Эксплуатация нефтяных месторождений

3. Использование подъемных труб с гладкой внутренней поверхностью (остеклованных или покрытых специальным лаком или эмалями).

4. Химический, при котором парафин удаляется с помощью растворителей.

Неполадки в работе фонтанных скважин -- нарушение режимов:

· Парафино- и гидратообразование в трубах.

· Образование песчаных пробок на забоях.

· Разъедание штуцера.

· Солеотложение

· Забивание песком, парафином штуцера или выкидной линии.

· Появление воды в скважине.

· Пульсации

Как уже рассмотрено выше, пульсации в работе фонтанных скважин являются нежелательными, т.к. вызывают нерациональный расход энергии, снижают КПД подъема продукции, а зачастую приводят к прекращению фонтанирования, т.к. скважина начинает работать в периодическом режиме. Самым реальным и действенным путем предотвращения явления пульсации является создание таких условий работы фонтанной скважины, при которых давление у башмака больше или равно давлению насыщения, а коэффициент естественной сепарации свободного газа у башмака равен нулю. При технологической невозможности эксплуатации фонтанных скважин на таком режиме эффективной является установка на расчетной глубине подъемника пускового клапана, который периодически перепускает газ из затрубного пространства в НКТ, не допуская отжима уровня жидкости в затрубном пространстве до башмака подъемника.

· Серьезной аварией является возникновение грифона. Грифон образуется в случае потери герметичности между стенками скважины и цементным камнем (обсадной колонной). При этом пластовая продукция поступает на поверхность по данному каналу, часто с возникновением пожара на поверхности, что может привести к потере самой скважины.

16. Оборудование фонтанных скважин

Принципиально оборудование фонтанных скважин состоит из следующих элементов: колонная головка, фонтанная арматура и манифольды.

Колонная головка предназначена для обвязки устья скважины с целью герметизации межтрубных пространств, обвязки обсадных колонн и установки фонтанной арматуры. В зависимости от количества обсадных колонн, спущенных в скважину, выпускаются одно-, двух-, трех-, четырех- и пятиколонные головки, но все они должны удовлетворять следующим требованиям:

-- надежная герметизация межтрубных пространств;

-- возможность контроля за давлением во всех межтрубных пространствах;

-- быстрое и надежное крепление подвески обсадных колонн;

-- универсальность (возможность использования различных обсадных колонн);

-- быстрый и удобный монтаж;

-- минимально возможная высота;

-- высокая надежность (в процессе эксплуатации скважины колонная головка не подлежит ремонту).

Колонные головки выпускаются на различное давление от n единиц МПа до n десятков МПа. В процессе бурения на колонной головке монтируются превенторы. Перед эксплуатацией скважины превенторы демонтируют и на них устанавливают фонтанную арматуру.

Фонтанная арматура предназначена для:

-- подвески одной или двух колонн НКТ;

-- герметизации и контроля пространства между колоннами НКТ и затрубного пространства;

-- проведения различных технол. операций при вызове притока, освоении, эксплуатации, исследовании и ремонте;

-- направления продукции скважины на замерную установку;

-- регулирования режима работы скважины и проведения глубинных исслед-й путем спуска приборов в подъемник;

— закрытия скважины (при необходимости).

Фонтанные арматуры выпускаются для самых разнообразных условий эксплуатации и различаются как по конструкции, так и по прочностным признакам:

-- по рабочему давлению;

-- по размерам проходного ствола;

-- по конструкции фонтанной елки: крестовые (АФК) и тройниковые (АФТ);

-- по числу спускаемых в скважину рядов НКТ: однорядные и двухрядные;

-- по типу запорных устройств: с задвижками или кранами;

-- по типу соединения элементов арматуры: фланцевые и резьбовые

По существу, фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной елки. Трубная головка предназначена для закрепления в ней колонн НКТ (одной или двух) и представляет собой крестовину с двумя боковыми отводами и установленной на ней переходной катушкой, в которой закрепляется на резьбе колонна НКТ (рис. 7.12 а). При подвеске двух колонн НКТ колонна большего диаметра закрепляется в тройнике с одним боковым отводом, а колонна меньшего диаметра -- в катушке, установленной на этом тройнике (рис 7.12 б). Фонтанные елки бывают крестового и тройникового типов.

Каждый тип фонтанной елки применяется для определенных эксплуатационных условий. Фонтанная елка крестовой арматуры имеет два боковых отвода, один из которых может быть рабочим, а второй -- запасным. Фонтанная елка тройниковой арматуры имеет верхний и нижний отводы (выкиды). Рабочим выкидом всегда является верхний, а нижний -- запасным.

В шифре фонтанной арматуры указывается ее тип, проходной диаметр выкида (мм), рабочее давление (МПа). Если арматура оборудована кранами, это также указывается в шифре. Например, АФТ-65Кр-14 -- арматура фонтанная, тройникового типа, крановая с проходным диаметром выкида 65 мм, на рабочее давление 14 МПа.

Важным элементом фонтанной арматуры являются штуцерные колодки, устанавливаемые на выкидах и предназначенные для размещения в них штуцеров, с помощью которых регулируется режим работы фонтанной скважины. Существует много типов и конструкций штуцеров как регулируемых, так и нерегулируемых. Более надежными и простыми являются нерегулируемые штуцеры, которые и используются на большинстве фонтанных скважин.

Манифольды предназначены для обвязки выкидов фонтанных скважин (арматуры фонтанных скважин) со сборными коллекторами, транспортирующими продукцию скважин на пункт сбора и подготовки. Манифольды предусматривают установку на них штуцеров, вентилей для отбора проб продукции скважин, запорных устройств и предохранительных клапанов. Основные узлы манифольдов унифицированы с узлами и деталями фонтанной арматуры и на концах имеют фланцы под трубы диаметром 80 мм.

17. Особенности эксплуатации скважин газлифтным способом

Компрессорный газлифт обладает рядом преимуществ и недостатков в сравнении с насосной добычей.

К основным преимуществам относятся:

-- возможность эксплуатации высокодебитных скважин;

-- достаточно простое оборудование, спускаемое в скважину;

-- легкое регулирование работы скважины.

Вместе с тем компрессорный газлифт обладает и существенными недостатками:

-- относительно низкий КПД процесса подъема, особенно обводненной продукции, составляющий в ряде случаев всего несколько процентов;

-- необходимость строительства компрессорной станции, что удорожает добычу нефти;

-- как правило, высокие удельные затраты энергии на подъем единицы продукции.

Воздух не используется в качестве рабочего агента по следующим причинам:

-- окисление нефти с потерей ее качества;

-- образование стойкой водонефтяной эмульсии (при добыче обводненной нефти), разрушение которой в процессе подготовки нефти затруднено

-- при определенном содержании углеводородных газов с воздухом образуется взрывчатая смесь (гремучий газ), которая чрезвычайно опасна в пожарном отношении;

-- компрессоры, используемые для компримирования воздуха, в случае нарушения системы смазки могут взрываться.

Различают два принципиальных типа газлифтной эксплуатации:

1. Непрерывный газлифт.

2. Периодический газлифт.

Непрерывный газлифт реализуется тогда, когда продуктивность скважины достаточно высока. В случае низкой продуктивности скважины используется периодический газлифт по двум основным схемам: газлифт с перепускным клапаном и газлифт с камерой накопления.

Классификация газлифтных скважин:

1. По характеру ввода рабочего агента

-- прямая закачка;

-- обратная закачка.

2. По количеству колонн НКТ

-- однорядный подъемник;

-- двухрядный подъемник;

-- полуторарядный подъемник (лифт Саундерса).

3. По типу используемой энергии рабочего агента

-- компрессорный;

-- бескомпрессорный.

Бескомпрессорный газлифт осуществляется за счет сжатого газа, отбираемого, например, из газовой залежи и распределяемого по газлифтным скважинам. Если в разрезе нефтяной скважины имеется газовый пропласток (или газовая шапка), то этот газ может использоваться для подъема нефти внутри самой скважины. Такая система называется внутрискважинным газлифтом.

4. По используемому глубинному оборудованию

-- беспакерная система;

-- пакерная система;

-- система с использованием пусковых и рабочего клапанов;

-- система, когда газ вводится в подъемник через башмак НКТ (отсутствуют пусковые и рабочий клапаны).

	Однорядный подъемник (рис. 8.1 а) широко используется при эксплуатации скважин с нормальными условиями (отсутствуют мех. примеси), при хорошем качестве рабочего агента и его подготовки (в газе отсутствуют корродирующие компоненты, мех. примеси, низкое влагосодержание). + широкий диапазон дебитов, возможно регулирование работы скважины изменением диаметра подъемника незначительная металлоемкость, простота и невысокая стоимость подземного ремонта - возможность образования песчаной пробки на забое вследствие недостаточной скорости восходящего потока; высокое пусковое давление возможность работы подъемника с пульсациями. Двухрядный подъемник (рис. 8.16) предназначен для эксплуатации скважин с определенными осложнениями (пескообразование), когда продукция представлена коррозионно-активными компонентами, а также в случае недостаточно высокого качества подготовки закачиваемого газа (повышенное влагосодержание газа и содержание в нем корродирующих компонентов). Воздушные трубы, как правило, спускают до забоя, а подъемник--на глубину, соответствующую рабочему давлению газа. + легко изменять погружение под динамический уровень снижается пусковое давление. - более металлоемк и дорогостоящ, увеличено время ремонта, существенно ограничены возможности регулирования работы скважины изменением d подъемника

Полуторарядный подъемник (рис. 8.1 в), по существу, не отличается от двухрядного, за исключением того, что нижняя часть воздушных труб компонуется из труб меньшего диаметра (так называемый хвостовик); при этом создаются лучшие условия выноса песка и предотвращается образование на забое песчаной пробки. Кроме недостатков двухрядного подъемника, в полуторарядном подъемнике невозможно из-за наличия хвостовика увеличивать в большинстве случаев глубину спуска подъемника, хотя металлоемкость такой системы несколько меньше, чем двухрядной.

18. Пуск компрессорных скважин в эксплуатацию. Способы снижения пусковых давлений

При подаче компримированного газа в затрубное пространство газ оттесняет статический уровень вниз; при этом повышается забойное давление. Часть жидкости из затрубного пространства поступает в подъемник, другая часть -- может поглощаться пластом. По мере роста давления газа объем поглощаемой пластом жидкости возрастает (за счет увеличения репрессии). В момент достижения уровнем жидкости башмака давление газа становится максимальным, и газ начинает прорываться через башмак, насыщая жидкость в подъемнике. Плотность образующейся газожидкостной смеси снижается, и

при определенном расходе газа смесь достигает устья и начинает изливаться. После прорыва газа в башмак давление газа снижается, что приводит к снижению забойного давления и поступлению жидкости из пласта в скважину. Жидкость поступает в подъемник и затрубное пространство, перекрывая башмак и поступление газа в подъемник. Уровень жидкости в затрубном пространстве в течение определенного времени повышается. Начиная с момента перекрытия башмака подъемника жидкостью, давление газа в затрубном пространстве увеличивается. Через определенное время давление газа становится достаточным для оттеснения уровня жидкости до башмака, после чего газ прорывается в подъемник, и цикл повторяется.

Методы снижения Рпуск

· Задавка жидкости в пласт (Кп>0)

· Свабирование (уменьшается h погружения уменьшается Рпуск )

· последовательный допуск труб (Рпуск=Рзак, вытеснение небольшого объема, наращивание и т.д.)

· переключение с одной ситемы закачки на другую (начать с обратной, затем прямая)

· метод пусковых отверстий (недостаток - повышенный уд. расход газа при норм. работе скважины)

· метод пусковых клапанов

1. По назначению: 1.1. Пусковые. 1.2. Рабочие. 1.3. Концевые.	2. По конструкции: 2.1. Пружинные. 2.2. Сильфонные. 2.3. Комбинированные.	3. По характеру работы: 3.1. Нормально открытые. 3.2. Нормально закрытые	4. По давлению срабатывания: 4.1. От давления в затрубном пространстве. 4.2. От давления в НКТ (подъемнике).

19. Газоснабжение и газораспределение при компрессорной эксплуатации скважин

Основным источником газа при газлифтной эксплуатации является газ газовых месторождений, а также попутно-добываемый газ. В процессе подъема нефти газ, выполняющий роль рабочего агента, насыщается тяжелыми газообразными углеводородами, а также содержит определенное количество жидкой фазы (отработанный газ). В замкнутом технологическом цикле отработанный газ должен быть соответствующим образом подготовлен перед подачей его на компримирование. Подготовка этого газа, в основном, заключается в его подогреве и удалении жидкой фазы. Природный газ газовых месторождений перед подачей в скважины проходит специальную обработку по удалению из него конденсата и влаги; в противном случае в системе газоснабжения и газораспределения образуются кристаллогидраты, нарушающие нормальную работу системы. Для отделения конденсата и осушки газа используются различные системы:

· газоперерабатывающие заводы с установками по низкотемпературной сепарации газа;

· абсорбционные установки для выделения из газа бензиновых фракций;

· установки по осушке газа от влаги с использованием твердых адсорбентов;

· установки по очистке газа от сероводорода, механических примесей и т.п.

Обязательным элементом подготовки газа является его подогрев в беспламенных газовых печах.

Основные операции подготовки природного газа:

1. На устье газовых скважин ввод в газ ингибиторов гидратообразования (хлористый кальций, метанол, гликоли).

2. Охлаждение газа с частичным понижением давления с целью отделения жидкости (низкотемпературная сепарация газа).

3. Дросселирование газа для снижения давления до рациональной величины.

4. Подогрев газа в газовых печах.

5. Пропускание газа через аппараты высокого давления (фильтры-пылеуловители) для отделения механических примесей. Эта операция является чрезвычайно ответственной, в противном случае возможна эрозия газлифтных клапанов, регулирующей и контрольно-измерительной аппаратуры.

В системе газораспределения газ охлаждается, и происходит выпадение конденсата, поступающего в специальные конденсатосборники, которые периодически очищаются. Подогрев газа является эффективным средством предотвращения осложнений в системе газораспределения, обусловленных гидратообразованием. Для подогрева газа используются различные печи -- как стационарные, так и передвижные (передвижные подогреватели газа ППГ). Подогреватели газа устанавливаются у газовых скважин, часто -- вдоль газопровода, а также перед газораспределительным пунктом (ГРП).

Газораспределительный пункт является одним из основных элементов системы газораспределения и в нем сосредоточены управление и контроль за работой группы газлифтных скважин. Как уже отмечалось, к ГРП подводят две газовые линии: линия пускового (высокого) и линия рабочего давления. Регулировка рабочих параметров каждой газлифтной скважины (давления и расхода) осуществляется на ГРП, в котором для этих целей устанавливаются одна или несколько газораспределительных батарей блочного исполнения. Каждая газораспределительная батарея (ГРБ) рассчитана на подключение определенного количества скважин, например, ГРБ -14 (батарея рассчитана на подключение 14 газлифтных скважин). Газораспределительная батарея имеет регулирующую и измерительную аппаратуру для каждой подключенной скважины, позволяющую устанавливать и поддерживать оптимальный режим работы каждой скважины.

На ГРП при необходимости в закачиваемый газ можно вводить ингибиторы, например, ингибиторы коррозии, парафинообразования и т.п., различные ПАВ и другие реагенты, улучшающие процесс эксплуатации газлифтных скважин и предотвращающие возможные осложнения. В этом случае на ГРП устанавливают специальные дозировочные насосы, осуществляющие дозированную подачу необходимых ингибиторов или реагентов в газовую линию каждой газлифтной скважины.

Таким образом, газлифтная эксплуатация скважин требует разветвленной инфраструктуры газоснабжения и газораспределения, что сказывается на себестоимости добычи нефти этим способом.

В процессе разработки происходит изменение параметров пластовой системы, приводящее к изменению первоначального расчетного режима работы газлифтных скважин. Корректировка расчетного режима возможна на основе точного знания изменений в пластовой системе, которые могут быть установлены по результатам исследования скважины. Технология исследования газлифтных скважин базируется на измерении давления и объема закачиваемого газа.

20. Производительность штангового насоса и факторы, влияющие на производительность ШСНУ

ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА КОЭФФИЦИЕНТ ПОДАЧИ УСТАНОВКИ

1. Коэффициент наполнения скважинного насоса в - характеризует степень заполнения цилиндра насоса при такте всасывания жидкостью, поступающей из скважины. Так как продукция скважины в общем случае состоит из жидкой и газовой фаз, то при такте всасывания часть объема цилиндра насоса может заполняться газовой фазой, выделяющейся из жидкости, что снижает коэффициент наполнения насоса жидкостью (в < 1). Коэффициентом наполнения насоса называется отношение объема жидкости, поступившей в цилиндр насоса из скважины при такте всасывания, к объему, описанному плунжером

Мертвое пространство (объем между всас. и нагню клапанами, когда плунжер находится в НМТ) всегда оказывает отрицательное влияние на коэффициент наполнения (т.е. оно является вредным пространством) даже при откачке чистых жидкостей. Поэтому в реальных условиях невозможно получить коэффициент наполнения, равный 1.

2. Упругие деформации штанг и труб, приводящие к разности между длиной хода полированного штока и длиной хода плунжера, характеризуемые коэффициентом

Если при работе СШНУ определяющими являются статические нагрузки, то длина хода плунжера Sпл всегда меньше длины хода полированного штока S на величину упругих деформаций штанг и труб за насосный цикл л = S - Sпл

При определенных режимах работы СШНУ значительную роль начинают играть динамические, в частности, инерционные нагрузки от веса штанг в продукции и веса самой продукции. Инерционные нагрузки приводят к увеличению длины хода плунжера Sпл в сравнении с длиной хода полированного штока S, которая характеризуется величиной лi

3. Влияние утечек продукции скважины

· м/у плунж. и цил-ом

· в клапанах

· в муфтовых соед-ях НКТ

4. Коэффициент, учитывающий объемные свойства продукции скважины (нефть, нефть + вода). Под этим коэффициентом будем понимать отношение фактической подачи жидкости в поверхностных условиях Qфп к фактической подаче, приведенной к термобарическим условиям в скважине (в насосе) Qфс:

21. Нагрузки в штангах и трубах при работе установки. Динамометрические работы ШСНУ

	В общем случае на колонну штанг действуют следующие нагрузки (при ходе вверх): 1. От собственной силы тяжести штанг в смеси (жидкости) -- Gшт.см . 2. От силы тяжести смеси (жидкости) в колонне НКТ -- Gсм.т. 3. От давления на устье в колонне НКТ -- Gpy. 4. От трения колонны штанг о НКТ, плунжера в цилиндре, полир. штока в сальнике устьевого обор-ния, а также от гидродинамического трения продукции скважины в трубах -- Gтр (при ходе вверх), G'тр (при ходе вниз). Направление указанных сил совпадает с направлением ускорения свободного падения. Кроме этих сил, на колонну штанг (плунжер) действуют следующие силы с противоположным знаком: 5. От давления в затрубном пространстве скважины -- Gрз. 6. От силы тяжести жидкости (смеси) в затрубном пространстве -- Gсм.з. При динамическом режиме, кроме рассмотренных, существенными являются следующие силы: 1. Инерционные -- Gин. 2. Вибрационные -- Gвиб

При ходе вверх инерционная нагрузка максимальна в ВМТ, а направление ее действия противоположно направлению действия силы тяжести. Под действием этой нагрузки колонна штанг сжимается, что приводит к дополнительному пробегу

плунжера в цилиндре в сравнении с ходом полированного штока. При ходе вниз направление действия сил инерции штанг совпадает с направлением действия силы тяжести. Под действием этой нагрузки колонна штанг растягивается, что приводит к дополнит. пробегу плунжера в цилиндре в сравнении с ходом полир. штока.

Если какой-либо механической системе сообщить возмущение путем приложения к ней силы, то в системе возникнут колебательные процессы, являющиеся одним из видов динамических нагрузок. Если рассматривать длинную колонну штанг в качестве гибкой нити, конец которой намертво закреплен (у плунжера), то приложение к ней силы на одном конце вызывает колебательное движение, передающее приложенную силу другому концу колонны штанг. Это колебательное движение имеет вид продольной волны, скорость распространения которой равна скорости звука в материале штанг. Достигая другого конца штанг, продольная волна отражается и возвращается в исходную точку.

Если к колонне штанг приложен единственный импульс силы, то колебания со временем погаснут вследствие сопротивления колонны штанг распространению волны, связанного с трением. Если же импульсы силы, действующие на колонну штанг, периодически повторяются, то могут возникать следующие принципиальные случаи колебательного процесса:

1. Амплитуды колебаний складываются и результирующее усилие увеличивается -- синхронные колебания.

2. Амплитуды колебаний складываются и результирующее усилие снижается (при определенных условиях вплоть до нуля) -- асинхронные колебания.

В зависимости от угла сдвига фаз и амплитуды колебаний может быть бесчисленное множество комбинаций, возникающих в результате взаим-вия колебаний. Если колонна штанг подвержена колебаниям определенной частоты и амплитуды и на нее накладывается другое колебание той же частоты и амплитуды, что и первое, то при совпадении фаз

этих колебаний амплитуда результирующего колебания увеличится вдвое по сравнению с первоначальной, и это явление называется резонансом. Если сдвиг по фазе между первым и вторым колебаниями одинаковой частоты и амплитуды составляет 180°, то колебания взаимно гасятся. Совершенно очевидно, что асинхронные колебания являются желательными с целью снижения нагрузки на штанги.

Рассматривая условия работы колонны штанг, можно выделить два вида колебаний:

1. Естественные (собственные, свободные).

2. Вынужденные (возбуждаемые работой наземного оборудования)

	Эффект изгиба колонны НКТ при ходе штанг вверх будем называть эффектом Любинского. Указанное явление было изучено А. Любинским в 1950 г. при рассмотрении поведения бурильных труб в процессе роторного бурения. Избежать изгиба насосно-компрессорных труб можно использованием растягивающего якоря, устанавливаемого на нижнем конце колонны НКТ.

Измерение нагрузок осуществляется специальным прибором, называемым динамографом. Графическая зависимость нагрузки, действующей в каком-либо сечении штанг в течение насосного цикла (ход вверх -- ход вниз) в функции перемещения этого сечения, называется динамограммой.

Динамограф -- прибор, регистрирующий на специальном бланке изменение нагрузки за время насосного цикла. Существует много типов динамографов, но все они по принципу действия могут быть разделены на несколько классов: механические, гидромеханические, электрические, электронные и др.

В зависимости от места установки динамографа они разделяются на две группы:

1. Глубинные динамографы, устанавливаемые, как правило, в нижней части колонны штанг (над плунжером насоса). Они регистрируют нагрузки, действующие в течение насосного цикла на плунжер. Широкого применения в нефтепромысловой практике глубинные динамографы до настоящего времени не получили.

2. Поверхностные динамографы, устанавливаемые в месте соединения полированного штока с канатной подвеской станка-качалки (ТПШ) и получившие довольно широкое распространение.

22. Оборудование ШСНУ. Установление режима работы ШСНУ

	Наземное оборудование состоит из станка-качалки, привода, станции управления и устьевой арматуры. Подземное оборудование включает в себя колонну НКТ, колонну штанг, глубинный насос и, при необходимости, другие элементы (хвостовик, газовый или газопесочный якорь, якорь для фиксации колонны НКТ в обсадной колонне и т.п.).

ПРОЕКТИРОВАНИЕ ШСНУ

1. По ИД или ур-нию притока опред-ся Рзаб, соотв. отбору Q

2. Из точки Рзаб строится кривая распред-я давл-я (линия 1) по любой из методик

3. В процессе на каждом интервале определ-ся газосодержание и затем строится кривая распред-я расходного газосодерж-я (линия 2) и кривая распред-я приведенного газового фактора (линия 3)

4. сверху от Руст строится еще одна кривая распред-я давл-я для расхода ж-сти, соотв. дебиту скважины (линия 4)

23. Схема и принцип работы скважин с установками ЭЦН. Основные характеристики оборудования УЭЦН

	Наземная часть · трансформатор · станция управления · оборудование устья скважины Погружная часть · колонна НКТ · бронированный трехжильный эл. кабель · погружной агрегат 1. многоступенчатый ЦН 2. сливной клапан 3. обратный клапан 4. спец. фильтр на приеме (сетка) 5. под насосом - гидрозащита, ПЭД и компенсатор

ЭЦН конструктивно представляет собой совокупность ступеней небольшого диаметра, состоящих, в свою очередь, из рабочих колес и направляющих аппаратов, размещаемых в корпусе насоса. Верхняя часть сборки рабочих колес (вала насоса) имеет опорную пяту (подшипник скольжения), закрепляемую в корпусе насоса. Погружной центробежный насос выполняется в виде отдельных секций с большим числом ступеней в каждой секции (до 120), что позволяет собирать насос с необходимым напором.

Отечественная промышленность выпускает насосы обычного и износостойкого исполнения. По поперечному сечению должны соответств-ть номинальному диаметру обсадных колонн добывающих скважин:

Таблица

типоразмер насоса	5	5а	6
d насоса, мм	95	114	117
d ОК, мм	103	117	123

ЭЦН6-500-750 -- электрический центробежный насос для обсадных колонн диаметром 6", с оптимальной подачей 500 м3/сут при напоре 750 м

ПЭД - двигатель специальной конструкции и представляет собой асинхронный двухполюсный двигатель переменного тока с короткозамкнутым ротором. Двигатель заполнен маловязким маслом, которое выполняет функцию смазки подшипников ротора и отвода тепла к стенкам корпуса двигателя, омываемого потоком скважинной продукции. Длина и диаметр двигателя определяют его мощность. Скорость вращения вала ПЭД зависит от частоты тока; при частоте переменного тока 50 Гц синхронная скорость составляет 3000 об/мин. Погружные электродвигатели маркируются с указанием мощности (в кВт) и наружного диаметра корпуса (мм), например, ПЭД 65-117--погружной электродвигатель мощностью 65 кВт и наружным диаметром 117 мм. Необходимая мощность электродвигателя зависит от подачи и напора погружного центробежного насоса и может достигать сотен кВт.

Современные ПЭД комплектуются системами датчиков давления, температуры и других параметров, фиксируемых на глубине спуска агрегата, с передачей сигналов по электрическому кабелю на поверхность (станцию управления)

Узел гидрозащиты размещается между насосом и двигателем и предназначен для защиты электродвигателя от попадания в него откачиваемой продукции и смазки радиально-упорного подшипника насоса (при необходимости). Основной объем узла гидрозащи-ты, формируемый эластичным мешком, заполнен жидким маслом.

Через обратный клапан наружная поверхность мешка воспринимает давление продукции скважины на глубине спуска погружного агрегата. Таким образом, внутри эластичного мешка, заполненного жидким маслом, давление равно давлению погружения. Для создания избыточного давления внутри этого мешка на валу протектора имеется турбинка. Жидкое масло через систему каналов под избыточным давлением поступает во внутреннюю полость электродвигателя, что предотвращает попадание скважиннои продукции внутрь электродвигателя.

Компенсатор предназначен для компенсации объема масла внутри двигателя при изменении температурного режима электродвигателя (нагревание и охлаждение) и представляет собой эластичный мешок, заполненный жидким маслом и расположенный в корпусе. Корпус компенсатора имеет отверстия, сообщающие наружную поверхность мешка со скважиной. Внутренняя полость мешка связана с электродвигателем, а внешняя--со скважиной. При охлаждении масла объем его уменьшается, и скважинная жидкость через отверстия в корпусе компенсатора входит в зазор между наружной поверхностью мешка и внутренней стенкой корпуса компенсатора, создавая тем самым условия полного заполнения внутренней полости погружного электродвигателя маслом. При нагревании масла в электродвигателе объем его увеличивается, и масло перетекает во внутреннюю полость мешка компенсатора; при этом скважинная жидкость из зазора между наружной поверхностью мешка и внутренней поверхностью корпуса выдавливается через отверстия в скважину.

Обратный клапан размещается в головке насоса и предназначен для предотвращения слива жидкости через насос из колонны НКТ при остановках погружного агрегата. Остановки погружного агрегата происходят по многим причинам: отключение электроэнергии при аварии на силовой линии; отключение из-за срабатывания защиты ПЭД; отключение при периодической эксплуатации и т.п

Сливной клапан располагается горизонтально по отношению к вертикальной колонне НКТ. При необходимости подъема установки из скважины в колонну НКТ сбрасывается небольшой груз, который обламывает бронзовую трубку сливного клапана, и жидкость из НКТ при подъеме сливается в затрубное пространство.

Электрический кабель предназначен для подачи питающего напряжения на клеммы погружного электродвигателя. Кабель трехжильный, с резиновой или полиэтиленовой изоляцией жил и сверху покрыт металлической броней. Выпускаются кабели круглые и плоские Жилы медные, с различным сечением; например, КПБП 3x16: кабель с полиэтиленовой изоляцией, бронированный, плоский, трехжильный с площадью поперечного сечения каждой жилы 16 мм2.

Кабель крепится к колонне НКТ в двух местах: над муфтой и под муфтой. В настоящее время преимущественно применяются кабели с полиэтиленовой изоляцией.

Автотрансформатор предназначен для повышения напряжения, подаваемого на клеммы погружного электродвигателя. Сетевое напряжение составляет 380 В, а рабочее напряжение электродвигателей в зависимости от мощности изменяется от примерно 400 В до 2000 В. С помощью автотрансформатора напряжение промысловой сети 380 В повышается до рабочего напряжения каждого конкретного погружного электродвигателя с учетом потерь напряжения в подводящем кабеле.

Станция управления предназначена для управления работой и защиты УЭЦН и может работать в ручном и автоматическом режимах. Станция оснащена необходимыми контрольно-измерительными системами, автоматами, всевозможными реле.

Аварийные остановки:

· резкое падение сопротивления кабеля

· резкое падение давления на выкидной линии

· резкое увеличение содержания свободного газа в добываемой жидкости

Графические зависимости напора Н, КПД и потребляемой мощности N от подачи погружного центробежного насоса Q называются характеристиками насоса. Характеристики насоса снимаются при испытании на технической воде плотностью 1000 кг/м3 и вязкостью 1 мПа-с.

Для характеристик насоса, напор на режиме нулевой подачи Но является максимальным и практически малозависимым от свойств откачиваемой жидкости, т.е. Но = const. Мощность холостого хода Nxx расходуется на преодоление механического и гидравлического трения при вращении вала насоса с рабочими колесами в откачиваемой продукции (при Q = 0).

Зависимость напора от подачи Q--Н будем называть основной характеристикой насоса. По форме основной характеристики все погружные центробежные насосы можно разделить на три:

-- характеристика с максимальной точкой;

-- пологопадающая характеристика;

-- крутопадающая характеристика

Анализ многочисленных экспериментальных исследований различных центробежных насосов показал, что при увеличении вязкости жидкости снижаются напор и подача, потребляемая же насосом мощность увеличивается.

Влияние газосодержания:

1. Работа центробежных насосов на водовоздушных смесях характ-ся снижением внешних параметров: Q,H,N и ню.

2. Снижение параметров работы насоса зависит от величины газосодержания в откачиваемой жидкости, увеличение которого до определенного предела приводит к прекращению работы насоса вследствие срыва подачи.

3. При откачке газожидкостных смесей по мере роста газосодержания Г (отношение объема газа к объему жидкости) резко сокращается область работы насоса по подаче и напору.

24. Подбор оборудования и установление режима работы УЭЦН. Осложнения при работе УЭЦН

1. Выбор глубины спуска ЭЦН производится аналогично ШСН, но

· глубже чем ШСН

· содержание своб. газа для ЭЦН без газосепаратора д.б. <22-23% (желательно <15%). с газосепаратором - до 55%. иначе срыв подачи

· давление на приеме м.б. 40-50% от Рнас. (для ШСНУ 20-30%)

2. Выбор производится по паспортным характеристикам, но с учетом ухудшения характеристик при откачке скважинной продукции

3. Выбор режима откачки - согласование характеристики насоса и пласта

Рабочую точку (зону) определяем на пересечении Н скважины и Н насоса.

4. Выбор электрооборудования

· Выбор ПЭД исходя из NпэдЮ>=1.3Nпотреб

· Выбор кабеля

1. в зависим. от зазора м/у НКТ и ОК

2. в зависим. от Nпотреб двигателя

3. в зависим. от температуры тип изоляции

· выбор трансформатора с учетом падения напряжения в кабеле Uтранс=1,25Uпэд

25. Использование винтовых, струйных, гидропоршневых и диафрагменных насосов для эсплуатации скважин

Гидравлические поршневые насосные установки (ГПНУ) предназначены для эксплуатации высокодебитных глубоких скважин, продукция которых не содержит механических примесей. Погружной агрегат ГПНУ состоит из трех основных элементов: поршневого гидравлического двигателя, плунжерного (поршневого) насоса, соединенных

между собой жестким штоком, и золотникового управляющего устройства, привод которого осуществляется от соединительного жеского штока (золотниковое устройство гидравлического типа).

Оборудование ГПНУ состоит из наземной и погружной частей.

Наземная часть включает силовой и подпорный насосы, емкость и оборудование для подготовки силовой жидкости, систему трубопроводов и кранов, а также контрольно-измерительные приборы.

Погружной агрегат является сложной гидравлической машиной с очень высокой точностью изготовления пар трения: «поршень--цилиндр» гидродвигателя; «поршень (плунжер)--цилиндр» насоса и гидравлического золотникового устройства.

Предпочтительной является трехканальная схема, при которой силовая жидкость не смешивается с продукцией скважины, но она требует спуска в скважину трех колонн НКТ: по внутренней колонне к гидродвигателю подается силовая жидкость; отработанная силовая жидкость поднимается на устье по кольцевому зазору между первой (внутренней) колонной НКТ и второй. Продукция скважины поднимается по кольцевому зазору между второй и третьей (наружной) колоннами НКТ. Такая схема может быть реализована и при спуске двух колонн НКТ, но наружная колонна должна быть запакерована в скважине; подъем продукции скважины в этом случае осуществляется по затрубному пространству.

ГПНУ в сравнении с другими типами бесштанговых установок обладают следующими преимуществами:

-- возможность регулирования в достаточно широком диапазоне основных характеристик;

-- простота управления;

-- упрощение подземного ремонта, т.к. спуск и подъем погружного агрегата осуществляются собственным силовым насосом;

-- возможность эффективной эксплуатации наклонно-направленных скважин.

В то же время этим установкам присущи и существенные недостатки:

-- сложность и громоздкость наземного оборудования;

-- высокая металлоемкость;

-- для двухканальных схем необходима специальная подготовка силовой жидкости, в качестве которой используется часть продукции скважин;

-- невозможность откачки продукции с механическими примесями.

Многообразие и сложность как наземного, так и погружного оборудования, необходимость качественной подготовки силовой жидкости (сепарация от свободного газа, удаление из нее воды и очистка от механических примесей) не способствуют широкому промышленному использованию ГПНУ для эксплуатации скважин в России, большинство основных месторождений нефти которой находится в зоне суровых климатических условий.

26. Одновременно-раздельная эксплуатация нескольких пластов одной скважиной

Рациональным способом разработки многопластовых месторождений является одновременная раздельная эксплуатация нескольких пластов одной скважиной. Ствол скважины оборудуют таким образом, чтобы каждый пласт эксплуатировался в заданном для него технологическом режиме. Пласты между собой через скважину не сообщаются и их продукция направляется на поверхность раздельно.

Схемы ОРЭ пластов по назначению классифицируются на три группы: 1) ОРЭ пластов, 2) одновременно-раздельная закачка рабочей жидкости, 3) ОРЭ пласта и закачка рабочего агента.

Важным, а в некоторых случаях самостоятельным элементом оборудования с забойно-регулирующим устройством является дистанционно управляемый забойный штуцер. Для управления работой забойного штуцера используются как гидравлический, так и электрический каналы связи. Дистанционный забойный штуцер может регулировать расход жидкости как по верхнему эксплуатационному объекту, так и по нижнему. В первом случае его устанавливают выше пакера против фильтра верхнего пласта, во втором случае - ниже пакера.

27. Текущий ремонт скважин. Классификация видов работ ТРС

Одним из количественных показателей технико-экономической деятельности нефтегазодобывающего предприятия является коэффициент эксплуатации Кэ, характеризующий долю времени, в течение которой добывающая система выполняет свои функции Т, от всего календарного времени за анализируемый период Тк, например, год.

Межремонтный период работы скважины МРПс - отношение времени работы добывающей системы (скважины) к количеству ее ремонтов за анализируемый период, например, за год.

Время работы технической системы между двумя ремонтами любого из ее элементов называется наработкой на отказ -- То.

ТРС - комплекс работ по проверке и частичной/полной замене поземного оборудования, очистке стенок скв-н и забоев от различны отложений (песок, соль, парафин, продукты коррозии), а также по осуществлению в скважинах геолого-техн. и других мероприятий по восстановлению и повышению их производительности.

Подразделяется на два типа:

1. Планово-предупредительный ремонт - это ремонт запланированный заблаговременно

2. Восстановительный - ремонт, вызванный непредвиденным резким ухудшением установленного технологического режима или внезапной остановкой по различным причинам.

ВИДЫ ТРС:

-- ликвидация неисправностей в подземном оборудовании при любом способе эксплуатации;

-- замена подземного оборудования (штанг, глубинного насоса, труб при эксплуатации скважины СШНУ; погружного агрегата, кабеля, труб при эксплуатации скважины УЭЦН и т.д.);

-- замена всей технической системы при переходе с одного способа эксплуатации скважины на другой;

-- подъем подземного оборудования из добывающей скважины при переводе ее под нагнетание, например, воды или перед ее консервацией (ликвидацией);

-- СПО и ловильные работы, выполняемые при аварии подземного оборудования (обрыв или отворот штанг; обрыв скребковой проволоки или глубинных приборов в период исследования скважины; расхаживание заклинившего плунжера глубинного насоса и т.п.);

-- ревизия отдельных элементов или всей технической системы и проведение планово-предупредительного ремонта;

-- очистка подземного оборудования (труб, штанг, насосов) от отложений парафина и солей;

-- изменение глубины спуска глубинного насоса или погружного агрегата, а также другие аналогичные работы.

28. КРС. Классификация основных видов работ. Обследование ствола скважин

КРС - работы, связ. с восстановлением норм. функц-ния скважины и ПЗП, и с ликвидацией сложных аварий.

-- исправление нарушений в обсадной колонне;

-- ликвидация смятий обсадной колонны;

-- ликвидация прихватов трубы, пакеров и другого подземного оборудования;

-- ловильные работы, связанные с полетом погружного оборудования на забой скважины;

-- установка цементных мостов, а также временных колонн-летучек;

-- резка окон в обсадных колоннах и забуривание второго ствола;

-- разбуривание плотных пробок на забое скважины, а также цементных мостов;

--ограничение и изоляция водопритоков в добывающих скважинах;

-- выравнивание профиля приемистости в нагнетательных скважинах;

--ликвидация заколонных перетоков (восстановление герметичности заколонного пространства);

-- формирование в призабойной зоне непроницаемых экранов;

-- интенсификация притока жидкости и приемистости скважин (гидромеханические, физико-химические, термические и комбинированные методы);

-- переход с одного эксплуатационного объекта на другой;

-- операции по ликвидации скважины.

Группы КРС

1. Ремонтно-изоляционные работы

· Отключение отдельных обводненных интервалов пласта

· Отключение отдельных пластов

· Исправление негерметичности цементного кольца

· Наращивание цементного кольца за эксплуатационной, промежуточной колоннами, кондуктором

2. Устранение негерметичности эксплуатационной колонны

· Устранение негерметичности тампонированием

· Устранение негерметичности установкой пластыря

· Устранение негерметичности спуском дополнительной обсадной колонны меньшего диаметра

3. Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации или ремонта

· Извлечение оборудования из скважины после аварий, допущенных в процессе эксплуатации

· Ликвидация аварий с эксплуатационной колонной

· Очистка забоя ствола скважины от металлических предметов

· Прочие работы по ликвидации аварий, допущенных при эксплуатации скважин

· Ликвидация аварий, допущенных в процессе ремонта скважин

4. Переход на другие горизонты и приобщение пластов

· Переход на другие горизонты

· Приобщение пластов

5. Внедрение и ремонт установок типа ОРЭ, ОРЗ, пакеров-отсекателей

6. Комплекс подземных работ, связанных с бурением

· Зарезка новых стволов скважин

· Бурение цементного стакана

· Фрезерование башмака колонны с углублением ствола в горной породе

· Бурение и оборудование шурфов и артезианских скважин

7. ОПЗ

· Проведение кислотной обработки

· Проведение ГРП

· Проведение ГПП

· Виброобработка призабойной зоны

· Термообработка призабойной зоны

· Промывка призабойной зоны растворителям

· Промывка призабойной зоны растворителям ПАВ

· Обработка термогазохимическими методами (ТГХВ, ПГД и т.д.)

· Прочие виды обработки призабойной зоны

· Выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин

· Дополнительная перфорация и торпедирование ранее простреленных интервалов

8. Исследование скважин

· Исследование характера насыщенности и выработки продуктивных пластов, уточнение геологического разреза в скважинах

· Оценка технического состояния скважины (обследование скважины)

9. Перевод скважины на использование по другому назначению

· Освоение скважин под нагнетательные

· Перевод скважин под отбор технической воды

· Перевод скважин в наблюдательные, пьезометрические

· Перевод скважин под нагнетание теплоносителя или воздуха

10. Ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин

· Оснащение паро- и воздухонагнетательных скважин противопесочным оборудованием

· Промывка в паро- и воздухонагнетательных скважинах песчаных пробок

11. Консервация и расконсервация скважин

12. Прочие виды работ

Перед и после КРС проводится обследование и исследование скважин

Обследование - работы, связ. с определением глубины забоя, ур-ня ж-сти, состояния ОК и шаблонирование.

Исследование - работы, связ. с определением интенсивности притока и контроля тех. состояния ОК

29. Состояние ПЗП при эксплуатации скважин

К основным причинам выпадения и отложения солей в ПЗС относятся:

1. Химическая несовместимость, например, фильтрата бурового (глинистого) раствора с пластовой или связанной водой.

2. Изменение рН и химического состава пластовых вод при их смешении с другими водами (например, используемых при ППД заводнением) и с фильтратами может привести к снижению растворимости солей в системе и выпадению их в осадок.

Выпавшие в осадок в ПЗС соли служат источником кристаллизации солей из пересыщенных пластовых вод в процессе нормальной эксплуатации скважин

Обводнение добывающих скважин -- существеннейший фактор осложнения условий эксплуатации и бич всего процесса выработки запасов.

Анализ разработки нефтяных месторождений с подошвенной водой показывает, что образование конусов воды является нередко основной или единственной причиной обводнения скважин, эксплуатирующих литологически однородные пласты. При этом необходимо решать две важные задачи:

1. Определение рационального интервала вскрытия нефтенасыщенной части пласта.

2. Установление предельного безводного дебита скважины и соответствующей величины забойного давления.

	Длительные промысловые исследования в процессе разработки нефтяных месторождений Западной Сибири показали скачкообразный характер обводнения добывающих скважин. При этом появление и плавное увеличение обводненности продукции на начальном этапе сменяется быстрым и резким ростом обводненности, что свидетельствует о существенном расширении путей притока воды в добывающую скважину. Такая закономерность обводнения характерна для скважин, эксплуатирующих как литологически однородные, так и неоднородные пласты. После скачкообразного резкого роста обводненности продукции в таких скважинах может наступить период ее стабилизации.

30. Классификация и описание методов воздействия на ПЗП. Виды и технология проведения кислотных обработок скважин

+ микробиологические: активация пластовой микрофлоры и милассная технология

Кислотная обработка

1. Обработкой ПЗС в залежах с карбонатными коллекторами.

2. Обработкой ПЗС в залежах с терригенными коллекторами.

3. Растворением глинистых или цементных частиц, попавших в ПЗС в процессе бурения и цементирования скважины.

4. Растворением выпавших в призабойной зоне скважины солей.

Для обработки карбонатных коллекторов наибольшее распространение получила соляная кислота, а для обработки терригенных коллекторов - смесь соляной и плавиковой кислот (глиняная кислота).

Различают несколько видов солянокислотных обработок, среди которых:

-- Обычная СКО.

-- Кислотная ванна.

-- СКО под давлением.

-- Поинтервальная или ступенчатая СКО и др.

Основное назначение обычной СКО заключается в закачке кислоты в пласт (разветвленная система микротрещин и капиллярных каналов (пор) в ПЗС), по возможности, на значительное расстояние от стенки скважины с целью расширения размеров микротрещин и каналов, улучшения их сообщаемости между собой, что увеличивает проницаемость системы и дебит (приемистость) скважины. Глубина проникновения кислоты в пласт зависит от скорости реакции.

В зависимости от вещественного состава карбонатной породы скорость реакции возрастает от 1,5 до 8 раз при повышении температуры от 20 до 60"С. При этом изменение концентрации кислотного раствора от 5 до 15% НС1 не оказывает практического влияния на скорость реакции даже при температуре 60°С.

Для обработки ПЗС используются, как правило, кислотные растворы с концентрацией 8-15% в зависимости от вещественного состава пласта. При низких концентрациях раствора глубина его проникновения в пласт увеличивается, но при этом возрастают потребные объемы кислотного раствора, что в определенной степени осложняет процесс освоения скважины после СКО из-за большого количества продуктов реакции. Применение высококонцентрированных растворов НСl приводит к образованию насыщенных с повышенной вязкостью растворов CaCl2 и MgCl2, которые трудно извлекаются из пласта при освоении.

Раствор соляной кислоты должен обрабатываться специальными химическими реагентами.

1. Стабилизаторы -- водорастворимые вещества, стабилизирующие свойства кислотного раствора. С целью предотвращения выпадения или удаления солей А1 и Fe используют, как правило, уксусную кислоту (СН3СООН). Соли железа и алюминия образуют устойчивые соединения, удерживаемые в растворе. При этом снижается скорость реакции кислотного раствора. С целью предотвращения образования гелей кремниевой кислоты используют фтористо-водородную кислоту HF, которая полностью растворяет Si:

SiO2 + 6HF = H2SiF6 + 2Н2О .

2. Ингибиторы -- водорастворимые вещества, понижающие коррозионную активность НС1. В качестве ингибиторов используют:

-- формалин (до 1%) -- снижает коррозионную активность в 7-8 раз. Формалин представляет собой 40%-й раствор формальдегида (СН2О) в воде. Формалин не влияет на скорость реакции;

-- уникод ПБ-5 (0,05-0,1%) -- снижает коррозионную активность в 10-15 раз. Растворяется только в растворе НС1, не растворяется в воде;

-- реагент И-1-А (до 0,4%) в смеси с уротропином (до 0,8%) используется при высоких давлении Рпл и температуре twi. При температуре 87°С и давлении 38 МПа снижает коррозионную активность в 90 раз;

-- УФЭ8 -- ингибирующее действие выше, чем у формалина, но ниже, чем у уникола ПБ-5;

-- ДС (до 0,5%) -- снижает скорость коррозии до 3 раз (нефтяной продукт на основе серы или натрия).

3. Интенсификаторы -- вещества, обеспечивающие удаление продуктов реакции из призабойной зоны скважины (поверхностно-активные вещества -- ПАВ). ПАВ снижают межфазное натяжение, способствуют выносу воды и отмыву нефти с поверхности горной породы. В качестве интенсификаторов используются также спирты, сульфокислоты, МЛ-72, ОП-10, марвелан К(О), реагент 4411, тержитол, катапин-А и др.

Технология проведения обычной СКО заключается в последовательном выполнении следующих операций:

...