Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

 

Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

Курс лекций

Томск 2009   Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

ВВЕДЕНИЕ

Нефть и газ являются одними из основных видов топлива, потребляемого человечеством. Нефть добывают и используют сравнительно давно, однако начало интенсивной промышленной разработки нефтяных месторождений приходится на конец XIX - начало XX веков.

За годы Советской власти страна вышла на первое место в мире как по объемам добычи нефти, так и по темпам их прироста. По сравнению с 1940 г. к середине 80-х годов 20 века добыча нефти с конденсатом в стране выросла более чем в 20 раз.

Отечественные ученые внесли значительный вклад в создание современной техники и технологии добычи нефти. Они являются пионерами в таких вопросах, как создание методов добычи нефти штанговыми скважинными установками, погружными центробежными электронасосами, газлифтным способом, одно время забытыми и вновь возрожденными в 70-е годы шахтным и термошахтным способами, эксплуатация морских месторождений, эксплуатация месторождений скважинами малого диаметра и кустовое расположение скважин.

Конец XX столетия характеризовался резким увеличением спроса на нефть и газ и их потребления. В настоящее время около 70% энергетической потребности в мире покрывается за счет нефти и газа. Однако, учитывая ограниченность мировых запасов нефти и газа, решение проблемы энергетики связывают с ее переводом на атомную и термоядерную основы.

В то же время нефть и газ все шире начинают использовать как сырье для нефтехимической промышленности, получения искусственных белков, фармацевтических препаратов, пластмасс и др.

Увеличение объемов добычи нефти все в большей степени обеспечивается за счет ввода в разработку месторождений, расположенных в отдаленных малозаселенных районах Севера, в зонах залегания многолетнемерзлых пород, в континентальных шельфах океанов и морей. При этом возрастает удельный вес добычи тяжелых высоковязких нефтей в общем объеме добычи нефти. Увеличивается ввод в разработку малопродуктивных месторождений. В последнее время возрос интерес к добыче битумов (по-латински «битум» - горная смола). Если вязкость обычных нефтей не превышает 5 - 10 мПа·с, тяжелые нефти имеют вязкость 0,05 - 1 Па·с, то вязкость битумов составляет от 10° до 10³ Па·с. С другой стороны, существует тенденция снижения начальных дебитов пробуренных скважин, что меняет отношение к эксплуатации старых месторождений, поскольку общий объем добычи на старых месторождениях возрастает по отношению к добыче на новых. Поэтому усиливается значение механизированных способов добычи нефти, которые являются основными на старых месторождениях. В связи с этим существенное влияние на процесс добычи оказывает обводнение належи и продукции скважин. Это связано с тем, что для поддержания заданных дебитов нефти необходимо откачивать большие объемы жидкости из скважин (нефти и воды), которые могут быть выше, чем дебиты скважин на новых месторождениях.

Перечисленные особенности определяют трудности освоения новых месторождений, повышение эффективности эксплуатации уже разрабатываемых, оценки целесообразности и эффективности новых технологических мероприятий и процессов.

Основное затруднение заключается в ограниченности исходной и получаемой информации как в качественном, так и количественном отношениях.

Это объясняется малым числом экспериментов, проводящихся на промыслах, сложностью проведения исследовательских работ, необходимостью при этом принимать оперативные решения в различных ситуациях и т. д.

Рост объемов добычи нефти сопровождается (и обеспечивается) значительным увеличением фонда скважин, которые бурятся в отдаленных районах со сложными климатическими условиями. Это делает невозможным систематическое обслуживание и исследование всех скважин бригадным способом.

С другой стороны, принятие любого решения инженером-нефтяником, касается ли оно изменения режима работы скиажины, необходимости обработки призабойной зоны, оценки эффективности технологического мероприятия и т. п., основывается на имеющейся в его распоряжении информации. Очевидно, что при отсутствии или небольшом ее количестве надежность принимаемых решений и выводов будет неудовлетворительна. Поэтому возникает необходимость определения достаточного объема информации, на основании которого можно оперативно принимать соответствующие технологические решения, эффективно обеспечивая заданный уровень добычи нефти.

Очевидно, что адекватность используемых математических моделей процессам, происходящим в моделируемых нефтепромысловых системах, определяет как правильность принимаемого управленческого решения, так и его эффективность. Под нефтепромысловой системой подразумевают такие взаимодействующие объекты, как скважина - пласт - скважина; скважина - призабойная зона; призабойная зона - удаленная часть пласта и т.д. От того, насколько точно определяют состояние интересующей нас системы (например, каков тин коллектора, ухудшена ли проницаемость призабойной зоны п окрестности скважины, каковы ее размеры и фильтрационные характеристики и существует ли гидродинамическая связь между двумя скважинами, каково это взаимодействие и т. д.), зависит эффективность принимаемого решения, будь то выбор скважины, на которой будут проводиться геолого-технические мероприятия, вид ГТМ, технологические характеристики воздействия, направленного на интенсификацию притока жидкости в скважине, изоляцию вод, увеличение коэффициента охвата заводнением и т. п.

Если же интерпретация данных, получаемых при соответствующих исследованиях объектов, приводит нас к ошибочным выводам и рекомендациям, то это в конечном итоге может существенно снизить эффективность процесса добычи нефти.

Традиционно использование детерминированных методов расчета различных технологических процессов. Например, расчет движения жидкости в стволе скважин, формула Дюпюи, определение подачи насосной установки и т. п. Детерминированные модели позволяют выработать определенную идеологию, оценить ту или иную ситуацию или схему, произвести оценочный расчет, сделать качественные выводы. В то же время их применение ограничено невысокой точностью результатов, которые могут многократно отличаться от реальных значений. Связано это с невозможностью учета большого количества влияющих факторов (собственно говоря, назначение детерминированных моделей как раз и состоит в учете основных определяющпд. факторов и получении на основе анализа их взаимосвязей качественной картины процесса). Поэтому для получения необходимой точности расчета инженеру требуется, с одной стороны, располагать достаточной информацией, с другой - использовать соответствующие методы ее обработки.

Что понимается под достаточной информацией? Это тот необходимый минимум сведений, данных, результатов исследований на основании которого можно сделать определенное заключение об эффективности проведенного мероприятия, целесообразности использования новой техники и технологии и т. п. Конечно, увеличение объема получаемой информации повышает надежность принимаемых решений, однако, как уже отмечалось, в настоящих условиях это вряд ли возможно.

Следует также иметь в виду, что наивный принцип - чем больше информации, тем больше пользы - почти всегда оказывается неверным. Большие объемы информации трудно осмыслить и получить полезный вывод - от обилия чисел не спасет даже ЭВМ. Более того, получение такого вывода может в ряде случаев явиться более сложной задачей, чем исходная. Обеспечить необходимый минимум информации можно различными способами. Один из путей заключается в определении требуемой периодичности обследования скважин, т. е. максимально допустимого периода между двумя исследованиями, на основании результатов которых можно обеспечить работу скважины в заданном режиме. Такие исследования могут включать определение дебита или продуктивности скважин, характеристики насоса и т.п.

Часто по данным замеров на отдельных скважинах требуется сделать выводы о залежи в целом. Например, по данным замеров статического давления в скважинах определить текущее пластовое давление в залежи. В этом случае возникает задача определения минимального числа скважин, в которых надо измерить давление с тем, чтобы получить оценку текущего пластового давления с необходимой точностью.

В качестве следующего примера рассмотрим задачу группирования скважин. Вообще говоря, скважина характеризуется набором основных параметров, значения которых для каждой скважины различны. К ним, например, для газлифтной скважины можно отнести ее дебит, расход рабочего агента, рабочее давление. Таким образом, каждую газлифтную скважину можно характеризовать тройкой чисел (координат). Однако в силу объективно действующих помех, неточности измерительной аппаратуры и т. п. эти значения определяются с некоторой погрешностью. Поэтому если дебит скважины замерили с погрешностью 10%, то две скважины с дебитами 100 и 110 м³/сут по этому параметру неразличимы. Таким образом, можно выделить группу скважин, одинаковых с этой точки зрения по всем параметрам, рассматривая ее как некоторую усредненную скважину.

Еще один пример связан с прогнозированием показателей. Так, зная дебиты некоторых скважин на одном из участков, можно оценить дебит в соседней скважине, что избавляет от необходимости замеров во всех скважинах.

Проведение ремонтных работ на месторождении зачастую имеет массовый характер. В этом случае необходимо определить целесообразность намеченного мероприятия. Естественно, производить такую оценку, например, при смене насоса после проведения работ во всех скважинах невыгодно, поскольку может оказаться, что проделана бессмысленная работа. Поэтому требуется оценить эффективность мероприятия по минимальному числу первых экспериментов с тем, чтобы оделить вывод о продолжении работ или об их нецелесообразности. С этим связана еще одна трудность. Предположим, что на конкретной скважине проведена некая операция, например, смена технологического режима или обработка призабойной зоны, в результате чего увеличился дебит. В силу интерференции это вызовет снижение (возможно, незначительное) дебитов соседних скпажин, в результате чего общий прирост дебита, как показывает опыт, составит небольшую, порядка нескольких процентов, величину. Таким образом, возникает необходимость определения малой по величине эффективности проведения технологических мероприятий на взаимосвязанных объектах. При этом, однако, малый эффект, отнесенный к большому количеству скважин, может дать ощутимый прирост добычи.

Основная традиционно определяемая информация получается при измерении дебита и давления. Причем используемые в настоящее время системы обеспечивают получение интегральных характеристик, например, дебита группы скважин, подключенных к одной замерной установке. Такой показатель хорош для общего контроля, однако не пригоден для детального анализа процесса разработки и эксплуатации месторождения. При этом существенное значение имеют не только количественные, но и качественные характеристики. Раньше подход, на котором основывалось создание и использование новой техники, например, разработка или совершенствование конструкций насосов, выбор методов воздействия на призабойную зону скважин, определение параметров воздействия на пласт, основывался на представлении о нефти, как вязкой жидкости. При этом основное различие при таком подходе заключалось в альтернативе - нефть «маловязкая» или «высоковязкая». В частности, применение тепловых методов воздействия ориентировалось преимущественно на второй тип нефтей, исходя из предпосылки, что с увеличением количества вводимого в пласт тепла снижается вязкость нефти, что приводит к улучшению показателей. В последнее время выяснилось, что необходим учет реофизических свойств нефтей. Так, нефти с большим удельным весом обычно обладают релаксационными свойствами. Это приводит к ряду особенностей, например профиль притока в этом случае при прочих равных условиях более равномерен, чем у вязкой нефти. С ростом температуры дебит возрастает, но профиль притока становится менее равномерным. Отсюда следует, что при обработке призабойной зоны скважин выгодно использовать аналогичные системы, позволяющие получить лучший охват по толщине. Реологические свойства определяют гидравлические характеристики потока нефти, поэтому, в частности, и выбор схем насосных устройств и определение режимов эксплуатации скважин, добывающих подобные нефти, необходимо производить с учетом реофизических свойств.

Однако необходимо отметить, что в силу ряда объективных причин (организационные трудности, сложные природно-климатические условия, нехватка обслуживающего персонала и т. п.) существующая система метрологического контроля за разработкой месторождений нефти и газа должна быть дополнена диагностическими методами и методами, основанными на ретроспективном анализе промысловой информации, которые в последние годы получают широкое развитие и применение.

В то же время было ошибочно противопоставлять указанные подходы обработки промысловой информации. Интенсивное развитие второй группы методов в настоящее время основано на использовании при обработке исходной информации как детерминированных, так и вероятностно-статистических методов, и на расширении сети ЭВМ на нефтяных промыслах. Естественно, что в существующих условиях неполной информации о функционировании такой сложной системы, какой является любой нефтепромысловый объект - от скважины и до месторождения углеводородного сырья в целом, указанные выше подходы к получению необходимых сведений о характеристиках системы и происходящих в ней физико-химических и других процессах ни и коси мере не должны противопоставляться друг другу. Причем методы, относящиеся ко второй группе, не только не заменяют, а дополняют результаты использования методов обработки результатов прямых гидродинамических исследовании нефтепромысловых объектов.

Наиболее ответственный и трудный момент в деятельности инженера-нефтяника - это принятие конкретного решения. Поясним, что понимается под «решением». Пусть намечается какое-то мероприятие, направленное к достижению определенной цели. У инженера, организующего мероприятие, всегда имеется какая-то свобода выбора - можно, например, использовать различные скважинные насосы или различные методы обработки призабойной зоны или определить условия обработки. «Решение» это и есть какой-то выбор из ряда возможностей, имеющихся у инженера. Принципиальная особенность ситуации, в которой находится инженер, заключается в недостатке информации для принятия уверенного и обоснованного решения. Это определяется многими факторами, такими, как невозможность проведения полного обследования всего фонда скважин, необходимость сделать оперативный вывод по малому числу наблюдений, ограниченность знаний о пласте и свойствах нефти и т.д. В таких условиях, очевидно, нереально рассчитывать на получение наилучшего решения. В разделе науки, который называется «исследование операций» и изучает применение математических, количественных методов для обоснования решений во всех областях целенаправленной человеческой деятельности, так формируется основная особенность принятого решения в условиях недостаточной информации - это лучшее из худших решений (Саати).

В такой ситуации необходимо использование специальных методов, алгоритмов для обработки имеющейся информации. Например, в задаче о выходе из лабиринта, если в действительности выход существует, то, не зная устройства лабиринта, из него тем не менее можно выйти, следуя правилу держаться все время одной стороны. В настоящее время имеется достаточно широкий арсенал таких методов и алгоритмов. Обычно инженер вынужден принимать технологические решения в конфликтной ситуации. Под этим понимается, что, принимая решение, необходимо удовлетворить одновременно нескольким критериям (многокритериальная задача), зачастую противоречащим друг другу. Например, при увеличении депрессии на пласт возрастает дебит скважины. Однако при этом увеличивается возможность обводнения скважины или разрушения скелета породы Поэтому выбираемое решение должно в определенной степени удовлетворять всем критериям.

Проводимые на промысле мероприятия обычно имеют массовый характер. Пусть, например, организуется мероприятие, направленное на повышение эффективности откачки нефти штанговыми скважинными установками путем подлива специальной жидкости. Из-за большого фонда скважин назначать индивидуальный «рецепт» жидкости для каждой скважины физически невозможно. Поэтому мероприятия проводятся более или менее унифицированно - одинаково во всех скважинах. Поскольку все скважины различны, то ожидать одинакового эффекта не приходится, более того, где-то может быть получен и отрицательный эффект. При планировании таких мероприятий возможной идеологией может явиться ориентация на выигрыш «в среднем», а не по каждой скважине.

Сложность технологических объектов нефтедобычи, обусловленная большим количеством определяющих взаимосвязанных факторов, делает необходимым рассмотрение техники и технологии добычи нефти с позиций теории больших систем, что позволяет методологически правильно определять подходы к решению конкретных проблем. Здесь в первую очередь надо отметить наличие иерархической структуры в сложных системах. Это определяет необходимость в наличии иерархии принятия решений при управлении; в этих условиях, несмотря на наличие ошибок в локальных пунктах принятия решений, иерархическая система в целом может функционировать нормально. В то же время управление сложной системой на основе формализованных моделей не может быть полным. При попытке формализации системы всегда остается «неформализуемый» остаток, вследствие чего формализованное описание системы не может быть исчерпывающим.

Принципиальной особенностью управления сложной системой является так называемый «принцип необходимого многообразия» - многообразие может быть разрушено только многообразием. Смысл этого утверждения таков: если необходимо, чтобы система перешла в заданное состояние (вид поведения) вне зависимости от внешних помех, то подавить многообразие в ее поведении, т. е. из многообразия ее возможных состояний реализовать заданное, можно только увеличив множество управлений. В качестве простейшего примера можно привести компрессорную скважину - для реализации заданного состояния (дебита) необходимо изменять два параметра - расход рабочего агента и рабочее давление.

Таким образом, ситуация и задачи, с которыми сталкивается инженер-нефтяник, весьма разнообразны, а имеющаяся в его распоряжении информация, как правило, недостаточна для детерминированного решения. Поэтому при принятии решения ему приходится использовать как опыт, интуицию, помня совет - руководствоваться интуицией, но не доверять ей (А. Б. Мигдал), эвристические приемы, так и детерминированные методы расчетов и математические методы обоснования решения на основе обработки имеющейся информации.

В этой связи уместно напомнить английское определение, согласно которому инженер должен уметь в 70-ти случаях из 100 принимать правильные решения при недостаточной информации.

Исходя из этого, изложение материала в лекциях построено таким образом, чтобы наряду с получением сведений о технике и технологических процессах добычи нефти (в существующих учебниках больший акцент делается на технику), читатель одновременно учился планировать проведение технологических мероприятий, оценивать их предполагаемую эффективность, а также реализованный эффект, анализировать получаемые результаты на основе применения соответствующих методов обработки промысловой информации.

Ежегодная добыча нефти и газа со временем, естественно, будет уменьшаться, а требования, предъявляемые к уровню как фундаментальных, так и специальных знаний инженеров, повышаться. Это, в частности, определяется тем, что остаточные запасы надо будет извлекать более совершенными способами, например, физическими, химическими и т. д.

Кроме того, значительно повысятся требования к точности измерений в нефтегазопромысловой науке и практике. Проблемы возникнут и в связи с добычей морской нефти и газа, в особенности в ледовых условиях.

Таким образом, со временем требования к инженерам-нефтяникам и газовикам, как с научной точки зрения, так и с точки зрения социальной, будут неуклонно повышаться в соответствии с повышением значимости нефти и газа не только как топлива, но и как ценного химического сырья и уже меньше, по образному выражению Д. И. Менделеева, «будет сжигаться ценных ассигнаций».

В заключение уместно вспомнить слова Д. И. Писарева: «Облагораживают не знания, а любовь и стремление к истине, пробуждающиеся в человеке тогда, когда он начинает приобретать знания. В ком не пробудились эти чувства, того не облагородят ни университет, ни обширные сведения, ни дипломы».

 

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

Понятие о нефтяной залежи

В ряде случаев на эксплуатацию залежи влияние может оказывать и вода, находящаяся выше или ниже нефтяной залежи, а также вода, находящаяся в… При формировании нефтяной залежи может образоваться область, занятая свободным… В процессе эксплуатации залежи на показатели разработки оказывает существенное влияние наличие контакта с водяной и…

Механизм использования пластовой энергии при добыче нефти

Аномалии начального пластового давления определяются различными причинами, в основном геологического характера. Анализ данных по большому числу… Другая причина проявления аномального пластового давления может быть… Различают два типа источников пластовой энергии - естественные и искусственные. К естественным источникам относятся…

ИСТОЧНИКИ ПЛАСТОВОЙ ЭНЕРГИИ

Пластовые давления

Для правильного понимания всех технологических процессов и явлений, связанных с эксплуатацией нефтяных месторождений и скважин, необходимо уяснить ряд терминов для давлений, 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 измерение. Обычно за такую глубину принимается середина интервала вскрытой толщины пласта. С другой стороны, это давление равно давлению внутри пласта, вскрытого скважинами, и поэтому оно называется пластовым давлением.

Статический уровень

Уровень столба жидкости, установившийся в скважине после ее остановки при условии, что на него действует атмосферное давление, называется статическим уровнем.

Если устье скважины герметизировано, то обычно в верхней части скважины скапливается газ, создающий некоторое давление на уровень жидкости. В этом случае уровень жидкости не называется статическим, хотя соответствует статическим условиям скважины, и давление на забое скважины равно сумме гидростатического давления столба жидкости и давления газа.

Динамическое давление на забое скважины

Это давление устанавливается на забое во время отбора жидкости или газа из скважины или во время закачки жидкости или газа в скважину. Динамическое давление на забое очень часто называют забойным давлением в отличие от статического, которое называют пластовым давлением. Однако и статическое, и динамическое давления в то же время являются забойными.

Динамический уровень жидкости

Уровень жидкости, который устанавливается в работающей скважине при условии, что на него действует атмосферное давление (межтрубное пространство открыто), называется динамическим уровнем.

При герметизированном затрубном пространстве динамическое давление будет равно сумме гидростатического давления столба жидкости от уровня до забоя и давления газа, действующего на уровень. Высота столба жидкости измеряется по вертикали. Поэтому в наклонных скважинах при вычислении гидростатических давлений должна делаться соответствующая поправка на кривизну скважины.

Среднее пластовое давление

Среднее арифметическое давление из m измерений по отдельным скважинам (2.1) Эта величина неточно характеризует истинное среднеинтегральное пластовое давление и может от него сильно отличаться,…

Пластовое давление в зоне нагнетания

При поддержании пластового давления воду закачивают в нагнетательные скважины, которые располагают рядами. В зонах расположения нагнетательных скважин в пласте создается 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, значение первоначального пластового давления. В пределах этой изобары и определяют пластовые давления, как средневзвешенные по площади, используя формулу (2.2), или как средневзвешенные по объему, используя формулу (2.3) и дополнительно карту полей равных толщин.

Пластовое давление в зоне отбора

За пределами площади, ограниченной характерной изобарой, 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 определять как средневзвешенное по объему пласта.

Начальное пластовое давление

Среднее пластовое давление, определенное по группе разведочных скважин в самом начале разработки, называется начальным 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 давления во времени. Это давление называют текущим пластовым давлением.

Приведенное давление

Рис. 2.1. Схема наклонного пласта: 1- водонасыщенная часть пласта; 2 - первоначальный контакт; 3 - нефтенасыщенная часть; 4 - плоскость приведения

Приток жидкости к скважине

Скорость фильтрации, согласно закону Дарси, записанному в дифференциальной форме, определяется следующим образом: (2.4) где k - проницаемость пласта; μ - динамическая вязкость; dp/dr - градиент давления вдоль радиуса (линии тока). …

Режимы разработки нефтяных месторождений

За изменением пластового давления постоянно следят и при быстром его снижении применяют искусственные методы воздействия на залежь и, в частности,… § наличия газовой шапки, энергия расширения которой используется при… § запаса упругой энергии в пластовой системе;

Водонапорный режим

Условие существования водонапорного режима , где Pпл - среднее пластовое давление, Pнас - давление насыщения.

Упругий режим

Объемный коэффициент упругости среды определяется как доля первоначального объема этой среды, на которую изменяется этот объем при изменении… , (2.43) где ΔV - приращение объема (за счет упругого расширения);

Режим газовой шапки

Темп изменения среднего пластового давления при разработке такой залежи может быть различным в зависимости от темпов разработки и от соотношения… Такую залежь можно рассматривать как сосуд с жидкостью и газом, причем отбор…

Режим растворенного газа

Условия существования режима растворенного газа следующие: § Pпл < Рнас (пластовое давление меньше давления насыщения); § отсутствие законтурной воды или наличие неактивной законтурнойводы;

Гравитационный режим

Гравитационный режим может возникнуть в любой залежи на последней стадии ее разработки как естественное продолжение режима растворенного газа.… Из определения этого режима следует, что если в затрубном пространстве такой… Гравитационный режим может иметь решающее значение при шахтных методах добычи нефти. В горизонтальных пластах его…

ТЕХНОЛОГИЯ И ТЕХНИКА ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ

Цели и методы воздействия

Часто методы воздействия преследуют обе цели, т. е. поддержание пластового давления и увеличение конечного коэффициента нефтеотдачи. Масштабы применения методов воздействия на залежи нефти очень велики. Около 85… Существуют следующие основные методы воздействия на пласт.

Технология поддержания пластового давления закачкой воды

Размещение скважин

Законтурное заводнение целесообразно: § при хорошей гидродинамической связи нефтеносного пласта с областью… § при сравнительно малых размерах залежи нефти, когда отношение площади залежи к периметру контура нефтеносности…

Основные характеристики поддержания пластового давления закачкой воды

, (3.1) Qнаг - объемный расход нагнетаемой воды при стандартных условиях (например,… Из уравнения (3.1) находят расход нагнетаемой воды Qнаг. Очевидно, число нагнетательных скважин nнаг, их средний дебит…

Водоснабжение систем ППД

В настоящее время ППД стремятся осуществить с самого начала разработки месторождения. В этом случае необходимо большое количество (практически 100%)… Для соблюдения мер по охране природы и окружающей среды система водоснабжения… Это усложняет и несколько удорожает систему водоснабжения, так как возникает необходимость специальной подготовки…

Техника поддержания давления закачкой воды

Водозаборы

Всасывающая труба открытого водозабора оборудуется приемной сеткой для предупреждения попадания водорослей, щепы и других крупных предметов,… Скважины закрепляются колонной с фильтром в нижней части. Из скважин вода… Как показала практика, сифонный водозабор на 15 - 25 % дешевле механизированного и поэтому более предпочтителен.

Насосные станции первого подъема

При сифонных водозаборах насосы станции первого подъема (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 водозаборной скважине. В этом случае результирующий напор насосов, выкидные линии которых объединены общим коллектором, должен быть достаточным для подачи воды к буферным емкостям, к станции водоподготовки или к станции второго подъема. Если этого напора недостаточно, очевидно, потребуются дожимные насосы соответствующей производительности.

Буферные емкости

В северных и восточных районах получили широкое распространение подземные железобетонные резервуары, открывающиеся на поверхность земли только… Подземные резервуары предотвращают замерзание воды в зимний период, не требуют…

Станции второго подъема

Современные станции второго подъема имеют блоки местной автоматики, которые обеспечивают работу станции на автоматическом режиме с самозапуском при… Обычно станции второго подъема развивают такое давление, которое необходимо… Каждая КНС обеспечивает водой ближайшие три - шесть нагнетательных скважин, которые группируются по давлению.…

Оборудование кустовых насосных станций

ЦНС-150 х 100, z = 8, Q == 150 м3/ч, P = 10,0 МПа ЦНС-150 х 125, z = 0, Тоже P =12,5 » ЦНС-150 х 150, z =12, » P = 15,0 »

Основные характеристики БКНС

Схема унифицированного блока местной автоматики БМА-19 БКНС не лишены известных недостатков. К их числу относится повышенная вибрация вследствие отсутствия фундамента, в…

Технология и техника использования глубинных вод для ППД

Воды глубинных пластов, как правило, очень чистые, без взвеси, с малым содержанием окислов железа, минерализованные, являются хорошим вытесняющим… При использовании глубинных вод необходимо различать: 1. Системы с естественным перетоком воды из водоносного пласта в нефтеносный под воздействием естественной репрессии…

Характеристика погружных установок, спускаемых на кабеле-канате

При нижнем перетоке (рис. 3.7, а) вода из нижнего пласта проходит через внутреннюю полость пакера 1, многоступенчатый центробежный насос 4 и… Рис. 3.7. Схема оборудования скважины погружным центробежным электронасосом

Характеристика погружных высокопроизводительных насосов для ППД

Воды этих скважин минерализованы, содержат растворенные газы углеводородного состава с большим содержанием азота. Газовые факторы достигают 1 - 3… Широкое распространение этих водоносных комплексов позволило размещать…

Поддержание пластового давления закачкой газа

С энергетической точки зрения ППД закачкой газа - процесс более энергоемкий по сравнению с закачкой воды. Другими словами, на вытеснение единицы… 1. При закачке воды необходимое забойное давление создается как давлением воды… 2. При закачке газа, вследствие его большой сжимаемости, необходимый объем газа нужно предварительно сжать до…

Методы теплового воздействия на пласт

Если пластовая температура равна или близка к температуре начала кристаллизации парафина в пластовых условиях, то вытеснение нефти холодной водой… Методы теплового воздействия на пласт перспективны как методы увеличения… 1. Закачка в пласт горячих теплоносителей (вода и пар).

Техника закачки теплоносителя в пласт

Технически гораздо проще приготовить теплоноситель на поверхности, нежели на забое скважины. Создание забойных теплогенераторов нужной… Охлаждение горячей воды при закачке можно рассчитать, например, по формуле,…

Внутрипластовое горение

В результате горения в пласте происходит термическая перегонка нефти и унос продуктов разложения в зону перед фронтом горения. Коксоподобные остатки… 1. Переход в газовую фазу некоторых (наиболее легких) компонентов нефти,… 2. Расщепление (крекинг) некоторых углеводородов, составляющих нефть.

ПОДГОТОВКА СКВАЖИН К ЭКСПЛУАТАЦИИ

В связи с этим нельзя не отметить, что в ряде случаев экономия, достигаемая при бурении скважин малого или уменьшенного диаметра, оборачивается… Конструкция крепления скважины определяется геологическими и техническими…

Конструкция оборудования забоев скважин

§ механическую устойчивость призабойной части пласта, доступ к забою скважин спускаемого оборудования, предотвращение обрушения породы; § эффективную гидродинамическую связь забоя скважины с нефтенасыщенным… § возможность избирательного вскрытия нефтенасыщенных и изоляцию водо- или газонасыщенных пропластков, если из…

Приток жидкости к перфорированной скважине

, (4.1) где Rф - фильтрационное сопротивление. Приток жидкости к перфорированной скважине

Техника перфорации скважин

Первые три способа перфорации осуществляются на промыслах геофизическими партиями с помощью оборудования, имеющегося в их распоряжении. Поэтому… § перфораторы с горизонтальными стволами. В этом случае длина стволов мала и… § перфораторы с вертикальными стволами с отклонителями пуль на концах для придания полету пули направления, близкого…

Пескоструйная перфорация

При гидропескоструйной перфорации (ГПП) создание отверстий в колонне, цементном камне и канала в породе достигается приданием песчано-жидкостной… Размеры канала увеличиваются сначала быстро и затем стабилизируются в… Стендовые испытания ГПП, проведенные ВНИИ, позволили установить соотношения между параметрами процесса (рис. 4.9),…

Характеристика насосного агрегата 4АН-700

* Примечание: к. п. д. агрегата - 0,83; коэффициент наполнения - 1; частота вращения вала двигателя - 1800 1./мин. бункера вдоль продольной оси установлен шнек. Скорость вращения шнека ступенчато изменяется от 13,5 до 267 об/мин. В…

Методы освоения нефтяных скважин

Цель освоения - восстановление естественной проницаемости коллектора на всем протяжении вплоть до обнаженной поверхности пласта перфорационных… Различают методы освоения пластов с высоким начальным давлением, когда… Можно выделить шесть основных способов вызова притока:

Передвижные компрессорные установки

Для освоения скважин и вызова притока используются различные передвижные компрессорные установки. Широкий диапазон климатических и технологических условий потребовал создания передвижных компрессорных установок различных конструкций. Наиболее распространена передвижная компрессорная 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
Подача, м3/мин
Расход топлива, кг/ч
Общая масса установки, кг	16 100
Длина, мм
Высота, мм
Ширина, мм
Мощность дизеля, кВт

УКП-80 транспортируется к скважинам трактором-тягачом. Для облегчения транспортировки УКП-80 к скважинам ее монтируют на шасси тяжелых грузовиков КрАЗ-257.

Новая станция КС-16/100 смонтирована на трехосном автоприцепе, 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 кабину для машиниста, в которую вынесены приборы для контроля и управления. Эта станция расширяет возможности освоения скважин, так как имеет в 2 раза большую подачу и рассчитана на повышенное давление. Однако для условий севера ее использование затруднено из-за заболоченности территорий и отсутствия дорог.

Существенным достижением в этой области явилось использование относительно легких и компактных свободнопоршневых дизелей-компрессоров ДК-10. Эти машины не имеют шатунно-кривошипного механизма, поэтому лучше уравновешены. Свободнопоршневой дизель-компрессор (СПДК) имеет двухтактный дизель и четырехступенчатый поршневой компрессор со свободными поршнями, движущимися в противоположных направлениях с одинаковой длиной хода. Он выполнен в одном корпусе, имеет общую для дизеля и компрессора пусковую систему, системы смазки и охлаждения. Поршневые группы движутся возвратно-поступательно в противоположных направлениях. В машине отсутствуют передаточные механизмы (редуктор, 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. Передвижной агрегат АК-7/200 может транспортироваться на внешней подвеске вертолета. Масса агрегата 6,8 т при подаче 7 м³/мин и давлении 20 МПа. Температура воздуха на выходе из последней ступени 35ºС. Расход топлива 34 кг/ч. Запуск производится от баллонов сжатым воздухом без предварительного подогрева. Имеется изолированная кабина для машиниста. Это позволило использовать агрегат в северных условиях и на заболоченных территориях Кроме того, имеется аналогичный агрегат (дизель-компрессорная станция ДКС 7/100 А), смонтированный на шасси автомобиля высокой проходимости КрАЗ-2555.

Для условий северных нефтяных месторождений создан также агрегат ДКС-3,5/200 Тп, состоящий из одного компрессора ДК-10, смонтированного на плавающем гусеничном транспортере ГТ-Т. Подача его 3,5 м³/мин, давление 20 МПа, расход топлива 17 кг/ч. Для освоения очень глубоких скважин используют агрегат ДКС-1,7/400, состоящий из одного дизеля-компрессора ДК-10 с подачей 1,7 м³/мин и развивающий давление 40 МПа. Он смонтирован на металлических санях. Его масса 3,5 т. Однако малые подачи сильно увеличивают продолжительность освоения скважин.

Освоение нагнетательных скважин

, или в дифференциальном виде .

МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ СКВАЖИНЫ

Назначение методов и их общая характеристика

Очень важно сохранить ПЗС в таком состоянии, чтобы энергия, расходуемая на преодоление фильтрационных сопротивлений ПЗС, была бы достаточно мала как… В процессе добычи нефти вся извлекаемая пластовая жидкость - нефть, вода и газ… Эти процессы происходят при температурах и давлениях, отличных от тех, при которых эти жидкости (или газы) были…

Обработка скважин соляной кислотой

В нефтесодержащих породах нередко присутствуют в тех или иных количествах известняки, доломиты или карбонатные цементирующие вещества. Такие породы… При воздействии на известняк

Термокислотные обработки

Хлористый магний (MgCL2) остается в растворе. При взаимодействии 73 г чистой НСL с 24,3 г Mg происходит полная нейтрализация раствора, при которой выделяется 461,38…

Поинтервальная или ступенчатая СКО

Кислотные обработки терригенных коллекторов

В данном случае кислотный раствор проникает в пласт более равномерно и контур ее проникновения близок к круговому. Однако радиус такого контура… Другой особенностью СКО является то, что в карбонатных коллекторах кислота… Взаимодействие HF с кварцем происходит по следующей реакции:

Техника и технология кислотных обработок скважин

На скважины рабочий раствор доставляется в автоцистернах 4ЦР емкостью 9,15 м3 или УР-20 емкостью 17 м3. Для перевозки концентрированных…   Для закачки ингибированных растворов кислоты в пласт используется, например, специальный насосный агрегат на…

Гидравлический разрыв пласта

Гидравлический разрыв проводится при давлениях, доходящих до 100 МПа, с большим расходом жидкости и при использовании сложной и многообразной… На пористый пласт в вертикальном направлении действует сила, равная весу… Тогда давление горных пород будет равно

Осуществление гидравлического разрыва

1. Давших при опробовании слабый приток. 2. С высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью коллектора. 3. С загрязненной призабойной зоной.

Оценка размеров горизонтальных трещин

По различным оценкам ширина трещин может достигать нескольких сантиметров. Имеются факты закачки в трещины при ГРП шариков диаметром более 1 см,… , (5.16) Оценка размеров горизонтальной трещины и ее объема по (5.16) показывает следующие результаты (табл. 5.2). Скорость…

Значения коэффициентов N(b) и n(b)

Таким образом, дебит в лучшем случае увеличивается в 2 - 3 раза. При другой схематизации течения жидкости к скважине предполагается что от контура… , (5.20) Деля (5.20) на дебит несовершенной скважины, имеющей приведенный радиус rпр, т. е. на

Техника для гидроразрыва пласта

Потери давления на трение при закачке жидкостей через обсадную колонну малы по сравнению с потерями при закачке через НКТ, поэтому при данном… Для защиты обсадных колонн от высокого давления в скважину опускают НКТ с…

Техническая характеристика пескосмесительного агрегата ЗПА

Производительность агрегата (по песку), т/ч	2 - 40
Емкость бункера, м3
Песковый насос	4ПС-9
Подача, м3/ч	60; 130 и 200
Напор, м	30; 27,5 и 22
Частота вращения вала, мин -1
Потребляемая мощность, кВт
Диаметр напорного и приемного патрубков, мм
Привод насоса	двигатель ГАЗ-51
Размеры агрегата ЗПА, м:
длина	8,9
ширина	2,9
высота	3,55
Масса заправленного агрегата, т

 

Общая емкость бункера - 10 т песка. Горизонтальные шнеки подают песок из одного или другого отсека к наклонному шнеку 4 для подачи песка в смесительную камеру 3, расположенную позади кабины автомашины. Одновременно по трубопроводам в смесительную камеру подается жидкость-песко-носитель из автоцистерн. Смесительная камеры емкостью 0,5 м³ имеет три четырехлопастные мешалки с приводом от бензинового двигателя 2 (ГАЗ-51 мощностью 50 кВт), установленного также позади кабины.

Приготовленная песчано-жидкостная смесь центробежным песковым насосом 4ПС9 с приводом от бензинового двигателя (ГАЗ-51) 2 подается на прием главного насосного агрегата высокого давления. Песковой насос 4ПС9 развивает напор до 30м 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 кабиной водителя и бункером. Кроме пескосмесительпого агрегата ЗПА имеются и другие агрегаты. В зарубежной практике получили распространение мощные агрегаты, служащие только для перевозки наполнителя и подачи его с помощью шнековых винтов ко второму специальному агрегату - смесителю, снабженному шнековыми винтами, насосом, подающим жидкость-песконоситель в смесительную камеру, и различными дополнительными механизмами, автоматизирующими дозировку жидкости и наполнителя в зависимости от установленной нормы (концентрации) и темпов закачки песконосителя в скважину. Бункерный агрегат и смесительная машина монтируются на шасси тяжелых грузовиков.

Автоцистерны. Для перевозки жидкостей, необходимых для ГРП, применяют автоцистерны различных конструкций. Автоцистерна ЦР-20 смонтирована на автоприцепе 4МЗАП-552, транспортируемом седельным тягачом КрАЗ-258.

 

Рис. 5.6. Насосный агрегат для ГРП 4АН-700:

1 - автомобиль КрАЗ-257; 2 - кабина управления; 3 - силовой агрегат; 4 - коробка скоростей; 5 - муфта сцепления; 6 - насосный агрегат; 7 - выкидной маинфольд; 8 - соединительные трубы высокого давления.

 

Рис. 5.7. Пескосмесительный агрегат ЗПА:

1 - центробежный насос 4ПС; 2 - силовой блок двигателя ГАЗ-51; 3 - смесительное устройство;

4 - наклонный шнек; 5 - бункер для песка; 6 - приемный трубопровод; 7 - раздаточный трубопровод;

8 - автомобиль КрАЗ-257.

 

На шасси прицепа кроме автоцистерны смонтированы вспомогательный двигатель ГАЗ-51, центробежный насос 8К-18 и трехплунжерный насос 1В. Насосы приводятся в действие через коробку скоростей и (редукторы от двигателя ГАЗ-51. Цистерна имеет емкость 17 м³ поплавковый указатель уровня и змеевик для подогрева жидкости от передвижной паровой установки (ПНУ) при работе в зимнее время. Трехплунжерный насос 1В, снабженный воздушным компенсатором, имеет подачу 13 л/с и наибольшее давление 1,5 МПа при 140 ходах в минуту. Обвязка насоса позволяет переключать его на заполнение цистерны, отбор жидкости из цистерны и перекачку жидкости потребителю из любой другой емкости. Время заполнения цистерны 22 мин. Центробежный насос 8К-18 имеет подачу 60 - 100 л/с (по воде), напор до 20 м и предназначен для подачи жидкости на пескосмесительный агрегат. Промышленностью выпускаются и другие автоцистерны. Для ГРП используются и другие вспомогательные агрегаты на автомобильном ходу. Например, агрегат для транспортировки блока манифольда IBM-700 высокого давления (70 МПа) с подъемной стрелой для погрузки и разгрузки тяжелых деталей манифольда. Манифольдный блок предназначен для обвязки выходных линий нескольких насосных агрегатов высокого давления и присоединения их к арматуре устья скважины. Манифольдный блок транспортируется на специально приспособленной платформе автомобиля ЗИЛ-131 пли 311Л-157К. В комплект входят:

 

Рис. 5.8. Арматура устья скважины 2АУ-700 для гидравлического разрыва пласта

 

1. Напорный коллектор из кованой стальной коробки с шестью отводами для присоединения шести насосных агрегатов, рассчитанный на давление 70 МПа. Коллектор имеет центральную трубу с датчиками давления, плотномера и расходомера, с дистанционной регистрацией показаний на станции контроля и управления процессом ГРП. На коллекторе также предусмотрено шесть пробковых кранов и шесть предохранительных 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 клапаном на 2,5 МПа.

3. Комплект вспомогательных трубопроводов, состоящий из 23 труб высокого давления с условным диаметром 50 мм и комплект быстросъемных шарнирных соединений, также рассчитанных

Рис. 5.9. Схема расположения оборудования при ГРП:

1 - насосные агрегаты 4АН-700; 2 - пескосмесительные aгрегаты ЗПА; 3 - автоцистерны ЦР-20 с технологическими жидкостями; 4 - песковозы; 5 - блок манифольдов высокого давления; 6 - арматура устья 2АУ-700; 7 - станция контроля и управления процессом (расходомеры, манометры, радиосвязь)

 

на высокое давление.

4. Крановая арматура, резиновые шланги высокого давления, вспомогательное оборудование и инструмент для сборки, крепления, опрессовки и разборки соединительных манифольдов.

5. Арматура устья скважины (1АУ-700 или 2АУ-700), герметизирующая затрубное пространство и НКТ. Арматура 2АУ-700 (рис. 5.8) отличается от арматуры 1АУ-700 возможностью 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 манометр с масляным разделителем. Нижняя устьевая головка, рассчитанная на давление 32,0 МПа, имеет две подсоединительные линии с кранами, тройниками и быстросъемными соединениями для сообщения с кольцевым пространством скважины. Общая масса устьевой арматуры 2АУ-700 - 500 кг.

Для дистанционного контроля за процессом служит специальная станция контроля и управления на автомобиле, укомплектованная необходимой контрольно-измерительной и регистрирующей дистанционной аппаратурой, а также усилителями и громкоговорителями для звуковой и телефонной связи с отдельными агрегатами и исполнителями. Для соблюдения техники безопасности все агрегаты располагаются радиаторами от скважины (рис. 5.9), чтобы можно было беспрепятственно отъехать от нее при аварийной или пожарной опасности. Это особенно важно при использовании жидкостей на нефтяной основе.

Тепловая обработка призабойной зоны скважины

Отложение парафина и асфальтосмолистых веществ происходит в ПЗС на расстояниях до 2,5 м от стенок скважины, т. е. в зоне наиболее резкого изменения… Призабойную зону скважины прогревают двумя способами: закачкой в пласт на некоторую глубину теплоносителя - насыщенного или перегретого пара, растворителя, горячей воды или…

Термогазохимическое воздействие на призабойную зону скважины

При сгорании порохового заряда специального состава и образовании газов происходит быстрое нарастание давления и температуры в зоне горения. При… При медленном горении пороховых газов на забое скважины создается высокая… При горении заряда образуется большое количество газообразных продуктов горения, состоящих главным образом из…

Другие методы воздействия на призабойную зону скважин

Торпедирование применяется, как правило, в крепких породах для создания в ПЗС сети искусственных трещин с целью увеличения продуктивности добывающих… а) торпеды кумулятивные осевые ТКО для создания направленного взрыва вдоль… б) торпеды из детонирующего шнура ТДШ для развинчивания колонн в заданном месте, встряхивания прихваченных осевшим…

Техническая характеристика вибраторов

Вибратор	Длина, мм	Диаметр, мм	Оптимальный расход, л с	Частота пульсации, с -1
ГВЗ-85			10 - 12
ГВЗ-108			15 - 20
ГВЗ-135			30- 35

 

При правильном выборе заряда, хорошем качестве цементирования проходимость обсадной колонны не нарушается. В некоторых случаях при взрыве фугасных торпед с количеством ВВ, превышающим 5 кг, могут возникнуть повреждения в верхних частях колонны в результате действия ударных волн в столбе жидкости над зарядом. Поэтому место установки торпеды изолируют цементным или песчаным мостом. В таких случаях 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 геофизическими конторами и трестами, располагающими необходимым оборудованием, аппаратурой и обученным персоналом.

Виброобработка ПЗС для создания на забое скважины с помощью специальных устройств - вибраторов колебаний давления различной частоты н амплитуды в процессе закачки той или иной жидкости в пласт. Процесс отличается от гидравлического разрыва тем, что к спущенным в скважину НКТ привинчивается вибратор - генератор колебаний давления.

Вибратор представляет собой два соосных цилиндра с короткими косыми вертикальными прорезями. Наружный цилиндр - золотник может вращаться вокруг вертикальной оси подобно турбинному колесу. Истечение жидкости из наружного цилиндра - -золотника происходит под некоторым углом к касательной цилиндра, вследствие чего создается реактивный момент, приводящий этот цилиндр во вращательное движение. При совпадении прорезей жидкость выходит из НКТ, при несовпадении она на мгновение останавливается.

Таким образом, создаются импульсы давления, частота которых может изменяться от числа прорезей в золотнике п скорости его вращения, зависящей в свою очередь от расхода жидкости.

Операция осуществляется так же, как гидроразрыв пласта при использовании того же оборудования. Кольцевое пространство между НКТ и обсадной колонной герметизируется пакером с установкой якоря. Через НКТ насосными агрегатами закачивают жидкость.

Разработаны несколько типов вибраторов (табл. 5.4). В качестве жидкости рекомендуется использовать нефть, раствор НС1, керосин и смеси этих жидкостей. На одну виброобработку 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 образование трещин в пласте. Приводимые в литературе сведения об эффективности метода вибровоздействия, возможно, объясняются действием кислоты, промывки ПЗС растворителями (керосин, нефть) и удалением, таким образом, отложений парафина и асфальтосмолистых веществ.

ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН

Назначение и методы исследования скважин

В процессе выработки запасов нефти условия в нефтяной залежи и в скважинах изменяются. Скважины обводняются, пластовое давление снижается, газовые… Геофизические методы исследования. Из всех методов исследования скважин и… Геофизические методы исследования скважин и геологического разреза на стадиях бурения этих скважин, их заканчивания, а…

Исследование скважин при установившихся режимах

, (6.1) Если e = e(r), то , (6.2)

Исследование скважин при неустановившихся режимах

, (6.26) Физическая интерпретация этой формулы следующая: Dp{r,t) означает изменение… В данном случае под возмущением понимается либо пуск скважины с дебитом Q, либо внезапная остановка скважины,…

Термодинамические исследования скважин

. (6.37) Если тепловой поток постоянен, то, замеряя распределение температурного… Начальная термограмма, замеренная до пуска скважины в работу, дает представление о естественном невозмущенном тепловом…

Скважинные дебитометрические исследования

Для добычи нефти и разработки нефтяного месторождения необходимо знать: отдающие продукцию интервалы, долю работающих интервалов от общей толщины… Рис. 6.8. Диаграмма интенсивности притока:

Техника и приборы для гидродинамических исследований скважин

Лубрикатор устанавливают при закрытой задвижке 2 без нарушения режима фонтанной пли газлифтной скважины, нефть из которой поступает непрерывно в… Глубинный прибор с присоединенной проволокой опускают в корпус лубрикатора,… После зарядки лубрикатора открывается задвижка 2, давления уравниваются; после чего прибор спускают в скважину. Длина…

Техническая характеристика манометра МГН-2

Диаметр, мм
Длина, мм:
без утяжелителя
с утяжелителем
Масса, кг
без утяжелителя
с утяжелителем	12,5
Пределы измеряемого давления в зависимости от установленного геликсного блока, МПа	10 - 100
Рабочая температура, °С	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 микроскопе с использованием тарировочных таблиц и введении температурных поправок)	От 0,25 до 0,4

 

Имеются манометры так называемого поршневого типа МГП (рис. 6.11, б), чувствительным элементом в которых является шток-поршень 1, растянутый пружиной 2. Шток проходит через сальник 3, разделяющий две камеры. В верхней камере А - атмосферное давление. Нижняя камера В сообщается с внешней 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 заполнена маслом и отделена от скважинной жидкости сильфоном. Преимуществом такой конструкции манометра является возможность получения при малом диаметре прибора больших перемещений штока, а следовательно, и возможность получения более четких записей. Однако трение в самоуплотняющемся сальнике, выдерживающем весь перепад давления, препятствует перемещению штока и обусловливает погрешность. Для снижения трения в сальнике в некоторых конструкциях штоку придается постоянное вращательное движение.

Дифференциальный манометр предназначен для более точного измерения давления в скважине, начиная с заданной величины, зависящей от давления зарядки измерительной камеры прибора. В принципе это тот же поршневой манометр, в верхней камере которого не атмосферное давление, а давление зарядки. Очевидно, если давление зарядки сделать 10 МПа, то шток начнет перемещаться только при давлениях, превышающих 10 МПа. Таким образом, весь полезный ход штока останется для записи давления, превышающего 10 МПа.

Малогабаритные манометры. Существует большое число так называемых малогабаритных скважинных приборов для гидродинамических исследований в скважинах. Внешний диаметр таких приборов 18 - 22 мм. Длина от 0,7 до 2 м. Эти приборы созданы для измерений через кольцевое

Техническая характеристика МММ-1

Пределы измерения давления, МПа	5 - 100
Рабочая температура, °С	20 - 100
Погрешность измерения, %	±1,5
Питание прибора	Постоянный ток 24 В
Канал связи	Одножильный бронированный кабель КОБДФМ-2 (каротажный)
Частота выходного сигнала, кГц	8 - 90
Индикация на поверхности	Цифропечать во вторичной аппаратуре
Диаметр, мм
Длина, мм
Масса, кг

 

пространство между обсадной колонной и НКТ. Подвеска НКТ в таких случаях должна осуществляться на эксцентричном фланце. Причем в колоннах диаметром 146 мм должны быть спущены 60-мм НКТ, в колоннах диаметром 168 мм - 73-мм НКТ. Примером такого прибора может служить манометр магнитоупругий малогабаритный МММ-1 для измерения давлений на забое скважины через кольцевое пространство.

Большим достоинством прибора МММ-1 являются его малые размеры. Прибор спускается в кольцевое пространство через малогабаритный устьевой лубрикатор, эксцентрично расположенный на устьевом фланце.

Техническая характеристика РН-26

Допустимое рабочее давление, МПа	До 20
Допустимая рабочая температура, °С	До 80
Кабель для спуска	КОБДФМ-2
Диапазоны измерений расхода, м3/сут:
первый	3,6 - 36
второй	14 - 144
Диаметр, мм
Длина, мм
Масса, кг
Напряжение, В:
для открытия пакера	+30
для закрытия пакера	-30
для измерения	-6
Максимальный диаметр раскрытия пакера, мм:
для 146-мм колонны
для 168-мм колонны

 

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
для 168-мм колонны
Диаметр, мм
Длина, мм

 

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 пространство, снабженный управляемым с поверхности пакером. Принцип измерения - преобразование расхода протекающей жидкости в электрические импульсы, частота которых пропорциональна расходу.

Имеются комбинированные приборы ДВ-28 для измерения расхода и его изменения вдоль ствола скважины и одновременного измерения влагосодержания протекающей жидкости. Прибор может использоваться для гидродинамических исследований насосных скважин, устье которых оборудовано эксцентричной планшайбой.

Существует комплексный глубинный аппарат «Поток-5», одновременно 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 глубине спуска прибора, температура, расход жидкости, соотношение нефти и воды в потоке, местоположение нарушений сплошности металла труб.

Прибор состоит из пяти функционально независимых преобразователей измеряемых параметров в частотный сигнал и дистанционно управляемого пакерующего устройства. Все устройства объединены в три узла: термоманометрический - для измерения 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 °С.

Диапазон измеряемых давлений зависит от типа геликоидальной пружины с верхним пределом 25 или 40 МПа.

Диапазон измеряемых расходов при полном раскрытии пакера зависит от комплектации измерительной части преобразователя струнной подвеской, при диаметре струны 0,6 мм диапазон измеряемого расхода от 8 до 100 м³/сут, при диаметре струны 0,37 мм - от 6 до 60 м³/сут. Диапазон измерения обводненности продукции скважины составляет от 0 до 100%.

Размеры: диаметр 40 мм, длина 2900 мм. Масса 15 кг.

Напряжение питания (постоянный ток) в режиме управления пакером ±27 В («плюс» - открытие, «минус» - закрытие), в режиме измерения параметров ±33 В, в режиме переключения работающего узла ±70В.

Наличие локатора сплошности позволяет обнаружить перфорационные отверстия, интервал перфорации (начало, конец) и таким образом «привязать» измеряемые параметры непосредственно к перфорированным интервалам. Это существенное достоинство аппарата «Поток-5». Поверхностная регистрирующая аппаратура и питающие устройства - стандартные, входящие в комплект промысловой автоматической исследовательской станции «АНСТ».

 

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, умения проектировать установки для подъема и выбирать необходимое оборудование, надо знать законы движения газожидкостных смесей (ГЖС) в трубах. При всех известных способах добычи нефти приходится иметь дело с движением газожидкостных смесей либо на всем пути от забоя до устья, либо на большей части этого пути. Эти законы сложнее законов движения однородных жидкостей в трубах и изучены хуже. Если при движении однофазного потока приходится иметь дело с одним опытным коэффициентом λ (коэффициент трения), то при движении двухфазного потока - газожидкостных смесей приходится прибегать по меньшей мере к двум опытным характеристикам потока, которые в свою очередь зависят от многих других параметров процесса и условий движения, многообразие которых чрезвычайно велико.

Физика процесса движения газожидкостной смеси в вертикальной трубе

Зависимость подачи жидкости от расхода газа

Рис. 7.1. Принципиальная схема газожидкостного подъемника  

Зависимость положения кривых q (V) от погружения

Рис. 7.3. Семейство кривых q(V) для газожидкостного подъемника данного…

Зависимость положения кривых q(V) от диаметра трубы

Рис. 7.4. Семейство кривых q(V) для двух газожидкостных подъемников различных…  

К. п. д. процесса движения ГЖС

Из определения понятия к. п. д. следует, что . (7.2) Полезная работа заключается в поднятии жидкости с расходом q на высоту L - h, так что

Понятие об удельном расходе газа

Удельным расходом газа называют отношение

. (7.7)

Из определения следует, что для точек начала и срыва подачи, когда q = 0, а V > 0, удельный расход R обращается в бесконечность. Для режима оптимальной подачи, когда к. п. д. максимален, R минимально. Это очевидно, так как при максимальном

Рис. 7.5. Зависимость удельного расхода газа R от общего расхода газа V для данной кривой q (V)

 

к. п. д. должно расходоваться минимально возможное количество газа на подъем единицы объема жидкости. При режиме максимальной подачи (qmax) η < ηmax. Поэтому и удельный расход газа R будет при этом режиме больше оптимального. Величина R может быть получена для любой точки кривой q(V) путем деления абсциссы на ординату данной точки (рис. 7.5).

Зависимость оптимальной и максимальной подач от относительного погружения

Рис. 7.6. Зависимость оптимальной qопт и максимальной qmax подачи от… означает для q(V) при ε = 1 qопт = 0. Таким образом, величины qопт должны сначала увеличиваться, затем…

Структура потока ГЖС в вертикальной трубе

При больших расходах газа возникает стержневая структура, при которой газ с распыленными в нем каплями жидкости движется непрерывным потоком,…

Уравнение баланса давлений

, (7.8) где Р1 - давление в нижней части трубы, Рс - давление, уравновешивающее… Уравнение (7.8) справедливо для всех случаев: короткой и длинной трубы, вертикальной и наклонной и является основным…

Плотность газожидкостной смеси

, где f - площадь сечения трубы (рис. 7.8). Плотность ГЖС в таком случае… , (7.18)

Формулы перехода

Ранее были получены следующие выражения: , (7.45) , (7.46)

ЭКСПЛУАТАЦИЯ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН

Фонтанирование скважин обычно происходит на вновь открытых месторождениях нефти, когда запас пластовой энергии велик, т. е. давление на забоях… Общим обязательным условием для работы любой фонтанирующей скважины будет… , (8.1)

Артезианское фонтанирование

, (8.2) где ρ - средняя плотность жидкости в скважине; Н - расстояние по… Для наклонных скважин

Фонтанирование за счет энергии газа

При фонтанировании за счет энергии газа плотность столба ГЖС в фонтанных трубах мала, поэтому гидростатическое давление столба такой смеси будет… Возможен другой случай, когда фонтанирование происходит при давлении на забое… Таким образом, фонтанирование скважины может происходить при давлении на забое Рс выше или ниже давления насыщения…

Условие фонтанирования

. (8.22) Вместе с нефтью на забой может поступать свободный газ, кроме того, из той же… Однако, следуя рассуждениям А. П. Крылова, рассмотрим вопрос в упрощенной постановке. Будем считать, что с каждым 1 м3…

Расчет фонтанного подъемника

Однако для подобных операций существует очень ограниченный по диаметру набор труб. Это трубы следующих условных диаметров: 48, 60, 73, 89 и 102 мм.… Всякий фонтанный подъемник работает при том или ином относительном… .

Расчет процесса фонтанирования с помощью кривых распределения давления

Заметим, что для проектирования или для анализа фонтанной эксплуатации не требуется распределение давления Р(х) вдоль всей длины НКТ. Достаточно… Однако поскольку простых и надежных формул (кроме формул А. П. Крылова),… В отношении фонтанных труб уже указывалось, что их диаметр выбирается из соображений технологических условий и…

Оборудование фонтанных скважин

Это осуществляется с помощью установки на устье фонтанной скважины оборудования, состоящего из колонной головки, фонтанной арматуры и манифольдов.

Колонная головка

Колонная головка в период эксплуатации скважины остается на устье и, как правило, не ремонтируется. Поэтому к ее конструкции и качеству изготовления… После бурения с колонной головки демонтируют превенторы и устанавливают… Обсадная колонна 10 вворачивается в специальную муфту 7. Герметичность соединения корпуса головки 1 и муфты 7…

Фонтанная арматура

Фонтанная арматура подвергается действию высоких температур и давлений. Однако по своим эксплуатационным характеристикам (дебит, давление,… Фонтанные арматуры различаются по конструктивным и прочностным признакам: по… Для охвата всех возможных условий в фонтанных скважинах по давлению приняты следующие стандарты: арматуры на 7, 14,…

Штуцеры.

Простейший штуцер выполняется в виде диафрагмы с отверстием заданного диаметра, зажимаемой между двумя фланцами выкидной линии. Применяются… Такие штуцеры сложнее, дороже, имеют сальниковые уплотнения и применяются…

Манифольды

Рис. 8.12. Схема обвязки крестовой фонтанной арматуры  

Регулирование работы фонтанных скважин

Это время необходимо, чтобы пласт и скважина перешли на установившийся режим после возмущения, вносимого в их работу сменой штуцера и изменением в… Признаками установившегося режима скважин являются постоянство ее дебита и… Для построения регулировочных кривых и индикаторной линии необходимо по крайней мере четыре смены режима работы…

Осложнения в работе фонтанных скважин и их предупреждение

Условия эксплуатации различных месторождений и отдельных продуктивных пластов в пределах одного месторождения могут сильно отличаться друг от друга. В соответствии с этим осложнения в работе фонтанных скважин также могут быть разнообразны. Однако можно выделить наиболее типичные и частые или наиболее опасные по своим последствиям осложнения, к которым относятся следующие:

§ открытое нерегулируемое фонтанирование в результате нарушений герметичности устьевой арматуры;

§ образование асфальтосмолистых и парафиновых отложений на внутренних стенках НКТ и в выкидных линиях;

§ пульсация при фонтанировании, могущая привести к преждевременной остановке скважины;

§ образование песчаных пробок на забое и в самих НКТ при эксплуатации неустойчивых пластов, склонных к пескопроявлению;

§ отложения солей на забое скважины и внутри НКТ.

Открытое фонтанирование

Для тушения и прекращения таких фонтанов известны случаи забуривания вторых наклонных скважин и подрыва в них атомных зарядов. Степень тяжести таких… Для предупреждения открытых выбросов в последнее время были разработаны и… Существуют простые поверхностные отсекатели механического действия, устанавливаемые на манифольдных линиях, которые…

Предупреждение отложений парафина

Нефти по своему углеводородному составу весьма разнообразны. Поэтому на некоторых месторождениях добыча нефти не сопровождается выделением парафина.… Температура, при которой в нефти появляются твердые частицы парафина,… Температура плавления парафинов составляет от 27 до 71 °С, а близких к ним церезинов (С36 - С55) - от 65 до 88°С. Для…

Борьба с песчаными пробками

При малой скорости восходящего потока, особенно в интервале между забоем и башмаком НКТ, и при эксплуатации неустойчивых песчаных коллекторов на забое накапливается песок - образуется песчаная пробка, снижающая приток или вообще останавливающая фонтанирование. Борьба с этим явлением ведется посредством спуска башмака НКТ до нижних перфорационных отверстий или периодической промывкой скважины, при которой песчаная пробка размывается и уносится на поверхность потоком промывочной жидкости. Промывка осуществляется 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, Туркмения) они еще вызывают осложнения при эксплуатации скважин.

Отложение солей

Основным наполнителем выпадающих солей является гипс. Причины выпадения солей состоят в нарушении термодинамического равновесия солевого состава…    

ГАЗЛИФТНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН

Общие принципы газлифтной эксплуатации

Рис. 9.1 Принципиальная схема газлифта  

Конструкции газлифтных подъемников

Рис. 9.2. Схема конструкций газлифтных подъемников: а - двухрядный подъемник; б - полуторарядныи подъемник; в - однорядный подъемник;

Пуск газлифтной скважины в эксплуатацию (пусковое давление)

Рис. 9.4. Положение уровней жидкости при пуске газлифтной скважины , (9.3)

Методы снижения пусковых давлений

В практике эксплуатации газлифтных скважин, особенно в ранние периоды, было выработано много практических приемов пуска газлифтных скважин и преодоления трудностей, связанных с возникновением высоких пусковых давлений. К этим методам можно отнести следующие.

Применение специальных пусковых компрессоров

При использовании компрессорных станций в качестве источника сжатого газа для газлифтных скважин на этих станциях устанавливается один или несколько компрессоров (в зависимости от потребности), развивающих повышенное давление, достаточное для пуска скважины. Пусковые компрессоры работают в специальную пусковую линию, соединяющую компрессорную станцию с газораспределительным узлом, в котором 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 скважины направляется газ из рабочей магистрали с давлением, соответствующим рабочему давлению. В особых случаях для пуска скважин применяются передвижные компрессоры на автомобильном ходу или на специальных рамах, перемещаемых вертолетами аналогично тому, как это практикуется при освоении скважин и вызове притока.

Последовательный допуск труб

, откуда (9.28)

Переключение работы подъемника с кольцевой системы на центральную

Переключение скважины с кольцевой системы на центральную только на период ее пуска уменьшает пусковое давление при однорядном подъемнике в 8,49/1,1335 = 7,5 раза (см. табл. 9.1). При двухрядном - такое переключение дает незначительный эффект и пусковое давление уменьшается всего лишь на 11 %. Поэтому при однорядном лифте переключение на центральную систему пуска может оказаться очень эффективным 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 достаточно длительное время можно задавить жидкость в пласт. Уровень опустится, дойдет до башмака и скважина будет пущена. Длительность выдерживания скважины под максимальным 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 Рк > h₁ρg.

Применение пусковых отверстий

Рассмотрим этот процесс подробнее. На рис. 9.6 показана схема скважины с пусковыми отверстиями. Газ нагнетается в межтрубное пространство, в котором… Рис. 9.6. Схема скважины с пусковыми отверстиями

Газлифтные клапаны

Все клапаны по своему назначению можно разделить на три группы. 1. Пусковые клапаны для пуска газлифтных скважин и их освоения. 2. Рабочие клапаны для непрерывной или периодической работы газлифтных скважин, оптимизации режима их работы при…

Принципы размещения клапанов

где Рк - давление газа в межтрубном пространстве на уровне жидкости. При

Принципы расчета режима работы газлифта

Инженерный расчет газлифта, как и любого другого способа эксплуатации, возможен лишь в том случае, если уравнения притока жидкости и газа… Рис. 9.15. Графический метод определения глубин ввода газа в лифтовые трубы

Оборудование газлифтных скважин

На газлифтных скважинах часто используется фонтанная арматура, остающаяся после фонтанного периода эксплуатации, но обычно применяется специальная… Рис. 9.18. Последовательность операций при извлечении газлифтного клапана

Системы газоснабжения и газораспределения

Природный газ газовых месторождений так же нуждается в предварительной подготовке - в удалении из газа конденсата и влаги, присутствие которых… 1. Дозированный ввод в поток газа на устье газовых скважин ингибиторов для… 2. Охлаждение газа с одновременным частичным понижением давления с последующим пропусканием его через сепараторы для…

Периодический газлифт

Вследствие цикличности работы скважины давление на забой периодически изменяется от минимального в начале периода накопления Тн до максимального к… 1. Обычный газлифт с отсекателем на поверхности, действующим периодически. 2. Установка с концевым рабочим клапаном дифференциального действия и пакером, перекрывающим межтрубное…

Исследование газлифтных скважин

§ установления режима работы скважины с минимальным расходом нагнетаемого газа; § снятия индикаторной линии или определения уравнения притока; § определения глубины ввода газа в лифт;

ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН ШТАНГОВЫМИ НАСОСАМИ

Общая схема штанговой насосной установки, ее элементы и назначение

Штанговая насосная установки ШНУ (рис. 10.1) состоит из наземного и подземного оборудования. Подземное оборудование включает: штанговый скважинный насос (ШСН) со всасывающем 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 различные защитные устройства (газовые и песочные якори, хвостовики), присоединяемые к приемному патрубку ШСН и улучшающие его работу в осложненных условиях (песок, газ).

Рис.10.1. Общая схема штанговой насосной установки

В наземное оборудование входит станок-качалка (СК), состоящий из электродвигателя 9, кривошипа 7, шатуна 8, балансира 6, устьевого сальника 5, устьевой обвязки и тройника 4.

Станок-качалка сообщает штангам возвратно-поступательное движение, близкое к синусоидальному. СК имеет гибкую канатную подвеску для сочленения с верхним концом полированного штока и откидную или поворотную головку балансира для беспрепятственного прохода спуско-подъемных механизмов (талевого блока, крюка, элеватора) при подземном ремонте.

Балансир качается на поперечной оси, укрепленной в подшипниках, и сочленяется с двумя массивными кривошипами 7 с помощью двух шатунов 8, расположенных по обе стороны редуктора. Кривошипы с подвижными противовесами могут перемещаться относительно оси вращения главного вала редуктора на то или иное расстояние вдоль кривошипов. Противовесы необходимы для уравновешивания СК.

Редуктор с постоянным передаточным числом, маслозаполненный, герметичный имеет трансмиссионный вал, на одном конце которого предусмотрен трансмиссионный шкив, соединенный клиноременной передачей с малым шкивом электродвигателя 9. На другом конце трансмиссионного вала имеется тормозной барабан. Опорный подшипник балансира укреплен на металлической стойке-пирамиде.

Все элементы станка-качалки - пирамида, редуктор, электродвигатель - крепятся к единой раме, которая закрепляется на бетонном фундаменте. Кроме того, все СК снабжены тормозным устройством, необходимым для удержания балансира и кривошипов в любом заданном положении. Точка сочленения шатуна с кривошипом может менять свое расстояние относительно центра вращения перестановкой пальца кривошипа в то или иное отверстие, которых для этого предусмотрено несколько. Этим достигается ступенчатое изменение амплитуды качаний балансира, т. е. длины хода штанг.

Поскольку редуктор имеет постоянное передаточное число, то изменение частоты качаний достигается только изменением передаточного числа клиноременной трансмиссии и сменой шкива на валу электродвигателя на больший или меньший диаметр.

Промышленностью выпускается большое число станков-качалок различных типоразмеров (так называемый нормальный ряд) грузоподъемностью на головке балансира от 10 до 200 кН, в соответствии с широким диапазоном глубин и дебитов скважин, которые приходится оборудовать штанговыми установками (ШСНУ).

Типоразмеры СК и их основные параметры регламентируются государственным стандартом.

Штанговый скважинный насос состоит из длинного (2 - 4 м) цилиндра той или иной конструкции. На нижнем конце цилиндра укреплен неподвижный всасывающий клапан, открывающийся при ходе вверх. Цилиндр подвешивается на трубах. В нем перемещается поршень-плунжер, выполненный в виде длинной (1 - 1,5 м) гладко обработанной трубы, имеющей нагнетательный клапан, также открывающийся вверх. Плунжер подвешивается на штангах. При движении плунжера вверх жидкость через всасывающий клапан под воздействием давления на приеме насоса заполняет внутреннюю полость цилиндра. При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, жидкость под плунжером сжимается и открывает нагнетательный клапан. Таким образом, плунжер с открытым клапаном погружается в жидкость. При очередном ходе вверх нагнетательный 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.

Подача штангового скважинного насоса и коэффициент подачи

где F - площадь сечения плунжера (или цилиндра насоса); f - площадь сечения… При перемещении плунжера вниз на ту же величину Sп вытесняется дополнительный объем жидкости, равный

Факторы, снижающие подачу ШСН

Влияние газа

где R - газовый фактор при температуре Тпр, и давлении Рпр на приеме насоса. … Формула (10.5) не учитывает наличия в ШСН вредного пространства и его влияние на коэффициент наполнения при откачке…

Влияние потери хода плунжера

  (10.20)  

Влияние утечек

Утечки учитываются коэффициентом ηз. Подставляя в формулу (10.3) значение коэффициента подачи η согласно (10.4) и решая равенство… (10.22) Если утечки q = 0, то ηз = 1 и фактическая подача равнялась бы Q = Qт η1 η2 η4. Поскольку q >…

Влияние усадки жидкости

Объемные коэффициенты - величины непостоянные, они изменяются от изменения температуры, давления и количества растворенного газа. В промысловых лабораториях или отраслевых институтах величины bв и bн… Коэффициент т]4, характеризующий потерю подачи ШСН в результате изменения объема продукции при переходе от условий…

Нагрузки, действующие на штанги, и их влияние на ход плунжера

(10.30) При ходе вниз нагнетательный клапан открывается и гидростатические давления… (10.31)

Влияние статических нагрузок

(10.32) Одновременно с этим, в результате снятия с труб силы Рж, последние… (10.ЗЗ)

Оборудование штанговых насосных скважин

Штанговые скважинные насосы

Невставные насосы. Цилиндр спускается в скважину на насосных трубах без плунжера. Плунжер спускается отдельно на насосных штангах. Плунжер вводится… Рис. 10.2. Принципиальная схема скважинных штанговых насосов:

Штанги

Обычные штанги выпускаются четырех номинальных размеров 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 развинчивании колонны штанг. Штанги соединяются штанговыми муфтами (рис. 10.6, табл. 10.1).

Кроме штанг нормальной длины (8 м) выпускаются укороченные штанти длиной 1; 1,2; 1,5; 2; 3м стандартных диаметров. 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 полированным штоком, проходящим через сальниковое уплотнение устья скважины.

Рис. 10.6. Насосная штанга и соединительная муфта

В зависимости от условий эксплуатации штанги выпускаются с различной прочностной характеристикой. Для их изготовления используются стали марки 40 или никель-молибденовые стали марки 20НМ с термообработкой и последующим поверхностным упрочнением токами высокой частоты (ТВЧ). В табл. 10.2 приводятся характеристики штанг и условия их использования в скважинах.

При конструировании колонны штанг используется известная в литературе номограмма Я. А. Грузинова.

Несмотря на то что верхние сечения штанг обычно бывают наиболее нагруженными, практика показывает, что поломки и обрывы штанг случаются и в нижних сечениях. При использовании насосов больших диаметров (56, 70, 95 мм), особенно при откачке вязких жидкостей и при больших скоростях плунжера (Sn > 30) нижние штанги могут испытывать продольный изгиб и, как следствие, отвороты и поломки. В таких случаях прибегают к установке «утяжеленного низа», состоящего из 2 - 6 тяжелых штанг или труб общей массой 80 - 360 кг. Это улучшает условия работы нижней части колонны штанг, но одновременно сокращает предельную глубину подвески насоса.

При креплении штанг рекомендованы следующие предельные крутящие моменты:

Диаметр штанг, мм ………………………… 16 19 22 25

Крутящий момент, Н-м …………………….. 300 500 700 1000

Таблица 10.1

Характеристики штанг и муфт

имечанис. HP - нормальный размер, мм; ПО - предельное отклонение, мм Таблица 10.2

Прочностные характеристики штанг и условия их использования

Частые спуски и подъемы штанг приводят к увеличению частоты обрывов штанг. Соответствующими инструкциями регламентируются правила хранения,…

Насосные трубы

Насосно-компрессорные трубы (НКТ) бывают с гладкими и высаженными (равнопрочные) концами. Трубы с гладкими концами имеют постоянный диаметр по длине и поэтому в местах 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: 1 - от 5,5 до 8м; 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 вергаются термообработке (табл. 10.3).

Таблица 10.3

Основные показатели групп прочности стали труб

Основные характеристики НКТ, применяемых при добыче нефти, приведены в табл. 10.4. Условный диаметр трубы с точностью до нескольких десятых долей… НКТ в скважинах, особенно при ШСНУ, несут большую нагрузку. Кроме растяжения… Трубы маркируются у муфтового конца. На клейме указываются условный диаметр, толщина стенки (мм), товарный знак…

Характеристики насосно-компрессорных труб

Правильное сопряжение резьбовых соединений НКТ достигается при приложении крутящего момента определенной величины, а именно: Условный диаметр трубы, мм ..48 60 73 89 102 114 Крутящий момент, Н-м ....500 800 1000 1300 1600 1700 - 2000

Оборудование устья скважины

В связи с широким распространением однотрубной системы сбора продукции скважин при централизованных установках по сепарации газа и замеру дебитов… Рис. 10.7. Типичное оборудование устья скважины для штанговой насосной установки:

Канатная подвеска

Рис. 10.8. Канатная подвеска сальникового штока  

Штанговращатель

Штанговращатели применяются при эксплуатации искривленных скважин для предотвращения одностороннего истирания штанг, муфт и плунжера, для… Обычно штанговращатель состоит из зубчатого круглого диска, закрепляемого на… Таким образом, штанги делают один оборот за такое число качаний, сколько зубьев имеется в диске по его периметру.

Станки-качалки (СК)

Пример шифра СКЗ - 1,2 - 630. Это означает: грузоподъемность станка-качалки - 3 т, максимальный ход - 1,2 м, наибольший крутящий момент на валу… Новые СК имеют только роторное уравновешивание, двухступенчатые редукторы с… Тихоходный вал редуктора имеет два шпоночных паза, расположенных под углом 90°. Это позволяет переставлять кривошип на…

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 k1	Заднее плечо k	Длина шатуна l	Радиус дальнего отверстия кривошипа l	Длина l	Ширина B	Высота H
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
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 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
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
5 CK6-2,1-2500	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
6 CK8-3,5-4000	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
7 CK12-2,5-4000	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
8 CK8-3,5-5600	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
9 CKIO-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
10 CKIO-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
11 CK12-3,5-8000	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
12 CK15-6-12500	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
13 CK20-4,5-12500	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

 

Кроме описанных балансирных станков-качалок существует много других индивидуальных приводов для штанговых насосных установок, не получивших, однако, широкого распространения. К числу таких приводов можно отнести безбалансирные станки-качалки, в которых возвратно-поступательное движение штанг осуществляется с помощью цепи или канатов, перекинутых через шкивы-звездочки, укрепленные на наклонной к устью скважины пирамиде-опоре. Канатная подвеска (или цепь) прикрепляется к штангам, а другим концом к кривошипу редуктора.

При вращении вала редуктора и укрепленных на валу кривошипов канаты подвески и колонна штанг совершают возвратно-поступательное движение. Отсутствие тяжелого высоко-поднятого на пирамиде-стойке балансира позволяет уменьшить массу безбалансирных станков и несколько улучшить кинематику привода. Безбалансирные СК уравновешиваются с помощью противовесов, укрепляемых на кривошипе, как и у балансирных 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 пневматическим уравновешиванием. Эти станки более компактные, чем обычные балансирные, имеют более плавный ход, меньшие инерционные нагрузки. Однако они сложнее в изготовлении, дороже и, несмотря на некоторое уменьшение габаритных размеров, 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 уравновешиванием обязательно имеется небольшой одноцилиндровый компрессор для подкачки воздуха в систему уравновешивания.

Разработаны гидравлические качалки, состоящие из длинного 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 золотниковым устройством нагнетаемой силовым насосом жидкости в полости цилиндра. В качестве силового используется обычно шестеренчатый насос с приводом от электродвигателя. Уравновешивание осуществляется за счет противоположного по фазе перемещения насосных груб с гидравлической подвеской. Гидравлические 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 совершенной технологии.

Исследование скважин, оборудованных штанговыми насосными установками

Изменение отбора жидкости ШСНУ достигается либо изменением хода полированного штока 5 перестановкой пальца шатуна на кривошипе, либо изменением… При каждом изменении режима откачки после выхода скважины на установившийся… К косвенным методам исследования скважины на приток относится замер глубины динамического уровня жидкости в межтрубном…

Эхолот

Эхолот работает следующим образом. В межтрубное пространство посылается звуковой импульс, который отражается от уровня жидкости, возвращается к устью скважины и улавливается микрофоном, соединенным через усилитель с регистрирующим 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 начальному импульсу и отраженному от уровня, можно определить глубину этого уровня.

Поскольку звуковой сигнал проходит двойное расстояние от устья до уровня и обратно, то, если известна скорость распространения звуковой волны в газовой среде межтрубного пространства, глубина уровня может быть найдена из простого соотношения:

,

где S - глубина уровня; t = l / а - время от момента подачи импульса до прихода отраженного сигнала, который проходит за это время путь 2S; v - скорость звука в газовой среде межтрубного пространства; l - расстояние между двумя пиками диаграммы на бумажной ленте; а - скорость движения бумажной ленты.

Такой метод определения уровня жидкости имеет ряд недостатков.

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 5.

При измерении нескольких значений Si, и вычислении по ним величин ΔSi, 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 скорости звука в межтрубном пространстве, на колонне НК.Т устанавливают репер - утолщенную муфту, на 50 - 60% перекрывающую межтрубное пространство. Глубина установки этого репера S₀ заранее известна. В этом случае на эхограмме получаются три пика: первый соответствует моменту подачи импульса на устье, второй - отраженному сигналу от репера и третий - отраженному сигналу от уровня. Очевидно, что расстояния между пиками эхограммы пропорциональны глубинам установки репера S₀ и уровня S. Из пропорции

находим

Таким образом, установка репера исключает необходимость определения скорости звука в кольцевом пространстве. Для большей точности репер устанавливают вблизи уровня жидкости.

Рис. 10.11 Типичные эхограммы, снятые с помощью трехканального эхолота

 

Современные высокочувствительные эхолоты не требуют установки репера, так как фиксируют на бумажной ленте сигналы, отраженные от каждой муфты колонны НКТ. В этом случае 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 отраженных сигналов имеется «хлопушка» - специальный короткий патрубок, присоединяемый к фланцу задвижки межтрубного пространства, с ударником, производящим выстрел маломощного порохового заряда. Кроме того, в хлопушке или ее боковом отводе имеется кварцевый чувствительный микрофон. В некоторых конструкциях эхолотов вместо микрофона используют термофоны. Микрофон превращает звуковые сигналы в электрические, поступающие в усилитель. В современных эхолотах имеется 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 лентопротяжный механизм для обеспечения постоянной скорости движения бумажной ленты.

Три канала, устанавливаемых поворотом трехпозиционного переключателя, обеспечивают выделение (с помощью электрических фильтров) сигналов, отраженных от верхних муфт, выделение сигналов от муфт, находящихся на большой глубине, и выделение сигнала от уровня жидкости при больших глубинах (рис. 10.11).

Эхолот - переносной прибор, собран в небольшом ящике-футляре. Хлопушка присоединяется без разрядки газа из межтрубного пространства и допускает измерения при давлениях до 2,5 МПа.

Наличие вспененной жидкости в межтрубном пространстве скважины затрудняет получение четкого отраженного сигнала

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 отверстие 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 импульс давления газа. Этот импульс создается либо кратковременным впуском газа из баллона высокого давления, либо выпуском газа из межтрубного пространства с помощью специального отсекателя, присоединяемого к межтрубной задвижке.

Отсекатель состоит из заглушенного с одной стороны патрубка, имеющего на боковой поверхности одно или несколько отверстий. Эти отверстия перекрыты скользящей по поверхности патрубка специальной муфтой с отверстиями. При кратковременном перемещении этой муфты отверстия в патрубке и муфте на короткий момент времени совмещаются и таким образом создается импульс давления, зависящий от давления в межтрубном пространстве и от скорости перемещения муфты. Поэтому условия измерения уровня получаются нестандартизованными, а это осложняет создание регистрирующего устройства, которое могло бы избирательно регистрировать нужный отраженный сигнал с достаточной чувствительностью.

Динамометрия ШСНУ

Сопоставление снятой на ШСНУ динамограммы с теоретической позволяет выяснить отклонения от нормальной работы установки в целом и дефекты в работе… Известны динамографы механические, гидравлические, электрические,…

Динамограмма и ее интерпретация

Линия аб означает деформацию штанг и труб и отражает процесс воспринятия штангами нагрузки от веса жидкости. Это происходит при перемещении штока на… Линия бв - полезный ход плунжера, во время которого статическая нагрузка на… Точка в соответствует верхней мертвой точке (в. м. т.). Линия вга - ходу вниз, при котором также штанги и трубы…

Эксплуатация скважин штанговыми насосами в осложненных условиях

Очень часто эти осложняющие условия действуют совместно и тогда возникает необходимость борьбы одновременно с несколькими осложняющими факторами. … Чаще всего возникают осложнения вследствие влияния газа на работу насоса,… Из общей теории работы штангового насоса следует, что коэффициент наполнения зависит от газового фактора в условиях…

Эксплуатация скважин погружными центробежными электронасосами

Общая схема установки погружного центробежного электронасоса

Центробежные насосы для откачки жидкости из скважины принципиально не отличаются от обычных центробежных насосов, используемых для перекачки жидкостей на поверхности земли. Однако малые радиальные размеры, обусловленные диаметром обсадных колонн, в которые спускаются центробежные насосы, практически неограниченные осевые размеры, необходимость преодоления высоких напоров и работа насоса в погруженном состоянии привели к созданию центробежных насосных агрегатов специфического конструктивного исполнения. Внешне они ничем не отличаются от трубы, но внутренняя полость 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). Электродвигатель питается с поверхности электроэнергией, подводимой по кабелю от повышающего автотрансформатора или трансформатора 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 электрокабель. В насосном агрегате между самим насосом и электродвигателем имеется промежуточное звено, называемое протектором или гидрозащитой. Установка ПЦЭН (рис. 11.1) включает маслозаполненный электродвигатель ПЭД 1; звено гидрозащиты 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 при спуско-подъемных работах и хранения некоторого запаса кабеля 9; трансформатор или автотрансформатор 10; станцию управления с автоматикой 11 и компенсатор 12.

Насос, протектор и электродвигатель являются отдельными узлами, соединяемыми болтовыми шпильками. Концы валов

Рис. 11.1. Общая схема оборудования скважины установкой погружного центробежного насоса

 

имеют шлицевые соединения, которые стыкуются при сборке всей установки. При необходимости подъема жидкости с больших глубин секции ПЦЭН соединяются друг с другом так, что общее число ступеней достигает 400. Всасываемая насосом жидкость последовательно проходит все ступени и покидает насос с напором, равным внешнему гидравлическому сопротивлению. УПЦЭН отличаются малой металлоемкостью, широким диапазоном рабочих характеристик, как по напору, так и по расходу, достаточно высоким к. п. д., возможностью откачки больших количеств жидкости и большим межремонтным периодом. Следует напомнить, что средняя по России 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 действующего фонда насосов (около 95 %) - обычного исполнения.

Насосы износостойкого исполнения предназначены для работы в скважинах, в продукции которых имеется небольшое количество песка и других механических примесей (до 1 % по массе). По поперечным размерам все насосы делятся на 3 условные 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 б - 114 мм. Частота вращения вала насосов соответствует частоте переменного тока в электросети. В России это частота - 50 Гц, что дает синхронную скорость (для двухполюсной машины) 3000 мин^-1. В шифре ПЦЭН заложены их основные номинальные параметры, такие как подача и напор при работе на оптимальном режиме. Например, ЭЦН5-40-950 означает центробежный электронасос группы 5

Рис. 11.2. Типичная характеристика погружного центробежного насоса

 

с подачей 40 м³/сут (по воде) и напором 950 м. ЭЦН5А-360-600 означает насос группы 5А с подачей 360 м³/сут и напором 600 м.

В шифре насосов износостойкого исполнения имеется буква И, означающая износостойкость. В них рабочие колеса изготовляются не из металла, а из полиамидной смолы (П-68). В корпусе насоса примерно через каждые 20 ступеней устанавливаются промежуточные резино-металлические центрирующие вал подшипники, в результате чего насос износостойкого исполнения имеет меньше ступеней и соответственно напор.

Торцовые опоры рабочих колес не чугунные, а в виде запрессованных колец из закаленной стали 40Х. Вместо текстолитовых опорных шайб между рабочими колесами и направляющими аппаратами применяются шайбы из маслостойкой резины.

Все типы насосов имеют паспортную рабочую характеристику в виде кривых зависимостей Н(Q) (напор, подача), η(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. 11.2).

Всякий центробежный насос, в том числе и ПЦЭН, может работать при закрытой выкидной задвижке (точка А: Q = 0; Н = Нmax) и без противодавления на выкиде (точка В: Q = Qmax; H = 0). Поскольку полезная работа насоса пропорциональна произведению подачи на напор, то для этих двух крайних режимов работы насоса полезная работа будет равна нулю, а следовательно, и к. п. д. будет равен нулю. При определенном соотношении (Q и Н, обусловленном минимальными внутренними потерями насоса, к. п. д. достигает максимального значения, равного примерно 0,5 - 0,6. Обычно насосы с малой подачей 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 оптимальным режимом работы насоса. Зависимость η(Q) около своего максимума уменьшается плавно, поэтому вполне допустима работа ПЦЭН при режимах, отличающихся от оптимального в ту и другую сторону на некоторую величину. Пределы этих отклонений завесят от конкретной характеристики ПЦЭН и должны соответствовать разумному снижению к. п. Д. насоса (на 3 - 5%). Это обусловливает целую область возможных режимов работы ПЦЭН, которая называется рекомендованной областью (см. рис. 11.2, штриховка).

Подбор насоса к скважинам по существу сводится к выбору такого типоразмера ПЦЭН, чтобы он, будучи спущен в скважину, работал в условиях оптимального или рекомендованного режима при откачке заданного дебита скважины с данной глубины.

Выпускаемые в настоящее время насосы рассчитаны на номинальные 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 пропорционален числу ступеней. Развиваемый одной ступенью при оптимальном режиме работы, он зависит, в частности, от размеров рабочего колеса, которые зависят в свою очередь от радиальных габаритов насоса. При внешнем диаметре корпуса насоса 92 мм средний напор, развиваемый одной ступенью (при работе 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 колебаниях от 5,03 до 6,84 м.

Погружной насосный агрегат

Насос состоит из следующих деталей: головки 1 с шаровым обратным клапаном для предупреждения слива жидкости из НКТ при остановках; верхней опорной… Рис 11.3. Устройство погружного центробежного агрегата

Элементы электрооборудования установки

Все кабели, применяемые для УПЦЭН, делятся на круглые и плоские. Круглые кабели имеют резиновую (нефтестойкая резина) или полиэтиленовую изоляцию,… Круглый кабель крепится к НКТ, а плоский - только к нижним трубам колонны НКТ… Имеются еще некоторые разновидности кабелей с полиэтиленовой изоляцией, не упомянутые в таблице. Кабели с…

Характеристика кабелей, применяемых для УПЦЭН

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

Установка ПЦЭН специального назначения

1. В водозаборных и артезианских скважинах для снабжения технической водой систем ППД и для бытовых целей. Обычно это насосы с большими подачами, но… 2. В системах ППД при использовании пластовых высоконапорных вод… 3. Для внутрипластовых систем поддержания пластового давления при закачке воды из нижнего водоносного пласта в верхний…

Определение глубины подвески ПЦЭН

1) глубиной динамического уровня жидкости в скважине Нд при отборе заданного количества жидкости; 2) глубиной погружения ПЦЭН под динамический уровень Нп, минимально… 3) противодавлением на устье скважины Ру, которое необходимо преодолеть;

Определение глубины подвески ПЦЭН c помощью кривых распределения давления

Если дебит задан, то из формулы (11.2) (или по индикаторной линии) определяется забойное давление Pс, соответствующее этому дебиту. От точки Р = Рс… На рис. 11.10 показана линия распределения давления P(х) (линия 7),…

ГИДРОПОРШНЕВЫЕ НАСОСЫ

Принцип действия гидропоршневого насоса

Рабочая жидкость нагнетается с поверхности силовым насосом по трубопроводу 1 (НКТ) и при положении золотника, показанном на рисунке, попадает в… Под действием давления рабочей жидкости поршень 3 двигателя совершает ход…

Подача ГПН и рабочее давление

Подача насоса при ходе вниз , при ходе вверх

ПОГРУЖНЫЕ ВИНТОВЫЕ НАСОСЫ

Если для ПЦЭН увеличение частоты вращения улучшает эксплуатационные характеристики насоса, то для ПВН, наоборот, желательно уменьшение частоты… В комплект установки входят: автотрансформатор или трансформатор на… Основной рабочий орган винтового насоса (рис. 13.1) состоит из двух стальных полированных и хромированных…

РАЗДЕЛЬНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ ПЛАСТОВ ОДНОЙ СКВАЖИНОЙ

Общие принципы

Опыт разработки нефтяных месторождений показывает, что более половины всех капитальных вложений приходится на бурение скважин. В связи с этим всегда… Наилучшим выходом из такого положения было бы создание независимых систем… С этой целью на первых этапах развития технологии раздельной эксплуатации предлагались и осуществлялись проекты…

Некоторые схемы оборудования скважин для раздельной эксплуатации пластов

Наиболее простой схемой оборудования скважины для одновременной эксплуатации двух пластов одной скважиной является система с двумя параллельными рядами НКТ 2 (рис. 14.1), 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

 

Рис. 14.1. Схема установки для раздельной эксплуатации двух пластов

с двумя параллельными рядами труб по схеме «фонтан - фонтан»

поступает продукция верхнего пласта, также устанавливаются клапаны 4 специальной конструкции, которые открывают принудительно с поверхности спуском в НКТ оправки на проволоке, отжимающей пружинные клапаны для впуска газа из обсадной колонны. Оборудование устья состоит из тройника 5 для сообщения с пространством обсадной колонны и планшайбы, на которой подвешиваются оба ряда НК.Т и уплотняются двухрядным сальником 6. Продукция из каждого пласта поступает на поверхность без смешивания и через тройники 7 отводится в нефтесбор-ную сеть. Оба пласта осваиваются закачкой газа в обсадную колонну через тройник 5, причем освоение можно проводить раздельно. После перехода на нормальный режим фонтанирования подача газа в колонну прекращается. Борьба с отложениями парафина может осуществляться закачкой пара в пространство обсадной колонны от передвижной паровой установки (ППУ) или с малогабаритными скребками, спускаемыми на проволоке через лубрикатор с помощью автоматической лебедки. Работа обоих пластов регулируется, как обычно, сменой штуцеров на арматуре устья.

При спуске двух параллельных рядов труб с использованием оборудования, показанного на рис. 14.1, можно осуществить раздельную эксплуатацию двух пластов 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, предназначенная для эксплуатации нижнего пласта с разделительным пакером для изоляции пластов друг от друга. Затем спускается вторая колонна. На колонне НКТ, предназначенной для фонтанной эксплуатации, устанавливаются шариковые малогабаритные пусковые клапаны с принудительным открытием с поверхности с помощью оправки, спускаемой на проволоке через лубрикатор. На второй колонне НКТ большего диаметра, предназначенной для насосной эксплуатации на заранее определенной глубине, устанавливается замковая опора для посадки на нее вставного насоса, спускаемого на штангах. Для того чтобы при спуске или подъеме колонны НКТ не происходило зацепление муфт, над последними устанавливаются конические кольца (по одному кольцу над каждой муфтой обоих колонн). На устье скважины специальная арматура должна обеспечивать 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 образом: нижний пласт, фонтанный - малогабаритным манометром, спускаемым на проволоке в НК.Т, а изменение отбора достигается сменой штуцеров; верхний пласт, насосный - с помощью эхолота. При этом отбор регулируется изменением режима откачки, т.е.длины хода или числа качаний станка-качалки. При работе по схеме насос-фонтан измерение динамического уровня нижнего, насосного пласта становится невозможным, 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. Исследование верхнего, фонтанного пласта осуществимо в полном объеме обычными способами, так как доступ к верхнему пласту через фонтанные трубы открыт.

Применение описанных установок ограничено трудностями спуска двух параллельных рядов труб, герметизации устья, отсутствием выхода отсепарированного подпакерного газа при рабрте по схеме насос - фонтан и необходимостью его пропуска через насос, а также малыми габаритами обсадных колонн. Однако установки подобного типа обладают важным достоинством - наличием раздельных каналов для продукции обоих пластов. Это может иметь решающее значение при эксплуатации двух пластов, когда один из них дает сернистую нефть, которую, как правило, собирают, транспортируют и перерабатывают отдельно, без смешивания с обычными парафинистыми или масляными нефтями.

Сложнее установки для раздельной эксплуатации, в которых используют погружной центробежный электронасос (рис. 14.2). Подземное оборудование состоит из пакера 1, устанавливаемого в промежутке между двумя пластами, центробежного насоса 2, заключеного в специальный кожух 3 для перевода 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

Рис. 14.2. 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, расположенного выше переводника кожуха.

Далее, минуя обратный клапан и разобщитель 4, жидкость нижнего пласта попадает в НКТ. Жидкость верхнего, фонтанного 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 разобщителя смешиваются и поднимаются по НКТ. Разобщитель 4 имеет сменный плунжер 5, в котором заблаговременно устанавливается штуцер заданного размера, зависящий от установленной нормы отбора жидкости из верхнего фонтанного пласта. Плунжер 5 спускается в НКТ на обычной скребковой проводке через лубрикатор с помощью ловильного или посадочного приспособления. Наличие двух обратных клапанов (один под па-кером, второй над ПЦЭН) и разобщителя 4 позволяет осуществлять промывку либо через межтрубное пространство в НКТ, либо через НКТ в межтрубное пространство (прямую или обратную) и, таким образом, осваивать верхний пласт. После освоения фонтанного пласта, установления его режима работы и спуска плунжера 5 с соответствующим штуцером осваивается 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 эт веса НКТ 7 и не передает ее на подвешенное насосное оборудование благодаря подвижному сальниковому сочленению нижней и верхней частей НКТ в якоре 6. На устье скважины устанавливается обычная фонтанная арматура 9 и станция управления ПЦЭН-10 с автотрансформатором П. Установка не позволяет исследовать скважину традиционными способами. Однако допускает обычное измерение манометром давления в НКТ над разобщителем 4. Зная это давление и потери давления в штуцере плунжера 5 (по результатам его тарировки), можно косвенно определить давление против верхнего, фонтанного пласта. Сменой штуцеров и повторными измерениями давления над разобщителем можно получить зависимость изменения суммарного дебита обоих пластов от забойного давления 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 парафина. С этой целью могут быть применены либо остеклован-ные трубы, либо другие методы очистки парафиновых отложений. При работе по схеме фонтан - насос (рис. 14.3) пласты.

Рис 14.3. Схема установки для раздельной эксплуатации двух пластов

типа «фонтан - насос» с применением ПЦЭН

разобщаются пакером 1, который повернут резиновой манжетой вниз в сторону фонтанного пласта, имеющего большее давление. Это способствует самоуплотнению пакера. Вся сборка, состоящая из ПЭД 2, ПЦЭН 5, разобщителя 4 обводного канала 12, и трубного якоря 6, спускается в скважину на НКТ вместе с кабелм 8. Хвостовая часть сборки входит в канал пакера 1 и уплотняется там с помощью резиновых манжет. На поверхности, как обычно, устанавливается арматура 9, станция управления 10 и автотранформатор 11.

В данной установке вместо кожуха используется обводная трубка 12 для прохода жидкости из нижнего, фонтанного пласта к штуцерному сменному плунжеру 5 в разобщителе 4. Жидкость из верхнего, насосного пласта по кольцевому зазору между обсадной колонной и корпусом ПЭД и ПЦЭН поднимается вверх и достигает приемной сетки насоса. Через обратный шариковый клапан жидкость подается в НКТ, минуя разобщитель 4. Выше разобщителя жидкости смешиваются. Над центробежным насосом снаружи НКТ устанавливается трубный якорь 6, воспринимающий нагрузку от веса труб 7 и передающий ее посредством шлипсового сцепления на обсадную колонну. В пакере разобщителя 1, в его нижней части имеется подпружиненный шариковый клапан, который при подъеме сборки освобождается хвостовиком и перекрывает доступ жидкости из нижнего, фонтанного пласта в скважину. Это позволяет ремонтировать без предварительного глушения скважины тяжелой жидкостью. В случае работы подобного оборудования по схеме насос - фонтан (см. рис. 14.2) при подъеме оборудования возникает необходимость глушения верхнего, фонтанного пласта прямой или обратной промывкой скважины и закачкой в нее тяжелой жидкости. Жидкость при промывке циркулирует 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 оборудования остается в скважине. Спуск и посадка разделительного пакера 1 проводится заблаговременно с помощью специального посадочного инструмента, спускаемого на НКТ.

Не менее сложны установки для раздельной эксплуатации обоих пластов штанговыми насосами. Специальными конструкторскими 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 оборудования, 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

Рис. 14 4. Схемы установок для раздельной эксплуатации двух пластов типа «насос - насос»

с применением ШСН: а - установка типа УГР1-В с отводом подпакерного газа;

б - установка типа У ГР2-В без отвода подпакерного газа

 

для удаления механических осадков и солей, невозможность раздельного определения дебита каждого пласта и их исследования, сложности с отводом подпакерного газа для улучшения коэффициента наполнения и низкий коэффициент эксплуатации скважин с установленным оборудованием для раздельной эксплуатации привели к тому, что несмотря на большое число подобных конструкций на практике они не нашли широкого применения.

Откачка жидкости из каждого пласта по схеме ШСН-ШСН (рис. 14.4) производится спаренными штанговыми насосами, подвижные части которых соединены специальной штангой. Оба насоса спускаются на одной колонне 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 обводные каналы, имеющиеся в посадочном устройстве 4 верхнего ШСН Из верхнего пласта жидкость поступаем на прием верхнего насоса через боковое отверстие 5, имеющееся в посадочном устройстве 4. Жидкость из верхнего ШСН также подается в НКТ. Таким образом, жидкости обоих пластов смешиваются и подаются на поверхность по колонне НКТ. Пласты, как обычно, изолированы друг от друга разделительным пакером. Посадочное устройство верхнего ШСН может быть оборудовано каналами для отвода в затрубное пространство подпакерного газа из нижнего пласта. В этом случае в промежутке между насосами подвешивается дополнительная колонна НКТ 6. По межтрубному пространству, образованному этой дополнительной колонной, отсепарированный газ от приема нижнего насоса отводится в затрубное пространство через каналы посадочного устройства верхнего ШСН 4. Необходимость установки дополнительной колонны НКТ для отвода газа уменьшает размеры насоса при сохранении внешних габаритов оборудования. Другими словами, отвод подпакерного газа для увеличения коэффициента наполнения насоса достигается существенным усложнением конструкции и ущемлением его технологических возможностей (подачи). В подземное оборудование включают еще дополнительные устройства, такие как автосцеп для насосных штанг и плунжерные клапаны для слива жидкости из НКТ при их подъеме из скважины. Смещением штанг за пределы обычного их хода достигается перемещение плунжерного клапана сливного устройства, при этом боковые отверстия совмещаются, и жидкость из НКТ сливается через газоотводные каналы в посадочном устройстве верхнего ШСН в межтрубное пространство скважины. Во всех установках для раздельной эксплуатации скважин типа насос - насос (рис. 14.4, а и 14.4, б) нижние насосы вставные и подвешиваются на обычных замковых посадочных опорах, установленных в верхней части насосов. Верхние ШСН в установках также вставные с замковыми посадочными опорами в нижней части насосов. Некоторые разновидности установок УГР типа насос - насос имеют верхние ШСН невставного типа, снабженные автосцепами штанг. Невставные ШСН позволяют увеличить диаметр рабочего плунжера и подачу насоса. Разработаны стандартные установки для раздельной эксплуатации скважин насосным способом типа УГР1-В и УГРТ1-В вставного исполнения с отводом газа (см. рис. 14.4, а), накопившегося под разделительным пакером, и УГР2-В и УГРТ2-В вставного исполнения без отвода подпакерного газа (см. рис. 14.4, 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. Наземное оборудование при использовании установок типа УГР обычное. 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 вертлюжка в нижней части колонны штанг, так как вращение соединительной штанги между верхним и нижним ШСН недопустимо из-за конструктивных особенностей установки. Отложения парафина, если они неинтенсивные, можно ликвидировать с помощью прогрева верхней части НКТ паром от передвижной паровой установки (ППУ).

Раздельная закачка воды в два пласта через одну скважину

Оборудование для раздельной закачки воды (ОРЗ) в два пласта через одну скважину предусматривает возможность закачки по двум независимым каналам при различных давлениях нагнетания. Дифференциация давлений достигается либо прокладкой двух водоводов от ближайшей кустовой насосной станции с различным давлением нагнетаемой воды (разные насосы), 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 раздельной закачки в два пласта при колонне 146 мм (ОРЗ-2П-5) (рис. 14.5) и колонне 168 мм (ОРЗ-2П-6). На колонне насосных труб 1 в скважину опускается шлипсовый пакер 3 специальной конструкции. В дополнение к обычным узлам пакер 3 имеет муфту перекрестного течения 2, подпружиненный промывочный клапан 9 и центральный патрубок 6, нижний конец которого пропущен через сальник 8.

Оборудование для раздельной закачки воды должно обеспечивать периодическую промывку фильтров водопоглощаю-тцих пластов для восстановления или повышения их приемистости, которая всегда имеет тенденцию к затуханию вследствие 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 каналам перекрестной муфты 2 и далее по центральному патрубку 6 пакера 3 передается вниз на подпружиненный тарельчатый промывочный клапан 9, который при этом закрывается, что предотвращает переток воды в нижний пласта внутри скважины. Вода, закачиваемая по НКТ, через межтрубный канал 4 между центральным патрубком и основной трубой в паксре и далее через отверстия 7 попадает в нижний пласт. Промывочный 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 11 попадет под промывочный клапан 9. Если давление 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 фильтровой части верхнего пласта. На поверхность промывочная вода поступает по межтрубному пространству. Для того чтобы 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 верхний пласт по межтрубному пространству закачивать воду с более высоким давлением. так как в этом случае давление над клапаном 9 будет больше, чем под ним, и он будет закрыт. Если вода с более высоким давлением должна закачиваться не в верхний, а в нижний пласт, то перед спуском оборудования в скважину необходимо перевернуть корпус промывочного клапана 9 и присоединить его к переводнику 10. При такой компоновке оборудования ствол скважины и фильтры обоих пластов промываются закачкой воды в межтрубное пространство (обратная промывка). Расходы воды в оба пласта замеряются на поверхности. 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

Рис. 14.5. Схема оборудования для раздельной закачки воды

в два пласта с одним разделительным пакером типа ОРЗ-2П-5

 

 

меньше, нагнетание возможно только при низких давлениях. Для защиты 168-мм обсадной колонны от давления воды разработана конструкция ОРЗ-2П-6 с двумя разделительными 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 устанавливаются ограничительные втулки с резиновыми манжетами, которые сжимаются весом колонны труб и фиксируют пакер по центру эксплуатационной колонны, обеспечивая нормальную работу самоуплотняющейся манжеты. Конструкция оборудования 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 пласт по НКТ, а с низким давлением - в нижний пласт по эксплуатационной колонне. Очистка скважины проводится обратной промывкой. Если давление воды, закачиваемой в верхний пласт, неопасно для обсадной колонны, то оборудование ОРЗ-2П-6 опускается в скважину только с одним нижним разделительным 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 специальной литературе.

РЕМОНТ СКВАЖИН

Общие положения

Относительная длительность работы скважин оценивается коэффициентом эксплуатации Кэ, который представляет собой отношение суммарного времени работы… . (15.1) По отношению к группе m скважин, имевших различную длительность работы Ti и, возможно, различные длительности…

Подъемные сооружения и механизмы для ремонта скважин

Вышки (ВЭТ22 x 50 - вышка эксплуатационная трубчатая, высотой 22 м, грузоподъемной силой 500 кН) изготавливаются из труб и устанавливаются на… Передвижная мачта на колесном или гусеничном ходу (например, телескопическая…

Технология текущего ремонта скважин

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.

Капитальный ремонт скважин

В некоторых случаях, когда на данном месторождении отдельные виды работ носят массовый характер, как, например, кислотные обработки, то их передают… Такая специализация повышает качество работ, их эффективность и способствует… Особое место в работах по капитальному ремонту скважин занимают ловильные работы, необходимость в которых возникает…

Новая технология ремонтных работ на скважинах

1. Канатный метод. 2. Метод с использованием кабель-троса. 3. Метод с использованием гибких труб.

Ликвидация скважин

1. Сложная авария и доказанная техническая невозможность ее устранения, а также невозможность использования скважины для других целей, например, для… 2. Полное отсутствие нефтенасыщенности вскрытых данной скважиной горизонтов и… 3. Полное обводнение законтурной водой и отсутствие в ее разрезе объектов для возврата.

ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Особенности конструкций газовых скважин

Газовые скважины эксплуатируются в течение длительного времени в сложных, резко изменяющихся условиях. Действительно, давление газа в скважинах… Скважины - дорогостоящие капитальные сооружения. В общих капитальных вложениях… Долговечность работы и стоимость строительства скважин во многом определяются их конструкциями.

Оборудование устья газовой скважины

Колонная головка соединяет верхние концы кондуктора и эксплуатационной колонны, герметизирует межтрубное пространство, служит опорой трубной головки… На рис.16.2 изображена колонная головка на шлипсах В нижней части расположен… Трубная головка служит для подвески фонтанных труб и герметизации межтрубного пространства

Подземное оборудование ствола газовых скважин при добыче природного газа различного состава

Рис. 16.5. Схема компоновки подземного оборудования газовой скважины: 1 - пакер эксплуатационный; 2 - циркуляционный клапан; 3 - ниппель; 4 - забойный клапан-отсекатель с уравнительным…

Оборудование забоя газовых скважин

1) литологического и фациального составов пород и цементирующего материала, слагающих газовмещающий коллектор; 2) механической прочности пород; 3) неоднородности коллекторских свойств пласта по разрезу;

Расчет внутреннего диаметра и глубины спуска колонны НКТ в скважину

Колонну НКТ спускают в скважину для: 1) предохранения эксплуатационной обсадной колонны от абразивного воздействия твердых взвесей и коррозионных агентов (Н₂S, СО₂, кислот жирного ряда - муравьиной, уксусной, пропионовой, масляной и др.), содержащихся в потоке газа; 2) контроля за условиями отбора газа на забое скважины; 3) создания необходимой скорости движения потока газа для выноса на поверхность твердых взвесей и жидкости с забоя скважины; 4) равномерной выработки газонасыщенных пластов большой толщины по всему вскрытому интервалу; 5) проведения ремонтных работ и интенсификации притока газа из пласта в скважину.

Определение внутреннего диаметра колонны НКТ

Силу сопротивления среды (в Н) при падении в ней твердой частицы определим по закону Ньютона , (16.3) где ξ - безразмерный коэффициент сопротивления среды, ξ = ξ(Rе); Rе - критерий Рейнольдса; F - площадь…

Определение глубины спуска колонны НКТ в скважину

На рис. 16.14 изображен схематичный разрез многопластового месторождения, представленного пачками коллекторов различной толщины, проницаемости и… Положение башмака колонны НКТ в скважине влияет на высоту образующейся… , (16.15)

Способы и оборудование для удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин

Для эффективной эксплуатации скважин в этих условиях разработаны различные методы. Предотвратить поступление жидкости в скважину можно поддержанием условий… Жидкость с забоя скважин удаляется непрерывно или периодически. Непрерывное удаление жидкости из скважины…

Одновременная раздельная эксплуатация двух газовых пластов одной скважиной

Многие газовые и газоконденсатные месторождения многопластовые. Разработка и эксплуатация таких месторождений возможна двумя методами. При первом методе каждый газовый пласт эксплуатируется самостоятельными сетками скважин, при втором - одновременно, но раздельно два или три пласта одной скважиной. Метод одновременной раздельной эксплуатации (ОРЭ) двух и более пластов одной скважиной имеет следующие технико-экокомические преимущества: уменьшается общее число добывающих скважин для разработки двух пластов; сокращается общая протяженность промысловых газосборных трубопроводов; ускоряется ввод в эксплуатацию новых газоконденсатных залежей; уменьшаются капитальные вложения в строительство скважин и поверхностное оборудование, сокращается численность обслуживающего персонала.

Выбор объектов для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной зависит от состава пластовых газов, разности давлений и температур газа в пластах, расстояния по вертикали между пластами, режима эксплуатации пластов.

Объединение возможно, если составы пластовых газов однотипны, разность давлений и температур невелика, расстояние между пластами не меньше 10 м, одинаковы режимы эксплуатации залежей.

Метод одновременной раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной затрудняет исследование пластов в этих скважинах, воздействие на призабойную зону с целью увеличения дебитов пластов, ремонтные работы в скважине, требует увеличения числа наблюдательных скважин и скважин для регулирования систем разработки пластов.

Для разобщения пластов в скважине при их одновременной раздельной эксплуатации применяют пакеры, разобщающие межтрубное кольцевое пространство между обсадной колонной и колонной НКТ. Пакер устанавливают ниже верхнего газоносного пласта и закрепляют внизу колонны НКТ. Газ из верхнего пласта отбирают по межтрубному пространству, из нижнего - по колонне НКТ.

Для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной на глубине 2000 - 3000 м и более в СевКавНИПИнефти разработана установка ГУЭ2ГП, обеспечивающая надежное разобщение газовых пластов при больших перепадах давлений и температур, независимое регулирование работы каждого пласта. Установка допускает эксплуатацию верхнего пласта по затрубному пространству, нижнего - по НКТ, а при необходимости эксплуатацию обоих пластов по НКТ.

Скважинная установка для эксплуатации двух газовых пластов (ГУЭ2ГП) одной скважиной показана на рис. 16.15. Она состоит из гидравлического переключающего устройства (ГПУВ) Г и шлипсового пакера П. Переключающее устройство предназначено для разобщения трубного и затрубного надпакерного пространств. Управляется устройство гидравлически при помощи шаров, спускаемых в скважину на проволоке через НКТ.

Устройство состоит из корпуса 5, в верхний конец которого ввернут сальник 8, а в нижний - переводник 1. Внутри размещен цилиндр 3, который прижат к упорному диску, опирающемуся на торец сальника.

В корпусе сальника размещен подвижный поршень 4, который на нижнем конце имеет головку, образованную уплотняющими

Рис. 16.15. Скважинная установка для эксплуатации двух газовых пластов одной скважиной ГУЭ2ГП:

а - схема размещения ГУЭ2ГП в скважине; б - переключающее устройство установки; 1- переводник; 2, 9 - нижнее и верхнее седло соответственно; 3 - цилиндр; 4 - поршень; 5 - корпус; 6 - отверстия; 7 - кожух; 8 - сальник; 9 - седло

и упорными кольцами, сжатыми гайками. Длина хода поршня в цилиндре равна 45 мм. Надпоршневое пространство на наружной поверхности цилиндра пазами соединено с трубным пространством ниже седла 2. В корпусе сальника и в верхней части поршня просверлено по шесть отверстий 6 диаметром и = 10 мм. Отверстия по горизонтали совпадают с отверстиями в распорном кольце при крайнем верхнем положении поршня и перекрываются глухим кольцом при нижнем его положении.

На корпусе сальника помещен кожух 7, предохраняющий обсадную колонну от прямого воздействия струи при прокачке через НКТ в затрубное пространство. Для сообщения трубного и затрубного надпакерного пространства, т. е. для перевода поршня из нижнего положения в верхнее, через лубрикатор фонтанной арматуры в трубы спускают груз с навинченным на нижнем конце специальным шаром диаметром 38 мм.

После того как шар садится на нижнее седло, над ним создается гидравлическое давление, на 6 - 7 МПа выше существовавшего. Это давление, действуя снизу на головку поршня, заставляет его перемещаться в верхнее положение - устройство открыто. Для его закрытия в НКТ спускают груз с шаром диаметром 45 мм до посадки последнего на верхнее седло 9. При создании над шаром давления поршень перемещается в нижнее крайнее положение - устройство закрыто. Благодаря применению в качестве уплотняющих деталей пластмассовых элементов, пакер обладает высокой химической и температурной стойкостью. Установка ГУЭ2ГП прошла промышленные испытания в скважинах Полтавского ГПУ.

Метод ОРЭ двух пластов одной скважиной начал применяться в СССР с 1949 г. на Елшано-Курдюмском газовом месторождении и получил распространение на месторождениях Украины, Туркмении, Узбекистана. По схеме ОРЭ было обустроено свыше 140 скважин на месторождениях Укргазпрома, Туркменгазпрома, Узбекгазпрома.

 

СИСТЕМЫ ПРОМЫСЛОВОГО СБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ И ПРИРОДНОГО ГАЗА

Системы сбора скважинной продукции

При самотечной двухтрубной системе сбора (рис. 17.1) продукция скважин сначала разделяется при давлении 0,6 МПа. Выделяющийся при этом газ под… За счет самотечного движения жидкости уменьшаются затраты электроэнергии на ее… 1) при увеличении дебита скважин или вязкости жидкости (за счет увеличения обводненности, например) система требует…

Промысловая подготовка нефти

Из нефтяных скважинв общем случае извлекается сложная смесь, состоящая из нефти, попутного нефтяного газа, воды и мехпримесей (песка, окалины и проч.). В таком виде транспортировать продукцию нефтяных скважин по магистральным нефтепроводам нельзя. Во-первых, вода - это балласт, перекачка которого не приносит прибыли. Во-вторых, при совместном течении нефти, газа и воды имеют место значительно большие потери давления на преодоление сил трения, чем при перекачке одной нефти. Кроме того, велико сопротивление, создаваемое газовыми шапками, защемленными в вершинах профиля и скоплений воды и пониженных точках трассы. В-третьих, минерализованная пластовая вода вызывает ускоренную коррозию трубопроводов и резервуаров, а частицы мехпримесей - абразивный износ оборудования.

Цельюпромысловой подготовки нефти является ее дегазация, обезвоживание, обессоливание и стабилизация.

Дегазация

Процесс сепарации осуществляется в несколько этапов (ступеней). Чем больше ступеней сепарации, тем больше выход дегазированной нефти из одного и… Сепараторы бывают вертикальные, горизонтальные и гидроциклонные. Вертикальный сепараторпредставляет собой вертикально установленный цилиндрический корпус с полусферическими днищами,…

Обезвоживание

В эмульсиях принято различать дисперсионную (внешнюю, сплошную) среду и дисперсную (внутреннюю, разобщенную) фазу. По характеру дисперсионной среды… Одной из важнейших характеристик эмульсий является диаметр капель дисперсной… Для разрушения эмульсий применяются следующие методы:

Обессоливание

Обессоливание нефти осуществляется смешением обезвоженной нефти с пресной водой, после чего полученную искусственную эмульсию вновь обезвоживают. Такая последовательность технологических операций объясняется тем, что даже в обезвоженной нефти остается некоторое количество воды, в которой и растворены соли. При смешении с пресной водой соли распределяются по всему ее объему и, следовательно, их средняя концентрация в воде уменьшается.

При обессоливании содержание солей в нефти доводится до величины менее 0,1 %.

Стабилизация

Стабилизация нефти осуществляется методом горячей сепарации или методом ректификации. При горячей сепарации нефть сначала нагревают до температуры… При ректификации нефть подвергается нагреву в специальной стабилизационной… К степени стабилизации товарной нефти предъявляются жесткие требования: давление упругости ее паров при 38 °С не…

Установка комплексной подготовки нефти

Принципиальная схема УКПН с ректификацией приведена на рис. 17.9. Работает УКПН следующим образом. Холодная «сырая» нефть из резервуаров ЦСП… Нетрудно видеть, что в УКПН производятся обезвоживание, обессоливание и стабилизация нефти. Причем для обезвоживания…

Системы промыслового сбора природного газа

- по степени централизации технологических объектов подготовки газа; - по конфигурации трубопроводных коммуникаций; - по рабочему давлению.

Промысловая подготовка газа

Сероводород является вредной примесью. При его содержании большем, чем 0,01 мг в 1 л воздуха рабочей зоны, он ядовит. А в присутствии влаги… Углекислый газ вреден тем, что снижает теплоту сгорания газа, а также приводит… Задачами промысловой подготовки газа являются его очистка от мехпримесей, тяжелых углеводородов, паров воды,…

Очистка газа от механических примесей

- работающие по принципу «мокрого» улавливания пыли (масляные пылеуловители); - работающие по принципу «сухого» отделения пыли (циклонные пылеуловители); … На рис. 17.12 представлена конструкция вертикального масляного пылеуловителя.Это вертикальный цилиндрический сосуд со…

Осушка газа

- охлаждение; - абсорбция; - адсорбция.

Очистка газа от сероводорода

Принципиальная схема очистки газа от Н25 методом адсорбциианалогична схеме осушки газа адсорбционным методом. В качестве адсорбента используются… Принципиальная схема очистки газа от Н25 методом абсорбцииприведена на рис.… Абсорбент вступает в химическую реакцию с сероводородом, содержащимся в газе, унося продукт реакции с собой. Очищенный…

Очистка газа от углекислого газа

  Рис. 17.16. Принципиальная схема очистки газа от сероводорода:

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., Рост Н. И., Чичеров Л. Г. Погружные бесштанговые насосы для добычи нефти. М., Недра, 1973.

5. Казак А. С. Новое в развитии техники и технологии механизированных 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. Гиматудинова. 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. Базлов, 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.

13. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под ред. Ш.К. Гиматудинова. - М: Недра, 1983. - 455с.

14. Середа Н.Г., Сахаров В.А., Тимашев А.Н. Спутник нефтяника и газовика: Справочник. - М: Недра, 1986.- 325с.

15. Щуров В.И. Техника и технология добычи нефти. Учебник для вузов. - М., Недра, 1983. - 510 с.

16. Техника и технология добычи нефти: Учебник для вузов/ А.Х. Мирзаджанзаде, И.М. Ахметов, А.М. Хасаев, В.И. Гусев. Под ред. проф. А.Х. Мирзаджанзаде. - М.: Недра, 1986. -382 с.

17. Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата. / Справочное руководство в 2-х томах. Под ред. Ю.П. Коротаева, Р.Д. Маргулова. - М: Недра,1984.- 360с.

18. Гуревич Г.Р., Брусиловский А.И.. Справочное пособие по расчету фазовых состояний и свойств газоконденсатных смесей. - М: Недра, 1984. - 264с.

19. Ширковский А.И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М: Недра,1987.- 347с.

20. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела. Учебник для вузов: - Уфа.: ООО "ДизайнПолиграфСервис", 2001 -544 с.