия или так называемого
дифференциального типа, в которых подача насосом пластовой
жидкости происходит только при ходе вверх (рис. XII.2). Рабо-
чая жидкость подается по каналу 6 в пространство под пор-
шень двигателя и далее через специальный канал 7 в поршне,
перекрываемый управляющим клапаном 5, попадает в полость
над поршнем 4 (рис. XII.2,а).
Поскольку верхняя площадь поршня 4 больше нижней на
величину площади штока, то сила, действующая сверху, будет
больше, чем снизу, поэтому поршень 4 двигателя переместится
вниз. Вместе с ним получит перемещение вниз плунжер 1 в на-
сосном цилиндре. Нагнетательный клапан 2 в плунжере откро-
ется. При крайнем нижнем положении поршня двигателя управ-
ляющий клапан 5 перекроется, и канал 7 закроется
(рис. XII.2,б). Верхняя полость двигателя через канал 8 и
/ внутреннее сверление в теле штока получит сообщение с прост-
ранством над плунжером насоса и по обводному каналу с на-
сосными трубами 9. Давление под поршнем двигателяД^дет на-
растать, пока поршень не сделает ход вверх. При ходе" вверх
всасывающий клапан 3 откроется и цилиндр насоса будет за-
полняться пластовой жидкостью. В крайнем верхнем положении
управляющий клапан механического действия снова откроет ка-
нал 7 и закроет канал 8. Произойдет ход вниз.
। Работа ГПН одинарного действия сопровождается сильной
пульсацией давления рабочей жидкости на поверхности. Заме-
ряя давление рабочей жидкости с помощью самопишущего ма-
нометра, можно получить динамограмму работы ГПН. Насос
подобного типа американской фирмы «Коуб» носит название
«Гидролифта». Он имеет номинальный размер от 50 до 137 мм,
ход 1,53 м и производительность, как сообщается в печати, от
24 до 2400 м3/сут.
Нагнетательным каналом для подачи рабочей жидкости
к ГПН служит обычно колонна НКТ, на конце которых разме-
щается агрегат ГПН. Каналом для возвращения на поверхность
отработанной рабочей жидкости, а также для подачи на поверх-
ность пластовой жидкости, откачиваемой насосом, служит коль-
цевое пространство между первым и вторым рядом НКТ. Таким
образом, для обеспечения работы ГПН необходимо два канала,
а следовательно, два ряда труб. Однако существуют схемы и
с одним рядом труб. В этих схемах вторым каналом для воз-
врата жидкостей на поверхность является кольцевое простран-
ство между НКТ и обсадной колонной. При работе по такой
схеме на глубине подвески насоса устанавливается пакер, гер-
метизирующий кольцевое пространство, и весь пластовый газ
вынужден проходить вместе с жидкостью через насос.
455
Применение различных сепарационных устройств в виде га-
зовых якорей становится бесполезным. Это приводит к умень-
шению коэффициента наполнения насоса.
Существуют трехканальные системы, при которых рабочая
жидкость подается по внутреннему малому диаметру НКТ,
а возвращается на поверхность по кольцевому промежутку
между первым и вторым рядом НКТ без смешивания ее с пла-
стовой жидкостью. Пластовая жидкость поступает на поверх-
ность по третьему каналу, между вторым и третьим рядами
НКТ. Как видно, при работе по такой схеме нужны три ряда
НКТ. В крайнем случае третьим каналом для подачи пластовой
жидкости на поверхность может служить кольцевое простран-
ство между вторым — наружным рядом НКТ и обсадной колон-
ной.
Трехканальная схема имеет преимущество перед двухканаль-
ной, так как отпадает необходимость отделения рабочей жи-
дкости от пластовой, ее подготовка и регенерация для повтор-
ного использования. При трехканальной схеме сепарационные
устройства и подготовка рабочей жидкости на поверхности
сильно упрощаются.
Большим недостатком трехканальных или, как их называют,
закрытых систем является большая металлоемкость установки,
а следовательно, высокая стоимость оборудования скважины.
Спуск и установка ГПН в скважине может осуществляться
двумя путями: спуск и подвеска ГПН на НКТ и спуск ГПН и
посадка его на рабочее место проталкиванием нагнетаемой
жидкостью через НКТ (так называемые свободные ГПН).
На рис. XII.3, а и б показаны возможные схемы установки
ГПН в скважине. На НКТ малого диаметра (второй ряд
труб) 1 подвешивается ГПН 4, который нижней своей частью,
имеющей уплотнительный элемент 7, садится в посадочный ко-
нус 5, привинченный к низу первого ряда НКТ 2 большего диа-
метра (рис. ХП.З.й). Сначала спускается НКТ большего диа-
метра (первый ряд труб), а затем на НКТ меньшего диаметра
спускается ГПН. Рабочая жидкость нагнетается по НКТ малого
диаметра. Отработанная жидкость вместе с пластовой поднима-
ется по кольцевому пространству. На рис. XII.3, б показана
однотрубная система. В скважину предварительно спускается и
закрепляется на шлипсах пакер 6 с посадочным конусом для
ГПН, для герметизации кольцевого пространства. После уста-
новки пакера НКТ извлекаются и на них спускается ГПН с по-
садкой на пакер. Рабочая жидкость нагнетается по НКТ. Отра-
ботанная и пластовая жидкости возвращаются по кольцевому
пространству. Для ремонта ГПН при его спуске на НКТ необ-
ходимо извлекать всю колонну труб из скважины. Эти опера-
ции трудоемки и связаны с работой на скважине бригады под-
земного ремонта. В связи с этим были разработаны и в настоя-
щее время наиболее распространены свободные ГПН
456
Рис. ХП.З. Схема оборудова-
ния скважины гидропоршне-
вым насосом:
а — при двухрядном подъемнике,
б — при однорядном подъемнике
Рис. XII.4. Схема подъема из
скважины свободного ГПН:
а — подъем насоса, б — захват
устьевым ловителем. Жидкость под
действием: / — рабочего давления;
// — забойного давления; /// — из-
быточного гидростатического давле-
ния
(рис.ХП.4). На устье скважины устанавливается четырехходо-
вой кран — переключатель высокого давления, позволяющий
нагнетание жидкости в НКТ и выход жидкости из кольцевого
пространства и нагнетание жидкости в кольцевое пространство
и выход из НКТ.
При оборудовании скважины свободным ГПН в нижней ча-
сти НКТ обязательно устанавливается обратный клапан. После
заполнения НКТ нефтью, удерживаемой обратным клапаном,
сбрасывается ГПН, который потоком жидкости, нагнетаемой
в НКТ, проталкивается вниз. При этом четырехходовой кран
устанавливается в положение «спуск — работа». В нижней
части второго ряда НКТ имеется специальный стакан с необхо-
457
димыми каналами и уплотнительными кольцами для посадки
в него ГПН.
На корпусе ГПН имеются уплотнительные резиновые кольца
и отверстия для перетоков жидкости, а в верхней части ГПН —
эластичный резиновый поршень-манжет диаметром, равным
внутреннему диаметру НКТ. Кроме того, имеется коническая
ловительная головка. Давлением рабочей жидкости, нагнетае-
мой в НКТ, ГПН садится в стакан. Приемная часть ГПН внизу
корпуса проходит через уплотнитель в стакан с обратным кла-
паном. После посадки ГПН на место давление рабочей жидкости
возрастает, и насос начинает работать. Для подъема насоса из
скважины четырехходовой кран устанавливается в положение
«подъем». Рабочая жидкость от силового агрегата начинает по-
ступать в кольцевое пространство между НКТ и создает давле-
ние под уплотнительными кольцами насоса. При определенном
давлении ГПН выходит из посадочного стакана, проталкива-
ется вверх по НКТ (рис. XII.4,а). При заахвате насоса ловите-
лем (рис. XII.4, б) одновременно выключается привод силового
насоса, после чего устье скважины может быть открыто и насос
извлечен на мостки. Скорость спуска и подъема свободного ГПН
определяется расходом рабочей жидкости, состоянием уплот-
нительной манжеты и вообще спуск происходит при малых
давлениях. Выпрессовка насоса из его посадочного стакана осу-
ществляется при значительных давлениях. Спуск и подъем сво-
бодного ГПН с глубины примерно 2000 м могут быть
осуществлены одним человеком за 2—2,5 ч. Поднятый насос
извлекается из скважины вместе с ловителем с помощью руч-
ной лебедки и небольших талей. Это является большим преиму-
ществом свободных ГПН. Однако наружный диаметр корпуса
свободного ГПН должен быть всегда меньше внутреннего диа-
метра НКТ, поэтому свободные ГПН имеют всегда меньшую
подачу, чем насосы, спускаемые на трубах, при прочих равных
условиях.
На поверхности у устья скважины устанавливается силовой
насос, нагнетающий рабочую жидкость в НКТ для привода
ГПН. Причем имеются индивидуальные системы, когда на каж-
дой скважине установлен силовой насос и групповые, когда
один, более мощный силовой насос предназначен для несколь-
ких скважин, оборудованных ГПН. Обычно в качестве силовых
используются трехплунжерные вертикальные и горизонтальные
насосы высокого давления различной мощности с приводом от
электродвигателя или газового двигателя внутреннего сгорания.
Плунжерные насосы снабжаются гильзами и плунжерами раз-
ного диаметра. Это позволяет в достаточно широком диапазоне
ступенчато регулировать подачу рабочей жидкости и ее давле-
ние в пределах установленной мощности.
К числу поверхностных сооружений относятся сепарацион-
ные устройства и установка по очистке от песка и воды рабочей
458
жидкости, так как для работы такого сложного агрегата с оби-
лием точно пригнанных поверхностей и узких каналов требу-
ется очень чистая рабочая жидкость. Это сильно удорожает и
осложняет технику и практику эксплуатации скважин с по-
мощью ГПН.
§ 2.	ПОДАЧА ГПН И РАБОЧЕЕ ДАВЛЕНИЕ
Рассмотрим работу ГПН двойного действия, так как такие
агрегаты являются наиболее современными. Обозначим: FB —
площадь поршня насоса, откачивающего пластовую жидкость;
f — площадь сечения штока; S — ход поршня; п — число двой-
ных ходов в минуту.
Подача насоса при ходе вниз
<7i = FhS,
при ходе вверх
% = (^H-/)S.
Подача за один двойной ход
9 = 9i + 72 = (2Fh—/)S.
Подача за п ходов будет в п раз больше, а в сутки в 24 X
Хб0=1440 раз больше. Таким образом, теоретическая подача
насоса в сутки будет равна
QT = 1440(2FH—f)Sn.	(ХП.1)
Вводя коэффициент подачи а, учитывающий различные по-
тери (утечки через неплотности, незаполнение цилиндра, из-за
влияния газа, усадку нефти и др.), можно определить фактиче-
скую подачу ГПН двойного действия
<2ф = 1440а (2F„—f)Sn.	(ХП.2)
По аналогии с (ХП.2) можно определить расход рабочей
жидкости гидравлического двигателя двойного действия ГПН
Qp = 1440a3(2Fa—f)Sn,	(ХП.З)
где Гд— площадь поршня двигателя; а3 — коэффициент, учиты-
вающий утечки рабочей жидкости в зазоре между цилиндром
и поршнем, в клапанах, протечки жидкости в золотниковом уст-
ройстве и в муфтовых соединениях НКТ.
Силовой насос на поверхности должен обеспечить подачу Qp.
Если силовой насос будет иметь подачу меньшую, то в соответ-
ствии с ней изменится и число ходов ГПН.
Поэтому, регулируя подачу силового насоса на поверхности,
можно изменить число ходов ГПН, а следовательно, и подачу
459
Рис. XII.5’. Схема рас-
пределения давлений
и действия сил в ГПН
при ходе вниз
всей установки. Изменение подачи силового
насоса возможно только заменой плунжеров
и втулок насоса, а также путем сбрасыва-
ния части рабочей жидкости из нагнета-
тельного трубопровода назад в приемную
часть насоса, т. е. дросселированием жид-
кости. Однако такой метод регулировки
снижает к. п. д. установки.
Рабочее давление, развиваемое силовым
насосом, обычно велико и составляет
10,0 МПа и более. Это давление определя-
ется соотношением площадей поршней
в двигателе ГПН и самом насосе, а также
гидравлическими сопротивлениями в колон-
не НКТ и кольцевом пространстве. Опреде-
лим рабочее давление силового насоса на
устье скважины для ГПН двойного действия
(рис. XII.5).
Сила /?д, действующая сверху на пор-
шень гидравлического двигателя, при его
ходе вниз должна уравновешиваться силой
RH, действующей на поршень насоса снизу,
и силами трения г, возникающими в сальниках и на уплотни-
тельных поверхностях при движении всей поршневой системы'.
Ra = Rti+r.	(XII.4)
Но сила R:i— равнодействующая от силы R„, действующей
на поршень сверху, и силы Ra, действующей на поршень снизу
в цилиндре двигателя ГПН, так что
7?д = 7?д-7?;.	(XII.5)
Обозначим: /1 — верхняя площадь поршня двигателя; f2—
нижняя площадь поршня двигателя, равная верхней за вычетом
площади сечения штока; pt — давление рабочей жидкости в по-
лости над поршнем; р2— давление отработанной жидкости в по-
лости под поршнем.
Тогда
Кд=Арь	(XI 1.6)
Яд = А>р2-	(XII.7)
Давление рабочей жидкости в цилиндре двигателя pi
(см. рис. ХП.5) складывается из давления нагнетания рабочей
жидкости на устье рн, гидростатического давления столба рабо-
чей жидкости в колонне НКТ от устья до глубины подвески
ГПН р'г, потерь давления на трение жидкости в НКТ рт и по-
терь давления на трение рабочей жидкости в подводящих кана-
460
лах и золотниковом устройстве двигателя п. Потери на трение
Рт и п, очевидно, надо взять со знаком минус. Итак,
Р1 = Р« + Рг—Pi — п.	(XII.8)
Давление отработанной жидкости под поршнем двигателя
сложится из давления в выкидной линии на устье скважины ру,
гидростатического давления столба жидкости в кольцевом про-
странстве рг, которая может иметь плотность, отличную от
плотности рабочей жидкости, и поэтому, вообще говорярг=/= рг .
потерь на трение рк в кольцевом пространстве при движении по
нему смеси из пластовой и отработанной жидкости и потерь на
трении п в отводных каналах и золотнике двигателя, которые
должны быть взяты со знаком плюс. Таким образом,
Р2 = Ру +Рг + Рк + n.	(XII.9)
Рассмотрим теперь силы и давления, возникающие над и под
поршнем насосного цилиндра также при ходе поршня вниз.
Сила 7?н равна алгебраической сумме сил, действующих на
поршень снизу и сверху, т. е.
Rh = r’-R'h,	(XII.10)
где RH — сила, действующая на нижнюю поверхность поршня;
/?„ — сила, действующая на верхнюю поверхность поршня.
Но
7?н = ЛРн1,	(XII.11)
где А, — нижняя площадь поршня насоса со стороны нагнетания
жидкости при ходе вниз; pHi—давление на выкиде насоса, дей-
ствующее на нижнюю поверхность поршня при его ходе вниз.
Аналогично определится и сила RH, действующая на верх-
нюю поверхность поршня насоса со стороны всасывания. Верх-
няя площадь поршня меньше нижней на величину сечения
штока. Обозначим ее F2.
Тогда
«; = Г2рн2,	(XII.12)
где рн2 — давление над поршнем насоса при всасывании.
Давление нагнетания
Ри1 = Ру + Рг + Рк + т,	(XII.13)
где ру, рг и рк — прежние, ат — потеря давления на трение
в клапанах и отводных каналах насоса при нагнетании.
461
Давление на стороне всасывания равно
Рн2 = рпр—т,	(XII.14)
где рпр — давление на приеме насоса, т. е. на глубине погруже-
ния.
Подставляя (XII.14) в (XII.12), a (XII.13) в (XII.11) и да-
лее все в (XII.10), получим
/?„ = Г1(ру + рг + рк -ЮТ) — F2(pnr, — т).	(XII.15)
Подставляя (XII.8) в (XII.6) и (XII.9) в (XII.7) и далее
все в (XII.5), получим
Яд = А (Рн + Рг—р,—«)—/г (ру + Рг + рк + п).	(XII.16)
Далее (XII.15) и (XII.16) подставим в (XII.4) и получим
fi(pH + Pr—рт—л)—/г(Ру+Рг + рк + п) =
= Л (ру 4-Рг + Рк -ют) — F2(Pnp — m) + r.	(XII. 17)
Решая (XII.17) относительно искомого рн, получим
Рн = -у- (рУ + рг + Рк + т) + [ру + Рг + рк + п) —
/1	/1
— —Мрпр —т) + -------рг-грт + л.	(XII.18)
/1	11
Потери давления на трение рабочей жидкости в каналах дви-
гателя п и потери давления на трение пластовой жидкости
в каналах насоса т, вообще говоря, малы и можно считать
п^т. Тогда из (XII.18) получим давление нагнетания насоса
при ходе поршневой группы вниз
Рн = ( F1^f2 ) [ру + Рг + Рк -ют)--- (Рпр — щ) +
+ V-----Рг + Рт + п.	(XII.19)
/1
Рассуждая аналогично, можно легко получить формулу для
давления нагнетания силового насоса р(Н при ходе поршневой
группы ГПН вверх. Для этого необходимо учесть, что при ходе
вверх давление pi будет действовать на нижнюю поверхность
поршня двигателя, а давление на выкиде р2 — на верхнюю
поверхность
В цилиндре насоса давление нагнетания рр, будет действо-
вать на верхнюю поверхность поршня насоса F2, а давление
всасывания рн2— на нижнюю поверхность Fb
С учетом сказанного формула для давления нагнетания си-
лового насоса рп при ходе вверх будет иметь следующий вид:
462
р« =	(рУ + Рг + Рк + m) --у-(Рпр—т) +
/2	/2
+ -^-Рг + Рт + п.	(XII.20)
/2
Как видим, формула (XII.20) аналогична формуле (XII.19),
но величины площадей Fj и Р2, а также fi и f2 меняются ме-
стами.
Предположим Fi = fi — это означает равенство диаметра цилиндров,
насоса и двигателя, а площадью штока пренебрежем, так что Fi=F2 и
Далее предположим: ру =0,5 МПа— давление выкида на устье; рг= 15 МПа —
гидростатическое давление столба жидкости в кольцевом пространстве рк =
= 1 МПа—потери на трение в кольцевом пространстве при движении смеси
пластовой и отработанной жидкости; т = 0,1 МПа — потери на трение в вы-
кидных каналах насоса; п=0,3 МПа — потери на трение в каналах двига-
теля; рПр = 4 МПа—давление на приеме насоса; г~0 — сила трения поршней
в цилиндрах; Рг— рг = 15 МПа—гидростатическое давление рабочей жидко-
сти в НКТ и смеси пластовой и рабочей жидкости в кольцевом пространстве;
рт = 0,6 МПа—потери давления на трение рабочей жидкости в НКТ.
Указанные здесь значения величин являются вполне реальными для под-
вески ГПН на глубине примерно 1500 м. Подставляя эти значения в (XII.19),
получим давление нагнетания, равное
рн = 2(0,5+ 15+ 1 +0,1)—(4 —0,1) +0 — 15 + 0,6 + 0,3= 15,2 МПа.
Такие давления требуют надежных соединений нагнетательных линий и со-
блюдения правил охраны труда и противопожарной безопасности.
Для оценки давления нагнетания при неравенстве диаметров цилиндра
и насоса при ходе вверх и вниз предположим, что диаметр поршня насоса
64 мм, диаметр штока 20 мм и диаметр поршня двигателя 5 6 мм. Т огда
получим такие значения площадей: /4 = 32,15 см2—нижняя площадь поршня
насоса; /4 = 29,01 см2 — верхняя площадь поршня насоса; ^ = 24,62 см2 —
верхняя площадь поршня двигателя; f2 = 21,48 см2 — нижняя площадь поршня
двигателя.
Примем значения остальных величин (ру, рг, рк, т, рпр, рг, рт и
прежними, тогда давление нагнетания для хода вниз согласно формуле
(XII.19) будет равно 21,51 МПа, а давление нагнетания для хода вверх со-
гласно формуле (XII.20) — 17,46 МПа.
Как видим, колебание давления за ход вверх и вниз значительное и со-
ставляет 4,05 МПа.
Из-за колебания давления будут происходить упругие де-
формации самих НКТ и их стенок. Это приводит к некоторому
понижению к. п. д. установки.
Зная расход и давление, развиваемое силовым насосом, мо-
жно определить к. п. д. установки как отношение полезной ра-
боты по подъему продукции скважины на дневную поверхность
к затраченной работе, определяемой произведением расхода ра-
бочей жидкости на ее давление.
Итак,
Г) = ^пол/^зат,	(XII.21)
463
где полезная работа
Рж£
Здесь Q<j> рж g — вес добытой за сутки пластовой жидкости;
(рг — Рпр)/рЖ g— высота, на которую поднята эта жидкость.
^зат-QpPpg^^-	(XI 1.23)
Рр§
Здесь 1Кзат— затраченная работа; Qp — расход рабочей жид-
кости в сутки; рр — плотность рабочей жидкости; рн — давле-
ние нагнетания.
Подставляя в (XII.21) значения согласно (XII.22) и (XII.23),
получим
_ 9ф (Рг Рпр)
(XII.22)
(XII.24)
QpPn
Подставляя в (XII.24) значение QH и Q„ar согласно (XII.2)
и (XII.3) и делая необходимые сокращения, получим
(2ГН—/) ан (рг —рпр)
(XII.25)
(2РД — /) адрн
— площади поршня и двигателя соответственно; f —
штока; ан — коэффициент подачи насоса; ад — коэф-
учитывающий потери рабочей жидкости в двигателе;
где и
площадь
фициент,
рг — гидростатическое давление столба жидкости от устья до
глубины подвески; рщ, — давление на приеме насоса; рн — дав-
ление нагнетаемой рабочей жидкости на устье.
Принимая для примера бд = /?н, ан=0,6, ад = 0,85, рг=15 МПа, рп₽ =
4 МПа и рн = 15,2 МПа, получим
=0,51.
0,85-15,2
Если учесть механический и гидравлический к. п. д. силового насоса,
равный примерно т]н=0,8, а также к. п. д. электродвигателя т]д = 0,9, то сум-
марный к. п. д. установки получится равным произведению этих коэффици-
ентов:
Лобщ = 'ППн'Пд = 0,51 • 0,8 • 0,9 = 0,367.
При принятых реальных значениях параметров к. п. д. невысок.
Гидропоршневые насосы — сложные установки. Они требуют
размещения на поверхности у скважины силовых насосов
трансформатора, станций управления и защиты. Кроме того,
сложны сепарационные и очистные сооружения для подготовки
рабочей жидкости. Это является одной из причин, сдерживаю-
щих их широкое распространение. Однако с помощью ГПН
легко осуществляется эксплуатация наклонных скважин, в ко-
торых работа штанговых насосов иногда оказывается совер-
шенно невозможной. В настоящее время на отечественных про-
мыслах эксплуатируется несколько установок ГПН в порядке
накопления опыта работы с ними и выяснения возможности их
эксплуатации на промыслах Сибири и Севера.
Глава XIII
ПОГРУЖНЫЕ ВИНТОВЫЕ НАСОСЫ
Основным элементом погружного винтового насоса (ПВН)
является червячный винт, вращающийся в резиновой обойме
специального профиля. В пределах каждого шага винта между
ним и резиновой обоймой образуются полости, заполненные
жидкостью и перемещающиеся вдоль оси винта. Приводом слу-
жит такой же ПЭД, как и для ПЦЭН, с частотой вращения,
вдвое меньшей. Это достигается такими соединениями и уклад-
кой статорной обмотки двигателя, что создается четырехполюс-
ное магнитное поле с синхронной частотой вращения 1500 мин-1.
Если для ПЦЭН увеличение частоты вращения улучшает
эксплуатационные характеристики насоса, то для ПВН, наобо-
рот, желательно уменьшение частоты вращения вала, так как
в противном случае увеличивается износ, нагрев, снижается
к. п. д. и другие показатели. Внешне ПВН мало отличается от
ПЦЭН.
В комплект установки входят: автотрансформатор или тран-
сформатор на соответствующие напряжения для питания ПЭД;
станция управления с необходимой автоматикой и защитой;
устьевое оборудование, герметизирующее устье скважины и ввод
кабеля в скважину; электрический кабель круглого сечения,
прикрепляемый поясками к НКТ; винтовой насос, состоящий из
двух работающих навстречу друг другу винтов с двумя прием-
ными сетками и общим выкидом; гидрозащита электродвига-
теля; маслонаполненный четырехполюсный электродвигатель
переменного тока — ПЭД.
Основной рабочий орган винтового насоса (рис. XIII.1) со-
стоит из двух стальных полированных и хромированных одно-
заходных винтов 2 и 4 с плавной нарезкой, вращающихся в ре-
зинометаллических обоймах 1 и 5, изготовленных из нефтестой-
кой резины особого состава.
Внутренняя полость обойм представляет собой двухзаходную
винтовую поверхность с шагом в два раза больше, чем шаг
винта. Винты соединены с ПЭДом и между собой валом с про-
межуточной эксцентриковой муфтой 3. Оба винта имеют одина-
ковое направление вращения, но один винт имеет правое на-
правление спирали, а другой — левое. Поэтому верхний винт
подает жидкость сверху вниз, а нижний — снизу вверх. Это поз-
воляет уравновесить винты, так как силы, действующие на них
от перепада давления со стороны выкида и приема, будут
взаимно противоположны.
Любое поперечное сечение стального винта есть правиль-
ный круг, однако центры этих кругов лежат на винтовой линии,
465
ось которой является осью вращения
всего винта. В любом сечении винта,
перпендикулярном к его оси, круговое
сечение оказывается смещенным от
оси вращения на расстояние е, назы-
ваемое эксцентриситетом (рис. XIII.2).
Поперечные сечения внутренней
полости резиновой обоймы в любом
месте вдоль оси винта одинаковые, но
повернуты относительно друг друга.
Через расстояние, равное шагу, эти
сечения совпадают.
Само сечение внутренней полости
в любом месте представляет собой две
полуокружности с радиусом, равным
радиусу сечения винта, раздвинутые
друг от друга на расстояние 4е.
При работе двигателя винт враща-
ется вокруг собственной оси. Одно-
временно сама ось винта совершает
вращательное движение по окружно-
сти диаметром d = 2e.
Гребень спирали винта по всей
своей длине находится в непрерывном
соприкосновении с резиновой обой-
мой. Между винтом и обоймой обра-
зуется полость, площадь сечения ко-
торой равна произведению диаметра
винта D на 4е, а высота этой полости
в направлении оси винта равна шагу
обоймы Т (Т = 2t, где t — шаг винта).
Перекачиваемая жидкость запол-
няет полость между винтом и обой-
Рис. ХП1.1. Винтовой насос
с двумя уравновешенными ра-
бочими органами
Рис. XIII.2. Сечение резиновой
обоймы и винта насоса
466
Рис. XIII.3. Положение сечения винта в обойме при его повороте на один
оборот:
/ — исходное положение, // — положение при повороте на 90°, /// — положение при по-
вороте на 180°, /V — положение при повороте на 270°, V — положение при повороте на
360°; к — фиксированная точка на поверхности винта (вращение против часовой стрелки)
мой в пределах каждого шага и, так как при вращении винт
в осевом направлении не движется, то жидкость будет переме-
щаться вдоль оси винта на расстояние одного шага при пово-
роте винта на один оборот. Следовательно, суточная подача вин-
тового насоса будет равна
Q = 4eDTn-60-24а,	(XIII.1)
где п — частота вращения вала ПЭДа (примерно 1480 мин-1);
а — коэффициент подачи насоса: коэффициент подачи насоса,
учитывает обратные протечки через линию соприкосновения
гребня спирали винта с внутренней полостью обоймы; неполное
заполнение полостей за счет наличия газа во всасывающей
смеси; усадку нефти при переходе ее от термодинамических
условий насоса к условиям на поверхности.
На рис. ХШ.З показаны четыре последовательных положе-
ния сечения винта в обойме при одном его повороте.
Для того чтобы верхний и нижний винты имели возмож-
ность вращаться не только вокруг своей оси, но и по окруж-
ности диаметром d = 2e, они соединены между собой специаль-
ными эксцентриковыми муфтами (см. рис. XIII.1). Конец вала,
выходящего из верхнего сальника и подшипника узла гидро-
защиты, соединяется с нижним винтом также с помощью экс-
центриковых муфт 3.
Эксцентриковые муфты работают в жидкости, откачиваемой
насосом. Насос имеет двухсторонний прием жидкости и общий
выкид в пространство между верхним и нижним винтами. Да-
лее жидкость проходит по кольцевому зазору между корпусом
металло-резиновой обоймы верхнего винта и кожухом насоса.
Затем по специальным косым каналам, минуя приемную сетку
верхнего винта, жидкость попадает в головную часть ПВН, в ко-
торой имеется многофункциональный предохранительный кла-
пан поршеньково-золотникового типа. Обойдя по сверлению
предохранительный клапан, жидкость проходит шламовую
трубу и попадает в НКТ.
467
В нижней части насоса, ниже герметизирующего сальника и
двухрядного радиально-упорного подшипника размещается пу-
сковая муфта. Она соединяет вал протектора и двигателя с ва-
лом насоса только после того, как вал двигателя разовьет чи-
сло оборотов, соответствующее максимальному крутящему мо-
менту двигателя. Для этого в пусковой муфте имеются
выдвижные эксцентриковые кулачки, входящие в зацепление
при определенной частоте вращения вала. Такая пусковая
муфта обеспечивает надежный запуск насоса при максимальном
крутящем моменте двигателя.
Кроме того, она не позволяет вращаться валу насоса в сто-
рону, противоположную заданному направлению. В этом слу-
чае в муфте происходит свободное проворачивание валов без
зацепления, чем предупреждается развинчивание деталей на-
соса и резьбовых соединений, а резиновые обоймы рабочих ор-
ганов предохраняются, таким образом, от перегрева и сухого
трения, так как при обратном вращении жидкость из НКТ от-
качалась бы в кольцевое пространство. Такое обратное враще-
ние может произойти при ошибочной перестановке двух концов
электрического кабеля на трансформаторе.
Четыре эксцентриковые муфты позволяют за счет подвиж-
ности шарниров передавать необходимый крутящий момент и
одновременно совершать винтам сложное планетарное движе-
ние в резиновых обоймах.
Поршеньково-золотниковый предохранительный клапан вы-
полняет следующие функции.
Так как сквозной проток жидкости при неподвижном винте
в ПВН невозможен, то при его спуске в скважину на НКТ под
уровень жидкости возникает необходимость заполнения НКТ
жидкостью из межтрубного пространства. В этом случае пор-
шеньково-золотниковый предохранительный клапан устанавли-
вает сообщение внутренней полости НКТ с межтрубным про-
странством.
При подъеме ПВН из скважины жидкость из НКТ по тем же
причинам не может перетечь в межтурбное пространство. Пор-
шеньково-золотниковый клапан в этом случае также устанав-
ливает сообщение внутренней полости НКТ с межтрубным про-
странством и жидкость сливается.
При недостаточном притоке жидкости из пласта в скважину
или при содержании в жидкости большого количества газа зо-
лотник предохранительного клапана устанавливается так, что
часть жидкости из колонны НКТ перетекает через боковой кла-
пан в межтрубное пространство. Когда насос разовьет нормаль-
ную подачу, золотник клапана перекроет боковой спусковой ка-
нал и вся жидкость, подаваемая насосом, будет поступать
( в НКТ.
// В противоположность ПЦЭН винтовые насосы, как и все
^объемные машины, не могут работать при закрытом выкиде. По-
463
этому при случайном закры-
тии задвижки на устье ПВН
выходит из строя. Для пре-
дупреждения подобных явле-
ний золотниковый предохрани-
тельный клапан срабатывает
и сбрасывает жидкость из
НКТ в межтрубное простран-
ство. Для этого клапан регу-
лируется на строго регламен-
тируемую величину давления,
при превышении которой про-
исходит сброс.
Золотниковый предохрани-
тельный клапан позволяет от-
Рис. XIII.4. Рабочие характеристики
винтового насоса типа ЭВНТ5А-100-
1000 при работе на воде и глицерине
качивать жидкость из скважин с низким динамическим уров-
нем и не допускает его снижения до приемных сеток насоса,
так как в этом случае клапан сбросит жидкость из НКТ в меж-
трубное пространство. Это приведет к снижению результирую-
щей подачи и срабатыванию релейной защиты на станции уп-
равления, отключающей всю установку.
Если по каким-либо причинам установка не отключится, то
после накопления жидкости в межтрубном пространстве и по-
вышения ее уровня клапан закроет спусковой канал и уста-
новка перейдет на нормальный режим работы с полной подачей
жидкости в НКТ. Поскольку слабый приток из пласта сохраня-
ется, то это приведет снова к снижению уровня в межтрубном
пространстве, клапан снова сработает и сбросит жидкость из
НКТ в межтрубное пространство. Такая вынужденная само-
произвольная периодическая эксплуатация будет продолжаться
до тех пор, пока станция управления не отключит установку.
Назначением золотникового предохранительного клапана явля-
ется недопущение сухого трения винта в резиновой обойме и
выхода из строя насоса по этой причине.
Шламовая труба предохраняет насос от попадания в его ра-
бочие органы твердых частиц окалины со стенок НКТ и стек-
лянной крошки в случае применения остеклованных или эмали-
рованных НКТ. Она представляет собой обычный патрубок
с боковыми отверстиями и заглушенным верхним концом. Осе-
дающие твердые частицы накапливаются между внутренней
поверхностью НКТ и наружной поверхностью шламовой трубы.
Как видно из описания, ПВН — несложная машина с не-
большим числом деталей (в противоположность ПЦЭН) и в на-
стоящее время имеет высокую надежность и достаточно боль-
шой межремонтный период. На отечественных промыслах уже
прошли широкие промышленные испытания несколько серий-
ных конструкций, рассчитанных на номинальную подачу 40, 80
и 100 м3/сут при диаметрах обсадных колонн 146 и 168 мм.
469
Благодаря двум винтам с правым и левым направлением их
спиралей эти насосы во время работы взаимно гидравлически
разгружаются, поэтому их опорные подшипники и пяты не под-
вергаются большим осевым усилиям. Друг от друга насосы от-
личаются только размерами винтов и резиновых обойм, благо-
даря чему достигнута и высокая унификация, и взаимозаменяе-
мость всех остальных деталей и узлов. Наиболее слабым местом
в винтовых насосах является резиновая обойма, которая при
недостатке смазки сразу выходит из строя. Винтовые насосы
на вязкой жидкости работают лучше, чем на сильно обводнен-
ной продукции скважин. Они не эмульгируют нефть, как цен-
тробежные насосы. К- п. д. насоса достигает 0,8.
Винтовые насосы имеют шифр, подобный шифру центробеж-
ных насосов. Например, ЭВНТ5А-100-1000 означает: электровин-
товой насос (ЭВН) тихоходный (Т) под колонну 5А с подачей
100 м3/сут, напором 1000 м. Имеются насосы, развивающие на-
пор 1400 м. Насос ЭВНТ5А-100-1000 имеет на воде максималь-
ный к. п.д. 0,68 — 0,7, а при незначительном повышении вязко-
сти жидкости до 0,4 см2/с его максимальный к. п. д. увеличива-
ется до 0,73 — 0,75.
На рис. XIII.4 показаны рабочие характеристики серийного
насоса ЭВНТ5А-100-1000 при его работе на воде (кривые 1) и
глицерине (кривые 2) с вязкостью 1,35 см2/с. Поскольку ПВН
является объемной машиной, то его подача гораздо в меньшей
степени, чем в ПЦЭН, зависит от напора. Повышение напора
увеличивает протечки жидкости через линию контакта гребня
винта с внутренней полостью резиновой обоймы, и это не-
сколько снижает подачу. Тем не менее для ПВН характерна бо-
лее широкая область рекомендованных режимов при сохране-
нии высоких значений к. п.д. Это позволяет один и тот же ПВН
применять для эксплуатации скважин с различными динамиче-
скими уровнями. Например, для насосов с напором до Н=
==1000 м и подачами от 40 до 100 м3/сут зона оптимального
к. п. д. находится в пределах напоров от 350 до 1000 м. Продол-
жительность работы ПВН без подъема в некоторых случаях до-
стигла 16 мес (Туймазанефть).
Применение ПВН весьма эффективно при откачке высоко-
вязких нефтей. Они менее чувствительны к присутствию в нефти
газа, а попадание последнего в рабочие органы не вызывает
срыва подачи.
Глубина подвески ПВН и параметры его работы определя-
ются так же, как это было изложено раньше при изучении
ПЦЭН.
Глава XIV
РАЗДЕЛЬНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ ПЛАСТОВ ОДНОЙ
СКВАЖИНОЙ
§ 1. ОБЩИЕ ПРИНЦИПЫ
При добыче нефти часто приходится встречаться с пробле-
мой одновременной эксплуатации нескольких нефтеносных го-
ризонтов, имеющих различные характёристики (пластовое дав-
лёнйё, проницаемость, пористость, давление насыщения, вяз-
кость нефти, наличие неньютоновских свойств и др.) одной
скважиной. К тому же, каждый горизонт иногда содержит не-
сколько пластов с различными характеристиками, требующими
индивидуального-подхода к их разработке. Даже в пределах
одного пласта, отличающегося достаточной геологической од-
нородностью, всегда присутствуют пропластки с различной
проницаемостью, разделенные тонкими непроницаемыми про-
слоями. Фильтрация по таким пропласткам может происходить
независимо. Более того, в отдельных пластах могут существо-
вать различные давления и нефти с различными свойствами,
что обусловливает необходимость раздельной эксплуатации
пластов. Наличие нескольких горизонтов или пластов с раз-
личными характеристиками вызывает необходимость разраба-
тывать их самостоятельными сетками скважин.
Опыт разработки нефтяных месторождений показывает, что
более половины всех капитальных вложений приходится на
бурение скважин. В связи с этим всегда возникает проблема
объединения тех или иных пропластков, пластов или горизон-
тов в один или несколько объектов разработки, которые могли
бы эксплуатироваться одной сеткой скважин. Решать эту
задачу обычно приходится на первых стадиях разработки,
а иногда и на стадии разведки или опытной эксплуатации ме-
сторождения, когда информация о геологическом его строении
ограничена, вследствие малого числа скважин. В связи с этим
в скважинах приходится перфорировать несколько пластов и
эксплуатировать их, как говорят, «общим фильтром». Это поз-
воляет экономить значительные средства и материальные ре-
сурсы на бурении скважин. Однако в дальнейшем, на более
поздних стадиях разработки по мере поступления дополнитель-
ной геологической информации, а также сведений о взаимо-
действии скважин, участии отдельных прослоев в процессе
разработки, выявляется более детальная пластовая обстановка
на забое скважин. Иногда некоторые нефтенасыщенные про-
слои или пласты, вместо того чтобы отдавать жидкость, по-
глощают ее в результате вскрытия общим фильтром. Такие
471
явления легко обнаруживаются при снятии профилей притоки
скважинными дебитомерами. Поглощение происходит вслед-
ствие того, что в разных пластах существует разное давление
в результате наличия или отсутствия связи их с нагнетатель-
ными скважинами. Лишь сильным понижением забойных дав-
лений удается отбирать жидкость из пласта с пониженным
пластовым давлением или из пласта, в котором нефть обла-
дает большим начальным напряжением сдвига. В этом случае
депрессии на такие пласты будут различны, а следовательно,
и доля их участия в процессе разработки будет неодинаковая.
Обычно это приводит к отставанию выработки запасов нефти
из таких пластов, преждевременному обводнению одних, с хо-
рошей проницаемостью, и консервации запасов нефти в других,
с плохой проницаемостью или слабым участием в процессе
разработки по тем или иным причинам.
Наилучшим выходом из такого положения было бы созда-
ние независимых систем разработки со своими сетками сква-
жин на каждый пласт, и это делается, когда пласты со схо-
жими характеристиками группируются в один объект разра-
ботки и эксплуатируются общим фильтром. Но это не снимает
вопроса о целесообразности раздельных эксплуатации или
закачки воды в разные пласты через одну скважину.
С этой целью на первых этапах развития технологии раз-
дельной эксплуатации предлагались и осуществлялись проекты
многорядных скважин. При этом в один пробуренный ствол
увеличенного диаметра спускались две или три малогабаритные
обсадные колонны, которые цементировались и перфорирова-
лись каждая против своего пласта с помощью направленной
перфорации для предотвращения прострела соседней колонны.
Это оказалось возможным при малых глубинах залегания
пластов и вызывало существенные осложнения при последую-
щей их эксплуатации, ремонтных работах и т. д. Дальнейшее
развитие технологии раздельной эксплуатации нескольких пла-
стов пошло по пути создания специального оборудования,
спускаемого в скважину, вскрывающую два или три пласта.
Основным элементом такого оборудования является пакер,
изолирующий пласты друг от друга, с отдельными каналами
для выхода жидкости на поверхность.
Оборудование для раздельной эксплуатации пластов через
одну скважину должно допускать:
создание и поддержание заданного давления против каж-
дого вскрытого пласта;
измерение дебита жидкости, получаемой из каждого пласта;
получение на поверхности продукции разных пластов без их
смешивания в скважине, так как свойства нефтей (сернистые
и несернистые) могут быть различными;
исследование каждого пласта, например, методом пробных
откачек или методом снятия КВД;
472
ремонтные работы в скважине и замену оборудования, вы-
шедшего из строя;
регулировку отбора жидкости из каждого пласта;
работы по вызову притока и освоению скважины.
Другими словами, технология и соответствующее оборудо-
вание для раздельной эксплуатации должны допускать осуще-
ствление всех тех технологических мероприятий, которые при-
меняют при вскрытии этих пластов отдельными скважинами.
Полностью выполнить эти требования практически не удается
даже в простейшем случае, т. е. при раздельной эксплуатации
двух пластов через одну скважину. Возможности раздельной
эксплуатации через одну скважину существенно зависят от
размера эксплуатационной колонны. При больших диаметрах
(168 мм и больше) легче удовлетворить большую часть изло-
женных требований и создать достаточно надежное оборудо-
вание.
Раздельно эксплуатировать два пласта в зависимости от
условий притока жидкости в скважину можно следующими
способами.
1.	Оба пласта фонтанным способом.
2.	Один пласт фонтанным, другой — механизированным
способом.
3.	Оба пласта механизированным способом.
Согласно установившейся терминологии принято для кратко-
сти именовать ту или иную технологическую схему совмест-
ной эксплуатации названием способа эксплуатации сначала
нижнего, а затем верхнего пласта. Например, схема насос —
фонтан означает, что нижний пласт эксплуатируется насосным
способом, а верхний — фонтанным. В соответствии с этим тео-
ретически возможны следующие комбинации способов эксплуа-
тации: фонтан — фонтан; фонтан — газлифт; газлифт — фон-
тан; насос — фонтан; фонтан — насос; насос — газлифт; газ-
лифт — насос; насос — насос; газлифт — газлифт.
Раздельная эксплуатация трех пластов через одну сква-
жину возможна только в особых наиболее простых случаях и
поэтому применяется крайне редко.
§ 2.	НЕКОТОРЫЕ СХЕМЫ ОБОРУДОВАНИЯ СКВАЖИН
ДЛЯ РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПЛАСТОВ
Наиболее простой схемой оборудования скважины для одно-
временной эксплуатации двух пластов одной скважиной явля-
ется система с двумя параллельными рядами НКТ 2 (рис.
XIV. 1), работающая по схеме фонтан — фонтан. Один ряд
труб имеет на конце пакер 1, устанавливаемый в промежутке
между двумя пластами. На колонне НКТ, эксплуатирующей
нижний пласт, устанавливаются малогабаритные пусковые
клапаны 3 с принудительным открытием. В НКТ, по которым
473
Рис. XIV.1. Схема ус-
тановки для раздель-
ной эксплуатации
двух пластов с двумя
параллельными ряда-
ми труб по схеме
«фонтан—фонтан»
поступает продукция верхнего пласта, так-
же устанавливаются клапаны 4 специаль-
ной конструкции, которые открывают при-
нудительно с поверхности спуском в НКТ
оправки на проволоке, отжимающей пру-
жинные клапаны для впуска газа из об-
садной колонны. Оборудование устья со-
стоит из тройника 5 для сообщения с про-
странством обсадной колонны и планшай-
бы, на которой подвешиваются оба ряда
НКТ и уплотняются двухрядным сальни-
ком 6. Продукция из каждого пласта по-
ступает на поверхность без смешивания и
через тройники 7 отводится в нефтесбор-
ную сеть. Оба пласта осваиваются закач-
кой газа в обсадную колонну через трой-
ник 5, причем освоение можно проводить
раздельно. После перехода на нормальный
режим фонтанирования подача газа в ко-
лонну прекращается. Борьба с отложения-
ми парафина может осуществляться закач-
кой пара в пространство обсадной колонны
от передвижной паровой установки (ППУ)
или с малогабаритными скребками, спу-
скаемыми на проволоке через лубрикатор
с помощью автоматической лебедки. Рабо-
та обоих пластов регулируется, как обычно,
сменой штуцеров на арматуре устья.
При спуске двух параллельных рядов
труб с использованием оборудования, по-
казанного на рис. XIV. 1, можно осущест-
вить раздельную эксплуатацию двух пла-
стов по схемам фонтан-насос или насос-
фонтан. В этом случае одна из колонн НКТ, предназначенная
для эксплуатации верхнего или нижнего пласта с помощью
ШСН, берется большего диаметра, допускающего спуск в них
вставного насоса. Сначала спускается колонна НКТ, предна-
значенная для эксплуатации нижнего пласта с разделительным
пакером для изоляции пластов друг от друга. Затем спускается
вторая колонна. На колонне НКТ, предназначенной для фон-
танной эксплуатации, устанавливаются шариковые малогаба-
ритные пусковые клапаны с принудительным открытием с по-
верхности с помощью оправки, спускаемой на проволоке через
лубрйкатор. На второй колонне НКТ большего диаметра, пред-
назначенной для насосной эксплуатации на заранее определен-
ной глубине, устанавливается замковая опора для посадки на
нее вставного насоса, спускаемого на штангах. Для того чтобы
при спуске или подъеме колонны НКТ не происходило зацеп-
474
ление муфт, над последними устанавливаются конические
кольца (по одному кольцу над каждой муфтой обоих колонн).
На устье скважины специальная арматура должна обеспечи-
вать выход продукции пласта, эксплуатируемого фонтанным
способом, и установку тройника и сальника для полированного
штока штанговой насосной установки, эксплуатирующей второй
пласт. Борьба с отложениями парафина проводится при этой
схеме, как обычно: в фонтанной колонне — малогабаритными
скребками, а в насосной колонне — с помощью установки на
штангах пластинчатых скребков и штанговращателя. Пласты
при работе по схеме фонтан-насос исследуют следующим об-
разом: нижний пласт, фонтанный — малогабаритным маномет-
ром, спускаемым на проволоке в НКТ, а изменение отбора
достигается сменой штуцеров; верхний пласт, насосный — с по-
мощью эхолота. При этом отбор регулируется изменением
режима откачки, т. е. длины хода или числа качаний станка-ка-
чалки. При работе по схеме насос-фонтан измерение динами-
ческого уровня нижнего, насосного пласта становится невоз-
можным, так как он перекрывается пакером. Таким образом,
исследование нижнего пласта может ограничиваться только
получением зависимостей подачи насоса от длины хода или
числа качаний. Построение индикаторной линии исключается
из-за невозможности измерения забойных давлений. Исследо-
вание верхнего, фонтанного пласта осуществимо в полном объ-
еме обычными способами, так как доступ к верхнему пласту
через фонтанные трубы открыт.
Применение описанных установок ограничено трудностями
спуска двух параллельных рядов труб, герметизации устья, от-
сутствием выхода отсепарированного подпакерного газа при
работе по схеме насос—фонтан и необходимостью его пропуска
через насос, а также малыми габаритами обсадных колонн.
Однако установки подобного типа обладают важным достоин-
ством — наличием раздельных каналов для продукции обоих
пластов. Это может иметь решающее значение при эксплуата-
ции двух пластов, когда один из них дает сернистую нефть,
которую, как правило, собирают, транспортируют и перераба-
тывают отдельно, без смешивания с обычными парафинистыми
или масляными нефтями.
Сложнее установки для раздельной эксплуатации, в кото-
рых используют погружной центробежный электронасос (рис.
XIV. 2). Подземное оборудование состоит из пакера 1, устанав-
ливаемого в промежутке между двумя пластами, центробеж-
ного насоса 2, заключеного в специальный кожух 3 для пере-
вода жидкости нижнего пласта из-под пакера к приемной сетке
ПЦЭН, находящейся над электродвигателем и гидрозащитным
устройством насоса; разобщителя 4, позволяющего с помощью
плунжера 5 сообщать межтрубное пространство скважины
с внутренней полостью НКТ. Жидкость нижнего пласта через
475
Рис. XIV.2. Схема установки для раздельной эксплуатации двух пластов типа
«насос — фонтан» с применением ПЦЭН
пакер поднимается по кольцевому зазору между кожухом 3 и
насосом 2, охлаждает при этом электродвигатель и попадает
по каналу в переводнике на прием центробежного насоса, рас-
положенного выше переводника кожуха.
Далее, минуя обратный клапан и разобщитель 4, жидкость
нижнего пласта попадает в НКТ. Жидкость верхнего, фонтан-
ного пласта проходит по кольцевому зазору между обсадной
колонной и кожухом ПЦЭН, достигает разобщителя 4 и через
боковое отверстие в разобщителе и плунжере 5 попадает
в НКТ. Таким образом, жидкости обоих пластов выше разоб-
щителя смешиваются и поднимаются по НКТ. Разобщитель 4
имеет сменный плунжер 5, в котором заблаговременно уста-
навливается штуцер заданного размера, зависящий от установ-
ленной нормы отбора жидкости из верхнего фонтанного пласта.
Плунжер 5 спускается в НКТ на обычной скребковой проводке
через лубрикатор с помощью ловильного или посадочного при-
способления. Наличие двух обратных клапанов (один под па-
кером, второй над ПЦЭН) и разобщителя 4 позволяет осуще-
ствлять промывку либо через межтрубное пространство в ЙКТ,
либо через НКТ в межтрубное пространство (прямую или об-
ратную) и, таким образом, осваивать верхний пласт. После
освоения фонтанного пласта, установления его режима работы
и спуска плунжера 5 с соответствующим штуцером осваива-
ется нижний пласт запуском насоса.
Описанное подземное оборудование спускается в скважину
на НКТ и подвешивается в обсадной колонне на специальном
плашечном трубном якоре 6, в котором предусмотрен проход
для электрокабеля 8. Трубный якорь 6 воспринимает нагрузку
от веса НКТ 7 и не передает ее на подвешенное насосное обо-
рудование благодаря подвижному сальниковому сочленению
нижней и верхней частей НКТ в якоре 6. На устье скважины
устанавливается обычная фонтанная арматура 9 и станция уп-
равления ПЦЭН-10 с автотрансформатором 11. Установка не
позволяет исследовать скважину традиционными способами.
Однако допускает обычное измерение манометром давления
в НКТ над разобщителем 4. Зная это давление и потери дав-
ления в штуцере плунжера 5 (по результатам его тарировки),
можно косвенно определить давление против верхнего, фонтан-
ного пласта. Сменой штуцеров и повторными измерениями
давления над разобщителем можно получить зависимость из-
менения суммарного дебита обоих пластов от забойного дав-
ления верхнего, фонтанного пласта. Однако такая информация
не позволяет построить индикаторные линии для обоих пластов.
Благодаря наличию одного канала для движения жидкости
довольно просто решается проблема борьбы с отложениями па-
рафина. С этой целью могут быть применены либо остеклован-
ные трубы, либо другие методы очистки парафиновых отложе-
ний. При работе по схеме фонтан—насос (рис. XIV. 3) пласты
477
Рис. XIV.3. Схема установки для раздельной эксплуатации двух пластов типа
«фонтан — насос» с применением ПЦЭН
478
разобщаются пакером 1, который повернут резиновой манже-
той вниз в сторону фонтанного пласта, имеющего большее дав-
ление. Это способствует самоуплотнению пакера. Вся сборка,
состоящая из ПЭД 2, ПЦЭН 3, разобщителя 4 обводного ка-
нала 12, и трубного якоря 6', спускается в скважину на НКТ
вместе с кабели 8. Хвостовая часть сборки входит в канал па-
кера 1 и уплотняется там с помощью резиновых манжет. На
поверхности, как обычно, устанавливается арматура 9, стан-
ция управления 10 и автотранформатор 11.
В данной установке вместо кожуха используется обводная
трубка 12 для прохода жидкости из нижнего, фонтанного пла-
ста к штуцерному сменному плунжеру 5 в разобщителе 4.
Жидкость из верхнего, насосного пласта по кольцевому зазору
между обсадной колонной и корпусом ПЭД и ПЦЭН поднима-
ется вверх и достигает приемной сетки насоса. Через обратный
шариковый клапан жидкость подается в НКТ, минуя разобщи-
тель 4. Выше разобщителя жидкости смешиваются. Над центро-
бежным насосом снаружи НКТ устанавливается трубный
якорь 6, воспринимающий нагрузку от веса труб 7 и передаю-
щий ее посредством шлипсового сцепления на обсадную ко-
лонну. В пакере разобщителя 1, в его нижней части имеется
подпружиненный шариковый клапан, который при подъеме
сборки освобождается хвостовиком и перекрывает доступ жидко-
сти из нижнего, фонтанного пласта в скважину. Это позволяет
ремонтировать без предварительного глушения скважины тя-
желой жидкостью. В случае работы подобного оборудования
по схеме насос—фонтан (см. рис. XIV. 2) при подъеме обору-
дования возникает необходимость глушения верхнего, фонтан-
ного пласта прямой или обратной промывкой скважины и за-
качкой в нее тяжелой жидкости. Жидкость при промывке цир-
кулирует через боковое отверстие в разобщителе 4, которое
всегда открыто для прохода жидкости верхнего фонтанного
пласта. Поглощение промывочной жидкости нижним, насосным
пластом предотвращается разделительным пакером и обратным
клапаном в нижней его части, так как пакер при подъеме обо-
рудования остается в скважине. Спуск и посадка разделитель-
ного пакера 1 проводится заблаговременно с помощью специ-
ального посадочного инструмента, спускаемого на НКТ.
Не менее сложны установки для раздельной эксплуатации
обоих пластов штанговыми насосами. Специальными конструк-
торскими бюро и проектными институтами разработано много
установок для раздельной эксплуатации двух пластов через
одну скажину. Как правило, все эти конструкции основаны на
принципе наиболее полного использования стандартного обо-
рудования, вставных и невставных насосов, ПЦЭН и пр., при
возможно малом добавлении специальных узлов и деталей.
Трудности с установкой или извлечением оборудования при ре-
монтных работах, прихваты пакеров, трудности при промывках
479
Рис. XIV.4. Схемы установок для
раздельной эксплуатации двух пла-
стов типа «насос — насос» с приме-
нением ШСН:
а — установка типа УГР1-В с отводом
подпакерного газа, б —установка типа
УГР2-В без отвода подпакерного газа
стве 4. Жидкость из верхнего
для удаления механических
осадков и солей, невозмож-
ность раздельного определе-
ния дебита каждого пласта
и их исследования, сложности
с отводом подпакерного газа
для улучшения коэффициента
наполнения и низкий коэффи-
циент эксплуатации скважин
с установленным оборудова-
нием для раздельной эксплуа-
тации привели к тому, что
несмотря на большое число
подобных конструкций на
практике они не нашли широ-
кого применения.
Откачка жидкости из
каждого пласта по схеме
ШСН-ШСН (рис. XIV.4) про-
изводится спаренными штан-
говыми насосами, подвижные
части которых соединены спе-
циальной штангой. Оба на-
соса спускаются на одной ко-
лонне труб и приводятся
в действие одной колонной
штанг от станка-качалки.
Нижний ШСН 1 забирает
жидкость из-под пакера 2 из
нижнего пласта и подает ее
в пространство НКТ над
верхним ШСН 3 через обвод-
ные каналы, имеющиеся в по-
садочном устройстве 4 верх-
него ШСН. Из верхнего
пласта жидкость поступает
на прием верхнего насоса че-
рез боковое отверстие 5, имею-
щееся в посадочном устрой-
ШСН также подается в НКТ.
Таким образом, жидкости обоих пластов смешиваются и по-
даются на поверхность по колонне НКТ. Пласты, как обычно,
изолированы друг от друга разделительным пакером. Посадоч-
ное устройство верхнего ШСН может быть оборудовано кана-
лами для отвода в затрубное пространство подпакерного газа
из нижнего пласта. Вдтом случае в промежутке между насо-
сами подвешивается дополнительная колонна НКТ 6. По меж-
трубному пространству, образованному этой дополнительной
480
колонной, отсепарированный газ от приема нижнего насоса от-
водится в затрубное пространство через каналы посадочного
устройства верхнего ШСН 4. Необходимость установки допол-
нительной колонны НКТ для отвода газа уменьшает размеры
насоса при сохранении внешних габаритов оборудования. Дру-
гими словами, отвод подпакерного газа для увеличения коэффи-
циента наполнения насоса достигается существенным усложне-
нием конструкции и ущемлением его технологических возмож-
ностей (подачи). В подземное оборудование включают еще до-
полнительные устройства, такие как автосцеп для насосных
штанг и плунжерные клапаны для слива жидкости из НКТ при
их подъеме из скважины. Смещением штанг за пределы обыч-
ного их хода достигается перемещение плунжерного клапана
сливного устройства, при этом боковые отверстия совмещаются,
и жидкость из НКТ сливается через газоотводные каналы в по-
садочном устройстве верхнего ШСН в межтрубное пространство
скважины. Во всех установках для раздельной эксплуатации
скважин типа насос—насос (рис. XIV.4, а и XIV.4, б) нижние
насосы вставные и подвешиваются на обычных замковых поса-
дочных опорах, установленных в верхней части насосов. Верх-
ние ШСН в установках также вставные с замковыми посадоч-
ными опорами в нижней части насосов. Некоторые разновид-
ности установок УГР типа насос—насос имеют верхние ШСН
невставного типа, снабженные автосцепами штанг. Невставные
ШСН позволяют увеличить диаметр рабочего плунжера и по-
дачу насоса. Разработаны стандартные установки для раздель-
ной эксплуатации скважин насосным способом типа УГР1-В и
УГРТ1-В вставного исполнения с отводом газа (см. рис. XIV.4, а),
накопившегося под разделительным пакером, и УГР2-В и
УГРТ2-В вставного исполнения без отвода подпакерного газа
(см. рис. XIV.4, б), а также УГР1-Н и УГРТ1-Н невставного
исполнения с отводом подпакерного газа и УГР2-Н и УГРТ2-Н
невставного исполнения без отвода подпакерного газа. Назем-
ное оборудование при использовании установок типа УГР обыч-
ное. Это стандартное устьевое оборудование и станок-качалка
соответствующей грузоподъемности. Очистка НКТ от парафина
осуществляется с помощью пластинчатых скребков и штанго-
вращателя с обязательным применением штангового верт-
люжка в нижней части колонны штанг, так как вращение сое-
динительной штанги между верхним и нижним ШСН недопус-
тимо из-за конструктивных особенностей установки. Отложения
парафина, если они неинтенсивные, можно ликвидировать с по-
мощью прогрева верхней части НКТ паром от передвижной
паровой установки (ППУ).
16 Заказ № 325
481
§ 3.	РАЗДЕЛЬНАЯ ЗАКАЧКА ВОДЫ В ДВА ПЛАСТА
ЧЕРЕЗ ОДНУ СКВАЖИНУ
Оборудование для раздельной закачки воды (ОРЗ) в два
пласта через одну скважину предусматривает возможность за-
качки по двум независимым каналам при различных давлениях
нагнетания. Дифференциация давлений достигается либо про-
кладкой двух водоводов от ближайшей кустовой насосной стан-
ции с различным давлением нагнетаемой воды (разные на-
сосы), либо дросселированием давления путем пропуска части
воды общего водовода через штуцер непосредственно на устье
скважины. В последнем случае давление в общем водоводе
должно быть равно или больше давления нагнетания в плохо
проницаемый пласт. Однако дросселирование давления связано
с потерей энергии и с энергетической точки зрения невыгодно.
Разработаны конструкции подземного оборудования для раз-
дельной закачки в два пласта при колонне 146 мм (ОРЗ-2П-5)
(рис. XIV.5) и колонне 168 мм (ОРЗ-2П-6). На колонне на-
сосных труб 1 в скважину опускается шлипсовый пакер 3 спе-
циальной конструкции. В дополнение к обычным узлам пакер 3
имеет муфту перекрестного течения 2, подпружиненный промы-
вочный клапан 9 и центральный патрубок 6, нижний конец ко-
торого пропущен через сальник 8.
Оборудование для раздельной закачки воды должно обес-
печивать периодическую промывку фильтров водопоглощаю-
щих пластов для восстановления или повышения их приеми-
стости, которая всегда имеет тенденцию к затуханию вслед-
ствие заиливания. По схеме предусматривается закачка воды
через межтрубное пространство в верхний водопоглощающий
пласт и по центральным трубам в нижний водопоглощающий
пласт. Давление воды, нагнетаемой в верхний пласт, по кана-
лам перекрестной муфты 2 и далее по центральному па-
трубку 6 пакера 3 передается вниз на подпружиненный тарель-
чатый промывочный клапан 9, который при этом закрывается,
что предотвращает переток воды в нижний пласта внутри сква-
жины. Вода, закачиваемая по НКТ, через межтрубный канал 4
между центральным патрубком и основной трубой в пакере и
далее через отверстия 7 попадает в нижний пласт. Промывоч-
ный клапан позволяет нагнетать промывочную воду в НКТ.
В этом случае вода через НКТ, пройдя межтрубный канал 4
и отверстия 7, промоет фильтр нижнего пласта и далее через
башмак И попадет под промывочный клапан 9. Если давле-
ние под клапаном 9 будет больше, чем над ним, он откроется
и даст доступ промывочной воде в промывочный патрубок 6 и
далее через каналы перекрестной муфты 2 в обсадную колонну.
При этом одновременно будет происходить промывка фильт-
ровой части верхнего пласта. На поверхность промывочная
вода поступает по межтрубному пространству. Для того чтобы
482
промывочный клапан открылся, кольцевое
сечение обсадной колонны 5 отключается
от водовода и давление падает. Для того
чтобы промывочный клапан был закрыт
при нормальной работе, необходимо в верх-
ний пласт по межтрубному пространству за-
качивать воду с более высоким давлением,
так как в этом случае давление над кла-
паном 9 будет больше, чем под ним, и он
будет закрыт. Если вода с более высоким
давлением должна закачиваться не в верх-
ний, а в нижний пласт, то перед спуском
оборудования в скважину необходимо пе-
ревернуть корпус промывочного клапана 9
и присоединить его к переводнику 10. При
такой компоновке оборудования ствол
скважины и фильтры обоих пластов про-
мываются закачкой воды в межтрубное
пространство (обратная промывка). Рас-
ходы воды в оба пласта замеряются на по-
верхности. Если в большинстве случаев
146-мм обсадная колонна обеспечивает
нужную прочность при нагнетании воды
в пласт, то в колонных диаметром 168 мм,
прочность на разрыв которой меньше, на-
гнетание возможно только при низких дав-
лениях. Для защиты 168-мм обсадной ко-
лонны от давления воды разработана кон-
струкция ОРЗ-2П-6 с двумя разделитель-
ными пакерами, обращенными раструбом
вниз. При спуске оборудования в скважину
для защиты манжеты на нее одевается
предохранительный металлический кожух
который сбрасывается с нее давлением
жидкости при опрессовке оборудования
в скважине. Выше самоуплотняющейся
манжеты на сердечнике пакера устанавли-
ваются ограничительные втулки с рези-
новыми манжетами, которые сжимаются
весом колонны труб и фиксируют пакер по
центру эксплуатационной колонны, обеспе-
чивая нормальную работу самоуплотняю-
щейся манжеты. Конструкция оборудова-
ния ОРЗ-2П-6 под колонну 168 мм похожа
на ранее описанную. Технологической
схемой использования оборудования
ОРЗ-2П-6 предусматривается закачка воды
с более высоким давлением в верхний
16*
Рис. XIV.5. Схема
оборудования для
раздельной закачки
воды в два пласта с
одним разделитель-
ным пакером типа
ОРЗ-2П-5
483
пласт по НКТ, а с низким давлением — в нижний пласт по экс-
плуатационной колонне. Очистка скважины проводится обрат-
ной промывкой. Если давление воды, закачиваемой в верхний
пласт, неопасно для обсадной колонны, то оборудование
ОРЗ-2П-6 опускается в скважину только с одним нижним раз-
делительным пакером. Верхний пакер с самоуплотняющейся
манжетой не ставится.
Для раздельной закачки воды в два пласта существует и
ряд других конструкций, описание которых можно найти в спе-
циальной литературе.
Глава XV
РЕМОНТ СКВАЖИН
§ 1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Нормальная работа добывающих или нагнетательных сква-
жин нарушается по различным причинам, что приводит либо
к полному прекращению работы скважины, либо к существен-
ному уменьшению ее дебита. Причины прекращения или сни-
жения добычи могут быть самые разнообразные, связанные
с выходом из строя подземного или наземного оборудования,
с изменениями пластовых условий, с прекращением подачи
электроэнергии или газа для газлифтных скважин, с прекра-
щением откачки и транспортировки жидкости на поверхности
и пр. Так или иначе часть времени скважины простаивают
либо в ожидании ремонта, либо в течение самого ремонта.
Частота ремонта скважин и относительная длительность их ра-
боты оцениваются определенными показателями, характери-
зующими состояние организации и технологии добычи нефти на
данном нефтедобывающем предприятии наряду с другими тех-
нико-экономическими показателями.
Относительная длительность работы скважин оценивается
коэффициентом эксплуатации 7(э, который представляет собой
отношение суммарного времени работы данной скважины Ti
в сутках к общему календарному времени TKi анализируемого
периода (год, квартал, месяц). Таким образом,
K3 = T{/TRi.	(XV. 1)
По отношению к группе т скважин, имевших различную
длительность работы Т,- и, возможно, различные длительности
анализируемого периода (ввод скважины в эксплуатацию в тот
или иной момент данного года и т. д.), величина /С3 будет опре-
деляться отношением
^= —----------•	(XV.2)
1
485
Различные способы эксплуатации: фонтанный, насосный
(ПЦЭН, ШСН), газлифтный — характеризуются различными
коэффициентами эксплуатации К3, так как вероятность оста-
новок, связанных с ремонтами и другими неполадками на сква-
жинах, зависит от сложности оборудования, его надежности,
долговечности и других условий эксплуатации. Обычно более
высокий коэффициент К3 — при фонтанной эксплуатации, наи-
более низкий — при эксплуатации скважин штанговыми насо-
сами. По этим причинам К3 определяют для каждого способа
эксплуатации отдельно по формуле (XV. 2).
Для общей оценки этого показателя по нефтедобывающему
предприятию также пользуются формулой (XV. 2). Однако
в этом случае такая обобщенная величина К3 может исказить
истинное состояние техники эксплуатации. Например, увеличе-
ние Кэ может произойти за счет роста фонда фонтанных сква-
жин, для которых он близок к единице, а вовсе не за счет
улучшения работы механизированного фонда, как это может
показаться. Обычно величина Кэ для механизированного фонда
скважин составляет 0,95—0,97, причем в последнее время
в связи с улучшением качества ПЦЭН, их ремонта и обслужи-
вания наметилась тенденция к некоторому повышению К3 по
скважинам, оборудованным ПЦЭН, по сравнению с К3 по сква-
жинам, оборудованным ШСН. Геологические и технологиче-
ские условия эксплуатации скважин, такие как пескопроявле-
ния, обводненность, наличие сильно корродирующих веществ
в продукции скважин (сероводород, высокая минерализация),
отложения солей и парафина, могут сильно влиять на коэффи-
циенты эксплуатации. Поэтому величина К3 Для одного и того
же способа эксплуатации, например ШСН, в разных районах
или на разных месторождениях может быть различной. Другим
важным показателем работы скважин является так называе-
мый межремонтный период (МРП). По отношению к отдельной
скважине — это средняя продолжительность непрерывной ра-
боты скважины в сутках между двумя ремонтами. По отноше-
нию к группе т скважин, имеющих различную продолжитель-
ность работы Т; между ремонтами, МРП определяется как от-
ношение суммы продолжительностей работы этих скважин
к сумме числа ремонтов по каждой i-й скважине:
т
МРП = —!------,	(XV.3)
т
1
Где — число ремонтов по каждой скважине в течение ана-
лизируемого времени.
486
Если продолжительность анализируемого (календарного)
времени по каждой скважине различна, то средний МРП удоб-
нее определять по формуле
£(rK£-7pi)
МРП= -!------------,	(XV.4)
т
1
где TKi — календарное время работы i-й скважины, сут; Гр» —
продолжительность пребывания i-й скважины в ремонте в те-
чение ее календарного времени ТК1, сут.
В круглых скобках числителя (XV. 4) указана продолжи-
тельность работы в сутках i-й скважины в течение анализируе-
мого времени. Из (XV. 4) видно, что продолжительность ре-
монта также влияет на величину МРП.
Величина МРП в разных районах при разных способах
эксплуатации различна и изменяется от нескольких недель для
штанговых насосных установок, работа которых осложнена на-
личием песка в жидкости (Баку), до нескольких лет при фон-
танной эксплуатации.
Все ремонтные работы в зависимости от их характера и
сложности разделяют на текущий и капитальный ремонты
скважин.
К текущему ремонту относятся следующие работы.
1.	Планово-предупредительный ремонт.
2.	Ревизия подземного оборудования.
3.	Ликвидация неисправностей в подземной части обору-
дования.
4.	Смена скважинного насоса (ПЦЭН или ШСН).
5.	Смена способа эксплуатации, переход с ПЦЭН на ШСН
или наоборот и пр.
6.	Очистка НКТ от парафина или солей.
7.	Замена обычных НКТ на трубы с покрытием (остекло-
ванные трубы).
8.	Изменение глубины подвески насосной установки.
9.	Подъем скважинного оборудования перед сдачей сква-
жины в консервацию.
10.	Специальный подземный ремонт в связи с исследова-
ниями продуктивного горизонта.
11.	Некоторые виды аварийных ремонтов, такие как закли-
нивание плунжера, обрывы штанг, обрывы скребковой прово-
локи или электрокабеля.
Перечисленные ремонтные работы, а также и ряд других
выполняются бригадами подземного ремонта скважин, органи-
зуемыми в нефтедобывающем предприятии. Бригады подзем-
ного ремонта работают круглосуточно (три смены) либо в две
487
смены и даже в одну. В состав одной вахты входят обычно
три человека: оператор с помощником, работающие у устья
скважины, и машинист, управляющий подъемной лебедкой.
К капитальному ремонту скважин относятся ремонтные ра-
боты, для выполнения которых приходится привлекать более
сложную технику, вплоть до использования бурильных устано-
вок. К капитальному ремонту, в частности, относятся следую-
щие работы.
1.	Ликвидация сложных аварий, связанных с обрывом
штанг, труб, кабеля и образованием в скважине сальников.
2.	Исправление нарушений в обсадных колоннах.
3.	Изоляция пластовых вод.
4.	Работы по вскрытию пласта и освоению скважин в связи
с переходом на другой горизонт.
5.	Забуривание второго ствола.
6.	Разбуривание плотных соляно-песчаных пробок на забое.
7.	Гидравлический разрыв пласта.
8.	Солянокислотные обработки скважин.
9.	Термическая обработка забоя скважин.
10.	Установка временных колонн — «летучек», намывка и
установка фильтров, ликвидация прихватов труб, пакеров и
смятий обсадных колонн.
11.	Операции по ликвидации скважин.
Капитальный ремонт выполняется бригадами специализи-
рованной службы, организуемой при объединениях (иногда и
при НГДУ) и располагающей мощными и разнообразными тех-
ническими средствами и соответствующими специалистами
(мастера по ловильным работам, по изоляционным работам,
по ГРП или по кислотным обработкам и т. п.).
§2. ПОДЪЕМНЫЕ СООРУЖЕНИЯ И МЕХАНИЗМЫ
ДЛЯ РЕМОНТА СКВАЖИН
Для подземного ремонта скважин необходимы подъемные
сооружения и механизмы, а также специальный инструмент.
Применяют подъемные сооружения двух видов: стационарные
и передвижные. Стационарные подъемные сооружения — это
специальные эксплуатационные вышки и стационарные мачты.
Вышки (ВЭТ22Х50 — вышка эксплуатационная трубчатая,
высотой 22 м, грузоподъемной силой 500 кН) изготавливаются
из труб и устанавливаются на скважине вместо буровой вышки.
Мачты — двуногие, также изготавливаемые из отработанных
НКТ, высотой 15 и 22 м, грузоподъемной силой 150 и 250 кН.
(МЭСН15—15 и МЭСН22—25) имеют опоры в виде трубча-
тых ферм, соединяемые вместе кронблоком в верхней части.
Мачты оборудуются маршевыми лестницами, иногда устройст-
вами для подвески штанг и площадкой для верхового рабо-
чего. При установке на скважине мачты укрепляются растяж-
488
ками. Стационарные вышки и мачты используются лишь 2—
3 % календарного времени, поэтому их установка может быть
оправдана только тогда, когда скважина слишком часто ре-
монтируется. В противном случае это приводит к неоправданным
расходам металла и денежных ресурсов. Поэтому на промыс-
лах используются передвижные мачты, передвижные агрегаты
с телескопическими мачтами или складными вышками.
Передвижная мачта на колесном или гусеничном ходу (на-
пример, телескопическая мачта ПТМТ-40), широко применяе-
мая на промыслах Башкирии и Татарии, монтируется над
центром скважины и для устойчивости расчаливается в два
яруса канатными оттяжками (рис. XV. 1). Секции мачты раз-
двигаются с помощью лебедки трактора. Высота мачты при
выдвижении первой секции — 15 м, грузоподъемная сила 400 кН,
при выдвижении двух секций — 20 м и грузоподъемная сила
250 кН. При этих грузоподъемностях можно выполнять подав-
ляющую часть работ по ремонту скважин.
В последнее время все большее применение находят само-
ходные агрегаты для текущего и капитального ремонтов сква-
жин. Так, например, самоходный агрегат А-50У, смонтирован-
ный на шасси автомобиля КрАЗ-257, грузоподъемной силой
500 кН, предназначенный для спуско-подъемных операций с на-
сосно-компрессорными и бурильными трубами с укладкой их на
мостки перед скважиной, позволяет проводить освоение сква-
жин, текущий и капитальный ремонты, разбуривание цемент-
ных пробок в трубах диаметром 146 и 168 мм с промывкой
скважины, устанавливать арматуру устья, а также выполнять
буровые работы. Агрегат А—50У (рис. XV.2) состоит из двух
барабанной лебедки с приводом от трансмиссии, раздвижной
вышки рамной конструкции с талевой системой, ротора с гид-
роприводом, насосного блока и системы управления. Тяговый
четырехтактный восьмицилиндровый дизель ЯМЗ-238 автомо-
биля мощностью 177 кВт при частоте вращения вала
2100 мин-1 используется для привода подъемной лебедки, на-
сосного агрегата, компрессора и других элементов установки.
Грузоподъемная сила агрегата на крюке при оснастке талевой
системы 4X3 при работе на первой скорости составляет 500 кН,
на второй — 345 кН, на третьей — 126 кН и на четвертой —
75 кН. Высота вышки от уровня земли до оси кранблока
22,4 м. На двухосном колесном прицепе установлен промывоч-
ный насос 9МГР-61, развивающий наибольшее давление
16 МПа при подаче 6,1 л/с и давление 6 МПа при наибольшей
подаче 10 л/с. Насос приводится в действие с помощью кар-
данного вала от двигателя автомобиля. Масса насосного блока
с прицепом 4,1 т. Маса всего агрегата 31 т.
На агрегате имеется ограничитель подъема крюка, автома-
тически отключающий лебедку при затаскивании талевого
блока. Вышка агрегата — двухсекционная телескопическая,
489
поднимаемая в рабочее положение гидродомкратами и опира-
ющаяся на опорные винтовые домкраты. Верхняя секция вышки
выдвигается при помощи талевой системы и фиксируется на
механически управляемых упорах. Вышка для работы расчали-
вается четырьмя оттяжками к якорям, зарытым в землю, и
двумя — к передней части автомобиля. Агрегат устанавлива-
ется у скважины на специальную бетонированную площадку,
как и все передвижные агрегаты, предназначенные для ремонта
Рис. XV.2. Агрегат А-50У для ремонта скважины:
1 — передняя опора, 2 — промежуточная опора, 3—компрессор, 4 — трансмиссия, 5 —
промежуточный вал, 6—гидродомкрат для подъема вышки, 7 — талевая система, 8 —
ограничитель подъема талевого блока. 9 — лебедка, 10 — вышка, 11 — пульт управле-
ния, 12— опорные домкраты; 13 — ротор
490
скважин. Управление всеми механизмами агрегата при уста-
новке вышки в рабочее положение, как и при спуско-подъем-
ных операциях, осуществляется с открытого пульта управления,
расположенного на раме агрегата у задней опоры вышки,
слева по ходу автомобиля.
Другим типичным представителем самоходных агрегатов
для подземного ремонта скважин может служить агрегат «Ба-
кинец» (рис. XV.3), предназначенный для спуско-подъемных
операций с укладкой труб и штанг на мостки. Агрегат смонти-
рован на гусеничном тракторе Т-100МЗ. Он имеет коробку пе-
редач, однобарабаннную лебедку, телескопическую вышку с та-
левой системой, кулисный механизм подъема вышки, систему
управления агрегатом и другие вспомогательные механизмы.
Агрегат имеет собственную систему освещения для работы
в ночное время с питанием от электрооборудования трактора.
Вышка высотой 17,4 м поднимается в рабочее положение кулис-
ным механизмом с винтовым приводом. Верхняя секция выдви-
гается с помощью талевой системы. В рабочем положении
вышка расчаливается шестью оттяжками к якорным петлям,
врытым в землю. Всеми механизмами агрегата управляет ма-
шинист из кабины трактора. Агрегат «Бакинец-ЗМ» имеет
максимальную грузоподъемную силу 370 кН при семиструнной
оснастке талевой системы и 320 кН при шестиструнной оснастке
на первой скорости подъема крюка, равной соответственно 0,17
и 0,15 м/с. На высшей (четвертой) скорости подъема крюка,
равной 0,7 и 0,6 м/с, грузоподъемная сила снижается до 76 и
89 кН при шестиструнной и семиструнной оснастке талевой си-
стемы, соответственно. Тяговый двигатель — четырехцилиндро-
вый дизель Д-108 мощностью 66 кВт при частоте вращения
вала 1070 мин-1. Масса агрегата 20 т.
Кроме названных, существуют другие самоходные агрегаты,
как например, «Азинмаш 37А» грузоподъемной силой 280 кН
с 18-метровой телескопической вышкой, смонтированной на
трехосном автомобиле КрАЗ-255Б высокой проходимости, или
«Азинмаш 43А» грузоподъемной силой 280 кН также с 18-мет-
ровой телескопической вышкой, смонтированной на гидрофици-
рованном гусеничном тракторе Т-100МБТС мощностью 75 кВт.
Этот агрегат оснащен автоматом ДПР-2ВБ для свинчивания и
развинчивания НКТ с электроинерционным приводом и пере-
ключателем. Разработан также тяжелый самоходный комплекс
оборудования КОРО-80 на четырехосном автомобиле-тягаче
МАЗ-537 высокой проходимости. Комплекс включает самоход-
ную подъемную установку УПА-80 с телескопической вышкой
грузоподъемной силой до 1000 кН и высотой 28 м, насосный,
блок, смонтированный на двухосном прицепе, передвижные
приемные мостки на колесном ходу с рабочей площадкой и ин-
струментальной тележкой. Мощность двигателя установки —
386 кВт. Масса комплеска оборудования КОРО—80—69,5 т.
491
1 — опоры мачты; 2 — пульт управления; 3— барабан лебедки;
4 — кулисный механизм для подъема мачты; 5 — опоры мачты
в рабочем положении; 6 — талевый блок и кронблок; / — верх-
нее звено раздвижной мачты
В комплект механизмов для ремонта вхо-
дят:
промывочные вертлюги грузоподъемной
силой до 600 кН для промывки скважины
через подвешенные на крюке трубы при одно-
временном их вращении с помощью ротора;
облегченные талевые блоки грузоподъем-
ной силой от 150 до 500 кН с количеством
шкивов до четырех;
эксплуатационные облегченные крюки
КрЭ грузоподъемной силой от 125 до 500 кН,
допускающие свободное вра-
щение рога крюка относи-
тельно его серьги и снабжен-
ные амортизационной пружи-
ной.
Существенным элементом
оборудования для подземного
ремонта скважин являются
автоматические ключи для
свинчивания и развинчивания
муфтовых соединений труб и
штанг, созданные впервые
Г. В. Молчановым и в дальнейшем усовершенствованные. Наи-
большей трудоемкостью при ремонте скважин отличаются спу-
ско-подъемные операции. Для облегчения этих работ и умень-
шения их опасности разработан автомат для свинчивания и
развинчивания труб АПР-2ВБ(рис. XV.4), который одновре-
менно выполняет функции захвата и удержания труб в под-
вешенном состоянии и автоматического их освобождения при
подъеме. Автомат состоит из вращателя с червячной переда-
чей, клиновой подвески труб (спайдера), центратора, балан-
сира с грузом для уравновешивания клиньев спайдера и элек-
тропривода с переключателем. Вращатель имеет водило 7 (см.
рис. XV.4), передающее вращательное усилие облегченному
малогабаритному трубному ключу, одеваемому на тело трубы.
Блок клиновой подвески состоит из основания подвески и трех
шарнирно подвешенных клиньев, удерживающих колонну труб
в подвешенном состоянии. Клинья и их плашки сменные и
устанавливаются в зависимости от диаметра поднимаемых
труб. Блок клиновой подвески вверх и вниз перемещается с по-
492
Рис. XV.4. Автоматический ключ для труб АПР-2БВ:
/ — корпус автомата, 2 — червячное колесо, 3 — клиновая подвеска, 4— корпус клина.
5 — плашка, 6 — опорный фланец, 7 — водило, 8 — вал вилки включения маховика.
9 — электроинерционный привод 10 — стопорный винт, 11— направляющая планка кли-
новой подвески, 12 — центратор, 13 — пьедестал центратора, 14—фиксатор центратора
мощью балансира с грузом. Электродвигатель мощностью
2,8 кВт взрывобезопасного исполнения снабжен электроинер-
ционным приводом, представляющим собой отключаемый ма-
ховик, установленный на валу двигателя. За счет инерции ма-
ховика удается значительно увеличить момент на водиле при
отвинчивании труб, а также при завинчивании труб большого
диаметра при малой мощности электродвигателя. Автомат для
подземного ремонта АПР-2 изготавливается в двух модифика-
циях: с электродвигателем во взрывобезопасном исполнении
(АПР-2ВБ) с питанием от промысловой электросети 380 В и
с гидроприводом (АПР-ГП), представляющим собой объемный
гидравлический двигатель, который питается от автономного
гидронасоса или гидравлической системы агрегата для подзем-
ного ремонта скважин. Гидропривод обеспечивает полную без-
опасность ведения работ в пожарном отношении, постоянство
вращающего момента на водиле при свинчиваний и развинчи-
вании труб и простоту регулировки. В агрегате АПР-ГП ис-
пользуется гидродвигатель НПА64, позволяющий уменьшить
493
массу автомата с 200 до 180 кг, вращающий момент которого
легко регулируется настройкой предохранительного клапана
гидросистемы.
Во время работы на скважине автомат АПР-2 крепится
к фланцу обсадной колонны двумя болтами. Для работы на
скважинах, оборудованных погружными центробежными насо-
сами, применяются модернизированные автоматы АПР-2ЭПН
с автоматической приставкой, оснащенной центрирующим уст-
ройством и механизмом для съема или надевания хомутов для
крепления токонесущего кабеля к трубам.
Автоматизация свинчивания и развинчивания штанг при
спуско-подъемных операциях осуществляется автоматическим
штанговым ключом АШК (рис. XV.5). Ключ АШК состоит из
блоков ключа, устьевого кронштейна и реверсивного переклю-
чателя. В свою очередь блок ключа состоит из электродвига-
теля 1 мощностью 0,8 кВт во взрывобезопасном исполнении, ре-
дуктора 10, муфты 2, тормозного барабана 7, узла штангового
захвата 8 и системы контрключа 6 с вилкой 4. Блок устьевого
кронштейна 5 крепится на муфте насосной трубы на устье
скважины, а сам ключ подвешивается к кронштейну на пружин-
ной подвеске 9. Блок реверсивного переключателя 3 предназ-
начен для реверсирования двигателя при свинчивании или раз-
винчивании штанг. Автоматический ключ АШК (система Нога-
ева) управляется вручную или от ножной педали, имеет
разрезной вращатель, надвигаемый на квадрат штанги. Под ре-
дуктором расположен контрключ, удерживающий подвешен-
ную колонну штанг от вращения. Масса блока ключа состав-
ляет 36 кг, масса всего комплекса с блоком устьевого крон-
штейна — 105 кг. Максимальный вращающий момент на
захватном органе ключа равен 800 Н-м. Применение автомати-
ческого ключа АШК, кроме облегчения ручных операций и
ускорения работ, обеспечивает постоянный крутящий момент
для затяжки муфтовых соединений штанг, что способствует
сокращению аварий и предотвращает самопроизвольный отво-
рот штанг.
Разработан универсальный ключ 1МШТК-16-60 — механи-
ческий штангово-трубный ключ для свинчивания и развинчи-
вания штанг диаметром 16, 19, 22, 25, 48 и 60 мм насосно-
компрессорных труб. Ключ состоит из вращателя с электродви-
гателем, электроаппаратуры, приспособлений и инструмента.
Вращатель с электродвигателем состоит из червячной пары,
двухскоростной зубчатой коробки перемены передач с ревер-
сивным механизмом и электродвигателя. Вращение вала элект-
родвигателя через реверсивный механизм и зубчатую передачу
передается червячной паре. К большой червячной шестерне,
расположенной горизонтально, прикреплена стойка-водило, пе-
редающее вращение штанговому или трубному ключу. Коробка
перемены передач с реверсивным механизмом состоит из четы-
494
Рис. XV.5. Автоматический ключ для свинчивания штанг АШК
рех цилиндрических шестерен, сидящих попарно на червячном
и шлицевом валах, и одной паразитной шестерни для реверса.
На шлицевой вал насажены две дисковые фрикционные муфты
включения I и II скоростей. Направление вращения вала элект-
родвигателя, связанное с переходом от подъема к спуску (т. е.
от разворачивания муфтовых соединений к заворачиванию),
изменяется при помощи реверсивного электрического переклю-
чателя типа ПРВ. На передний конец вала электродвигателя
насажен маховик, обеспечивающий дополнительный крутящий
495
момент при свинчивании и развинчивании резьбовых соедине-
ний. Грузоподъемная сила ключа—160 кН. Частота вращения
водила на первой скорости — 50 мин-1, на второй — 110 мин-'.
Крутящий момент — 2600 и 1300 Н • м на первой и второй ско-
ростях. Мощность электродвигателя 1,1 кВт. Масса вращателя
с электродвигателем — 66 кг. Ключ крепится болтами к фланцу
обсадной колонны и имеет в корпусе вращателя клиновой за-
хват для удержания труб в подвешенном состоянии. В комплект
механизмов для подземного ремонта скважин, кроме того, вхо-
дят различные трубные и штанговые элеваторы, с помощью
которых трубы или штанги подхватываются под муфту и удер-
живаются на весу. Существует много различных конструкций
элеваторов грузоподъемностью от 100 до 800 кН. Кроме того,
при текущем ремонте испульзуются трубные и штанговые меха-
нические и ручные ключи нескольких типоразмеров.
§ 3.	ТЕХНОЛОГИЯ ТЕКУЩЕГО РЕМОНТА СКВАЖИН
Текущий ремонт скважин организационно осуществляется
цехом по подземному ремонту скважин (ЦПРС), в составе ко-
торого может быть несколько участков. Участок объединяет
несколько бригад подземного ремонта и бригаду для проведе-
ния комплекса подготовительных работ. - Число участков и
бригад зависит от размера площади, разрабатываемой нефте-
газодобывающим управлением, механизированного фонда сква-
жин и его состояния. Бригада подземного ремонта состоит из
вахт, число которых может изменяться от 1 до 4. Подготови-
тельные бригады, обычно одна на четыре-пять бригад подзем-
ного ремонта, осуществляют следующие работы.
Подготовку площадки у устья скважины для работы бригады
текущего ремонта.
Подготовку бетонной площадки для установки подъемного
агрегата.
Установку в грунте якорных петель для крепления оттяжек
от подъемной мачты или вышки агрегата.
Устройство или ремонт мостков для укладки насосных труб
и штанг.
Заготовку и транспортировку к скважине технологической
и утяжеленной жидкости для глушения скважины и предупреж-
дения перелива, если в этом возникает необходимость.
Заливку жидкости в скважину промывочным агрегатом и
промывку скважины.
Подготовку и расчистку прилегающей к скважине террито-
рии в радиусе примерно 40 м для размещения на ней культ-
будки, осветительных прожекторов, барабана кабеленаматыва-
теля (при ремонте скважины с ПЦЭН). В некоторых случаях
подготовительная бригада принимает участие в установке обо-
рудования и агрегата для подземного ремонта. Подготовитель-
ная бригада состоит, как правило, из двух вахт и работает
496
в одну или две смены. Бригада возглавляется мастером или
начальником участка. Создание подготовительных бригад поз-
волило повысить коэффициент использования оборудования,
сократить его простои и время пребывания скважины в ре-
монте. Специализация работ повысила их качество исполне-
ния. После установки агрегата и мачты бригада подземного
ремонта приступает непосредственно к ремонту скважины.
Рабата бригады по текущему ремонту происходит по четко рас-
писанной инструктивной карте. В ней расписаны все операции
и их последовательность для каждого типового ремонта
(ШСНУ, ПЦЭН, тип подъемного агрегата и пр.). В подземном
ремонте скважин обычно преобладают спуско-подъемные опе-
рации. Поэтому при выполнении этих работ широко исполь-
зуются механизмы для свинчивания и развинчивания штанг и
труб, а также автоматическая намотка кабеля на барабан ка-
беленаматывателя.
Заключительные операции выполняются в порядке, обрат-
ном подготовительным. После сборки устьевой арматуры или
подвески штанг к головке балансира скважина пускается
в эксплуатацию. При наличии нескольких скважин, ожидаю-
щих ремонта, предпочтение отдается многодебитной скважине.
Однако существуют математические методы планирования ра-
бот бригад текущего ремонта, в основе которых лежит один
или несколько критериев (функций цели) и, в частности, такой
важнейший, как минимум потерь нефти в целом по промыслу
или НГДУ из-за ремонта и простоя в ожидании ремонта, свя-
занного с определением оптимального числа бригад. В связи
с ростом механизированного фонда скважин значение текущего
ремонта скважин сильно возрастает. Объемы этих работ по
отрасли растут очень быстро, и всякая рационализация этого
вида работ существенно сказывается на экономических пока-
зателях деятельности нефтепромысловых управлений. В этом
отношении целесообразно более широкое использование раз-
личных вспомогательных агрегатов на колесном ходу как для
подготовительных работ (1ПАРС), так и для механизированной
установки якорей-оттяжек (АМЯ-6Т). Ускорение спуско-подъ-
емных операций достигается путем использования автоматов и
увеличением мощности подъемных агрегатов, что позволяет по-
высить скорости подъема талевого блока и извлекаемых труб.
Однако определяющая роль в проблеме сокращения темпов
роста работ по текущему ремонту скважин остается за увели-
чением надежности работы оборудования скважин, используе-
мого при добыче нефти.
§ 4.	КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН
Скважины, в которых нельзя провести ремонтные работы
силами бригад текущего ремонта и выполнение которых тре-
бует специального оборудования и инструмента, передаются
497
в капитальный ремонт. Обычно капитальный ремонт прово-
дится специализированным управлением, организуемым в объ-
единении, которому передаются все работы на скважинах, свя-
занные с повышением нефтеотдачи пластов. Поэтому оно на-
зывается Управление по повышению нефтеотдачи пластов и
капитальному ремонту скважин (УПНП и К.РС). В нем сосре-
доточены все технические средства, оборудование, материалы,
транспортные средства, квалифицированная инженерно-техни-
ческая служба и бригады.
В некоторых случаях, когда на данном месторождении от-
дельные виды работ носят массовый характер, как, например,
кислотные обработки, то их передают специализированному
цеху, выполняющему только эти работы.
Такая специализация повышает качество работ, их эффек-
тивность и способствует сокращению производственного трав-
матизма.
Особое место в работах по капитальному ремонту скважин
занимают ловильные работы, необходимость в которых воз-
никает при обрыве или отвороте подземного оборудования, НКТ,
штанг, кабеля и при других осложнениях. При обрыве и ударе
о забой оторвавшаяся часть оборудования сминается, раскли-
нивается в обсадной колонне и зачастую выводит скважину из
строя. Для ликвидации таких аварий после надежного глуше-
ния скважины в нее сначала опускают так называемую печать
для обследования места обрыва. На свинцовом или алюминие-
вом диске печати, спускаемой в скважину и прижимаемой к ме-
сту обрыва, отпечатываются следы оторванной части, по которым
удается распознать характер обрыва, его положение в обсад-
ной колонне и, таким образом, решить вопрос о выборе ловиль-
ного инструмента (овершота, пауков, труболовок, отводных
крючков, ловильных колоколов). Захват ловильным инструмен-
том оборванного конца, даже если он удается, не всегда закан-
чивается полным извлечением оборвавшейся части оборудова-
ния и очисткой скважины. Иногда приходится прибегать к по-
мощи гидравлических домкратов (когда натяжение талевой
системы превышает грузоподъемность подъемных сооружений)
и с их помощью по частям извлекать оборванное оборудование.
Если такая попытка очистки скважины снова кончается повтор-
ным обрывом спущенного инструмента (бурильных труб), то для
восстановления работоспособности скважины забуривают вто-
рой ствол и эксплуатируют его как новую скважину. Эта ра-
бота выполняется бригадой капитального ремонта с использо-
ванием специальной фрезы и легкого бурового оборудования.
Не менее сложны работы по изоляции обсадных колонн, в кото-
рых обнаружены дефекты в результате коррозии или смятия,
по отвороту и извлечению труб, прихваченных цементом; когда
приходится обуривать эти трубы специальными коронковыми
долотами или трубными фрезами.
498
При интенсивном обводнении скважины возникает проблема
изоляции того пропластка или того места, через которое про-
изошел прорыв воды в скважину. Такой прорыв может про-
изойти по затрубному пространству в результате нарушения
целостности цементного камня. В этом случае вода водонос-
ных горизонтов попадает на забой и препятствует притоку
нефти из продуктивного пласта. Источником обводнения мо-
жет быть хорошо проницаемый пропласток, залегающий в пре-
делах вскрытой толщины пласта, по которому вода от на-
гнетательной скважины проникает на забой добывающей
скважины и снижает ее продуктивность. Обводнение может
произойти и по нижней части продуктивного горизонта с об-
разованием в призабойной зоне водяного конуса. Во всех
случаях требуется тщательное обследование скважины с при-
менением геофизических методов для обнаружения источников
обводнения. Лишь после анализа данных исследования мо-
гут быть разработаны и осуществлены конкретные меры по
технике и технологии изоляции водопритока. Не всегда работы
по изоляции водопритока дают желаемый эффект, однако пере-
дача этих работ в ведение специализированной организации
существенно повышает их успешность. Существует множество
технических приемов изоляции водопритоков, которые сводятся
к закачке в обводнившийся прослой или в заколонное прост-
ранство различных тампонирующих смесей и материалов, в том
числе специальных смол.
Конкретное выполнение работ по капитальному ремонту
скважин регламентируется проектом и различными инструк-
тивными картами, в которых указываются последовательность
операций, используемые технические средства и оборудование.
Эффективность выполненных работ определяется сравнением
результатов исследования скважины до и после капитального
ремонта, сравнения ее обводненности, коэффициента продук-
тивности и других показателей. По мере старения фонда сква-
жин, роста обводненности их продукции и увеличения доли
механизированной добычи необходимость в ремонте возрастает
и выполнение этих работ традиционными методами становится
трудно осуществимой задачей. В связи с этим разработаны но-
вые технологические приемы, сокращающие трудовые и мате-
риально-технические средства на ремонт скважин.
§ 5.	НОВАЯ ТЕХНОЛОГИЯ РЕМОНТНЫХ РАБОТ НА СКВАЖИНАХ
Традиционным методом ремонта скважин является ремонт
с использованием насосно-компрессорных труб. В последнее
время разработаны и нашли промышленное применение новые
технологические приемы и технические средства ремонта.
1.	Канатный метод.	?
2.	Метод с использованием кабель-троса.
499
3.	Метод с использованием гибких труб.
4.	Шлангоканатный метод.
5.	Шлангокабельный метод.
Канатный метод основан на использовании каната для
спуска на забой скважины или к месту изоляции специальных
желонок-контейнеров с различными тампонирующими материа-
лами, химическими реагентами, а также для ведения взрывных
работ, связанных с торпедированием, установкой так называе-
мых взрывных пакеров, стреляющих тампонажных снарядов,
а также доставки на забой различных механических желонок,
для срабатывания которых необходима их опора на забой. Ка-
натный метод работ не исчерпывает всех видов работ, необхо-
димость в которых возникает при капитальном ремонте сква-
жин. Поэтому его использование только частично упрощает и
удешевляет ремонт.
Кабель-трос — это тот же канат, в который вмонтирован
электрический кабель, для передачи спускаемому контейнеру
электрических сигналов для управления его работой. Напри-
мер, открытие клапана или подрыв взрывчатого вещества, вы-
брасывающего тампонирующее вещество. Кабель-трос также
предназначен для спуска в скважину контейнеров с различными
материалами массой до 200 кг.
Канатные и кабель-канатные операции производятся в за-
глушенной скважине с помощью лебедки, смонтированной на
автомобильном шасси (аналогичной геофизической каротаж-
ной станции). Кроме того, существует агрегат на шасси авто-
мобиля КрАЗ-255 с лебедкой, имеющей тяговое усилие на ба-
рабане в 15 кН. На шасси смонтированы бункер на 1,5 т
цемента, смесительное устройство, дозировочный шнек, емкость
для воды на 1 м3 и насос для перекачки жидкости на давление
до 1,0 МПа. На шасси агрегата укладываются 15 секций кон-
тейнеров диаметром 98 мм и длиной по 4 м. Все механизмы
агрегата имеют привод от двигателя автомобиля.
Метод проведения ремонтных работ с использованием гиб-
ких труб заключается в том, что с большого барабана диамет-
ром в несколько метров сматываются трубы и опускаются
в скважину через специальное выпрямительное устройство, мон-
тируемое на устье. Гибкие трубы диаметром до 25 мм изготав-
ливаются из специальной гибкой стали и наматываются на ба-
рабан, устанавливаемый на трайлере.
На устье скважины устанавливается специальный механизм,
принудительно заталкивающий трубы в скважину при одно-
временном их распрямлении. Скорость спуска и подъема труб
0,5 м/с. Это существенно упрощает спуско-подъемные операции,
заменяя их непрерывным наматыванием или разматыванием
сплошной гибкой колонны трубы. Спущенные^ скважину трубы
могут использоваться для закачки жидкостей с малыми расхо-
дами, как, например, кислотных растворов, промывки скважины
500
от глинистого раствора, закачки газа или воздуха, промывки
песчаных пробок и при гидроразрыве пласта, а также для пви-
вода маломощного турбобура. Такие трубы могут спускаться
через насосно-компрессорные трубы в фонтанных, газлифтных
и нагнетательных скважинах без их подъема. Это особенно
важно, если башмак спущенных НКТ оборудован пакером.
Метод ремонта скважин, основанный на использовании
шлангоканата, аналогичен предыдущему, но вместо гибких
стальных труб в данном случае используется гибкий шланг со
стальной оплеткой, придающий шлангу необходимую прочность
на разрыв от действия силы тяжести внутреннего и внешнего
давлений. В настоящее время уже созданы конструкции шлан-
гоканата с диаметром до 60 мм с разрывной нагрузкой до
350 кН, рассчитанные на внутреннее рабочее давление до
20 МПа.
Шлангоканат наматывается на барабан лебедки необходи-
мой емкости, причем внутренний его конец имеет внешний вы-
вод, через который возможна прокачка жидкости даже в про-
цессе вращения барабана. Шлангоканат подается к устью и
заталкивается в скважину цепным тяговым агрегатом, называ-
емым рольгангом. На спускаемом конце шлангокабеля может
быть укреплен гидравлический забойный двигатель-турбобур
для разбуривания цементных стаканов, песчаных пробок и дру-
гих операций. Через шлангоканат прокачивается та или иная
технологическая жидкость в зависимости от вида ремонтных
работ на скважине, например, кислотный раствор, ПАВ или
цементный раствор.
В стальную оплетку шлангоканата может быть вмонтирован
один или несколько изолированных токонесущих проводов для
передачи электрических сигналов забойным аппаратом или при-
ема от них сигналов на поверхности. Такой шлангоканат ста-
новится шлангокабелем, который расширяет возможности его
использования при ремонте скважины. Использование шланго-
кабеля в результате исключения операций по свинчиванию и
развинчиванию труб во много раз сокращает время на спуско-
подъемные операции, избавляет обслуживающий персонал от
тяжелого физического труда и обеспечивает большую безопас-
ность работ по ремонту.
§ 6	ЛИКВИДАЦИЯ скважин
Скважины, дальнейшее использование которых признано не-
целесообразным, ликвидируются. Причины ликвидации сква-
жины могут быть следующие.
1.	Сложная авария и доказанная техническая невозмож-
ность ее устранения, а также невозможность использования
скважины для других целей, например, для возврата на выше-
лежащий или нижележащий горизонты или использования ее
в качестве наблюдательной или нагнетательной.
501
2.	Полное отсутствие нефтей асыщенности вскрытых данной
скважиной горизонтов и невозможности ее использования для
других целей (углубление, возврат или использование в каче-
стве поглощающей для закачки сточных вод).
3.	Полное обводнение законтурной водой и отсутствие в ее
разрезе объектов для возврата.
4.	Нахождение скважины в районе предполагаемой за-
стройки жилых массивов, сооружения водохранилища или в ре-
зультате стихийных бедствий (землетрясения, оползни).
Неликвидированные скважины могут быть причиной внутри-
пластовых перетоков, загрязнения источников питьевой воды,
что с точки зрения охраны недр и окружающей среды недопу-
стимо. Материалы по ликвидации скважин оформляются в со-
ответствии с существующими положениями и согласуются с ор-
ганами государственного горно-технического надзора. Объем
и характер работ по ликвидации скважины зависит от ее назна-
чения, конструкции, крепления и состояния ствола.
Работы по ликвидации скважин, в которые спущены только
технические колонны, заключаются в следующем. В интервалах
со слабыми нефтяными и газовыми пластами или пластами,
оказавшимися в данной скважине непродуктивными, устанав-
ливают цементные мосты. Над кровлей самого верхнего вскры-
того пласта цементный мост поднимают на высоту не менее
50 м. Ствол скважины полностью заполняют глинистым раство-
ром, позволяющим создать давление на забой, превышающее
пластовое.
Если в разрезе скважины не обнаружены напорные минера-
лизованные или сероводородные воды, допускается вырезка и
извлечение технических колонн, при этом в башмаке послед-
ней остающейся в скважине колонны устанавливают цемент-
ный мост высотой 50 м. Устье ликвидируемой скважины обору-
дуют репером. В колонну на глубину 2 м опускают обрезок
трубы с деревянной пробкой и заливают сверху цементом. Над
устьем устанавливают цементную тумбу размером 1X1X1 м.
Иногда ствол скважины заполняют сухой глиной. Работы по
ликвидации скважин выполняются бригадой капитального ре-
монта.
СПИСОК РЕКОМЕНДУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1.	Бухаленко Е. И., Абдуллаев Ю. Г. Монтаж, обслуживание и ремонт
нефтепромыслового оборудования. М., Недра, 1974.
2.	Валиханов А. В., Хисамутдинов Н. И., Ибрагимов Г. 3. Подземный
ремонт насосных скважин. М., Недра, 1978.
3.	Григорян А. Г. Прострелочные и взрывные работы в скважинах. М.,
Недра, 1980.
4.	Казак А. С., Росин Н. И., Чичеров Л. Г. Погружные бесштанговые
насосы для добычи нефти. М., Недра, 1973.
5.	Казак А. С. Новое в развитии техники и технологии механизирован-
ных способов добычи нефти. М., изд. ВНИИОЭНГ, 1974.
6.	Муравьев В. М. Спутник нефтяника. М., Недра, 1977.
7.	Петров А. И. Глубинные приборы для исследования скважин. М.,
Недра, 1980.
8.	Справочная книга по добыче нефти. Под ред. проф. Ш. К. Гиматуди-
нова. М., Недра, 1974.
9.	Справочная книга по текущему и капитальному ремонту скважин/
А. Д. Амиров, А. К. Карапетов, Ф. Д. Лемберанский. М., Недра, 1979.
10.	Техника и технология добычи нефти и газа/И. М. Муравьев, М. Н. Ба-
злов, А. И. Жуков и др. М., Недра, 1971.
11.	Чекалюк Э. Б. Термодинамика нефтяного пласта. М., Недра, 1965.
12.	Шашин В. Д. Нефтяники страны. М., Недра, 1976.
ПРИЛОЖЕНИЕ
Рис. I. Зависимость C=f(nD, а, I) при /=0,1
1—10 — см. рис. IV.2
504
Рис. II. Зависимость C=f(nD, а, I) при /=0,25
1—10 — см. рис. IV.2
505
Ось nD
23^56183	10
-	------|28
О 0,5	1	1,5 пи
Рис. III. Зависимость C=f(nD, а, I) при /=0,5
I—10 — см. рис. IV.2
506
Рис. IV. Зависимость C=f(nD, а, I) при /=1
1—10 — см. рис. IV,2
ОГЛАВЛЕНИЕ
Глава I. Современное состояние нефтедобывающей промышленности 3
§ 1.	Добыча нефти и ее распределение по странам мира................. 3
§ 2.	Развитие добычи нефти в СССР.................................... 3
§ 3.	Основные способы добычи нефти................................... 6
§ 4.	Перспективы развития нефтедобывающей промышленности ....	9
Глава II. Источники пластовой энергии................................11
§ 1.	Пластовые давления..............................................11
§ 2.	Приток жидкости к скважине......................................15
§ 3.	Режимы разработки нефтяных	месторождений........................23
§ 4.	Водонапорный режим	 25
§ 5.	Упругий режим.................................................. 26
§ 6.	Режим газовой шапки ............................................33
§ 7.	Режим растворенного газа . .	.	 37
§ 8.	Гравитационный режим.........................................:	40
Глава III. Технология и техника воздействия на залежь нефти ... 42
§ 1.	Цели и методы воздействия.......................................42
§ 2.	Технология поддержания пластового давления закачкой воды ... 43
§ 3.	Основные характеристики поддержания пластового давления закач-
кой воды	:............................................47
§ 4.	Водоснабжение системы ППД . :..................................53-
§ 5.	Техника поддержания давления закачкой воды.....................56
§ 6.	Оборудование кустовых насосных станций..........................61
§ 7.	Технология и техника использования глубинных вод для ППД . . 64
§ 8.	Поддержание пластового давления закачкой газа...................71
§ 9.	Методы теплового воздействия на пласт...........................76
§ 10.	Техника закачки теплоносителя в пласт ........................ 80
§ 11.	Внутрипластовое горение .	:.............................86
Глава IV. Подготовка скважин к эксплуатации...........................90	'
§ 1.	Конструкция оборудования забоев скважин.........................90
§ 2.	Приток жидкости к перфорированной скважине......................93
§ 3.	Техника перфорации скважин . :.................................100
§ 4.	Пескоструйная перфорация	.............................105
§ 5.	Методы освоения нефтяных скважин...............................113
§ 6.	Гидравлический расчет освоения скважины закачкой жидкости . .119
§ 7.	Расчет процесса освоения компрессорным методом.................125
§ 8.	Освоение нагнетательных скважин..............................	. 133
Глава V. Методы воздействия на призабойную зону скважины . . . 137
§ 1.	Назначение методов и их общая характеристика...................137
§ 2.	Обработка скважин соляной кислотой.............................138
§ 3.	Термокислотные обработки .	 145
§ 4.	Поинтервальная или ступенчатая СКО.............................148
§ 5.	Кислотные обработки терригенных коллекторов .	 148
§ 6.	Техника и технология кислотных обработок скважин...............152
§ 7.	Гидравлический разрыв пласта . . . • :.........................154
§ 8.	Осуществление гидравлического разрыва..........................161
§ 9.	Техника для гидроразрыва пласта................................168
§ 10.	Тепловая обработка призабойной зоны скважины.................175
§ 11.	Термогазохимическое воздействие на призабойную зону скважины . 179
§ 12.	Другие методы воздействия на призабойную зону скважин . . . 183
508
Глава VI. Исследование скважин.......................................186
§ 1.	Назначение и методы исследования скважин...................186
§ 2.	Исследование скважин при установившихся режимах .	.	....	190
§ 3.	Исследование скважин при неустановившихся режимах..........197
§ 4.	Термодинамические исследования скважин.....................203
§ 5.	Скважинные дебитометрические исследования..................209
§ 6.	Техника и приборы для гидродинамических исследований скважин	.	213
Глава VII. Основы теории подъема жидкости в скважине ..... 220
§ 1.	Физика процесса движения газожидкостной смеси в вертикальной
трубе . . . . •.................................................... 220
§ 2.	Уравнение баланса давлений .................................... 227
§ 3.	Плотность газожидкостной смеси..................................229
§ 4.	Формулы перехода ...............................................234
§ 5.	Плотность идеальной смеси.....................................•	238
§ 6.	Определение потерь на трение....................................242
§ 7.	Принципы расчета процесса движения газожидкостной смеси с по-
мощью корреляционного коэффициента..................._..............244
§ 8.	Работа расширения смеси : :.....................................251
Глава VIII. Эксплуатация фонтанных'скважин...........................256
§ I.	Артезианское фонтанирование ....................................256
§ 2.	Фонтанирование за счет энергии газа . :.........................261
§ 3.	Условие фонтанирования :	.............................264
§ 4.	Расчет фонтанного подъемника .	.............................269
§ 5.	Расчет процесса фонтанирования с помощью кривых распределения
давления . ........................................................274
§ 6.	Оборудование фонтанных скважин..................................279
§ 7.	Регулирование работы фонтанных скважин . : : :..................287
§ 8.	Осложнения в работе фонтанных скважин и их предупреждение . . 289
Глава IX. Газлифтная эксплуатация скважин............................296
§ 1.	Общие принципы газлифтной эксплуатации..........................296
§ 2.	Конструкции газлифтных подъемников..............................298
§ 3.	Пуск газлифтной скважины в эксплуатацию (пусковое давление) . 302
§ 4.	Методы снижения пускового давления..............................308
§ 5.	Газлифтные клапаны ...................................  .	: . 313
§ 6.	Принципы размещения клапанов....................................319
§ 7.	Принципы расчета режима	работы газлифта........................327
§ 8.	Оборудование газлифтных	скважин................................332
§ 9.	Системы газоснабжения и	газораспределения......................336
§ 10.	Периодический газлифт . .	.............................340
§11.	Исследование газлифтных скважин ...............................346
Глава X. Эксплуатация скважин штанговыми насосами —„—,—.—350
§ 1.	Общая схема штанговой насосной установки, ее элементы и назначение 350
§ 2.	Подача штангового скважинного насоса и коэффициент подачи . д 352
§ 3.	Факторы, снижающие подачу ШСН...................................354
§ 4.	Нагрузки, действующие на штанги, и их влияние на ход плунжера . 362
§ 5.	Оборудование штанговых насосных скважин . :.....................373
§ 6.	Станки-качалки (СК).......................................'	: 385
§ 7.	Принципы уравновешивания СК.....................................389
§ 8.	Исследование скважин, оборудованных штанговыми насосными ус-
тановками	. •.........................................392
§ 9.	Эксплуатация скважин штанговыми насосами в осложненных условиях 401
§ 10.	Проектирование штанговой насосной установки....................406
§ И.	Периодическая эксплуатация насосных скважин.............  .	. 412
509
Глава XI. Эксплуатация скважин погружными центробежными электро-
насосами	   418
§ 1.	Общая схема установки погружного центробежного электронасоса . 418
§ 2.	Погружной насосный агрегат....................................421
§ 3.	Элементы электрооборудования установки........................426
§ 4.	Установка ПЦЭН специального назначения........................431
§ 5.	Определение глубины подвески	ПЦЭН.............................435
§ 6.	Определение глубины подвески ПЦЭН с помощью кривых распреде-
ления давления . . . .	.................................439
§ 7.	Определение расчетной подачи насоса...........................443
§ 8.	Определение средней плотности жидкости в ПЦЭН.................446
§ 9.	Влияние газа и вязкости жидкости на рабочие характеристики ПЦЭН 448
Глава XII. Гидропоршневые насосы :...............................  453
§ 1. Принцип действия гидропоршневого насоса.......................453
§ 2. Подача ГПН и рабочее давление . : :...........................459
Глава XIII. Погружные винтовые насосы .............................465
Глава XIV. Раздельная эксплуатация пластов одной скважиной . . . 471
§ 1.	Общие принципы	....................................471
§ 2.	Некоторые схемы оборудования скважин для раздельной эксплуата-
ции пластов .	 473
§ 3.	Раздельная закачка воды в два пласта через одну скважину . . . 482
Глава XV. Ремонт скважин	 485
§ 1.	Общие положения...............................................485
§ 2.	Подъемные сооружения и механизмы для ремонта скважин . . . 488
§ 3.	Технология текущего	ремонта скважин...........................496
§ 4.	Капитальный ремонт скважин....................................497
§ 5.	Новая технология ремонтных работ на скважинах.................499
§ 6.	Ликвидация скважин	:	.............................501
Список рекомендуемой литературы....................................503
Приложение : : ;...................................................504
Виктор Иванович Щуров
ТЕХНОЛОГИЯ И ТЕХНИКА ДОБЫЧИ НЕФТИ
Редактор издательства Н. Е. Игнатьева
Переплет художника Ю. Г. Асафова
Художественный редактор В. В. Шутько
Технический редактор Л. Н. Шиманова
Корректор Г. Г. Большова
ИБ № 3632
Сдано в набор 03.12.82. Подписано в печать 29.04.83. Т-08192. Формат 60Х90‘/1«- Бумага
типографская № 2. Гарнитура «Литературная». Печать высокая. Усл. п. л. 32,0. Усл.
кр.-отт. 32,0. Уч.-изд. л. 31,94. Тираж 7000 экз. Заказ 325/7772—6. Цена 1 р. 40 к.
Ордена «Знак Почета* издательство «Недра», 103633,
Москва, К-12, Третьяковский проезд, 1/19
Ленинградская типография № 4 ордена Трудового Красного Знамени Ленинградского
объединения «Техническая книга» им. Евгении Соколовой Союзполнграфпрома при Го-
сударственном комитете СССР по делам издательств, полиграфии и книжной торговли.
191126, Ленинград, Социалистическая ул., 14.
ВНИМАНИЮ ЧИТАТЕЛЕЙ
В издательстве «Недра»
готовятся к печати новые книги
СУРГУЧЕВ М. Л., ЖЕЛТОВ Ю. В., СИМКИН Э. М. Физико-
химические микропроцессы в нефтегазоносных пластах. 1984.—16 л.—
95 к.
Впервые рассмотрены и проанализированы микропроцессы, про-
исходящие в нефте- и газосодержащих пластах. Основываясь на
результатах экспериментов и анализе геолого-промысловых матери-
алов, показана необходимость нового подхода к решению техноло-
гических задач: выбору систем разработки, расчетных схем про-
цессов, происходящих в недрах, способов воздействия на залежи.
Приведены математические модели сложных процессов фильтрации
и массопереноса, даны практические рекомендации.
Для специалистов, занятых проектированием и разработкой неф-
тяных и газовых месторождений.
ТЕХНОЛОГИЯ повышения нефтеотдачи пластов/Халимов Э. М.,
Леви Б. И., Дзюба В. И. и др. 1984.— 20 л.— 1 р. 30 к.
Рассмотрены методика выбора эффективных систем разработки
нефтяных месторождений, задачи и критерии управления разработ-
кой. Даны гидродинамические и экономико-математические модели
процесса нефтедобычи при заводнении и при применении других
методов повышения нефтеотдачи пластов. Приведены примеры оп-
тимизации систем разработки нефтяных месторождений.
Для инженерно-технических работников нефтедобывающих пред-
приятий, проектных и научно-исследовательских институтов, будет
полезна студентам старших курсов нефтяных вузов, обучающихся
по специальности «Технология и техника добычи нефти».
Интересующие Вас книги Вы можете приобрести в местных
книжных магазинах, распространяющих научно-техническую лите-
ратуру, или заказать через отдел «Книга — почтой» магазинов:
№ 17— 199178, Ленинград, В. О., Средний проспект, 61; №59 —
127412, Москва, Коровинское шоссе, 20
Издательство «Недра: