close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

7172.Эксплуатация нефтяных скважин.

код для вставкиСкачать
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ АВТОНОМНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ
УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
«СЕВЕРО-КАВКАЗСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
В. Ф. Сизов,
Л. Н. Коновалова
ЭКСПЛУАТАЦИЯ
НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН
УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ
(Курс лекций)
Направление подготовки 131000.62 – Разработка и эксплуатация
нефтяных и газовых месторождений
Профиль подготовки «Эксплуатация и обслуживание объектов
добычи нефти»
Бакалавриат
Ставрополь
2014
1
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
УДК 622.276.432+622.279.4(075.8)
ББК 33.36 я 73
С 34
Печатается по решению
редакционно-издательского совета
Северо-Кавказского федерального
университета
Сизов В. Ф., Коновалова Л. Н.
С 34 Эксплуатация нефтяных скважин: учебное пособие (курс
лекций). – Ставрополь: Изд-во СКФУ, 2014. – 135 с.
Целью написания лекций является рассмотрение основных
вопросов подготовки, освоения эксплуатационных и нагнетательных
скважин. Описываются способы эксплуатации, оборудование скважин,
установление технологических режимов работы, исследование
скважин. Виды подземного и капитального ремонтов скважин.
Пособие предназначено для студентов направления подготовки
131000.62 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых
месторождений.
УДК 622.276.432+622.279.4(075.8)
ББК 33.36 я 73
Рецензенты:
канд. техн. наук, доцент Л. М. Зиновьева,
канд. техн. наук, доцент П. Н. Ливинцев
© ФГАОУ ВПО «Северо-Кавказский
федеральный университет», 2014
2
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ПРЕДИСЛОВИЕ
Среди важнейших видов промышленной продукции одно из
главных мест занимают нефть, газ и продукты их переработки.
Достаточно сказать, что из всех видов энергетических ресурсов
(вода, уголь, горючие сланцы, атомная энергия и др.) около двух
третей потребностей обеспечивается за счет углеводородов. Невозможно представить сегодня современный транспорт и все многообразие двигательной техники без горюче-смазочных материалов, основой которых служат нефть и газ. Эти богатства земных недр добываются и потребляются в огромных количествах.
Природный газ и добываемый попутно с нефтью, являются сырьем для химической промышленности. Путем химической переработки газов получают и такие продукты, на изготовление которых
расходуется значительное количество пищевого сырья.
Компетенции обучающегося, формируемые в результате освоения дисциплины, подразделяются на общекультурные компетенции и профессиональные компетенции.
Общекультурные компетенции предусматривают:
– умение обобщать, анализировать, воспринимать информацию, ставить цели и выбирать пути ее достижения (ОК-1);
– стремиться к саморазвитию, повышению своей квалификации
и мастерства (ОК-9);
– осознавать социальную значимость своей будущей профессии, иметь высокую мотивацию к выполнению профессиональной
деятельности (ОК-11);
– критически осмысливать накопленный опыт, изменять при
необходимости профиль своей профессиональной деятельности
(ОК-12).
Профессиональные компетенции предусматривают:
– самостоятельно приобретать новые знания, используя современные образовательные и информационные технологии (ПК-1);
– применять процессный подход в практической деятельности,
сочетать теорию и практику (ПК-6);
– осуществлять и корректировать технологические процессы
при строительстве, ремонте и эксплуатации скважин личного
назначения и профиля ствола на суше и на море, транспорте и хранении углеводородного сырья (ПК-7);
3
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
– эксплуатировать и обслуживать технологическое оборудование, используемое при строительстве, ремонте, реконструкции и
восстановлении нефтяных и газовых скважин, добыче нефти и газа,
сборе и подготовке скважинной продукции, транспорте и хранении
углеводородного сырья (ПК-8).
В результате освоения дисциплины обучающийся должен:
ЗНАТЬ:
– технологию и технику различных способов добычи нефти и
газа;
– исследование скважин и проектирование технологического
режима их работы, оборудование нефтяных и газовых скважин;
– магистральный транспорт нефти и газа.
УМЕТЬ:
– выбирать способ скважинной добычи нефти и газа;
– проектировать технологический режим работы скважины;
– подбирать наземное и подземное оборудование;
– проводить исследования скважины и интерпретировать их результаты;
– выбирать способы подготовки нефти и газа к транспорту;
– владеть методами построения математических моделей типовых профессиональных задач;
– методами гидравлического расчета нефтегазопроводов.
4
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ЛЕКЦИИ
1. ПОДГОТОВКА СКВАЖИН К ЭКСПЛУАТАЦИИ
Подготовка скважины к эксплуатации – это комплекс работ,
которые проводят с момента вскрытия продуктивного пласта до вывода скважины в эксплуатацию. Комплекс включает вскрытие продуктивного пласта, спуск и цементирование обсадной эксплуатационной колонны, оборудование устья и забоя, перфорацию и освоение скважины. Выбор метода подготовки скважины к эксплуатации
определяется целым рядом геологических, технических, технологических и экономических факторов.
Вскрытие продуктивных пластов. При проведении этих работ
должны быть созданы благоприятные условия для притока нефти и
газа в скважину. Качественное их выполнение обеспечивает освоение скважины в кратчайший период, получение высокого текущего
дебита. Чем больше текущие дебиты скважин, тем меньше продолжительность разработки месторождения, а также меньше необходимое число скважин для достижения заданного срока разработки.
Для получения наибольшей нефтеотдачи необходимо обеспечить приток из всех пластов и пропластков эксплуатационного объекта, на который пробурена скважина.
Продуктивность скважины может быть значительно снижена,
а иногда вообще потеряна, если при вскрытии продуктивного пласта не учитывать физико-геологических условий пласта, пластового
давления, степени насыщения, степени дренирования. Различают
вскрытие продуктивных пластов бурением (первичное вскрытие) и
вскрытие перфорацией (вторичное вскрытие).
Методы вскрытия нефтяных и газовых пластов бурением могут
быть разными. Все они должны удовлетворять следующим основным требованиям:
– при вскрытии пластов, особенно с малым пластовым давлением, следует предупредить ухудшение фильтрационной способности призабойной зоны пласта;
– при вскрытии высоконапорных пластов (с пластовым давлением выше гидростатического давления) необходимо не допустить
возможности открытого (аварийного) фонтанирования скважины;
5
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
– должны быть созданы соответствующие и надежные конструкции стволов и забоев скважин.
При вскрытии пластов их фильтрационная способность ухудшается в результате:
– поглощения бурового раствора пластом по трещинам, кавернам и каналам;
– проникновения фильтрата бурового раствора в поровое пространство;
– проникновения твердых частиц бурового раствора в поровое
пространство.
Глубина проникновения в пласт твердых частиц бурового раствора может составлять до 40 мм, фильтрата – до 3 м и бурового
раствора – до нескольких метров. Твердые частицы свободно поступают в трещину, если раскрытие (ширина) ее достигает двух
диаметров частиц. При меньших раскрытиях трещин одна частица
может заклинивать другую в трещине. Предупредить или уменьшить эти отрицательные последствия можно подбором качественного бурового раствора. Он должен обладать малой водоотдачей,
плотностью, обеспечивающей допустимую репрессию давления (5–
15 % от пластового давления) и предупреждающей аварийное фонтанирование, высокой стабильностью (отсутствие расслоения на
твердую и жидкую фазы) и не вызывать набухания глин и образования эмульсий. Работы по вскрытию продуктивного пласта регламентируются соответствующими документами с целью обеспечения
максимально возможного сохранения его коллекторских свойств.
1.1. Оборудование скважины
По назначению выделяют скважины:
– добывающие – нефтяные и газовые, предназначенные для добычи нефти, газа и попутной воды;
– нагнетательные, служащие для нагнетания в пласт воды, пара, газа и различных растворов;
– специальные, используемые для выполнения специальных работ и исследований.
В настоящее время нефть добывают двумя основными способами: фонтанным и механизированным. При фонтанном способе
жидкость и газ поднимаются по стволу скважины от забоя на поверхность только под действием пластовой энергии, которой обла6
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
дает нефтяной пласт. Фонтанный способ наиболее экономичен и его
применяют на вновь открытых, энергетически не истощенных месторождениях. Если скважины не могут фонтанировать, то их переводят на один из механизированных способов добычи нефти: газлифтный или насосный с расходованием дополнительной, искусственно вводимой в скважину энергии. При газлифтном способе
добычи нефти в скважину для подъема нефти на поверхность закачивают с помощью компрессоров сжатый газ (углеводородный газ
или крайне редко воздух), т. е. подают энергию расширения сжатого газа. В насосных скважинах жидкость поднимают на поверхность
с помощью спускаемых в скважину насосов – скважинных штанговых или погружных электроцентробежных насосов.
В газовых скважинах газ поступает на поверхность под действием пластового давления.
Оборудованием скважины называют все те части ее конструкции, которые обеспечивают отбор продукции (закачку) в надлежащем режиме, проведение всех технологических операций в процессе эксплуатации и гарантируют от возникновения открытых фонтанов и загрязнения окружающей среды. Обычно различают наземное
и подземное оборудование. Наземное (устьевое) оборудование
включает арматуру, устанавливаемую на устье, подземное – оборудование ствола скважины.
В целом конструкция ствола скважины представлена в зависимости от геологических и технологических факторов несколькими
концентрически спущенными на различную глубину колоннами
обсадных труб: кондуктором, одной, двумя или тремя техническими и эксплуатационной колоннами. Эксплуатационная колонна
окончательно образует ствол скважины. Внутренний ее диаметр при
толщине стенки труб 6 – 14 мм изменяется от 96,3 до 168 мм, составляя в большинстве 114–168 мм.
Верхняя часть обсадных труб всех скважин заканчивается колонной головкой. Она предназначена для подвешивания и обвязки
обсадных колонн с целью герметизации всех межтрубных пространств, контроля и управления межтрубными проявлениями и
служит основанием для устьевого оборудования.
Широкое применение нашли колонные головки муфтового типа (ГКМ). Их основные узлы – корпус, навинченный на внешнюю
трубу, и специальная муфта с фланцем для подвешивания внутрен7
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ней трубы. Уплотнение межтрубного пространства достигается самоуплотняющейся резиновой манжетой и двумя медными кольцами
за счет прижатия муфты в корпусе фланцем через два полукольца.
В случае трех и более колонн обсадных труб используется две и
более таких секций ГКМ.
Более совершенна колонная головка клинового типа (ГКК).
Она состоит из корпуса, клиньев для подвешивания внутренней колонны труб, пакера, обеспечивающего герметичность межтрубного
пространства, катушки для установки фонтанной арматуры и промежуточного патрубка.
Для скважин, предназначенных для закачки горячей воды или
пара в пласт, разработаны колонные головки сальникового типа
(КГС). Они отличаются от головки ГКМ и ГКК наличием сальникового устройства, позволяющего эксплуатационной колонне перемещаться вверх или вниз при температурных деформациях.
В зависимости от назначения и способа эксплуатации скважины на колонную головку устанавливают соответствующее устьевое
оборудование. Фонтанные, газлифтные и газовые скважины оборудуют фонтанной арматурой, которая включает трубную головку,
елку, и оканчивается сверху буферным патрубком.
Насосно-компрессорные трубы. При всех способах эксплуатации скважин подъем жидкости и газа на поверхность происходит
обычно по насосно-компрессорным трубам (НКТ), которые спускают в скважины перед началом их эксплуатации. Эти трубы применительно к способам эксплуатации еще называют фонтанными,
компрессорными, насосными, подъемными или лифтовыми.
Трубы с высаженными наружу концами (равнопрочные) рассчитывают по пределу прочности с учетом собственной массы при
коэффициенте запаса, равном 1,5, а остальные (не равнопрочные) –
по страгивающей нагрузке.
Трубы всех типов исполнения А изготовляют длиной 10 м,
а исполнения Б – двух длин: от 5,5 до 8,5 м и от 8,5 до 10 м.
Гладкие трубы исполнения Б изготовляют до группы прочности Н включительно с термоупрочненными концами (ТУК).
На каждую трубу на расстоянии 0,4–0,6 м от ее конца наносят
ударным способом и накаткой маркировку: условный диаметр трубы в миллиметрах; номер трубы; группа прочности; толщина стенки в миллиметрах (для труб с условным диаметром 73 и 89 мм), то8
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
варный знак предприятия – изготовителя, месяц и год выпуска. Рядом с этой маркировкой наносят еще маркировку устойчивой светлой краской (кроме труб с условным диаметром 27–48 мм): условный диаметр трубы в миллиметрах; группа прочности (в том числе
с ТУК); толщина стенки в миллиметрах (для труб с условным диаметром 73 и 89 мм); длина трубы в сантиметрах; масса трубы в килограммах; тип трубы (кроме гладких труб); вид исполнения (для
труб исполнения Л); наименование или товарный знак предприятияизготовителя.
В основном применяют трубы условным диаметром (округленным наружным) 60 и 73 мм. Предельная глубина спуска НКТ в фонтанную скважину в зависимости от диаметра и группы прочности
составляет 1780–4250 м, а допускаемый минимальный зазор между
внутренней стенкой обсадной колонны и наружной стенкой муфты
НКТ – 12–15 мм.
Это значит, что максимальный диаметр НКТ не должен превышать при 146-миллиметровой эксплуатационной колонне 73 мм,
при 168-миллиметровой – 89 мм и при 194-миллиметровой – 114 мм
(взято по условным диаметрам обсадных труб и НКТ).
1.2. Конструкция оборудования забоев скважин
Конструкция крепления скважины определяется геологическими и техническими факторами с учетом ее длительной эксплуатации. Важным элементом конструкции скважины является конструкция призабойной части. Конструкция забоя скважины должна
обеспечивать:
– механическую устойчивость призабойной части пласта, доступ к забою скважин спускаемого оборудования, предотвращение
обрушения породы;
– эффективную гидродинамическую связь забоя скважины
с нефтенасыщенным пластом;
– возможность избирательного вскрытия нефтенасыщенных и
изоляцию водо- или газо-насыщенных пропластков, если из последних не намечается добыча продукции;
– возможность избирательного воздействия на различные пропластки или на отдельные части (по толщине) монолитного пласта;
– возможность дренирования всей нефтенасыщенной толщины
пласта.
9
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Геологические и технологические условия разработки месторождений различны, поэтому существует несколько типовых конструкций забоев скважин.
При открытом забое (рис. 1.1 а) башмак обсадной колонны цементируется до кровли пласта. Затем пласт вскрывается долотом
меньшего диаметра, причем ствол скважины против продуктивного
пласта оставляется открытым. Такая конструкция возможна при
достаточно устойчивых горных породах; при сравнительно однородном пласте, не переслаивающимся глинами; при наличии до
вскрытия пласта достаточно точных данных об отметках кровли и
подошвы продуктивного пласта; при относительно малой толщине
пласта, оставляемого без крепления, а также в том случае, если при
эксплуатации такой скважины не может возникнуть необходимость
избирательного воздействия на отдельные пропластки.
а
б
в
г
Рис. 1.1. Способ вскрытия пласта:
а – открытый забой; б – забой, перекрытый хвостовиком колонны,
перфорированным перед ее спуском; в – забой с фильтром;
г – перфорированный забой
Существенным достоинством открытого забоя является его
гидродинамическая эффективность. Скважина с открытым забоем
принимается за эталон, и ее коэффициент гидродинамического совершенства принимается равным единице. Вместе с тем, невозможность избирательного вскрытия нужных пропластков и избиратель10
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ного воздействия на них вместе с постоянной угрозой обвалов
в призабойной зоне при создании больших депрессий сильно ограничивают возможности использования открытого забоя. Поэтому
менее 5 % всего фонда скважин имеют открытый забой.
2. Если забой скважины оборудован фильтром, то возможны
два варианта конструкции. Первый вариант (рис. 1.1 б): скважина
бурится сразу до подошвы пласта, крепится обсадной колонной
с заранее насверленными отверстиями в нижней части, приходящимися против продуктивной толщи пласта, затем выше кровли пласта колонна цементируется по способу манжетной заливки. Пространство между перфорированной частью колонны и вскрытой
поверхностью пласта остается открытым.
Условия применения такой конструкции по существу одинаковы с условиями для применения открытого забоя. Однако в этом
случае более надежно крепление забоя и гарантируется сохранение
полного диаметра колонны до самого забоя даже в случаях частичного обрушения пород в призабойной части.
Второй вариант (рис. 1.1 в): башмак обсадной колонны спускается до кровли пласта и цементируется. В открытой части пласта
находится фильтр с мелкими круглыми или щелевидными отверстиями. Кольцевое пространство между верхней частью фильтра и
низом обсадной колонны герметизируется специальным сальником
или пакером. Основное назначение фильтров – предотвращение поступления песка в скважину. Одно время широкое применение
нашли фильтры с продольными щелевыми отверстиями длиной 50–
80 мм и шириной 0,8–1,5 мм.
Кроме того, применялись так называемые «кольцевые» фильтры, в которых щели создавались между торцами металлических
колец, одеваемых на перфорированную трубу. Между торцами колец в нескольких точках по периметру устанавливались прокладки
из калиброванной металлической ленты, определявшие ширину
кольцевых щелей. В ряде случаев использовались гравийные фильтры, представляющие собой две перфорированные мелкими отверстиями концентрично расположенные трубы. В кольцевое пространство между трубами утрамбовывался отсортированный гравий
диаметром 4–6 мм, который и являлся основным фильтрующим
элементом, задерживающим пластовый песок. Известны также металлокерамические фильтры, изготовляемые путем спекания под
11
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
давлением керамической дроби. Кольца из такого материала одеваются на перфорированную трубу и на ней закрепляются. Металлокерамические фильтры обладают малым гидравлическим сопротивлением и задерживают самые мелкие фракции песка. Кроме того,
известны другие конструкции фильтров, которые не нашли распространения.
Конструкция забоя с фильтром применяется редко и только как
средство борьбы с образованием песчаных пробок в скважинах,
вскрывающих несцементированные нефтенасыщенные песчаные
пласты, склонные к пескопроявлению.
3. Скважины с перфорированным забоем (рис. 1.1 г) нашли самое широкое распространение (более 90 % фонда). В этом случае
пробуривается ствол скважины до проектной отметки. Перед спуском обсадной колонны ствол скважины и особенно его нижняя
часть, проходящая через продуктивные пласты, исследуется геофизическими средствами. Результаты таких исследований позволяют
четко установить нефте-, водо- и газо-насыщенные интервалы и
наметить объекты эксплуатации. После этого в скважину опускается обсадная колонна, которая цементируется от забоя до нужной
отметки, а затем перфорируется в намеченных интервалах. Скважина с перфорированным забоем имеет следующие преимущества:
– упрощение технологии проводки скважины и выполнения
комплексных геофизических исследований геологического разреза;
– надежная изоляция различных пропластков, не вскрытых
перфорацией;
– возможность вскрытия пропущенных или временно
законсервированных нефтенасыщенных интервалов;
– возможность поинтервального воздействия на призабойную
зону пласта (различные обработки, гидроразрыв, раздельная закачка
или отбор и др.);
– устойчивость забоя скважины и сохранение ее проходного
сечения в процессе длительной эксплуатации.
Перфорированный забой при вскрытии пласта, склонного
к пескопроявлению, не обеспечивает надежную защиту скважины
от поступления песка и образования песчаных пробок на забое.
Поэтому при вскрытии рыхлых коллекторов для защиты от песка
против перфорированного интервала размещают дополнительный
12
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
фильтр для задержки песка. Однако в этом случае фильтрационное
сопротивление потоку пластовой жидкости резко возрастает.
Кроме того, перфорированный забой вызывает сгущение линий
тока у перфорационных отверстий, что приводит к увеличению
фильтрационного сопротивления по сравнению с открытым забоем.
Контрольные вопросы
1. Вскрытие продуктивных пластов.
2. Требования к вскрытию продуктивных пластов.
3. Причины, ухудшающие фильтрационную способность призабойной зоны.
4. Разделение скважин по назначению.
5. Основные способы добычи нефти.
6. Оборудование скважин.
7. Насосно-компрессорные трубы.
8. Конструкция оборудования забоев скважин.
13
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
2. МЕТОДЫ ОСВОЕНИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН
Освоение скважины – комплекс мероприятий по вызову притока из пласта. После бурения скважины, проводится вскрытие пласта
путем перфорации обсадной колонны. Этот процесс иногда называют вторичным вскрытием пласта, в связи с тем, что призабойная
зона и особенно поверхность вскрытого пласта бывают, загрязнены
тонкой глинистой коркой.
Цель освоения – пуск в эксплуатацию скважины, получение
продукции соответствующей ее потенциальным возможностям.
Операции по вызову притока сводятся к созданию на забое давления ниже пластового, т. е. создается депрессия на пласт (разность
пластового и забойного давлений). Величина депрессии зависит от
состояния пласта. В устойчивых коллекторах эта депрессия может
быть достаточно большой и достигаться быстро, в рыхлых коллекторах, наоборот, небольшой и плавной.
Различают методы освоения пластов с высоким начальным
давлением, когда планируется фонтанный способ эксплуатации, и с
малым давлением (на разработанных площадях), когда угрозы открытого фонтанирования нет. Можно выделить несколько основных способов вызова притока: замена скважинной жидкости на более легкую, компрессорный метод, прокачка газожидкостной смеси,
поршневание, тартание, откачка глубинными насосами.
Перед освоением скважины с возможным фонтанированием на
устье устанавливается арматура или ее часть в соответствии с применяемым методом и предлагаемым способом эксплуатации скважины. В любом случае на фланце обсадной колонны должна быть
установлена задвижка высокого давления для перекрытия при
необходимости ствола скважины.
Замена жидкости в скважине. Замена жидкости осуществляется в основном при ожидании возможного фонтанирования при
спущенных в скважину НКТ и герметизированном устье, что
предотвращает выбросы и фонтанные проявления. Выходящая из
бурения скважина обычно заполнена глинистым раствором. Производя промывку скважины водой или дегазированной нефтью, получаем уменьшение забойного давления на величину:
14
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DР = ( r1 - r 2 ) × Lg × cos b ,
(2.1)
где ρ1 – плотность глинистого раствора; ρ2 – плотность
промывочной жидкости; L – глубина спущенных НКТ; β – средний
угол кривизны скважины.
Таким способом осваиваются скважины с пластовым давлением близким к гидростатическому Pпл > ρ2ּgּLּcos β и при наличии
коллекторов, хорошо подающихся освоению. Как видно из формулы (2.1), при смене глинистого раствора (ρ1 = 1200 кг/м3) на нефть
(ρ2 = 900 кг/м3) максимальное снижение давления составит всего
лишь 25 % от давления, создаваемого столбом глинистого раствора.
Этим по существу и ограничиваются возможности метода. Замена
жидкости в скважине проводится с помощью цементировочных агрегатов, а иногда и буровых насосов.
Компрессорный способ освоения. Этот способ нашел наиболее
широкое распространение при освоении фонтанных, полу фонтанных
и частично механизированных скважин. В скважину спускается колонна НКТ, а устье оборудуется фонтанной арматурой. К затрубному
пространству присоединяется нагнетательный трубопровод от передвижного компрессора. При нагнетании газа жидкость в межтрубном
пространстве оттесняется до башмака НКТ или до пускового отверстия в НКТ, сделанного заранее на соответствующей глубине. Газ, попадая в НКТ, газирует жидкость в них. В результате давление на забое
сильно снижается. Регулируя расход газа (воздуха), можно изменять
плотность газожидкостной смеси в трубах, и следовательно, давление
на забое Pз. При Pз < Pпл начинается приток, и скважина переходит на
фонтанный или газлифтный режим работы. Этот способ наиболее безопасен и позволяет быстро получить значительные депрессии на пласт,
что особенно важно для эффективной очистки призабойной зоны
скважины. Однако применение компрессорного способа освоения
ограничено в скважинах, пробуренных в рыхлых и неустойчивых коллекторах, а увеличение глубины также ограничивает использование
компрессорного способа.
Для более полного использования пластовой энергии, выноса
жидкости с забоя и возможных промывок скважин башмак НКТ
опускают до верхних перфорационных отверстий. Чтобы оттеснить
уровень жидкости до башмака НКТ, особенно при больших глубинах, нужны компрессоры, развивающие давление в несколько де15
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
сятков МПа. Это осложняет освоение. Поэтому в колонне труб на
заранее определенной глубине делают так называемое «пусковое»
отверстие (пусковые муфты или пусковой клапан). Опускающийся
в межтрубном пространстве уровень жидкости обнажает это отверстие, нагнетаемый газ поступает через него в НКТ и газирует столб
жидкости выше отверстия. Если давление внутри НКТ на уровне
отверстия после газирования обозначить Р1, то забойное давление Р с
будет равно:
(2.2)
Р с = Р1 + ( H - L ) × ρ1 × g × cos β ,
где Н – глубина забоя (до верхних перфораций); L – глубина
пускового отверстия; ρ1 – плотность скважинной жидкости; β –
средний угол кривизны скважины.
Забойное давление до нагнетания газа равно:
Р до = H × r1 × g × cos b,
(2.3)
Вычитая из (2.3) (2.2), найдем депрессию на пласт:
DРс = L × r1 × g × cos b - Р1 ,
(2.4)
Чем больше давление, развиваемое компрессором, тем на
большей глубине L может быть предусмотрено пусковое отверстие
или башмак НКТ, а следовательно, больше ΔР при прочих равных
условиях.
Освоение скважин закачкой газированной жидкости. Освоение скважин путем закачки газированной жидкости заключается
в том, что в затрубное пространство закачивается смесь газа с жидкостью (обычно вода или нефть). Плотность такой газожидкостной
смеси зависит от соотношения расходов закачиваемых газа и жидкости. Это позволяет регулировать параметры процесса освоения.
Поскольку плотность газожидкостной смеси больше плотности чистого газа, то это позволяет осваивать более глубокие скважины
компрессорами, создающими меньшее давление.
Для такого освоения к скважине подвозится передвижной компрессор, насосный агрегат, создающий, по меньшей мере, такое же
давление, как и компрессор, емкости для жидкости и смеситель для
диспергирования газа в нагнетаемой жидкости. При нагнетании газожидкостная смесь движется сверху вниз при непрерывно изменяющихся давлении и температуре. При закачке газожидкостной сме16
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
си (ГЖС) на пузырьки воздуха действует выталкивающая сила, под
действием которой они всплывают в потоке жидкости. Скорость
всплытия зависит от размеров газовых пузырьков, вязкости жидкости и разности плотностей: чем мельче пузырьки, тем меньше скорость их всплытия. Обычно эта скорость относительно жидкости
составляет 0,3–0,5 м/с. Поэтому скорость движения жидкости вниз
должна быть больше скорости всплытия пузырьков газа. Иначе, газ
не достигнет башмака НКТ, и давление на забое не снизится. Для
создания достаточно больших скоростей жидкости необходимы
большие расходы. Поэтому при закачке ГЖС предпочтительно это
делать не через кольцевое пространство, а через НКТ, так как малое
их сечение позволяет получить достаточно большие нисходящие
скорости при умеренных объемных расходах жидкости. Считается,
что для успешного осуществления процесса достаточно иметь нисходящую скорость жидкости порядка 0,8–1 м/с.
При освоении скважины газированной жидкостью к устью присоединяется через смеситель линия от насосного агрегата, ко второму отводу смесителя – выкидная линия компрессора. Сначала
запускается насос и устанавливается циркуляция. Скважинная жидкость (глинистый раствор) сбрасывается в земляной амбар или другую емкость. При появлении на устье нагнетаемой чистой жидкости
(вода, нефть) запускается компрессор, и сжатый газ подается в смеситель для образования тонкодисперсной ГЖС. По мере замещения
жидкости газожидкостной смесью давление нагнетания увеличивается и достигает максимума, когда ГЖС подойдет к башмаку НКТ.
При попадании ГЖС в НКТ давление нагнетания снижается. Тартание – это извлечение из скважины жидкости желонкой, спускаемой
на канате с помощью лебедки. Желонка изготавливается из трубы
длиной 8 м, имеющей в нижней части клапан со штоком, открывающимся при упоре на шток. В верхней части желонки предусматривается устройство для прикрепления каната. Диаметр желонки
обычно не превышает 0,7 диаметра обсадной колонны. За один
спуск желонка выносит жидкость объемом, не более 0,06 м3.
Поршневание. При поршневании (свабировании) поршень или
сваб спускается на канате в НКТ. Поршень представляет собой трубу малого диаметра (25–37,5 мм) с клапаном, открывающимся
вверх. На наружной поверхности трубы (в стыках) укреплены эластичные резиновые манжеты (3–4 шт.), армированные проволочной
17
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
сеткой. При спуске поршня под уровень клапан открывается и жидкость перетекает в пространство над поршнем. При подъеме клапан
закрывается, а манжеты, распираемые давлением столба жидкости
над ними, прижимаются к стенкам НКТ и уплотняются. За один
подъем поршень выносит столб жидкости, равный глубине его погружения под уровень жидкости. Глубина погружения обычно не
превышает 75–150 м. Устье при поршневании также остается открытым, что связано с опасностями неожиданного выброса и загрязнением устья скважины.
Освоение скважинными насосами. На истощенных месторождениях с низким пластовым давлением, скважины могут быть
освоены откачкой из них жидкости скважинными насосами (ШСН
или ЭЦН), спускаемыми на проектную глубину в соответствии
с предполагаемыми дебитом и динамическим уровнем. При откачке
из скважины жидкости насосами динамический уровень снижается,
забойное давление уменьшается, становится ниже пластового и
устанавливается приток из пласта. Перед спуском насоса скважина
промывается до забоя водой или лучше нефтью.
В заключение необходимо отметить, что в различных нефтяных районах применяются и другие практические приемы освоения
скважин в соответствии с особенностями того или иного месторождения.
При совместном транспорте нефти и газа при освоении очередной скважины применяется способ «раскачивания» скважины – подача из нефтегазосборного коллектора под давлением нефтегазовой
смеси в НКТ, а затем в затрубное пространство. Эта операция выполняется несколько раз до начала работы скважины.
Контрольные вопросы
1. Освоение скважин.
2. Методы освоения скважин.
18
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
3. ОСВОЕНИЕ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН
Цель освоения нагнетательной скважины – получение возможно большего коэффициента поглощения или приемистости, который определяется как отношение изменения количества нагнетаемой воды к соответствующему изменению давления нагнетания:
Кп =
Q1 - Q2
Р1 - Р2
,
(3.1)
Большие значения Кп дают возможность вести закачку в пласт
расчетных количеств воды при относительно низких давлениях
нагнетания. Это приводит к сокращению энергетических затрат на
поддержание пластового давления и к некоторому сокращению
необходимого числа нагнетательных скважин.
Нагнетательные скважины бурятся в водонасыщенной (законтурные) или в нефтенасыщенной (внутриконтурные) зонах пласта.
Методы их освоения различны. Если первые осваиваются сразу
под нагнетание воды, то вторые обычно предварительно эксплуатируются как нефтяные и в то же время для понижения пластового
давления в зоне скважины. Максимально возможный отбор нефти
из скважин нагнетательного ряда производится до тех пор, пока
в их продукции появится пресная вода, нагнетаемая в соседние водяные скважины. Такой порядок освоения позволяет сформировать
в нефтенасыщенной части пласта линейный фронт нагнетаемой воды, вытесняющий нефть к эксплуатационным рядам скважин.
По степени трудности освоения нагнетательные скважины
можно условно разделить на три группы.
1. Скважины, пробуренные в монолитные сравнительно однородные песчаники с хорошей проницаемостью 0,5–0,7 мкм2 с толщиной
пласта более 10 м. После тщательной промывки допустимое количество взвешенных частиц (КВЧ) порядка 3–5 мг/л. Затем проводят интенсивное поршневание для создания чистых дренажных каналов
в призабойной части пласта. Такие скважины обычно имеют высокие
удельные коэффициенты приемистости и работают с высокими устойчивыми расходами, превышающими 700–1000 м3/сут.
2. Скважины, вскрывающие пласты с глинистыми прослоями,
песчаники которых имеют пониженную проницаемость. Общая
толщина песчаных прослоев обычно составляет от 6 до 12 м. Сред19
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ний удельный коэффициент приемистости таких скважин примерно
в 2 раза меньше, чем у скважин первой группы. Скважины второй
группы, трудно осваиваемые, и требуют специальных методов
освоения или целого комплекса таких методов. Характеризуются
затуханием поглотительной способности и периодическими остановками для мероприятий по восстановлению приемистости.
3. Скважины, вскрывающие пласты с глинистыми прослоями,
чередующимися с проницаемыми песчаниками с малой суммарной
толщиной и низкой проницаемостью. Освоение таких скважин под
нагнетание затягивается на несколько месяцев и требует применения самых эффективных методов воздействия на их призабойную
зону, как, например, поинтервального гидроразрыва пласта, кислотных обработок и очень больших давлений нагнетания, соизмеримых с горным. Приемистость скважин третьей группы быстро
затухает и через 2–3 месяца в них снова проводятся работы по ее
восстановлению. Для таких скважин особенно жесткими становятся
требования к закачиваемой воде, которая не должна содержать
взвесь и гидроокись железа.
При освоении нагнетательных скважин используют следующие
технические приемы.
1. Интенсивные промывки прямые и обратные с расходом
1200–1500 м3/сут до минимально возможного и стабильного содержания КВЧ в восходящем потоке. Их продолжительность обычно
1–3 суток. Воду для промывки берут из нагнетательного водовода
или закачивают насосным агрегатом по закольцованной схеме
с обязательным предварительным отстоем воды в специальных емкостях. При этом тщательно контролируются выходящая и нагнетаемая воды на содержание КВЧ. Вообще скважины промывают после всех операций, проводимых для увеличения их поглотительной
способности.
2. Интенсивный дренаж скважины для очистки призабойной
зоны. Дренаж осуществляется различными методами:
а) поршневанием при максимально возможной глубине спуска
поршня, при этом необходимо устанавливать пакер, изолирующий
кольцевое пространство. В этом случае удается получить большие
депрессии на пласт (до 12 МПа);
б) компрессорным способом. Жидкость из скважины отбирается с помощью передвижного компрессора при условии, что он поз20
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
воляет продавить жидкость до башмака НКТ. Трубы в этом случае
должны быть спущены до верхних дыр фильтра. Сверление в НКТ
пускового отверстия для снижения необходимого давления компрессора в данном случае нежелательно, так как при последующем
нагнетании воды через это отверстие давление будет передаваться
в затрубное пространство. Использование пускового отверстия возможно только лишь в период интенсивного дренирования. Дренирование производится до стабилизации КВЧ при постоянном контроле за его содержанием;
в) насосным способом (ЭЦН) до стабилизации КВЧ;
г) самоизливом при интенсивном водопритоке, т. е. сбросом
воды из скважины в канализацию. Такая операция более эффективна при многократных кратковременных изливах, когда скважина
периодически в течение 6–15 мин работает на излив с максимальной производительностью. Такую операцию повторяют до стабилизации КВЧ. К такому способу целесообразно прибегать в тех случаях, когда дебит скважины превышает несколько десятков кубометров воды в сутки. Кратковременными изливами удается в 4–6 раз
сократить расход воды по сравнению с непрерывным самоизливом
для достижения минимального содержания КВЧ.
3. Солянокислотные обработки призабойных зон скважин,
вскрывших карбонатные пласты или пласты, содержащие карбонатный цементирующий материал, а также для растворения окалины. Для этого в пласт закачивают 0,8–1,5 м3 на 1 м толщины пласта
10–15 % раствора ингибированной соляной кислоты и оставляют
скважину на сутки. Затем после дренирования и промывки скважину переводят под нагнетание.
4. Гидравлический разрыв пласта (ГРП). Скважины третьей
группы обычно удается освоить только после ГРП и ряда последующих операций (дренаж, промывка). Однако в горизонтах, представленных чередованием глин и песчаников, ГРП неэффективен,
так как трещины образуются в одном наиболее проницаемом прослое. Лучшие результаты получаются при поинтервальном ГРП,
т. е. гидроразрыве каждого прослоя. При этом необходимо применение двух пакеров, спускаемых на НКТ и устанавливаемых выше и
ниже намечаемого для обработки интервала.
5. Промывка НКТ и водоводов водо-песчаной смесью. Часто
малоэффективность освоения нагнетательных скважин или малые
21
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
приемистости являются результатом быстрого загрязнения поверхности пласта окалиной и твердыми частицами, приносимыми водой
из водоводов.
Для их очистки водоводы и скважины промывают водопесчаной смесью (50 кг песка на 1 м3 воды) с помощью цементировочных агрегатов. При таких промывках из скважины или водовода
выходит густая, черная водо-песчаная смесь с ржавчиной, но через
20–30 мин, в зависимости от интенсивности прокачки, вода светлеет, и содержание в ней КВЧ и железа уменьшается до следов. После
таких промывок уменьшаются почти наполовину потери на трение
в водоводах.
6. Нагнетание в скважину воды в течение нескольких часов под
высоким давлением, превышающим нормальное давление нагнетания, в тех случаях, если коллектор имеет некоторую естественную
трещиноватость. Для этого к скважине подключают три–четыре
насосных агрегата и создают дополнительное давление, при котором естественные трещины в пласте расширяются, и поглотительная способность скважины резко возрастает. Такая операция представляет собой упрощенный вариант ГРП, после которого в пласте
происходит необратимый процесс раскрытия трещин, через которые глубоко в пласт прогоняются взвесь и глинистые осадки.
7. Предварительная обработка горячей водой или нефтью
нефтяных скважин, предназначенных под нагнетание, для удаления
парафиновых и смолистых накоплений в призабойных зонах. Подогрев осуществляют от паровых передвижных установок, смонтированных на автомобильном ходу (ППУ).
Расход нагнетаемой воды [1] обычно увеличивается быстрее,
чем растет давление нагнетания. Другими словами, коэффициент
поглотительной способности увеличивается с ростом давления
нагнетания. Глубинные исследования расходомерами показали, что
при этом возрастает и интервал поглощения, а следовательно, и
охват пласта процессом вытеснения по толщине в результате увеличения раскрытости естественных трещин и присоединения дополнительных прослоев пласта к процессу поглощения жидкости.
Для расширения интервала поглощения иногда закачивают
в скважину 2–5 м3 известковой суспензии концентрации 15 кг СаО
на 1 м3 воды с последующим добавлением сульфит-спиртовой барды (ССБ) вязкостью примерно 500 мПа∙с для уплотнения поглоща22
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ющего прослоя. При последующем увеличении давления нагнетания таким приемом удается расширить интервал поглощения и выровнять или расширить профиль приемистости. При получении отрицательных результатов закачанная известковая суспензия растворяется слабым раствором соляной кислоты и последующей промывкой скважины.
3.1. Техника безопасности при освоении скважин
Техника безопасности – это совокупность приемов по предупреждению несчастных случаев, отравлений и профессиональных
заболеваний. Она неразрывно связана с технологией процессов и
оборудованием.
До ввода в эксплуатацию законченной бурением скважины демонтируют буровое оборудование, проводят планировку территории
возле скважин (расчистку, выравнивание, размещение объектов).
Освоение скважин должно проводиться по плану, утвержденному
главным инженером предприятия и главным геологом, с указанием
в плане персонально ответственного инженерно-технического работника. Бригады рабочих должны быть обучены и проинструктированы
безопасному ведению работ, в том числе на случай открытого нефтегазовыброса.
Обсадные трубы нефтяных и газовых скважин обвязывают колонной головкой. Колонную головку опрессовывают на пробное
давление до установки ее на устье и затем, после монтажа, испытывают на давление, не превышающее давление опрессовки колонны,
принимаемое по установленной норме. Эти работы оформляются
актами. Колонная головка должна иметь конструкцию, обеспечивающую проведение постоянного контроля за скоплением газа
в межколонном пространстве. В основном межколонные газопроявления обусловлены не герметичностью резьбовых соединений
обсадных труб. Для предупреждения их применяют уплотнительную резьбовую смазку, ингибитор коррозии, а также проводят другие мероприятия.
Разведочные, фонтанные, газлифтные и газовые скважины следует осваивать только после оборудования устья фонтанной арматурой,
схема сборки которой должна быть утверждена руководством предприятия. Рабочее давление арматуры должно соответствовать максимальному давлению, ожидаемому на устье при эксплуатации скважи23
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ны. Арматура предварительно должна быть опрессована в собранном
виде на пробное давление, предусмотренное паспортом, а после монтажа на устье – на давление, допустимое для опрессовки эксплуатационной колонны. Результаты опрессовки оформляются актом. При
сборке нужно следить за правильным размещением прокладок (или
колец), надежно закрепить все шпильки, проверить открытие и закрытие всех задвижек (или кранов).
До начала работ по освоению у фонтанной арматуры устанавливают стационарную или передвижную площадку с лестницей и
перилами.
Обвязка устья скважины, ее коммуникации (емкости, амбары и
пр.) должны быть подготовлены к приему продукции скважины до
перфорации эксплуатационной колонны. Под выкидными линиями,
расположенными на высоте, должны быть надежно укрепленные
опоры, предотвращающие падение линии при ремонте и вибрацию
от ударов струи. Если ожидается бурное нефтегазопроявление, то
фонтанную арматуру следует укреплять анкерными болтами и оттяжками, что предупреждает опасность ее раскачивания. Болты
необходимо пропускать через хомуты, устанавливаемые на технической колонне или кондукторе и буфере арматуры.
Перед перфорацией на крестовик фонтанной арматуры или на
фланец колонны следует устанавливать противовыбросовую задвижку, которую до этого тщательно проверяют и опрессовывают
на давление, равное пробному давлению фонтанной арматуры. После установки задвижку и крестовик вновь опрессовывают на давление, не превышающее допустимое для данной эксплуатационной
колонны. Результат испытания оформляют актом. Противовыбросовая задвижка должна иметь указатели: «Открыто», «Закрыто»,
а ее штурвал выводят в сторону от выкидных линий на расстояние
не менее 10 м от скважины и ограждают щитом и навесом.
При необходимости глушения скважины в процессе ее освоения должен быть приготовлен свежий утяжеленный раствор в количестве не менее двух объемов скважины. Раствор в процессе освоения должен периодически перемешиваться. Спускать и поднимать
трубы разрешается только при наличии на мостках задвижки с переводной катушкой и патрубком, рассчитанными на максимальное
давление, ожидаемое на устье скважины. Трубы укладывают на
стеллажи с предохранительными стойками.
24
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Освоение рекомендуется проводить в дневное время. При освоении скважин в ночное время рабочие места должны быть освещены в соответствии с установленными нормами. Светильники, расположенные у устья скважины, должны быть во взрывозащищенном исполнении.
В случае нефтегазопроявления в скважине, а также аварийного
отключения световой линии в ночное время при спуске или подъеме труб следует немедленно установить на устье задвижку и прекратить дальнейшие работы.
При освоении скважин промывкой жидкостью, методами аэрации жидкости и продавки газом нагнетательные линии, воздухопровод и газопровод должны иметь задвижку, обратный клапан и
манометр.
Нагнетательная линия, воздухопровод и газопровод должны
опрессовываться на полуторакратное давление от ожидаемого максимального рабочего давления.
При освоении скважин с помощью передвижного компрессора
его следует устанавливать не ближе 25 м от скважины. Насосные
агрегаты должны находиться на расстоянии не менее 10 м от устья
скважины и быть расставленными так, чтобы расстояние между
ними составляло не менее 1 м, и кабины их не были обращены
к устью скважины.
При перерывах и остановках в процессе освоения центральная
задвижка фонтанной арматуры и задвижка на крестовике должны
быть закрыты. При вызове притока путем нагнетания сжатого воздуха или аэрации жидкости воздухом перерывы процесса не допускаются во избежание образования взрывоопасной смеси. Перед возобновлением работ по освоению после их остановки необходимо
постепенно через центральную и затрубную задвижки снизить давление газа в скважине до атмосферного.
При освоении скважины продавкой газом, подаваемым из соседней скважины, газопровод следует подключать после штуцера.
Газопровод должен быть проложен так, чтобы в процессе освоения
скважины исключалась опасность механических повреждений его.
Освоение газовых и газоконденсатных скважин свабированием,
а фонтанных скважин – тартание желонкой – запрещается.
При освоении газовые и газоконденсатные скважины продувают путем выпуска газа в атмосферу с целью очистки забоя от воды,
25
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
грязи и шлама. Скважину следует продувать через прочно закрепленную продувочную линию со штуцером и при полностью открытых задвижках на выкиде. Продувка опасна в пожарном отношении.
Выброшенный кусок породы может удариться о металлический
предмет, дать искру и вызвать взрыв и пожар. Перед продувкой
нужно потушить огни и прекратить курение на расстоянии не менее
150 м вокруг скважины, особенно с подветренной стороны. При переменных ветрах, наступлении темноты и сильных туманов продувку следует прекратить. После продувки закрывать задвижку нужно
медленно.
Нефть и углеводородный газ – взрывоопасные и легковоспламеняющиеся вещества. Взрыв или пожар могут возникнуть при
определенном соотношении горючего и воздуха и появлении источника воспламенения. Взрыв возможен и при скоплении газа
в определенном участке помещения. Большинство нефтяных газов тяжелее воздуха, вследствие чего они стелются по земле, заполняя
углубления. Температура вспышки нефтей колеблется от –35 до
+34 0С, а температура самовоспламенения – от 260 до 375 0С. Смеси
углеводородного газа с воздухом взрывоопасны при концентрации
газа 4–13 % (для метана 5–15 %), а с повышением давления до
35 МПа нижний и верхний пределы воспламенения расширяются и
составляют 2 и 65 %. Вероятными причинами воспламенения могут
быть открытый огонь, сильный нагрев, искры от электрооборудования, ударов, трения, разрядов статического и атмосферного электричества, самовозгорание пирофоров (отложения сернистого железа, промасленная ветошь и др.).
К противопожарным мероприятиям, кроме рассмотренных выше, относят заземление металлических частей, защиту молниеотводами, своевременное удаление и охлаждение пирофорных веществ.
У скважин и других объектов должен быть первичный инвентарь
для пожаротушения: ящики с песком, лопаты, совки, ломы, топоры,
кошма, огнетушители пенные и углекислотные. Производственная
территория и рабочие места должны содержаться в чистоте. Разлитые нефть и нефтепродукты необходимо убирать, а загрязненную
площадь – зачищать. Курить разрешается только в специально отведенных местах. Газоопасные и огневые работы могут выполнять
только по наряду (плану работ) специально подготовленные работники под руководством инженерно-технического работника, назначенного начальником или главным инженером предприятия.
26
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Охрана окружающей среды
Основы законодательства России о недрах предусматривают
обязанность пользователей недр обеспечить охрану атмосферного
воздуха, земель, лесов, вод и других объектов окружающей природной среды.
Добыча нефти и газа в той или иной степени воздействует на
земную поверхность, растительность, водные источники, воздушные бассейны. Справедливо считается, что нефтяная промышленность – один из основных потенциальных источников загрязнения
окружающей среды. Разлив нефти на устье скважины и при скважинной площадке возможен через не плотности в устьевой арматуре и соединениях труб, особенно при освоении скважин свабированием. Для предотвращения разлива нефти при свабировании разработана герметизирующая головка, включающая уплотняющую и
клапанную системы и приспособление для центрирования каната.
Слив в водоемы жидкостей, используемых при освоении скважин, отравляет водоемы, приносит огромный вред рыбному хозяйству. Большую опасность представляет загрязнение грунтовых вод
и водоемов нефтью. Атмосфера загрязняется в результате испарения нефти и выброса газа.
Основная задача охраны недр – обеспечение рациональной разработки нефтяных и газовых месторождений. Для ее решения
в процессе бурения скважин необходимо изолировать друг от друга
все продуктивные и непродуктивные пласты, обеспечить герметичность обсадных колонн, предотвратить возможное открытое фонтанирование и обвалы. При освоении, эксплуатации и ремонте скважин необходимо предпринимать меры по предупреждению открытого фонтанирования, прорывов нефти и газа в другие пласты,
преждевременного обводнения скважин, нанесения ущерба другим
продуктивным пластам. Необходимо стремиться создавать условия
для извлечения наибольшего количества углеводородов из залежи,
получения других не менее важных полезных ископаемых (серы,
йода, брома, гелия и т. п.).
Меры безопасности при наличии сероводорода
и углекислого газа
Дополнительные меры безопасности принимают при освоении и
эксплуатации скважин, содержащих сероводород и углекислый газ.
27
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Сероводород – сильный яд, вызывающий смерть от остановки
дыхания, а иногда и от паралича сердца. Запах его улавливается
обонянием человека даже при содержании в воздухе 1,4–2,3 мг/м3,
однако наблюдается быстрое притупление обоняния. Углекислый
газ – практически без запаха. Общий характер его действия на организм – наркотический и раздражающий кожу и слизистые оболочки. Эти газы бесцветные. Будучи тяжелее воздуха, они скапливаются в низких местах – ямах, колодцах, траншеях. При содержании
углекислого газа в воздухе 4–5 % и более заметно его влияние на
человека. При вдыхании весьма высоких концентраций углекислого
газа наступает смерть от остановки дыхания (при 20 % – через несколько секунд).
Концентрация сероводорода в воздухе рабочих помещений не
должна превышать предельно допустимых концентраций (ПДК) –
10 мг/м3 в смеси с углеводородами – 3 мг/м3, в атмосфере воздуха
населенных мест – не более 0,008 мг/ м3. ПДК углекислого газа
в воздухе составляет 1 %. При концентрации газа, превышающей
ПДК, работать разрешается только в противогазе (в фильтрующем –
на открытом воздухе и шланговом – при работе в емкостях, колодцах и закрытых помещениях). Длина шланга не должна превышать
20 м. При большем радиусе загазованной зоны следует применять
кислородные или воздушные изолирующие приборы. При работе
в колодце или траншее на поверхности земли с наветренной стороны должны находиться не менее двух человек, имеющих при себе
противогазы, а работающий в колодце или траншее должен надевать шланговый противогаз и спасательный пояс с привязанной
к нему сигнально-спасательной веревкой.
За концентрацией сероводорода должен быть организован систематический контроль посредством замеров газоанализатором,
индикатором или лабораторного анализа. При выявлении опасных
концентраций сероводорода должны быть немедленно приняты меры по предупреждению отравления людей, поставлена в известность администрация предприятия и в опасной зоне вывешены предупредительные знаки.
Запрещается при исследовании скважин подходить к устью и
пруверной линии без противогаза и соответствующей спецодежды.
Смена диафрагмы на прувере должна проводиться через 15 мин после закрытия скважины с предварительным проведением анализа на
сероводород.
28
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Приток жидкости в скважине с сернистой нефтью (нефть, содержащая сероводород), остановившейся во время эксплуатации,
должен вызываться путем нагнетания углеводородного газа, содержащего не более 10 % кислорода по объему, многофазных пен,
инертных (дымовых) газов с содержанием кислорода не более 5 %
или увлажненного воздуха. При аварийных перерывах в освоении
скважины методом нагнетания воздуха следует разрядить затрубное
пространство. На шлейфе скважины у устья должны быть установлены клапаны-отсекатели, перекрывающие выход газа при разрыве
шлейфов.
Работники бригад по добыче нефти и газа, ремонту скважин
должны иметь при себе во время работы индивидуально закрепленные противогазы, индикатор на сероводород и знать правила безопасности и приемы оказания первой помощи пострадавшим.
Работа по ликвидации пропусков газа или газоконденсата
должна выполняться в присутствии наблюдающего независимо от
содержания сероводорода. Газ, содержащий сероводород, при невозможности подключения скважины к газосборной сети, должен
отводиться через продувочную линию и сжигаться в высоких стояках (не менее 10 м) или отсасываться специальным устройством.
Сероводород и углекислый газ вызывают интенсивную коррозию оборудования, а сероводород создаст еще условия интенсивного гидратообразования углеводородных газов. Поэтому в конструкциях газовых и газоконденсатных скважин предусматривают защиту от коррозии.
Контрольные вопросы
1. Коэффициент приемистости нагнетательных скважин.
2. Расположение нагнетательных скважин на месторождении.
3. Методы освоения нагнетательных скважин.
4. Трудности при освоении нагнетательных скважин.
5. Технические приемы при освоении нагнетательных скважин.
29
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
4. ФОНТАННАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ
НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН
Эксплуатация нефтяных скважин ведется фонтанным,
газлифтным или насосным способом.
Подъем жидкости и газа от забоя скважины на поверхность
составляет основное содержание процесса эксплуатации скважин.
Этот процесс может происходить как за счет природной энергии
Wп, так и за счет вводимой в скважину энергии с поверхности Wи.
Газожидкостная смесь, выходя из ствола скважин через
специальное устьевое оборудование, направляется в сепараторы
(отделители жидкости от газа) и замерные приспособления, затем
поступает в промысловые трубопроводы. Для обеспечения
движения смеси в промысловых трубопроводах на устье скважин
поддерживается то или иное давление.
На основании изложенного можно составить следующий
энергетический баланс:
W1 + W2 + W3 = Wп + Wи,
где W1 – энергия на подъем жидкости и газа с забоя до устья
скважины; W2 – энергия, расходуемая газожидкостной смесью при
движении через устьевое оборудование; W3 – энергия, уносимая
струей жидкости и газа за предел устья скважины; если Wи = 0, то
эксплуатация называется фонтанной; при Wи ≠ 0 эксплуатация
называется механизированной добычей нефти.
Передача энергии Wи осуществляется сжатым газом или
воздухом, либо насосами, способ эксплуатации называется
газлифтный или насосный.
Фонтанирование только от гидростатического давления пласта
(Рпл) редко в практике эксплуатации нефтяных месторождений;
условие фонтанирования:
Рпл > r·g·h.
В большинстве случаев вместе с нефтью в пласте находится
газ, и он играет главную роль в фонтанировании скважин. Это
справедливо даже для месторождений с явно выраженным
водонапорным режимом. Для водонапорного режима характерно
содержание в нефти газа, находящегося в растворенном состоянии и
не выделяющегося из нефти в пределах пласта.
30
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Пластовый газ делает двойную работу: в пласте выталкивает
нефть, а в трубах поднимает.
При одном и том же количестве газа не в каждой скважине
можно получить фонтанирование. Смесь нефти и газа, движущаяся
в скважине, представляет собой чередование прослоев нефти
с прослоями газа: чем больше диаметр подъемных труб, тем больше
надо газа для подъема нефти.
После спуска в такие скважины лифтовых труб малого диаметра
удается достигнуть фонтанирования. Поэтому с целью рационального
использования энергии расширяющего газа все скважины, где
ожидается фонтанирование, перед освоением оборудуют лифтовыми
трубами условным диаметром от 60 до 114 мм, по которым
происходит движение жидкости и газа в скважине.
Диаметр подъемных труб подбирают опытным путем
в зависимости от ожидаемого дебита, пластового давления, глубины
скважины и условий эксплуатации. Трубы опускают до фильтра
эксплуатационной колонны.
При фонтанировании скважины через колонну труб малого
диаметра газовый фактор уменьшается, в результате чего
увеличивается
продолжительность
фонтанирования.
Нередко
скважины, которые фонтанировали по трубам диаметром 114, 89,
73 мм, переходили на периодические выбросы нефти и
останавливались. В этих случаях период фонтанирования скважины
удавалось продлить путем замены фонтанных труб меньшего
диаметра: 60, 48, 42, 33 мм. Это один из способов продления
фонтанирования малодебитных скважин.
4.1. Условия притока жидкости и газа в скважину
Каждая нефтяная и газовая залежь обладает запасом
естественной пластовой энергии, количество которой определяется
величиной пластового давления и общим объемом всей системы,
включая нефтяную и водяную зону.
До вскрытия пласта скважинами жидкость и газ находятся
в статическом состоянии и располагаются по вертикали
соответственно своим плотностям. После начала эксплуатации
равновесие в пласте нарушается: жидкости и газ перемещаются
к зонам пониженного давления ближе к забоям скважин. Это
движение происходит вследствие разности (перепада) пластового
(начального) давления (Рпл) и давления у забоев скважин (Рпл – Рзаб).
31
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Накопленная пластовая энергия расходуется на перемещение
жидкости и газа по пласту и подъем их в скважинах, а также на
преодоление сопротивлений, возникающих при этом перемещении.
В зависимости от геологических условий и условий
эксплуатации пластовая энергия проявляется в виде сил,
способствующих движению флюидов.
На устье скважины всегда имеется давление Ру, называемое
устьевым. Тогда:
Ру= Рзаб – r·g·h,
где r – плотность жидкости (кг/м3), g – ускорение свободного
падения, равное 9,81 м/c2 (для приближенных расчетов принимают
g = 10 м/с2), h – глубина залегания пласта, м.
Разность (Рпл – Рзаб) называют депрессией скважины. Поэтому
чем выше депрессия, тем больше приток нефти на забой скважины.
При фильтрации жидкости, подчиняющейся линейному закону,
приток жидкости к скважине можно выразить следующим образом:
q=
2p kh × ( Рп - Рс )
æR ö
m × ln ç к ÷
è rс ø
=
(Р
п
- Рс )
æR ö
× ln ç к ÷
2p kh
è rс ø
m
=
(Р
п
- Рс )
Rф
,
(4.1)
где Rф – фильтрационное сопротивление.
Приток жидкости к перфорированной скважине:
( Р - Рс )
qп = п
,
(4.2)
Rф + Rдоп
будет отличаться тем, что вследствие сгущения линий тока у
перфорационных
отверстий
возникнет
дополнительное
фильтрационное сопротивление Rдоп:
m
Rдоп =
× С,
(4.3)
2p kh
где С – некоторая геометрическая характеристика.
Подставляя (4.1) в (4.2), получим:
qп =
(Р
п
- Рс )
é æR
× ê ln ç к
2p kh ë è rс
m
ö ù
÷ + Сú
ø û
=
2p kh × ( Рп - Рс )
é æR
m × ê ln ç к
ë è rс
ö ù
÷ + Сú
ø û
,
(4.4)
Можно представить два крайних случая геометрической
характеристики забоя.
32
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
1. Нет ни одного отверстия в обсадной колонне. Тогда,
очевидно qп=0, С = ∞.
2. Вся поверхность обсадной колонны в пределах толщины
пласта покрыта перфорационными отверстиями. В этом случае
сгущения линий тока не происходит, и геометрия потока не будет
отличаться от геометрии потока к забою скважины с открытым
забоем. Очевидно, в этом случае С = 0.
Отношение дебита перфорированной скважины к дебиту
скважины с открытым забоем, принятой за эталон, при прочих
равных
условиях
принято
называть
коэффициентом
гидродинамического совершенства:
h = qп q ,
(4.5)
Подставляя вместо qп его значение из (4.4) и q – из (4.1) и
сокращая, найдем:
æ Rк ö
÷
è rс ø ,
h=
æR ö
ln ç к ÷ + С
è rс ø
ln ç
(4.6)
Рис. 4.1. Виды несовершенства скважин: а – скважина несовершенная
по степени вскрытия; б – скважина несовершенная по характеру вскрытия;
в – скважина несовершенная по степени и характеру вскрытия
33
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Несовершенные скважины бывают трех видов: скважина с открытым забоем, частично вскрывающая пласт на величину b (рис. 4.1 а) –
несовершенная скважина по степени вскрытия – δ = b/h; скважина
с перфорированным забоем и вскрывающая пласт на полную толщину
(рис. 4.1 б) – несовершенная скважина по характеру вскрытия; скважина, перфорированная не на всю толщину пласта и вскрывающая его
частично (рис. 4.1 в) – несовершенная по степени и характеру вскрытия (двойной вид несовершенства).
Представим приток в скважину с двойным несовершенством
состоящим из двух последовательных притоков (рис. 4.2): притока
в фиктивную несовершенную по степени вскрытия скважину увеличенного радиуса R и притока в несовершенную по характеру
вскрытия скважину с действительным радиусом rс и плотностью
перфорации n.
Рис. 4.2. Схема фильтрации жидкости к скважине
с двойным видом несовершенства
При этом движении поток жидкости на своем пути от контура
питания Рк до стенки скважины rс будет последовательно
преодолевать несколько фильтрационных сопротивлений: R1 –
фильтрационное сопротивление от Рк до стенки фиктивной
скважины R, R2 – дополнительное фильтрационное сопротивление,
вызванное несовершенством скважины по степени вскрытия и
равное – (μ/2πkh)∙С1, где С1 – коэффициент, учитывающий
несовершенство по степени вскрытия фиктивной скважины
радиусом R, R3 – фильтрационное сопротивление от R до стенки
скважины rс при толщине пласта b = δ٠h, где δ – степень вскрытия;
R4 – дополнительное фильтрационное сопротивление, вызванное
несовершенством по характеру вскрытия при толщине пласта также
b = δ٠h.
34
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
4.2. Ооборудование для предупреждения открытых фонтанов
Для предупреждения открытых фонтанов при эксплуатации фонтанных скважин применяются комплексы типа КУСА и КУСА-Э.
Они могут обслуживать от одной до восьми скважин в случае разгерметизации устья, при отклонении от заданных параметров (давления,
дебита) работы скважин и при возникновении пожара.
Основные элементы комплексов – пакер, скважинный клапанотсекатель, устанавливаемый внутрь НКТ на глубине до 200 м, и
наземная станция управления. Управление клапаном-отсекателем
может быть пневмо- (тип КУСА) или электрогидравлическим (типа
КУСА-Э). Запорным органом служит хлопушка или шар.
Клапан-отсекатель (также и задвижка арматуры) может быть
закрыт со станции управления принудительным путем или
дистанционно с пульта диспетчера, связанного со станцией
управления посредством промысловой телемеханики.
Имеются
еще
автоматические
клапаны-отсекатели,
срабатывающие при увеличении дебита скважины выше заданного.
Они устанавливаются на НКТ. Автоматизация фонтанной скважины
предусматривает и автоматическое перекрытие выкидной линии
разгруженным отсекателем манифольдным типа РОМ-1. Отсекатель
срабатывает автоматически при повышении давления в трубопроводе
на 0,45 МПа (образование парафиновой пробки) и при понижении
давления до 0,15 МПа (порыв трубопровода).
Для обеспечения длительной и бесперебойной работы скважин
в фонтанном режиме эксплуатации большое значение имеет
регулирование пластовой энергии за счет изменения объема нефти,
поступающего из скважины и называемого дебитом скважин. Для
ограничения дебита скважин в боковом отводе фонтанной елки
устанавливается сменный штуцер-вставка из износостойкого
материала с калиброванным отверстием строго определенного
диаметра. Диаметр штуцера определяет количество поступающей
из скважины нефти в зависимости от принятого режима работы
скважины. Обычно диаметр штуцера равен 3–15 мм и больше.
Могут применяться быстросменяемые и быстро регулируемые
забойные штуцеры, которые устанавливаются в фонтанных трубах
на любой глубине и удерживаются пакерами.
Спуск и подъем забойных штуцеров осуществляется на
стальном канате при помощи лебедки.
35
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Рис. 4.3. Комплекс устьевого фонтанного оборудования:
1 – оборудование обвязки обсадных колонн; 2 – фонтанная арматура;
3 – манифольд; 4 – станция управления арматурой
4.3. Иисследование фонтанных скважин
Исследование
фонтанных
скважин
необходимо
для
установления оптимального режима эксплуатации. Исследования
проводятся как методом пробных откачек, так и по кривой
восстановления забойного давления после остановки скважины.
Метод пробных откачек применяют при исследовании для
определения продуктивной характеристики скважин и установления
технологического режима ее работы, а исследование по кривой
восстановления забойного давления – для определения параметров
пласта.
36
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Кроме этого, периодически ведут отбор проб для определения
свойств нефти.
Идея метода пробных откачек – в замене (4–5 раз) штуцеров и
измерении параметров.
Глубинные измерения производятся глубинными приборами
(манометрами), которые лебедками (ручными, механизированными)
спускают в скважину на стальной проволоке диаметром от 0,6 до
2,0 мм.
По данным исследования строят графики зависимости дебита
скважины Q от забойного давления Р заб или от величины
депрессии ∆Р, т. е. перепада между пластовым и забойным
давлениями (∆Р = Р пл – Р заб ). Такие графики называются
индикаторными диаграммами скважин. По форме линии
индикаторных диаграмм (рис. 4.4) могут быть прямыми (линия 1),
выпуклыми (линия 2) и вогнутыми (линия 3) относительно дебитов.
Для добывающих скважин могут быть построены прямолинейные
диаграммы (когда эксплуатируется пласт с водонапорным режимом и
приток однородной жидкости в скважину происходит по линейному
закону фильтрации); криволинейные – с выпуклостью, обращенной
к оси дебитов; и диаграммы, одна часть которых прямолинейна,
а другая при увеличении депрессии и дебитов – криволинейна (рис. 4.4,
линия 4). Искривление индикаторной линии обычно происходит
вследствие нарушения линейного закона фильтрации.
Во всех случаях, когда залежь эксплуатируется на режиме,
отличающемся от водонапорного, индикаторная линия будет
выпуклой по отношению к оси дебитов.
Форма индикаторной линии может быть вогнутой по
отношению к оси дебитов (рис. 4.4, линия 3). Поэтому в тех
случаях, когда получают вогнутые индикаторные линии,
исследование на приток считают неудовлетворительным и его
необходимо повторить.
Приток жидкости к забою скважины определяется
зависимостью:
(4.7)
Q = K (Р пл – Р заб )n,
где К – коэффициент продуктивности; n – коэффициент,
показывающий характер фильтрации жидкости через пористую
среду.
37
перепад давления DР
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
дебит Q
1
2
3
4
Рис. 4.4. Индикаторные диаграммы
При линейном законе фильтрации n = 1 (индикаторная линия –
прямая). Линию, выпуклую к оси дебитов, получают при n > 1,
а вогнутую – при n < 1. При линейном законе фильтрации
уравнение (4.7) принимает вид:
(4.8)
Q = K(Р пл – Р заб ),
Коэффициентом продуктивности добывающей скважины К
называется изменение ее дебита при изменении перепада
(депрессии) между пластовым и забойным давлениями на единицу:
K = Q ( Pпл - Pзаб ) = Q D P ,
(4.9)
3
Если дебит измерять в т/сут (м /сут), а перепад давления
в МПа, то размерность коэффициента продуктивности будет
т/(сут·МПа), или м3/(сут·МПа). Коэффициент продуктивности
обычно определяют по данным индикаторной линии. Если
индикаторная линия имеет прямолинейный участок, который затем
переходит в криволинейный, то коэффициент продуктивности
определяют только по прямолинейному участку. Для установления
коэффициента продуктивности по криволинейному участку
необходимо знать перепад давления, соответствующий этому
коэффициенту.
По полученному в результате исследования скважины
коэффициенту продуктивности устанавливают режим ее работы,
подбирают необходимое эксплуатационное оборудование. По
38
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
изменениям этого коэффициента судят об эффективности
обработок призабойной зоны скважин, а также о качестве
подземных ремонтов. Сравнивая газовые факторы и коэффициенты
продуктивности до и после обработки или ремонта скважины, судят
о состоянии скважины.
Контрольные вопросы
1. Фонтанный способ эксплуатации скважин.
2. Влияние газа на фонтанирование скважины.
3. Влияние диаметра НКТ на процесс фонтанирования.
4. Условия притока нефти и газа при фонтанировании.
5. Формула дебита скважины.
6. Виды несовершенства скважин.
7. Исследование фонтанных скважин.
8. Коэффициент продуктивности скважин.
39
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
5. ГАЗЛИФТНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН
Газлифтная эксплуатация скважин является продолжением
фонтанной эксплуатации, при которой недостающее количество
газа для подъема жидкости закачивают в скважину с поверхности.
Если пластовую энергию, характеризуемую газовым фактором Gэф,
дополняют энергией газа, закачиваемого в скважину с поверхности,
происходит искусственное фонтанирование, которое называют газлифтным подъемом, а способ эксплуатации – газлифтным.
При фонтанной эксплуатации по мере разработки месторождения условия эксплуатации скважин ухудшаются: обводняется продукция – увеличивается гидростатическое давление столба флюидов, образуется высоковязкая эмульсия, возрастают потери давления на трение в стволе и выкидной линии, что приводит к росту забойного давления, уменьшается эффективный газовый фактор Gэф и
увеличивается потребный удельный расход газа R0; возможно
уменьшение пластового давления, а также соответственно забойного и башмачного давлений, что вызывает увеличение удельного
расхода R0. Это приводит к нарушению условия фонтанирования, то
есть:
Gэф< R0,
(5.1)
Так как условию Gэф = R0 соответствует минимальное забойное
давление фонтанирования, a pз.min < pпл, то скважина прекращает
фонтанирование при определенном дебите Q > 0. С увеличением рз
уменьшается R0, поэтому осуществлением ППД продлевается период фонтанирования до наступления определенной обводненности.
Область применения газлифта – высокодебитные скважин
с большими забойными давлениями, с высокими газовыми факторами и забойными давлениями ниже давления насыщения, содержащие в продукции скважины песок, а также скважины, эксплуатируемые в труднодоступных условиях (например, затопляемость,
паводки, болота и др.). Газлифт характеризуется высокой техникоэкономической эффективностью, отсутствием в скважинах механизмов и трущихся деталей, простотой обслуживания скважин и
регулирования работы.
Условие работы газлифтного подъемника (газлифта) аналогично условию газлифтного фонтанирования можно записать:
Gэф + R0 зак ≥ R0,
(5.2)
40
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
По затрубному пространству газ с поверхности подается
к башмаку НКТ, где смешивается с жидкостью, образуя ГЖС,
которая поднимается на поверхность по подъемным трубам (НКТ).
Закачиваемый газ добавляется к газу, выделяющемуся из пластовой
жидкости. В результате смешения газа с жидкостью образуется
ГЖС такой плотности, при которой имеющегося давления на забое
скважины достаточно для подъема жидкости на поверхность. Точка
ввода газа [1] в подъемные трубы (башмак) погружена под уровень
жидкости на величину h; давление газа Р1 в точке его ввода в трубы
пропорционально погружению h и связано с ним очевидным
соотношением Р1=h·ρ·g. Давление закачиваемого газа, измеренное
на устье скважины, называется рабочим давлением Рр. Оно
практически равно давлению у башмака Р1 и отличается от него
только на величину гидростатического давления газового столба
ΔР1 и потери давления на трение газа в трубе ΔР2, причем ΔР1
увеличивает давление внизу Р1, а ΔР2 уменьшает. Таким образом,
Р1 = Р р + DР1 - DР2 ,
или
Р р = Р1 - DР1 + DР2 ,
(5.3)
В реальных скважинах ΔР1 составляет несколько процентов от
Р1, а ΔР2 еще меньше. Поэтому рабочее давление Рр и давление у
башмака Р1 мало отличаются друг от друга. Таким образом,
достаточно просто определить давление на забое работающей
газлифтной скважины по ее рабочему давлению на устье.
Применение воздуха способствует образованию в НКТ очень
стойкой эмульсии, разложение которой требует ее специальной
обработки поверхностно-активными веществами, нагрева и
длительного отстоя. Применение углеводородного газа, хотя и
способствует образованию эмульсии, но такая эмульсия нестойкая и
разрушается (расслаивается) часто простым отстоем без
применения дорогостоящей обработки для получения чистой
кондиционной нефти. Это объясняется отсутствием кислорода или
его незначительным содержанием в используемом углеводородном
газе и химическим родством газа и нефти, имеющих общую
углеводородную основу. Кислород, содержащийся в воздухе,
способствует окислительным процессам и образованию на глобулах
воды устойчивых оболочек, препятствующих слиянию воды,
41
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
укрупнению глобул и последующему их оседанию при отстое.
Причем отсепарированный газ газлифтной скважины при бурном
перемешивании его с нефтью при движении по НКТ обогащается
бензиновыми фракциями. При физической переработке такого газа
на газобензиновых заводах получают нестабильный бензин и
другие ценные продукты.
Переработанный (осушенный) на газобензиновых заводах газ
снова используется для работы газлифтных скважин после его
предварительного сжатия до необходимого давления на
компрессорных станциях промысла.
Единственным достоинством эрлифта является неограниченность
источника воздуха как рабочего агента для газожидкостного
подъемника. Для работы газлифтных скважин используется
углеводородный газ, сжатый до давления 4–10 МПа. Источниками
сжатого газа обычно бывают либо специальные компрессорные
станции, либо компрессорные газоперерабатывающих заводов,
развивающие необходимое давление и обеспечивающие нужную
подачу. Такую систему газлифтной эксплуатации называют
компрессорным газлифтом. Системы, в которых для газлифта
используется природный газ из чисто газовых или газоконденсатных
месторождений, называют бес компрессорным газлифтом.
Существует система газлифтной эксплуатации, которая
называется внутрискважинным газлифтом. В этих системах
источником сжатого газа служит газ газоносных пластов,
залегающих выше или ниже нефтенасыщенного пласта.
В таких случаях газоносный горизонт изолируется от
нефтеносного пласта одним или двумя пакерами (сверху и снизу), и
газ вводится в трубы через штуцерное устройство, дозирующее
количество газа, поступающего в НКТ.
Внутрискважинный
газлифт
исключает
необходимость
предварительной подготовки газа, но вносит трудности в регулировку
работы газлифта. Этот способ оказался эффективным средством
эксплуатации добывающих скважин на нефтяных месторождениях
Тюменской области, в которых над нефтяными горизонтами залегают
газонасыщенные пласты с достаточными запасами газа и давления для
устойчивой и продолжительной работы газлифта.
42
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
5.1. Конструкции газлифтных подъемников
Конструкция любого газлифтного подъемника должна обеспечивать возможность закачки газа в скважину и подъема газожидкостной смеси на поверхность. Такие возможности могут быть созданы путем закачки газа в затрубное пространство при однорядном
лифте, либо двумя концентрично расположенными рядами труб при
закачке газа между рядами труб.
В зависимости от числа рядов труб, концентрично расположенных в скважине, различают двухрядные, полуторарядные и однорядные подъемники (рис. 5.1). В первых двух подъемниках
внешний ряд труб спускают до интервала перфорации для улучшения условий выноса песка с забоя за счет увеличения скорости потока. Газ подают в межтрубное пространство между первым (внешним) и вторым (внутренним) рядами труб.
а
б
в
г
Рис. 5.1. Конструкции и системы газлифтных подъемников:
а, б, в – соответственно двух-, полутора- и однорядный подъемники
кольцевой системы; г – однорядный подъемник центральной системы
Однако ввиду большой металлоемкости, стоимости, осложнения при увеличении глубины спуска подъемных (внутренних) труб
из-за необходимости предварительного изменения подвески внешнего ряда труб полутора рядного подъемника, обеспечения условий
выноса песка другими путями двух- и полуторарядные подъемники
не применяются. Их применение может быть оправдано как вынужденная мера при отсутствии герметичности эксплуатационной колонны.
43
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
В настоящее время применяется однорядный подъемник, при
котором в эксплуатационную колонну спускается один ряд НКТ. Он
является наименее металлоемким и наиболее дешевым, обеспечивает возможность свободного изменения диаметра и длины подъемных труб, причем диаметр может быть уже значительно большим.
Для обеспечения выноса песка с забоя скважины трубы спускают до
забоя, а газ вводят выше на необходимой глубине через рабочий
газлифтный клапан или через 2–4 отверстия диаметром 5–8 мм в
рабочей муфте. Клапан или рабочая муфта при прохождении газа
создают постоянный перепад давления (0,1–0,15 МПа), который
удерживает уровень жидкости ниже точки ввода газа на 10–15 м и
обеспечивает тем самым равномерное поступление газа в подъемные трубы. Этим уменьшаются пульсации в работе, которые способствуют разрушению пласта и образованию песчаных пробок.
Для очистки забоя от песка обратной (закачкой жидкости в НКТ)
промывкой скважины рабочий газлифтный клапан снабжают дополнительным узлом обратного клапана, который перекрывает отверстия и
жидкость идет не через газлифтный клапан, а через башмак НКТ.
В дополнение к этому большое за трубное пространство позволяет
устанавливать газлифтные клапаны вдоль колонны НКТ.
В зависимости от направления подачи газа различают кольцевую и центральную системы подъемников. При кольцевой системе
газ закачивают в кольцевое (за трубное или межтрубное) пространство (см. рис. 5.1 а, б, в), и центральной – в центральные трубы (см.
рис. 5.1 г).
На практике газлифтные скважины в основном работают по
кольцевой системе. Это обусловлено следующим:
– оптимальные условия лифтирования достигаются обычно при
малых проходных сечениях;
– песок разъедает соединения муфт на трубах и возможен их
обрыв;
– при добыче парафиновой нефти периодическое удаление отложений парафина со стенок кольцевого пространства затруднено.
Недостатком однорядного подъемника является низкая скорость восходящего потока между забоем и башмаком, глубина
спуска которого определяется рабочим давлением газа, отбором
жидкости, а также коэффициентом продуктивности скважины. Однако при этом упрощается допуск труб или вообще изменение глу44
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
бины их подвески, если возникает такая необходимость. Поэтому
существует разновидность однорядного подъемника – подъемник
с рабочим отверстием (см. рис. 5.2 г). Один ряд труб необходимого
диаметра спускается до забоя (или до верхних дыр перфорации), но
на расчетной глубине, т. е. на глубине, где должен быть башмак
(глубина места ввода газа в НКТ), устанавливается рабочая муфта
с двумя–четырьмя отверстиями диаметром 5–8 мм. Сечение отверстий должно обеспечить пропуск расчетного количества газа при
перепаде давлений у отверстий, не превышающем 0,1–0,15 МПа.
Рис. 5.2. Процесс запуска газлифтной скважины: 1 – муфты с отверстиями
для пуска скважины; 2 – муфта с отверстиями для работы скважины
Перепад давления у отверстий удерживает уровень жидкости
ниже отверстия на 10–15 м и обеспечивает более равномерное поступление газа в трубы
Однорядный подъемник с рабочим отверстием (или муфтой)
создает наибольшие скорости восходящего потока, является
наименее металлоемким, однако требует подъема колонны труб при
необходимости изменения погружения.
Однорядная конструкция газлифта, при котором используются
60- или 73-миллиметровые трубы, создает широкое межтрубное
пространство, размеры которого играют решающую роль в случае
45
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
использования различных клапанов, широко применяемых
в настоящее время. В однорядном подъемнике вместо рабочей
муфты с рабочими отверстиями может применяться так
называемый концевой рабочий клапан, поддерживающий
постоянный перепад давления при прохождении через него газа,
равный 0,1–0,15 МПа, достаточный для того, чтобы постоянно
удерживать уровень жидкости ниже клапана на 10–15 м. Концевой
клапан обычно приваривается к спец муфте с внешней стороны и
имеет пружинную регулировку необходимого перепада давления и
расхода газа. Такой клапан снабжается еще специальным
шариковым клапаном, который закрывает рабочее отверстие и
позволяет осуществлять обратную промывку скважины до забоя.
Почти все газлифтные скважины работают по кольцевой схеме,
так как поперечное сечение кольцевого пространства, как правило,
больше сечения центральных труб, и оптимальные условия работы
по нему могут быть достигнуты только при больших дебитах.
Кроме того, при отложении парафина его удаление с внутренних
стенок обсадной колонны или первого ряда труб практически
невозможно.
Контрольные вопросы
1. Газлифтная эксплуатация скважин.
2. Принцип работы газлифтной скважины.
3. Область применения газлифт.
4. Эрлифтная эксплуатация скважин.
5. Конструкция газлифтного подъемника.
6. Пуск газлифтных скважин.
46
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
6. ПУСК ГАЗЛИФТНОЙ СКВАЖИНЫ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ
Пуск газлифтных скважин в эксплуатацию – это процесс,
обеспечивающий снижение забойного давления, ниже пластового,
в результате уменьшения плотности жидкости в стволе скважины за
счет газирования этой жидкости. Процесс пуска состоит в доведении
закачиваемого газа в межтрубном пространстве до башмака
подъемных труб.
При однорядном подъемнике с кольцевой системой нагнетаемый сжатый газ оттесняет жидкость вниз и она уходит в колонну
подъемных труб и частично в пласт. В подъемных трубах уровень
жидкости благодаря этому поднимается, и давление рабочего агента
по мере подъема уровня жидкости в подъемных трубах увеличивается. После того как уровень жидкости в затрубном пространстве
будет оттеснен до нижнего конца подъемных труб, уровень жидкости в трубах достигнет наибольшей высоты. Давление рабочего
агента в этот момент будет максимальным. Такое давление называется пусковым. При этой давлении рабочий агент, проникнув
в подъемные трубы, устремится вверх, поднимет в них столб жидкости, частично газированной. Произойдет резкий выброс. После этого
уровень снизится, погружение труб уменьшится, давление снизится, и
количество выбрасываемой жидкости также уменьшится. Затем вследствие значительной разности забойного давления и давления столба
жидкости в скважине жидкость из пласта будет поступать к забою.
В скважине постепенно установится динамический уровень, при котором количество жидкости, поступающей из пласта, будет равно количеству жидкости, выходящей из скважины – она вступит в нормальную эксплуатацию. С этого момента давление нагнетаемого рабочего
агента станет постоянным. Это давление называется рабочим. Рабочее
давление всегда меньше пускового, иногда в несколько раз.
Расстояние от нижнего конца подъемных труб до динамического уровня в скважине называется глубиной погружения труб.
При двухрядном подъемнике оттесняемая жидкость будет поступать в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и трубами наружного ряда, а также внутрь подъемных труб и
частично в пласт. Поэтому уровень жидкости в подъемных трубах
понизится, вследствие чего и пусковое давление будет меньше. При
пуске скважины по центральной системе пусковое давление будет
меньше, чем при пуске скважины по кольцевой системе.
47
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Таким образом, пусковое давление зависит от конструкции
подъемника, диаметра скважины, величины столба жидкости
в скважине, глубины погружения подъемных труб под уровень
жидкости и т. д.
При очень хорошей проницаемости пласта и медленном продавливании жидкости в пласт вытесняемая из кольцевого пространства жидкость может почти полностью поглощаться пластом. Очевидно, это будут наиболее благоприятные условия для снижения
пускового давления. Тогда к моменту достижения нагнетаемым
сжатым газом башмака колонны подъемных труб уровень жидкости
в ней не повысится. Пусковое давление в этом случае будет соответствовать давлению столба жидкости в подъемных трубах.
Рабочее давление в компрессорных скважинах обычно равно 1–
3 МПа, но пусковое давление в большинстве случаев бывает весьма
большим, которое не могут обеспечить имеющиеся на промыслах
стационарные компрессоры. Поэтому применяют различные методы снижения пускового давления.
Переключение подъемника с центральной системы на
кольцевую. При этом методе сначала газ нагнетают в подъемные
трубы, а газонефтяная смесь выходит черев кольцевое пространство. После удаления из скважины части жидкости подъемник переключают с центральной системы на кольцевую, т. е. газ начинают
нагнетать в кольцевое пространство; при этом газонефтяная смесь
выходит через подъемные трубы.
Продавливание жидкости в пласт. Этот метод применяют
в скважинах, пробуренных на пласты, хорошо поглощающие жидкость.
Объем жидкости [2] в межтрубном пространстве V1 должен
быть вытеснен нагнетаемым газом. Вытесняемая жидкость
перетекает в подъемные трубы (V2), в результате чего уровень в них
становится выше статического. Возникает репрессия на пласт,
определяемая превышением столба жидкости Δh над статическим
уровнем, под действием которой должно произойти частичное
поглощение жидкости пластом. При плохой проницаемости пласта,
вся вытесняемая жидкость перетечет в подъемные трубы. При
частичном поглощении жидкости пластом V2 < V1. Обозначим
в общем случае:
V2 = a × V1 ,
(6.1)
где α < 1 при поглощении и α = 1 без поглощения.
48
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Введем обозначения: h – погружение башмака подъемных труб
под статический уровень; Δh – повышение уровня (над статическим)
в подъемных трубах; fг – площадь сечения межтрубного пространства,
куда закачивается газ; fж – площадь сечения подъемных труб, куда
перетекает жидкость. Тогда:
V1 = f г × h,
V2 = f ж ´ Dh,
(6.2)
Подставляя (6.2) в (6.1) и решая относительно ∆h, получим:
Dh = a × h × f г f ж ,
(6.3)
В момент пуска газлифтной скважины, т. е. когда уровень
жидкости в межтрубном пространстве будет оттеснен до башмака,
давление газа, действующее на этот уровень, будет уравновешиваться
гидростатическим давлением столба жидкости высотой h + Δh
в подъемных трубах. Это и будет то максимальное давление газа,
которое называется пусковым, необходимое для пуска газлифтной
скважины. Таким образом,
Р пуск = ( h + Dh ) × r × g,
(6.4)
Подставляя в (6.4) значение Δh согласно (6.2) и вынося h за
скобки, получим:
æ
fг ö
è
fж ø
Р пуск = h × r × g ç 1 + a ×
÷,
(6.5)
Это и будет формула для определения пускового давления.
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
49
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
автомобильном ходу или на специальных рамах, перемещаемых
вертолетами аналогично тому, как это практикуется при освоении
скважин и вызове притока.
6.1. Методы снижения пусковых давлений
Подъемные трубы [2] спускаются под статический уровень на
глубину, при которой можно продавить скважину имеющимся
давлением Рк (давление компрессора или в газовой линии). Глубина
спуска под уровень находится из формулы пускового давления
путем приравнивания ее к величине имеющегося давления Рк:
æ
fг ö
è
fж ø
Р к = Р пуск = h 1 × r × g ç 1 + a ×
÷ × cos b .
Откуда
h1 =
Рк
æ
f ö
r × g ç 1 + a × г ÷ × cos b
fж ø
è
,
(6.6)
После спуска башмака труб под уровень на глубину h1 скважина
пускается и продувается до выхода из скважины чистого газа. При
этом часть жидкости из скважины выбрасывается. После этого
арматура устья снимается, и колонна подъемных труб спускается ниже
на величину h2<h1, после чего снова ставится арматура, и скважина
снова продувается до чистого газа. Так делается несколько раз, пока
башмак труб не достигнет проектной глубины. При каждом очередном
допуске труб погружение hi+1 берется на 10–30 % меньше, чем
погружение hi в предшествующем допуске. Последовательный допуск
труб – очень трудоемкий процесс с ограниченными возможностями.
Он применим в скважинах, имеющих очень малый коэффициент
продуктивности, и, следовательно, медленное восстановление уровня
в промежутках между очередными продувками скважины, так как
после очередной продувки необходимо разобрать устьевую арматуру,
осуществить допуск труб и снова собрать арматуру для следующей
продувки.
50
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Переключение скважины с кольцевой системы на центральную
На период ее пуска уменьшает пусковое давление при
однорядном подъемнике в 7,5 раза. 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
Закачкой газа и выдержкой скважины под давлением
достаточно длительное время можно задавить жидкость в пласт,
если скважина при репрессии хорошо поглощает жидкость.
Уровень опустится, дойдет до башмака, и скважина будет пущена.
Длительность выдерживания скважины под максимальным
давлением компрессора 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.
6.2. Применение пусковых отверстий
На муфтах лифтовых труб ниже статического уровня
заблаговременно сверлятся так называемые пусковые отверстия.
При закачке газа в межтрубное пространство опускающийся
уровень жидкости обнажает первые отверстия, через которое газ
поступает в НКТ, разгазирует в них жидкость до такой степени, что
она начинает переливать. Это явление аналогично работе
газлифтной скважины с башмаком, установленным на уровне
первого отверстия. После перелива жидкости равенство давлений
в межтрубном пространстве и в НКТ на уровне отверстия
нарушается. Для восстановления равенства давлений уровень
в межтрубном пространстве опускается на определенную величину,
зависящую от давления компрессора и плотности ГЖС в НКТ. Если на
этой глубине просверлены новые отверстия, то после их обнажения
через них пойдет газ в НКТ из затрубного пространства. Вследствие
усиливающегося поступления газа в подъемник (работа двух рядов
отверстий) выброс жидкости увеличится, равенство давлений внутри
НКТ на уровне вторых отверстий и в межтрубном пространстве снова
51
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
нарушится и для его восстановления уровень в межтрубном
пространстве снова опустится на некоторую глубину, где должно
находиться третьи отверстия. Таким способом можно понизить
уровень в межтрубном пространстве до башмака НКТ, после чего
газлифт перейдет на нормальную работу через башмак. Однако при
установившейся работе газлифта через эти пусковые отверстия,
остающиеся все время открытыми, будет происходить дополнительная
утечка газа, что приведет к повышенному удельному расходу
нагнетаемого газа, и, следовательно, к снижению КПД подъемника по
сравнению с его работой при поступлении газа только через башмак.
Поэтому эти отверстия после перехода на нормальную работу
необходимо закрыть. Для этого используют специальные устройства –
пусковые клапаны.
6.3. Газлифтные клапаны
Существует большое число глубинных клапанов разнообразных
конструкций.
Все клапаны по своему назначению можно разделить на три
группы.
1. Для пуска газлифтных скважин и их освоения применяются
пусковые клапаны.
2. Для непрерывной или периодической работы газлифтных
скважин применяются рабочие клапаны. При периодической
эксплуатации через эти клапаны происходит переток газа в НКТ
в те моменты, когда над клапаном накопится столб жидкости
определенной высоты, и эти клапаны перекрывают подачу газа
после выброса из НКТ жидкости на поверхность.
3. Для поддержания уровня жидкости в межтрубном
пространстве ниже клапана на некоторой глубине устанавливают
концевые клапаны. Они устанавливаются вблизи башмака колонны
труб.
По конструктивному исполнению газлифтные клапаны очень
разнообразны. В качестве упругого элемента в них используется либо
пружина (пружинные клапаны), либо сильфонная камера, в которую
заблаговременно закачан азот до определенного давления
(сильфонные клапаны). В этих клапанах упругим элементом является
сжатый азот. Существуют комбинированные клапаны, в которых
используются и пружина, и сильфон. По принципу действия
52
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
большинство клапанов являются дифференциальными, т. е.
открываются или закрываются в зависимости от перепада давлений
в межтрубном пространстве и в НКТ на уровне клапана. Они
используются как в качестве пусковых, так и в качестве рабочих.
Конструкции газлифтных клапанов
Газлифтные клапаны для различных условий эксплуатации
имеют разные конструктивные исполнения. Наиболее распространена следующая классификация клапанов:
– по направлению потока рабочего агента – нормальные (из затрубного пространства в трубы) и обратные (из труб в затрубье);
– по способу крепления – стационарные и съемные.
Последние имеют преимущественное распространение, поскольку
для их смены не требуется подъема насосно-компрессорных труб, но
обладают большим поперечным габаритом;
– по расположению стационарных клапанов – эксцентричные
(устанавливаются сбоку) и концентричные – рукавные. Последние
охватывают трубу и могут пропускать большие расходы газа.
Съемные клапаны могут быть с центральной установкой и
в боковых карманах скважинных камер. Последние – наиболее распространены, так как при любом числе клапанов в установке поперечное сечение лифта остается свободным.
Меняют клапаны специальным набором спускаемого на канате
инструмента. Для этой цели используются агрегаты для скважинных канатных работ, включающие передвижную лебедку с гидроприводом и оборудование устья скважины с лубрикатором и превентором.
Настройка газлифтных клапанов
Перед спуском в скважину газлифтные клапаны настраивают
на соответствующее проекту газлифтной установки давление открытия и закрытия. На специальных стендах заряжают сильфонные
камеры нейтральным газом (азотом) до расчетного давления, затем
проверяют срабатывания клапана. При расчете давления зарядки
учитывают, что отклонение скважинкой температуры от стендовой
требует внесения соответствующей поправки.
Клапан, управляемый рабочим давлением, закрывается при его
снижении (рис. 6.1). Он состоит из камеры 1 с сильфоном 2, к которому прикреплен шток 3 с шаровым клапаном 5, закрывающим от53
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
верстие в седле 6. Сообщение клапана с межтрубным пространством происходит через штуцерное отверстие 4. Этот клапан часто
используется как пусковой, поскольку им легко управлять, меняя
рабочее давление.
Клапан, управляемый давлением газожидкостной среды (рис.
6.2), закрывается при его снижении. Этот тип клапана может быть
использован в качестве рабочего, поскольку в определенных пределах степень его открытия зависит от давления столба жидкости и,
будучи установлен вблизи забоя, он способствует поддержанию
забойного давления, увеличивая расход газа при увеличении обводненности, при отложении парафина на трубах и других явлениях,
приводящих к росту давления на башмаке труб. Кроме того, клапаны, управляемые давлением среды, пригодны в качестве пусковых
для систем одновременной раздельной эксплуатации нескольких
пластов одной скважины (ОРЭ), поскольку процесс освоения каждого пласта управляется независимо.
Рис. 6.1. Газлифтный клапан,
работающий от рабочего
давления:
Рис. 6.2. Газлифтный клапан,
работающий от давления
газожидкостной среды:
1 – камера; 2 – сильфон; 3 – шток: 4 – штуцерное отверстие; 5 – шаровой
клапан; 6 – отверстие в седле; рр – давление рабочего агента на уровне
клапана; рт – давление в среде; рнп – давление зарядки сильфона
54
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Клапан дифференциального действия (управляемый перепадом
давлений) открывается, когда перепад давлений рабочего агента и
среды меньше заданного. Обязательным элементом в клапане является пружина.
Этот клапан нормально закрытый. Его целесообразно применять для периодической газлифтной эксплуатации.
В мировой практике известно, кроме описанных основных типов, много их разновидностей, в том числе клапаны с пилотным
управлением, у которых давления открытия и закрытия практически
совпадают (сбалансированные), с резиновым запорным органом,
с гидравлическим амортизатором для гашения пульсаций и др.
Контрольные вопросы
1. Пуск газлифтных скважин в эксплуатацию.
2. Как определяется глубина погружения труб?
3. Пусковые и рабочие давления.
4. Методы снижения пусковых давлений.
55
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
7. ИССЛЕДОВАНИЕ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН
Дебит газлифтных скважин зависит не только от продуктивности
нефтяного пласта, но и от длины спущенных в скважину подъемных
труб и их диаметра, количества нагнетаемого в пласт рабочего агента и
противодавления на устье скважины. После пуска скважины
в эксплуатацию необходимо установить режим работы скважины.
Дебит компрессорной скважины зависит не только от продуктивности нефтяного пласта, но и от диаметра и длины, спущенных
в скважину подъемных труб, количества нагнетаемого в скважину
рабочего агента и противодавления на устье скважины.
После спуска подъемных труб в скважину и пуска ее в эксплуатацию необходимо установить режим работы скважины. Оптимальный технологический режим работы скважины устанавливают по
результатам ее исследования. Компрессорные скважины исследуют
в основном методом пробных откачек. Чтобы изменить величину
отбора жидкости, изменяют количество нагнетаемого в скважину
рабочего агента обычно при постоянном противодавлении на устье
скважины.
Этим методом скважину исследуют следующим образом. Сначала проверяют состояние забоя скважины, чтобы убедиться, что на
забое нет пробки, замеряют глубину забоя, а также дебит скважины
и количество подаваемого рабочего агента, при котором скважина
эксплуатировалась. Затем устанавливают режим работы скважины
при минимальном расходе газа, при котором ещё происходит подача жидкости из скважины. Этот расход газа поддерживают постоянным несколько часов, для того чтобы режим работы скважины
установился (признаками установившегося режима является подача
жидкости без пульсации и постоянство давления в кольцевом пространстве). После этого, не меняя расхода газа, делают замер дебита
скважины, определяют расход газа и замеряют его рабочее давление. Общая продолжительность времени замеров должна быть не
менее 2 ч. Затем увеличивают подачу рабочего агента и при новом
режиме повторяют те же замеры.
Обычно при исследовании компрессорных скважин дебит
скважины замеряют в дневное время. По окончании замеров расход
рабочего агента изменяют и оставляют скважину работать до следующего дня, затем начинают замеры, после чего переходят опять
56
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
на новый режим и т. д. Количество подаваемого агента изменяют
в пределах 10–15 % от общего количества подаваемого рабочего
агента в скважину.
Дебит жидкости возрастает с увеличением расхода рабочего
агента лишь до определенного предела, дальнейшее увеличение количества рабочего агента влечет за собой уменьшение дебита. Поэтому исследование скважины заканчивают после того, как следующие друг за другом режимы дадут уменьшение дебита при продолжающемся увеличении расхода рабочего агента. При исследовании определяют также изменение содержания воды в жидкости, добываемой из скважины. Для этого после каждого замера дебита
жидкости отбирают пробы и отправляют их в лабораторию для
определения содержания воды.
При работе газлифтных скважин нередко наблюдается
пульсация, т. е. чередование выбросов жидкости и газа. Такое
явление наблюдается, когда режим работы газлифтной скважины
соответствует той части кривой Q(Vг) (рис. 7.1), которая лежит
слева от точки оптимального режима, т. е. на левой крутой ветви
кривой Q(Vг). При пульсирующем режиме работы скважины
удельный расход газа может быть намного больше, чем при работе
на оптимальном режиме. Одним из методов борьбы с пульсацией
является установление концевого рабочего клапана.
Изменение отборов, т. е. дебитов, достигается изменением
количества подаваемого газа на газораспределительном пункте или
непосредственно у скважины, что приводит к изменению пропускной
способности лифта. Изменение пропускной способности приводит
к нарушению баланса между количеством жидкости, притекающей из
пласта, и поднимаемой газлифтным подъемником из скважины.
В результате жидкость либо накапливается в скважине (при
двухрядном лифте), либо расходуется из затрубного пространства. Это
приводит к изменению положения динамического уровня, и,
следовательно, погружения и рабочего давления у башмака лифта.
В соответствии с этим изменяется рабочее давление на устье и
в газораспределительном пункте. После наступления нового
установившегося режима работы скважины, что отмечается
постоянством расхода газа, его давления и дебита скважины, на забой
можно спустить манометр и замерить соответствующее данному
дебиту забойное давление. Изменяя, таким образом, несколько раз
57
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
режим работы скважины, можно получить данные об изменениях
дебита, удельного расхода нагнетаемого газа, рабочего давления на
устье и забойного давления. По этим данным строятся графики
изменения показателей от расхода газа, по которым можно установить
желаемый режим работы газлифтной скважины и, в частности,
оптимальный режим. Такое исследование дает наиболее точную
информацию об условиях работы скважины и, в частности, наиболее
точную индикаторную линию. Однако спуск манометра – процесс
трудоемкий. Поэтому часто ограничиваются измерением только
рабочего давления, расхода газа, дебита и вычислением удельного
расхода нагнетаемого газа при различных режимах работы скважины.
Регулировку расхода газа Vг начинают с самых малых значений, при
которых возможна работа скважины, и доводят ступенчато до самых
больших расходов, при которых наблюдается снижение дебита.
Увеличение дебита соответствует понижению давления на забое Рс,
снижению динамического уровня и погружения, а следовательно, и
рабочего давления у башмака НКТ Рб и на устье Рр. Поэтому кривая
изменения Рр (Vг) должна иметь минимум против максимума дебита Q.
Однако кривая Рр не является зеркальным отображением кривой Q, так
как в характер зависимости Рр вносятся некоторые изменения за счет
веса столба газа и его трения в межтрубном пространстве, а также за
счет изменения плотности столба газожидкостной смеси между забоем
и башмаком труб.
По полученным данным строят графики, показанные на рис. 7.1.
Рис. 7.1. График зависимости дебита газлифтной скважины от расхода
нагнетаемого газа
58
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Касательная, проведенная из начала координат к линии Q,
определяет точку касания 1, соответствующую такому дебиту
газлифтной скважины, при котором удельный расход нагнетаемого
газа Rн = Vг/Q минимальный. На этом же рисунке показана кривая
Rн(Vг), на которой точка 2 соответствует (Rн)min. Точка 3 на кривой
Q(Vг) характеризует максимальный дебит жидкости, который
может быть получен, если не накладывать никаких ограничений на
расходуемое количество газа. Точка 4 на кривой Rн(Vг)
соответствует удельному расходу газа при максимальной подаче
газлифтного подъемника. При установлении режима работы
скважины по данным ее исследования кроме дебита жидкости
необходимо также учитывать рабочее давление газа, его ресурсы и
КПД процесса. По полученным таким способом данным можно
построить индикаторную линию притока, однако достоверность ее
будет тем меньше, чем больше расстояние между башмаком и
забоем и чем больше пластовый газовый фактор. Дело в том, что по
показанию манометра, замеряющего устьевое рабочее давление Р р,
и по барометрической формуле, можно достаточно точно
определить давление у башмака труб Рб. Потери давления на трение
газа при его движении от устья до башмака обычно малы (при
глубине скважины 1000 м, расходе газа 10000 м3/сут, диаметре
обсадной колонны 168 мм, диаметре НКТ 73 мм, Ру = 5 МПа потери
на трение составляют 0,07 МПа). В крайнем случае, их нетрудно
определить по соответствующим формулам, используемым при
расчете систем транспортирования газа по трубопроводам.
Таким образом, величина Рб определяется достаточно надежно.
Для перехода от Рб к давлению на забое скважины Рс необходимо
учесть гидростатическое давление в интервале между башмаком
труб и забоем скважины, так как:
Рс= Рб+ ρ∙g∙(H – L),
(7.1)
где ρ – средняя плотность ГЖС между забоем Н и башмаком
труб L. Кроме того, в интервале (Н–L) происходят потери давления
на трение, трубной гидравлики. Наибольшие затруднения
возникают при определении ρ, и чем больше пластовый газовый
фактор, тем больше погрешности в оценке средней плотности ρ на
интервале Н–L. При установке на колонне НКТ нескольких
дифференциальных пусковых клапанов и при изменении давления
газа в подводящем газопроводе эти клапаны могут работать как
59
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
рабочие. Поэтому при колебаниях давления газа или давления
в пласте (например, при изменении темпа нагнетания воды
в ближайшие нагнетательные скважины) поступление газа в НКТ
газлифтной скважины может происходить не через башмак, а через
какой-нибудь пусковой клапан, который начнет выполнять функции
рабочего. Для распознавания таких самопроизвольных явлений,
ведущих к нарушению установленных оптимальных режимов
работы скважин, применяются чувствительные скважинные
манометры и различные шумопеленгаторы. В местах притока газа
наблюдается излом кривых распределения температуры вдоль НКТ,
связанный с термодинамическими эффектами, происходящими при
смешении пластовой жидкости с газом, проникающим из
межтрубного
пространства
через
работающий
клапан.
Шумопеленгатор, представляющий собой обычный микрофон,
спускаемый в скважину на кабеле, непосредственно отмечает
появление интенсивного шума на глубине работающего клапана.
Подобные исследования важны для выявления неработающих
клапанов и их замены. Дебитометрические исследования
производятся, как обычно, с помощью скважинных дебитомеров
или комплексных приборов типа «Поток», замеряющих
одновременно несколько параметров и их распределение вдоль
вскрытой части пласта – интервала перфорации. Эти исследования
важны еще и потому, что при последующем переводе скважины с
газлифтного способа на ЭЦН или ШСН их осуществить будет уже
нельзя, т. е. спуск подобных приборов в скважины, оборудованные
этими насосами, практически невозможен.
Контрольные вопросы
1. Отчего зависит дебит газлифтных скважин?
2. Установление оптимального технологического режима скважин.
3. Исследование газлифтных скважин.
60
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
8. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН ШТАНГОВЫМИ НАСОСАМИ
Более половины фонда (59,4 %) действующих скважин России
(примерно 16,1 % всего объема добычи нефти) эксплуатируются
ШСНУ (см. табл. 8.1).
Дебит скважин составляет от десятков килограммов в сутки до
нескольких десятков тонн. Насосы спускают на глубину от
нескольких десятков метров до 3000 м, а в отдельных скважинах на
3200–3400 м.
УШСН включает:
1. Наземное оборудование: станок-качалка (СК), оборудование
устья.
2. Подземное оборудование: насосно-компрессорные трубы
(НКТ), насосные штанги (НШ), штанговый скважинный насос
(ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу
установки в осложненных условиях.
Таблица 8.1
Распределение числа скважин и добычи нефти
в зависимости от способа эксплуатации
Способ
эксплуатации
Фонтанный
Газлифтный
УЭЦН
ШСН
Прочие
Число
скважин,
%
8,8
4,3
27,4
59,4
0,1
Средний дебит,
т/сут
нефти жидкости
31,1
51,9
35,4
154,7
28,5
118,4
3,9
11,0
-
Добыча, %
от общей
нефти жидкости
19,5
9,3
11,6
14,6
52,8
63,0
16,1
13,1
-
Отличительная особенность ШСНУ состоит в том, что
в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос,
который приводится в действие поверхностным приводом
посредством колонны штанг (рис. 8.1).
Глубинная штанговая насосная установка (рис. 8.1) состоит из
скважинного насоса 2 вставного или не вставного типов, насосных
штанг 4 насосно-компрессорных труб 3, подвешенных на
планшайбе или в трубной подвеске 8, сальникового уплотнения 6,
сальникового штока 7, станка-качалки 9, фундамента 10 и тройника
5. На приеме скважинного насоса устанавливается защитное
приспособление в виде газового или песочного фильтра 1.
61
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
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.
Рис. 8.1. Схема установки штангового скважинного насоса
Балансир качается на поперечной оси, укрепленной
в подшипниках, и сочленяется с двумя массивными кривошипами
с помощью двух шатунов, 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 станка-качалки.
62
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Редуктор с постоянным передаточным числом, маслозаполненный, герметичный, имеет трансмиссионный вал, на одном конце
которого предусмотрен трансмиссионный шкив, соединенный клиноременной передачей с малым шкивом электродвигателя. На другом конце трансмиссионного вала имеется тормозной барабан.
Опорный подшипник балансира укреплен на металлической стойкепирамиде.
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. Этим достигается ступенчатое изменение амплитуды качаний балансира, т. е.
длины хода плунжера.
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 станковкачалок 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. Цилиндр подвешивается на трубах. В нем перемещается поршень-плунжер, выполненный в виде длинной (1–1,5 м) гладкообработанной 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
63
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
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. Накапливающаяся над плунжером жидкость достигает
устья скважины и через тройник поступает в нефтесборную сеть.
8.1. Подача штангового скважинного насоса
При перемещении плунжера вверх на величину его хода SП вытесняется объем жидкости:
q1 = S п × ( F - f ) ,
где F – площадь сечения плунжера (или цилиндра насоса);
f – площадь сечения штанг.
При перемещении плунжера вниз на ту же величину Sп
вытесняется дополнительный объем жидкости, равный:
q2 = S п × f ,
За полный (двойной) ход плунжера подача насоса равна сумме
подач за ход вверх и ход вниз:
q = q1 + q2 = Sп × ( F - f ) + S п × f = F × S п .
Если плунжер делает n ходов в минуту, то минутная подача
будет равна (q·n). Умножая на число минут в сутки, получим
суточную подачу в объемных единицах:
(8.1)
Q = F × S × n × 60 × 24 = 1440 × F × S × n,
п
п
Между плунжером и точкой подвеса штанг, т. е. головкой
балансира, от которого плунжеру передается возвратнопоступательное движение, находится длинная колонна штанг,
которую необходимо рассматривать как упругий стержень. Поэтому
движение плунжера ни по амплитуде, ни по фазе не совпадает
с движением точки подвеса. Другими словами, ход плунжера Sп не
равен ходу точки подвеса S. Действительный ход плунжера не
поддается прямому измерению. Ход точки подвеса поддается
измерению и известен из паспортной характеристики станкакачалки.
Поэтому в формулу (8.1) вместо Sп подставляют S, при этом
получается так называемая теоретическая подача ШСН:
64
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
(8.2)
Q Т = 1440∙F∙S∙n.
Действительная подача Qд, замеренная на поверхности после
сепарации и охлаждения нефти, как правило, меньше теоретической
(за исключением насосных скважин с периодическими фонтанными
проявлениями) в силу целого ряда причин. Отношение Qд к Qг
называют коэффициентом подачи насоса, который учитывает все
возможные факторы, отрицательно влияющие на подачу ШСН.
Таким образом, коэффициент подачи:
(8.3)
h = Q д /Q т ,
Для каждой конкретной скважины величина η служит
в известной мере показателем правильности выбора оборудования и
режима откачки установки. Нормальным считается, если η > 0,6 –
0,85.
На коэффициент подачи ШСН влияют постоянные и
переменные факторы.
К постоянным факторам можно отнести:
· влияние свободного газа в откачиваемой смеси;
· уменьшение полезного хода плунжера по сравнению
с ходом точки подвеса штанг за счет упругих деформаций насосных
штанг и труб;
· уменьшение объема откачиваемой жидкости (усадка)
в результате ее охлаждения на поверхности и дегазации
в сепарационных устройствах;
К переменным факторам, изменяющимся во времени, можно
отнести:
· утечки между цилиндром и плунжером, которые зависят от
степени износа насоса и наличия абразивных примесей
в откачиваемой жидкости;
· утечки в клапанах насоса из-за их не мгновенного закрытия
и открытия и, главным образом, из-за их износа и коррозии;
· утечки через не плотности в муфтовых соединениях НКТ,
которые все время подвергаются переменным нагрузкам.
Переменные факторы, сводящиеся к различного рода утечкам,
меняются во времени и поэтому их трудно определить расчетным
путем, за исключением утечек через зазор между плунжером и
цилиндром. Это приводит к тому, что коэффициент подачи η вновь
65
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
спущенного в скважину насоса, после незначительного его
снижения в начальный период в результате приработки плунжера,
затем стабилизируется и длительное время остается практически
постоянным. Затем он заметно начинает снижаться в результате
прогрессирующего износа клапанов, их седел и увеличения зазора
между плунжером и цилиндром. Наряду с этим может произойти и
резкое уменьшение коэффициента подачи в результате смещения
втулок насосов, отворотов и не плотностей в муфтах.
Таким образом, результирующий коэффициент подачи насоса
можно представить как произведение нескольких коэффициентов,
учитывающих влияние на его подачу различных факторов:
η= η1·η2·η3 η4,
(8.4)
где η1 – коэффициент наполнения цилиндра насоса жидкостью,
учитывающий влияние свободного газа; η2 – коэффициент, учитывающий влияние уменьшения хода плунжера; η3 – коэффициент
утечек, учитывающий наличие неизбежных утечек жидкости при
работе насоса; η4 – коэффициент усадки, учитывающий уменьшение объема жидкости при достижении поверхностных емкостей.
Контрольные вопросы
1. Наземное и подземное оборудование скважин.
2. Принцип работы станков-качалок.
3. Принцип работы штанговых насосов.
4. Подача штанговых насосов.
5. Коэффициент подачи насоса.
66
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
9. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН ПОГРУЖНЫМИ
НАСОСАМИ
Недостатками штанговых насосов является ограниченность
глубины их подвески и малая подача нефти из скважин.
На заключительной стадии эксплуатации вместе с нефтью из
скважин поступает большое количество пластовой воды, применение штанговых насосов становится малоэффективным. Этих недостатков лишены установки электроцентробежных насосов (рис. 9.1,
табл. 9.1).
Электроцентробежные насосы – это малогабаритные (по диаметру) центробежные, секционные, многоступенчатые насосы с приводом
от электродвигателя. Обеспечивают подачу 10–1300 м3/сут и более,
напором 450–2000 м вод. ст. и более.
В зависимости от поперечного размера погружного агрегата,
УЭЦН делят на три условные группы: 5, 5А и 6 с диаметрами соответственно 93, 103, 114 мм, предназначенные для эксплуатационных колонн соответственно не менее 121,7; 130; 114,3 мм.
Пример условного обозначения – УЭЦНМК5-50-1200, У –
установка; Э – привод от погружного электродвигателя; Ц – центробежный; Н – насос; М – модульный; К – коррозионно-стойкого
исполнения; 5 – группа насоса; 50 – подача, м3/сут; 1200 – напор, м.
Электродвигатели в установках применяются асинхронные,
3-фазные с короткозамкнутым ротором вертикального исполнения
ПЭД40-103– обозначает: погружной электродвигатель, мощностью
40 кВт, диаметром 103 мм. Двигатель заполняется специальным маловязким, высокой диэлектрической прочности маслом, служащим
для охлаждения и смазки.
Для погружных электродвигателей напряжение составляет
380–2300 В, сила номинального тока 24,5–86 А при частоте 50 Гц,
частота вращения ротора 3000 мин –1, температура окружающей
среды от +50 до +90 0С.
Модуль-секция насос – центробежный многоступенчатый, секционный. Число ступеней в насосном агрегате может составлять от
220 до 400.
При откачивании пластовой жидкости, содержащей у сетки
входного модуля насоса свыше 25 % (до 55 %) по объему свободного газа, к насосу подсоединяется газосепаратор, который отводит
в затрубное пространство часть газа из пластовой жидкости и
улучшает работу насоса.
67
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Гидравлическая характеристика погружного электроцентробежного насоса (ПЭЦН) дается заводом – изготовителем при работе
насоса на воде плотностью ρ = 1000 кг/м3 (количество ступеней –
100) и представляет собой зависимости (см. рис. 9.2): напора Н от
подачи Q (Н=f(Q)); коэффициента полезного действия КПД – η от Q
(η = f(Q)); мощности N от Q (на рис. не показано). При закрытой
задвижке и подаче Q = 0, насос развивает максимальный напор Hmax
(кривая 1). В этом случае КПД равен нулю. Если насос работает без
подъема жидкости (Н = 0, η = 0), подача его максимальна (Qmax).
Наиболее целесообразная область работы насоса – зона максимального КПД (кривая 2). Значение ηmax достигает 0,5–0,6. Режим
эксплуатации насоса, когда напор Нопт и подачи Qопт соответствуют
точке с максимальным КПД, называют оптимальным (точка М).
Под режимом эксплуатации насоса понимается пересечение
гидравлической характеристики насоса (кривая 1) с его «внешней
сетью», в данном случае гидродинамической характеристикой
скважины (кривая 3). Под гидродинамической характеристикой
скважины понимается совокупная характеристика работы пласта и
подъемника, которая выражается графической зависимостью напора (давления) в функции дебита (подачи) (H=f (Q)).
Задача рационального выбора компоновки УЭЦН сводится
к подбору такого режима насоса, когда пересечение кривых 1 и 3
будет находиться в «рабочей зоне», которая лежит на кривой 1, где
ηм ³ (0,8–0,85)ηmax. Регулирование режима возможно как изменением характеристики насоса (изменением числа оборотов, изменением числа ступеней и др.), так и изменением характеристики
«внешней сети» (изменением диаметра НКТ, применением штуцеров и др.).
68
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Рис. 9.1. Установка погружного центробежного насоса: 1 – оборудование
устья скважин; 2 – пункт подключательный выносной; 3 – трансформаторная
комплексная подстанция; 4 – клапан спускной; 5 – клапан обратный;
6 – модуль-головка; 7 – кабель;8 – модуль-секция; 9 – модуль насосный
газосепаратор; 10 – модуль исходный; 11 – протектор; 12 – электродвигатель;
13 - система термоманометрическая
Рис. 9.2. Гидравлическая характеристика ПЭЦН
69
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Таблица 9.1
Тип
газосепаратора
Мощность двигателя, кВт
УЭЦНМ6-800
УЭЦНМ6-1000
121,7
Напор,
м
УЭЦНМ5-50
УЭЦНМ5-80
УЭЦНМК5-80
УЭЦНМ5-125
УЭЦНМК5-125
УЭЦНМ5-200
УЭЦНМ5А-160
УЭЦНМ5А-250
УЭЦНМК5-250
УЭЦНМ5А-400
УЭЦНМК5А-400
УЭЦНМ6-250
УЭЦНМ6-320
УЭЦНМ6-500
Подача, м3/сут
Наименование
установок
Мин. (внутр.)
диаметр
эксплуатационной колонны
Установки электроцентробежных насосов
50
80
990–1980
900–1950
32–45
32–63
125
745–1770
200
160
250
640–1395
790–1705
795–1800
45–90
32–90
45–90
1МНГК5
МНГА5
МНГА5
400
555–1255
63–125
МНГК5А
250
320
920–1840
755–1545
63–125
500
800–1425
90–180
800
1000
725–1100
615–1030
125–250
180–250
1МНГ5
130,0
144,3
144,3
или 148,3
148,3
148,3
Погружной насос, электродвигатель, гидрозащита соединяются
между собой фланцами и шпильками. Валы насоса двигателя и гидрозащита имеют на концах шлицы и соединяются между собой
шлицевыми муфтами.
Гидрозащита предназначена для защиты ПЭД от проникновения в его полость пластовой жидкости и смазки сальника насоса и
состоит из протектора и компенсатора.
Кабель с поверхности до погружного агрегата подводят питающий, полиэтиленовый бронированный (эластичная стальная оцинкованная лента) круглый кабель (типа КПБК), а в пределах погружного агрегата – плоский типа (КПБП).
70
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Станция управления обеспечивает включение и отключение
установки, само запуск после появления исчезнувшего напряжения
и аварийное отключение (перегрузки, короткое замыкание, колебания давления, отсутствие притока и др.).
Станции управления (ШГС-5804 для двигателей с мощностью
N до 100 кВт, КУПНА-79 для двигателей с N больше 100 кВт). Они
имеют ручное и автоматическое управление, дистанционное управление с диспетчерского пункта, работают по программе.
Имеется отсекатель манифольдного типа РОМ-1, который перекрывает выкидную линию при повышении или резком снижении
давления (вследствие прорыва трубопровода).
Трансформаторы регулируют напряжение питания с учетом
потерь в кабеле (25–125 В на 1000 м).
Погружные винтовые и гидропоршневые насосы
Это новые виды погружных насосов.
Винтовой насос – это тоже погружной насос с приводом от
электродвигателя, но жидкость в насосе перемещается за счет вращения ротора-винта. Особенно эффективны насосы этого типа при
извлечении из скважин нефтей с повышенной вязкостью.
Применяются насосы с приводом на устье скважин, производительность которых до 185 м3/сут; напор до 1830 м.
Гидропоршневой насос – это погружной насос, приводимый
в действие потоком жидкости, подаваемой в скважину с поверхности насосной установкой. При этом в скважину опускают два ряда
концентрических труб диаметром 63 и 102 мм. Насос опускают в
скважину внутрь трубы диаметром 63 мм и давлением жидкости
прижимают к посадочному седлу, находящемуся в конце этой трубы. Поступающая с поверхности жидкость приводит в движение
поршень двигателя, а вместе с ним и поршень насоса. Поршень
насоса откачивает жидкость из скважины и вместе с рабочей жидкостью подает ее по межтрубному пространству на поверхность.
Контрольные вопросы
1. Технические характеристики и условные обозначения
УЭЦН.
2. Гидравлическая характеристика ПЭЦН.
3. Гидрозащита ПЭД.
71
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
10. УСТАНОВЛЕНИЕ ОПТИМАЛЬНОГО
ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕЖИМА
Геологическая служба ежеквартально или один раз в полгода,
в соответствии с данными проекта разработки, опыта эксплуатации
и результатами исследования скважин, устанавливает технологический режим работы скважин. Этот режим называется фактическим.
Технологический режим, который устанавливается при составлении проектов разработки газовых месторождений на много лет
вперед, называется расчетным.
Существуют три тенденции в обосновании технологического
режима эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин:
1. Режим работы скважины должен соответствовать 10–25 %
абсолютно свободного дебита скважины, т. е. дебиту, соответствующему забойному давлению 0,1 МПа.
2. Скважина должна эксплуатироваться при дебитах, сохраняющих линейный закон фильтрации газа в призабойной зоне, с целью экономии энергии газа в процессе разработки.
3. Режим эксплуатации каждой скважины должен обосновываться с учетом возможности разрушения призабойной зоны, образования песчано-жидкостной пробки на забое, конуса подошвенной
воды (нефти при наличии оторочки), гидратов и др.
Среди различных факторов, влияющих на режим работы газовых скважин, наиболее трудными считаются научное обоснование и
точный прогноз безводного дебита газовых скважин, вскрывших
неоднородные терригенные и трещинно-пористые пласты с подошвенной водой, а также дебита скважин, вскрывших неустойчивые и
слабоустойчивые пласты, с обоснованным количеством песка
в продукции скважины.
Под технологическим режимом эксплуатации понимается режим, при котором поддерживается определённое соотношение
между дебитом скважины и забойным давлением или его градиентом.
При установлении технологического режима эксплуатации используют исходные данные, накопленные в процессе поиска залежи, разведки и опытной эксплуатации месторождения. На технологический режим эксплуатации влияет множество факторов, причем
влияние различных факторов может быть как однонаправленным,
72
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
так и разнонаправленным. Поэтому при недостаточно глубоком
изучении этих вопросов установленный режим может оказаться неправильным.
Нередко влияние одного фактора противоречит другому, что не
позволяет учесть всю совокупность факторов. Поэтому для установления технологического режима эксплуатации газовых скважин с учетом
«всех» факторов должны быть обоснованы и рекомендованы соответствующие принципы и математические критерии. Такие принципы и
критерии могут быть реализованы путем обобщения по группам различных факторов. Причем, используя накопленный опыт установления технологического режима эксплуатации газовых скважин, заблаговременно можно исключить часть факторов, связанных с условиями
вскрытия, свойствами промывочной жидкости, совершенством скважины, образованием пробок, техникой и технологией сбора, осушки и
очистки газа и др. Тогда к основным факторам, влияющим на технологический режим эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин,
можно отнести следующие:
– деформацию и устойчивость к разрушению продуктивного
разреза;
– наличие активной подошвенной или контурной воды, способной по сверхпроницаемым пропласткам сравнительно быстро
обводнить скважины, вскрывшие газоносную толщину, включая
сверхпроницаемый пропласток;
– условия вскрытия пласта, степень и характер вскрытия с учетом близости контактов газ–нефть или газ–вода;
– возможность образования жидкостных или песчаножидкостных пробок в процессе эксплуатации.
По мере истощения залежи, продвижения подошвенной и контурной воды, снижения дебита газа во времени, уменьшения пластового и забойного давлений наступает время, когда установленный режим не обеспечивается, и тогда необходимо изменить выбранный технологический режим эксплуатации. Вновь устанавливаемый технологический режим эксплуатации также обосновывается, как и в начале разработки месторождения.
При полном и безусловном соблюдении перечисленных выше
принципов установления технологического режима эксплуатации
будет достигнута рациональная разработка газовых и газоконденсатных месторождений.
73
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
10.1. Изменение технологического режима скважин
Необходимость изменения установленного технологического
режима обусловлена изменением характеристик пласта и скважин
в процессе разработки, проведением определенных мероприятий,
позволяющих увеличить производительность скважин, или ремонтно-профилактических работ, нередко приводящих к снижению их
производительности.
В процессе эксплуатации месторождения необходимость изменения технологического режима возникает по ряду причин.
Наличие подошвенной воды при установлении технологического режима. В этом случае допустимая предельная депрессия на
пласт для заданной величины вскрытия пласта – величина переменная. С изменением пластового давления величина допустимой депрессии линейно уменьшается с уменьшением пластового давления.
При наличии подошвенной воды величина допустимой депрессии
должна быть снижена в соответствии со снижением пластового
давления. Иначе установленная в начале разработки величина допустимой депрессии на пласт приводит к неизбежному подтягиванию
конуса воды в скважину, и при этом необходимо, учесть подъем
поверхности контакта газ–вода. Это, в свою очередь, приведет
к более интенсивному снижению производительности скважины.
Все изменения технологического режима эксплуатации, независимо от того, вызваны ли они изменением пластового давления,
подъемом поверхности газ–вода, изменением плотности воды и газа, установкой цементных мостов или созданием искусственного
непроницаемого экрана, должны быть предусмотрены проектом
разработки месторождения. При установлении технологического
режима определяющим фактором может быть близость контурных
вод. В этом случае критерием выбора режима могут служить несколько параметров, среди которых на первое место выходит суммарный отбор газа из месторождения до прорыва воды в скважину.
Принципиально продвижение контурных вод к скважине связано с двумя показателями: общим истощением месторождения
независимо от расположения скважин, в частности рассматриваемой скважины, в результате, которого происходит внедрение в газовую залежь контурной воды; созданием значительной депрессионной воронки, влияющей на темп внедрения воды в зону дренажа
рассматриваемой скважины так, что он значительно опережает темп
74
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
внедрения от общего истощения газоносного пласта. При сравнительно высоких темпах отбора газа из месторождения, что особенно
характерно для месторождений с малыми запасами, как правило,
темп внедрения контурных вод несколько отстает от темпа отбора
газа. Следовательно, для сравнительно однородного пласта (или
нескольких пластов) в скважинах, расположенных в зонах, не представляющих опасности прорыва контурных вод, обеспечение максимального дебита (если другие факторы не ограничивают его величину) желательно при установлении технологического режима.
В то же время в скважинах, расположенных близко к контурной воде, ограничение депрессии с целью предотвращения преждевременного прорыва воды является необходимым условием. Величина депрессии в приконтурных скважинах в каждом конкретном месторождении и в каждой конкретной скважине выбирается расчетным
путем исходя из коллекторских свойств пласта, их изменения от
скважины до контура, пластового давления и других геологопромысловых параметров. При наличии нескольких неоднородных
пластов эти расчеты производятся по наиболее опасному с точки
зрения быстрого прорыва контурной воды пласту.
Если устойчивость породы к разрушению является основным
фактором при установлении технологического режима, то критерии
технологического режима эксплуатации скважин устанавливаются
в виде постоянного градиента давления, и его изменение в течение
всего периода разработки не допускается. Если скважина вскрывает
коллектор с низкой устойчивостью пород к разрушению, то в процессе разработки требуется поддерживать его постоянным до тех
пор, пока не будут проведены определенные мероприятия по
предотвращению разрушения пласта. Величина допустимого градиента давления для газоносных пластов с низкой устойчивостью
к разрушению устанавливается на скважинах рассматриваемого месторождения в период опытно-промышленной эксплуатации. Изменение технологического режима эксплуатации скважин, установленного
исходя из разрушения пласта при превышении допустимой величины
градиента, может происходить при укреплении призабойной зоны
специальными смолами, внедрении одновременно-раздельной эксплуатации в случае многопластовости, применении механических или
гравийных фильтров, проведении ремонтно-профилактических работ
скважинного или устьевого оборудования и др.
75
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Основной фактор при установлении технологического режима –
наличие в составе газа коррозионно-активных компонентов. Необходимость изменения технологического режима возникает, начиная
с момента, когда дальнейшее увеличение диаметра насоснокомпрессорных труб невозможно. При этом скорость потока газа не
должна превышать приближенно определенную величину в любом
сечении ствола скважины. Если в процессе эксплуатации скважины
даже в начальный период разработки производится закачка антикоррозионного ингибитора, то изменение технологического режима
эксплуатации также становится необходимостью.
Технологический режим эксплуатации скважины при определяющем факторе, связанном с коррозионно-активными компонентами в газе, также подлежит изменению (кроме случаев правильного выбора диаметра насосно-компрессорных труб до их максимально возможной величины и закачки ингибитора коррозии), если
необходимо поддержать определенное устьевое давление и увеличение количества влаги в газе приводит к более интенсивной коррозии оборудования.
Изменение технологического режима работы скважины обусловлено накоплением и выносом столба жидкости или песчаной
пробки на забое скважины. В том случае, когда дальнейшие изменения в конструкции насосно-компрессорных труб исключены и поступающая из пласта конденсационная, пластовая вода или тяжелые
компоненты углеводородов, переходящие в жидкое состояние в призабойной зоне и стволе скважин, полностью не выносятся, процесс
накопления жидкостного столба требует изменения технологического режима путем закачки в ствол скважины ПАВ или соответствующих изменений производительности скважин. Аналогичное изменение должно быть произведено при накоплении песчано-жидкостной
пробки на забое скважины, приводящей к изоляции части работающего интервала. Если образовалась жидкостная или песчаная пробка,
то в процессе их удаления изменением глубины спуска и диаметра
насосно-компрессорных труб или применением механических
средств по удалению образовавшейся пробки установление нового
технологического режима является необходимостью.
Изменение технологического режима эксплуатации обусловлено необходимостью поддержания определенной величины устьевого давления или его изменением. Определяющая величина давления
76
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
на устье скважин, на входе промыслового пункта осушки и очистки
газа или промыслового газосборного коллектора устанавливается
исходя из величины дебита скважины, параметров (длина, диаметр
и др.) шлейфов, давления сепарации, давления на входе в компрессорную станцию и давления в начале газопровода. По известной
заданной величине давления в одном из перечисленных узлов производятся расчеты для определения технологического режима эксплуатации скважин с учетом различных потерь давления от названного узла до пласта.
Таким образом, технологический режим эксплуатации по некоторым определяющим факторам принципиально является переменной величиной, но несоблюдение установленного технологического
режима и его изменения в процессе разработки со стороны работников промыслов приводят к преждевременному выходу скважин
из строя и бурению дополнительных скважин.
Наиболее часто при проектировании разработки газовых и газоконденсатных месторождений используются режимы постоянного градиента, постоянной депрессии или дебита, а также постоянного забойного давления. Причем, как правило, установленный
в начальной стадии технологический режим, например постоянной
депрессии или дебита, в период падающей добычи заменяется режимом постоянного устьевого давления по части скважин, устьевые
давления которых отличаются от давления основного эксплуатационного фонда. В дальнейшем, с момента ввода компрессорной
станции, эти скважины нередко переводятся снова на режим падающего устьевого давления. Увеличение за последние годы числа
газовых и газоконденсатных месторождений, переходящих на последний этап разработки, но еще способных обеспечить выдачу
значительного количества газа, происходит из-за отсутствия правильно установленного технологического режима эксплуатации
скважин и конкретных рекомендаций по данному вопросу в проектах и анализах разработки месторождений. Существенное снижение
пластового давления, производительности скважин, увеличение количества влаги в газе, низкая скорость потока газа в стволе скважины и другие факторы требуют предварительной оценки и выдачи
конкретных рекомендаций по режиму эксплуатации скважин
в поздней стадии разработки месторождений с учетом возможного
применения плунжерных лифтов, применения ПАВ и т. д. для более
надежной оценки дебита каждой скважины или группы скважин и
месторождения в целом.
77
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Время перехода от одного технологического режима к другому
в основном зависит от фактора или сочетания факторов, по которым
устанавливался данный технологический режим, от стадии разработки залежи и условий сбора и транспорта газа. Причем первая
часть этого вопроса, т. е. выбор технологического режима в зависимости от того или иного фактора, являющегося определяющим для
данного месторождения, решается проектирующими организациями
на базе имеющихся геолого-промысловых данных. Без выполнения
указанного требования правомерность и надежность проектных показателей на месторождениях могут приводить к существенным
отклонениям проектных данных от фактической возможности промысла. Указанное выше положение касается временного, или так
называемого стадийного (в зависимости от периода разработки залежи), необходимого изменения технологического режима эксплуатации. Если технологический режим установлен по какому-то из
перечисленных факторов, то при проведении ряда мероприятий
в скважине или неожиданных изменениях по различным причинам
необходимо текущее, в отдельных скважинах очень частое, изменение технологического режима эксплуатации. Эта необходимость
устанавливается при периодических исследованиях скважин или
проведении разных мероприятий в скважинах и корректируется
в материалах по анализу разработки.
Контрольные вопросы
1. Технологический режим работы скважин.
2. Расчетный технологический режим.
3. Основные факторы, влияющие на технологический режим.
4. Изменение технологического режима.
78
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
11. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН В ОСЛОЖНЕННЫХ
УСЛОВИЯХ
11.1. Осложнения при эксплуатации фонтанных скважин
Работа фонтанных скважин может быть осложнена в связи
с отложениями парафина, солей, накоплением песка на забое, воды,
а также с различного рода утечками нефти, газа, нарушением герметичности или поломками запорных устройств.
В процессе эксплуатации ведется тщательный контроль за работой скважины, что позволяет выявить осложнения, например:
– при уменьшении устьевого давления р2 и одновременном повышении затрубного давления рзат – отложения парафина и солей
в НКТ;
– при уменьшении давлений р2 и рзат – образование песчаной
пробки на забое;
– при уменьшении давления р2 и увеличении дебита Q – разъедание штуцера;
– при увеличении давлений р2 и рзат и уменьшении дебита Q –
засорение штуцера или отложение парафина в манифольде и выкидном шлейфе.
По пути движения нефти уменьшаются температура и давление, выделяется газ, поток охлаждается, снижается растворяющая
способность нефти, выделяются твердый парафин, мазеобразные
асфальтены и смолы. Наиболее интенсивно парафин откладывается
в подъемных трубах. Толщина его слоя на внутренней стенке труб
увеличивается от нуля на глубине 900–300 м до максимума на глубине 200–50 м, а затем уменьшается за счет смыва отложений потоком. Отложения приводят к снижению дебита.
Выкристаллизация парафина происходит на механических
примесях нефти и на стенках оборудования. При этом парафин, выделившийся внутри объема, практически не принимает участия
в формировании отложений. Такие кристаллы откладываются в основном на дне поверхностных резервуаров. Поэтому наиболее целесообразно добиться того, чтобы весь парафин выделялся не на
стенках оборудования, а внутри объема.
Процесс отложения парафина имеет адсорбционный характер
(поглощение поверхностью твердого тела). Поэтому защитные покрытия труб гидрофильными (смачивающимися водой) материала79
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ми оказались весьма эффективными для борьбы с отложениями парафина. Для создания защитных покрытий применяют лакокрасочные материалы (бакелитовый, эпоксидный, бакелитово-эпоксидный
лаки), а также стекло, эмаль.
Добавки в поток химических реагентов способствуют гидрофилизации стенок труб, увеличению числа центров кристаллизаций
парафина в потоке, повышению дисперсности частиц парафина
в нефти. Такими реагентами могут быть водо- и нефтерастворимые
поверхностно-активные вещества.
Исследованиями установлено, что использование переменного
магнитного поля увеличивает число центров кристаллизации в потоке и предотвращает отложение парафина.
Отложения парафина удаляют тепловыми и механическими
способами. При тепловом способе проводят периодическую закачку
в затрубное пространство скважины горячей нефти (газоконденсата), перегретого пара или паровоздушной смеси. При этом парафин
расплавляется и выносится потоком из скважины по НКТ. Для получения водяного пара используют паропередвижные автомобильные установки типа ППУ, а для нагрева нефти – агрегат депарафинизации передвижной типа 1АДП-4-150.
При механическом способе используют скребки, которыми соскабливают отложения парафина со стенок труб. Их спускают и
поднимают на проволоке (тросе) с помощью электродвигателя автоматической депарафинизационной установки типа АДУ-3 или
УДС-1. Подъем автоматических летающих скребков происходит
под действием напора газонефтяного потока, при этом вверху и
внизу труб устанавливают амортизаторы (ограничители).
Отложения солей могут происходить на всем пути движения
воды – в пласте, скважине, трубопроводах и оборудовании установок подготовки нефти. Причинами отложения солей считают химическую несовместимость вод (например, щелочных с жесткими),
поступающих в скважины из различных горизонтов (пластов) или
пропластков; перенасыщенность водно-солевых систем при изменении термодинамических условий. В основном солеотложения
наблюдаются при внутриконтурном заводнении пресными водами,
что связывают с обогащением закачиваемых вод сульфатами при
контакте с остаточными водами и растворении минералов.
80
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Отложения солей приводят к уменьшению добычи нефти, сокращению межремонтных периодов работы скважин; в некоторых
случаях они столь велики, что вообще затрудняют эксплуатацию.
Основными компонентами солей могут быть либо гипс, либо
карбонаты кальция и магния. В состав входят также диоксид кремния, оксидные соединения железа, органические вещества (парафин, асфальтены, смолы) и др. Осадки могут быть плотными или
рыхлыми, прочность сцепления с металлом возрастает с глубиной
залегания пласта. Различный состав и структура отложений требуют индивидуального подхода к выбору метода борьбы с ними на
каждом конкретном месторождении.
Все методы борьбы с отложениями солей можно подразделить
на две группы: методы предотвращения выпадения солей и методы
удаления солевых отложений.
В комплекс работ по подготовке заводнения входит проверка
закачиваемых вод на химическую совместимость с другими водами,
с которыми они смешиваются в поверхностных или пластовых
условиях.
Наиболее приемлемый метод предотвращения выпадения солей
в трубах – применение химических реагентов (ингибиторов солеотложений). Их периодически закачивают в пласт или в затрубное
пространство добывающих скважин. Ингибиторы с так называемым
«пороговым эффектом» покрывают микрокристаллические ядра
образующегося осадка, замедляют их рост и удерживают в растворе
во взвешенном состоянии. Наиболее эффективными оказались полифосфаты, органические фосфаты, соли сульфокислот, акрилсульфонаты, гексаметафосфат и триполифосфат натрия, аммофос и др.
Менее эффективно применение воздействия на растворы магнитными полями и ультразвуком, а также использование защитных
покрытий (стекло, высокомолекулярные соединения). Для борьбы
с отложением солей в нефтеводосборных трубопроводах рекомендуется установка у устья специальных гипсосборников.
Отложения солей удаляют с помощью химических реагентов и,
в крайнем случае, разбуривают долотом.
При химическом методе удаления осадки гипса преобразовывают в водорастворимую соль сульфата натрия (калия) и в осадки
карбоната (гидроксида) кальция, которые затем растворяют соляно
кислотным раствором и промывают водой. В качестве преобразо81
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
вывающих реагентов эффективными оказались карбонат и бикарбонат натрия (калия), а также гидроксиды щелочных металлов. Реагент вводят в интервал отложений, периодически его прокачивают
или даже создают непрерывную циркуляцию. Затем закачивают соляно кислотный раствор и промывают водой.
11.2. Осложнения при газлифтной эксплуатации
Нормальная эксплуатация газлифтных скважин иногда нарушается по ряду причин:
1) образование песчаных пробок на забое и в подъемных трубах;
2) отложение солей или парафина в трубах и выкидных линиях;
3) образование сальников из окалины в кольцевом пространстве при двухрядном лифте и затрубном пространстве при однорядном лифте;
4) засорение выкидных линий;
5) образование стойких нефтяных эмульсий.
Борьба с отложениями песка. При эксплуатации скважин
в ряде случаев вместе с жидкостью в скважину поступает песок.
Если не будут созданы условия для выноса на поверхность всего
песка, попавшего в скважину, он будет оседать на забое, образуя
песчаную пробку. Такая пробка закрывает фильтр, в результате чего
доступ жидкости из пласта в скважину прекращается. Одни из мер,
предпринимаемых на промыслах против образования песчаных
пробок, имеют цель не допустить поступления большого количества песка в скважину, другие – создать условия, при которых поступающий в скважину песок выносился бы вместе с жидкостью на
поверхность и не оседал в скважине в виде пробки.
Меры против поступления песка в скважину носят режимный
характер и сводятся к ограничению депрессии, т. е. к ограничению
отбора жидкости.
Регулирование отбора жидкости из компрессорных скважин
осуществляется путем изменения глубины погружения подъемных
труб, диаметра подъемных труб или количества нагнетаемого рабочего агента.
Образование песчаной пробки в скважине, в трубах первого
ряда или в подъемных трубах можно определить по показаниям
контрольно-измерительных приборов и по дебиту скважины. Кроме
того, образование песчаной пробки можно обнаружить по следую82
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
щим признакам. Если, например, в процессе эксплуатации скважины подача жидкости прекратилась и из скважины поступает только
воздух (газ) при сниженном давлении, это указывает на то, что, на
забое скважины или в трубах первого ряда на глубине ниже башмака подъемных труб образовалась песчаная пробка. Это же будет
наблюдаться при больших утечках рабочего агента из газлифтной
линии, что обнаруживается при проверке линии.
Для очистки песчаной пробки, образовавшейся на забое, в пространство между эксплуатационной колонной и трубами первого
ряда при двухрядном подъемнике или в пространство между эксплуатационной колонной и подъемными трубами при однорядном
подъемнике прокачивают нефть, не прекращая подачи газа. Иногда
таким способом удается размыть пробку. Если пробку ликвидировать сразу не удается, производят подземный ремонт скважины.
Однорядный лифт не обеспечивает в достаточной мере выноса
песка из скважины. Это объясняется тем, что струя жидкости от забоя до башмака движется по всему сечению скважины, которое
в несколько раз больше сечения подъемных труб, и скорость движения струи часто недостаточна для выноса крупных фракций песка, который осаждается на забое и образует песчаную пробку.
Для устранения этого недостатка подъемные трубы следует
спускать до фильтра, а рабочий агент нагнетать через рабочие и
концевые клапаны, устанавливаемые на подъемных трубах. При
двухрядном или полутора рядном лифтах воздушные трубы также
следует спускать до фильтра для обеспечения высоких скоростей
движения жидкости, поступающей из пласта.
При эксплуатации сильно обводненных скважин иногда
в подъемных трубах, а также в арматуре отлагаются соли вследствие изменения температуры и давления в скважине по сравнению
с пластовыми. Соли отлагаются в верхней части подъемных труб на
протяжении 150–300 м от устья, в результате чего давление рабочего агента повышается и одновременно уменьшается дебит скважины вплоть до полного прекращения подачи.
Для предупреждения выпадения карбонатных солей кальция и
магния в подъемных трубах, а также в арматуре и выкидных линиях
в скважину закачивают различные химические реагенты.
При газлифтной эксплуатации скважин, дающих парафинистую
нефть, парафин откладывается на стенках подъемных труб. Спо83
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
собы предупреждения отложений парафина и очистки труб от образовавшихся отложений аналогичны описанным выше, применяемым при фонтанной эксплуатации. Это применение труб, футерованных стеклом, эмалями или лаками; периодическая очистка труб
механическими скребками, спускаемыми в скважину на проволоке;
тепловой прогрев горячей нефтью или паром.
Кроме того, при этом способе эксплуатации можно применять
летающие скребки плунжерного типа. Диаметр скребка выбирают
несколько меньше диаметра труб, чтобы скребок мог свободно проходить по всей колонне, не застревая в стыках. При большой корке
парафина на трубах, очистку начинают скребками небольшого диаметра, постепенно увеличивая его. Для очистки труб такими скребками внизу колонны устанавливают нижний ограничитель или
амортизатор, в верхней части арматуры – верхний амортизатор.
Устранение металлических сальников. При эрлифтной эксплуатации сжатый воздух проходит довольно значительное расстояние от компрессорной станции до скважин. Движение воздуха по
трубам, особенно если в воздухе содержится много влаги, сопровождается коррозией металла. Установлено, что заметная коррозия
наступает при 70–80 %-ой влажности. Кроме того, на коррозию
влияет давление; с увеличением его возрастает скорость образования коррозии.
Иногда коррозию труб вызывает серная кислота, образовавшаяся вследствие взаимодействия сернистых соединений в нефти
с кислородом нагнетаемого воздуха. Для уменьшения коррозии
проводят следующие мероприятия:
а) покрывают внутренние поверхности труб лаком, стеклом или
эмалью;
б) осушают воздух в конденсационных горшках;
в) периодически изменяют направление движения воздуха
с кольцевой системы на центральную и наоборот.
Хорошее средство по предупреждению образования сальников –
подача в скважину с помощью дозировочных насосов вместе с воздухом поверхностно-активных веществ (ПАВ).
Если указанными выше методами не удается ликвидировать образовавшиеся сальники, то производят подземный ремонт скважин.
Борьба с образованием эмульсий. При поступлении из пласта
вместе с нефтью воды может образоваться стойкая эмульсия.
84
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Эмульсионную нефть транспортируют отдельно от чистой. Затем на
соответствующих установках эмульсию разлагают на нефть и воду.
Все это повышает себестоимость добычи нефти. Одно из эффективных мероприятий, предупреждающих образование эмульсии – применение в качестве рабочего агента нефтяного газа.
Хорошие результаты по получению чистой нефти из скважин
получают при внутрискважинной деэмульсации. Сущность метода
заключается в том, что в кольцевое пространство вместе с сжатым
воздухом подается жидкий деэмульгатор, предотвращающий образование эмульсии.
Подача деэмульгатора нужной концентрации в газлифтные линии производится с помощью дозировочных насосов.
11.3. Эксплуатация малодебитных скважин
С учетом уменьшения возможной производительности штанговых глубинных насосов все скважины с дебитом до 5 м3/сут при
высоте подъема жидкости до 1400 м и с дебитом до 3 м3/сут при
высоте подъема жидкости более 1400 м относятся к малодебитным.
Основанием к выделению малодебитных скважин в особую группу
явилась необходимость применения в таких скважинах специального малопроизводительного и облегченного оборудования, работающего по подобранному к каждой скважине режиму.
В категорию малодебитных скважин с дебитом жидкости до
5 м3/сут можно отнести значительную долю глубинно-насосного
фонда на месторождениях России. Даже на залежах, приуроченных
к высокопродуктивным коллекторам, примерно 20–30 % фонда добывающих скважин относится к малодебитным.
Задача поддержания оптимальных условий добычи нефти требует повышенного внимания к этой категории скважин. Дело в том,
что большинство из них работает на непрерывном режиме, а часть
фонда переводится на периодическую откачку, но нередко с режимом работы, не соответствующим рациональному.
Фонд малодебитных скважин требует для бесперебойного
функционирования использование значительной доли людских и
материальных ресурсов, которыми располагает нефтегазодобывающее предприятие. В связи с этим и с учетом особенностей деятельности предприятий в рыночных условиях необходимо постоянно совершенствовать методику выбора способов подъема скважин85
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ной продукции на дневную поверхность, режима работы установленного насосного оборудования, а также улучшать информационное обеспечение, необходимое для выбора и поддержания оптимальных условий эксплуатации малодебитных скважин.
Эксплуатация имеющегося в распоряжении предприятий объединения насосного оборудования в малодебитных скважинах характеризуется низкой производительностью. Насосы работают
с малым коэффициентом подачи из-за низкого динамического
уровня жидкости в скважинах, попадания большого количества газа
в цилиндры насосов, а также из-за малого наполнения их откачиваемой жидкостью. Как следствие, ШСНУ быстро выходят из строя
из-за преждевременного износа и разрушения оборудования.
Анализ технико-экономических показателей эксплуатации
ШСНУ показал, что уменьшение коэффициента подачи ШГН в малодебитных скважинах от 0,4 до 0,2 и 0,1 приводит к существенному росту удельных затрат на подъем скважинной продукции. Так,
например, расход электроэнергии на 1 т добываемой жидкости
с уменьшением коэффициента подачи в указанных пределах увеличивается с 90 до 132 и 162 кВт/ч соответственно.
Некоторое возрастание коэффициента подачи ШГН обеспечивается, прежде всего, путем увеличения длины хода плунжера, затем изменением числа качаний головки балансира и, лишь в последнюю очередь, выбором насоса другого диаметра.
Из-за низкого коэффициента полезного действия установленного на малодебитных скважинах насосного оборудования, увеличения частоты подземных ремонтов в случае непрерывной эксплуатации, простоев скважин в ожидании ремонтов из-за перегруженности ремонтных бригад и ряда других осложнений приходится переводить эту категорию скважин на периодическую эксплуатацию,
несмотря на очевидную потерю в добыче нефти.
Видно, что малодебитные скважины распределяются по интервалам изменения дебитов жидкости крайне неравномерно.
Следует отметить, что основную добычу нефти из малодебитных скважин, равную 95–96 %, дает группа скважин, дебиты которых изменяются в пределах от 2 до 5 м3/сут. На долю первой группы с дебитами от 0 до 1 м3/сут и второй группы скважин с дебитами
от 1,1 до 2 м3/сут. приходится всего 4–5 % объема добычи нефти из
малодебитных скважин.
86
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
11.4. Анализ причин малодебитности скважин
Нефтегазоносные пласты – это коллекторы, одновременно
насыщенные нефтью, газом и водой при определенных давлениях и
температурах.
В результате комплекса процессов, протекающих в длительный
геологический период, продуктивный пласт приобретает относительно равновесное состояние. После вскрытия его скважиной возникает призабойная зона пласта, в которой произошли, происходят
и будут происходить различные процессы, нарушившие или нарушающие первоначальное равновесное механическое и физикохимическое состояние породы. Все указанные процессы возникают
с момента вскрытия кровли пласта, а по мере разбуривания породы
распространяются в глубь призабойной зоны пласта по нарастающей вскрытой толщине. Радиус ПЗП определить невозможно. Под
этим термином понимается некоторый условный средний радиус,
ограничивающий зону пласта по простиранию по всей его толщине,
в которой происходят все процессы и явления, обусловленные
вскрытием пласта. Эта зона может иметь самую разнообразную
конфигурацию (рис. 11.1).
Рис. 11.1. Схема призабойной зоны пласта: УЗП – удаленная зона пласта;
ПЗП – призабойная зона пласта; рг – горное давление;
рб – равнодействующая горного бокового давления; rс – радиус скважины;
rд – радиус скважины по долоту; r – радиус до произвольной точки пласта;
rпзп – радиус призабойной зоны пласта
Через ПЗП из продуктивного пласта в скважину происходит
фильтрация пластового флюида. Если же фильтрационноемкостные свойства пород ПЗП по сравнению с первоначальным
состоянием пласта по каким-либо причинам изменились (ухудшение или улучшение), то и продуктивность его будет иной по сравнению с природным ее значением.
87
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Состояние ПЗП при вскрытии пласта определяется: литологическим составом пород, плотностью упаковки частиц породы; механическими напряжениями в породе; гидродинамическим влиянием трещин; загрязнением пород и физико-химическими процессами,
протекающими в коллекторе; фильтрационным движением жидкостей, распределением давления и температуры в пласте.
Дебит скважины зависит от ряда факторов, связанных с естественной характеристикой пласта-коллектора, таких как коэффициенты пористости и проницаемости, эффективная толщина, вязкость
фильтрующихся флюидов и др. При справедливости линейного закона фильтрации Дарси дебит Q скважины, расположенной в центре кругового пласта толщиной h и радиусом контурного питания
Rк, при установившейся фильтрации можно рассчитать по формуле:
Q=
2p кh(p пл - р заб )
,
Rk
m lg
rпр
(11.1)
где k – коэффициент проницаемости породы; h – толщина пласта;
рПЛ и рЗАб – давление соответственно на контуре питания кругового
пласта и забое работающей скважины; rпр – приведенный радиус
скважины.
Комплекс параметров:
K=
2p кh
,
Rk
m lg
rпр
(11.2)
входящих в формулу (11.1), принято считать коэффициентом продуктивности скважины.
Из выражения (11.2) видно, что за единицу измерения коэффициента продуктивности можно принять м3/(с∙Па). Однако в расчетах
по технологии добычи нефти коэффициент продуктивности принято измерять в м3/(сут∙МПа) или т/(сут∙МПа). Таким образом, формула (11.1) позволяет рассчитать ожидаемый потенциальный дебит
скважин с определенным приближением по картам распределения
коэффициента проницаемости и карте равных толщин продуктивного пласта. Путем наложения указанных карт, построенных в одинаковых масштабах, можно построить карту распределения ожида88
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
емых значений коэффициентов продуктивности пласта, необходимую для оперативного контроля за качеством выполнения технологических операций по первичному вскрытию пласта. К сожалению,
такие карты равных потенциальных коэффициентов продуктивности пластов из-за ряда объективных и субъективных причин
в настоящее время используются редко. Это, в свою очередь, затрудняет достоверную оценку причин существенного уменьшения
дебитов новых скважин по сравнению с соседними, дренирующих
один и тот же продуктивный пласт.
Коэффициент продуктивности реальной скважины определяется путем проведения гидродинамических исследований методом
пробных откачек на установившихся режимах, является основным
параметром скважины, позволяющим проектировать и поддерживать оптимальный режим ее работы.
При отклонениях процесса фильтрации от линейного закона
Дарси данные гидродинамических исследований обрабатываются
соответствующими методами и, как правило, определяются константы, входящие в формулу притока флюидов в скважине.
Состояние ПЗП может быть ухудшено при первичном и вторичном вскрытиях пласта, креплении скважины, глушении ее перед
многочисленными ремонтами, а также в процессе эксплуатации изза АСПО в порах породы, неорганических солей, механических
примесей и др.
Причины, вызывающие ухудшение проницаемости ПЗП при
первичном и вторичном вскрытиях продуктивного пласта, принято
делить на четыре группы:
1) обусловливающие механическое загрязнение ПЗП;
2) физико-литологические, приводящие к разбуханию пластового цемента при контакте с водой;
3) физико-химические;
4) термохимические.
К причинам, обусловливающим механическое загрязнение
ПЗП, относятся: засорение пористой среды ПЗП твердой фазой бурового или промывочного раствора при бурении скважины. Многочисленные исследования показали, что глубина проникновения частиц в песчаниках в зависимости от размеров пор и фильтрационных каналов колеблется в пределах 1–20 мм. В крупнозернистых
песках твердая фаза глинистого раствора проникает на большие
89
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
расстояния – до сотни метров. Во время перфорации скважин заглинизированный и зацементированный слой песчаников обычно
пробивается, поэтому существенного влияния на ухудшение проницаемости ПЗП он не оказывает; в крупнозернистых песках и гравелитовых пропластках проницаемость ПЗП по этой причине может
существенно ухудшиться; загрязнение ПЗП илистыми частицами,
содержащимися в воде, закачиваемой в пласт для поддержания пластового давления. Проницаемость ПЗП в этих случаях снижается
иногда в 10 раз и более:
– проникновение глинистого и особенно тампонажного растворов в трещины, что в несколько раз снижает среднюю проницаемость ПЗП;
– обогащение ПЗП коллоидно-дисперсной системой за счет кольматажа и суффозии при возвратно-поступательном движении фильтрата и пластового флюида в процессе спускоподъемных операций;
– ухудшение проницаемости призабойной зоны во время эксплуатации скважины вследствие кольматации минеральных частиц,
приносимых жидкостью из удаленных зон пласта. При кольматаже
илистые частицы, вносимые в пористую среду ПЗП фильтрующейся
жидкостью, располагаются так, что становятся обтекаемыми и мало
препятствуют фильтрации, в период же инфильтрации жидкости
эти частицы оказываются не обтекаемыми; они смещаются и закупоривают фильтрационные каналы, в результате чего происходит
явление обратного клапана, что, в свою очередь, ухудшает проницаемость пористой среды.
Радиус кольматажа в ПЗП зависит от значения и распространения перепада давления, а также от времени и объема извлеченной
из ПЗП жидкости.
Физико-литологическая группа причин ухудшает проницаемость ПЗП вследствие действия пресной воды на цемент и скелет
породы. Это ухудшение обусловлено проникновением в ПЗП фильтрата бурового раствора или воды при первичном вскрытии пласта;
прорывом посторонних пластовых слабоминерализованных вод в
продуктивный пласт.
Ухудшение проницаемости ПЗП происходит и по другим причинам, а именно:
90
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
– при контакте пресной воды с некоторыми минералами может
произойти обмен основных радикалов, разложение минералов, перераспределение зерен и перекрытие фильтрационных каналов;
– при большом объеме проникшего в ПЗП фильтрата возможны
растворение, перенос и переотложение солей, а также их отложение
из высокоминерализованного фильтрата;
– при разбуривании вышележащих пород в глинистый раствор
могут попасть глинистые частицы минералов с высокой степенью
разбухания.
В химически обработанном растворе они медленно разбухают.
После вдавливания указанных частиц в поры или трещины призабойной зоны пласта происходят полное разбухание и значительное
увеличение их размеров, в результате чего они не могут быть вымыты из пор. Таким образом, возникает закупоривание пор, нередко
до полного перекрытия фильтрационных каналов. Ухудшение проницаемости ПЗП, степень которой колеблется от 5–10 до сотен процентов, как правило, происходит из-за одновременного действия
нескольких причин.
К физико-химической группе причин ухудшения проницаемости ПЗП относятся:
– проникновение в пористую среду воды, что приводит к увеличению водонасыщенности и созданию «блокирующей» преграды
фильтрации нефти и газа за счет разности поверхностных натяжений с пластовыми флюидами;
– возникновение капиллярного давления, которое проявляется
при проникновении фильтрата в породу. При угле смачивания породы водой менее 90° избыточное капиллярное давление противодействует вытеснению ее из пласта, а при угле смачивания более
90° оно способствует ее вытеснению. Отсюда следует, что в пласте,
сложенном из гидрофобной породы, капиллярные явления не ухудшают проницаемость, а в пластах же из гидрофильной породы несколько ее ухудшают в ПЗП. При освоении и эксплуатации скважин
с депрессией 0,5–1,0 МПа в начальный период эти явления могут
в какой-то степени отразиться на времени вызова притока нефти из
продуктивных скважин; закупорка пор каплями нефти в потоке
фильтрата (воды) или фильтрата в потоке нефти. Во время освоения
скважины при обратном движении жидкости капли нефти попадают
в фильтрат промывочной жидкости и воды. Если диаметр таких ка91
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
пель меньше диаметра фильтрационных каналов, то происходят их
перекрытие и ухудшение проницаемости. При подходе же контакта
нефти эти капли сливаются с ней и, таким образом, проницаемость
ПЗП улучшается;
– нерастворимые в нефти адсорбционные пленки, образующиеся на границе вода – нефть, которые обладают высокой прочностью
и напряжением сдвига. В пористой среде капли, окруженные этими
адсорбционными пленками, не могут слиться ни с общим фронтом
воды, ни с погребенной водой, находящейся около контактов зерен
породы. Эти капли воды, двигаясь в нефти, занимают центральную
часть пор, закупоривая их, если диаметр пор не превышает диаметра капли. При подходе фронта нефти во время вытеснения фильтрата промывочного раствора из пористой среды эти капли воды,
окруженные пленками асфальтенов, не способны в процессе дальнейшего течения их в пористой среде слиться друг с другом и с общей массой фильтрации или с общей массой нефти. В определенных условиях это может привести к существенному снижению проницаемости пород из ПЗП;
– образование эмульсии в гидрофобной среде. На поверхности
раздела нефть – вода концентрируются асфальтосмолистые вещества нефти, образуя твердые пленки, присутствие которых исключает возможность слияния капель воды и вызывает закупорку отдельных пор и участков пористой среды. Образование таких пленок
на контакте нефть–вода следует ожидать у всех смолистых нефтей,
не содержащих значительных количеств нафтеновых кислот. Пленки способны закупоривать отдельные поры и участки пористой среды и значительно затрудняют приток нефти к забою скважины. Образованию эмульсий способствуют соли, растворимые в воде;
– образование «бронированной» эмульсии в крупнозернистой
среде, в основном в трещинах. Под «бронированной» эмульсией
понимается эмульсия, состоящая из глобул с повышенной прочностью поверхностной пленки. Эта прочность создается прилипшими
к пленке микроскопическими твердыми частицами, которые на своей поверхности тоже имеют пленку из жидкости с поверхностноактивными веществами. Чем больше этих частиц на поверхностной
пленке глобул эмульсии, тем больше поверхностно-активных веществ удерживается на них и, следовательно, на поверхностной
пленке глобул. Это обстоятельство, в свою очередь, увеличивает
92
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
суммарную массу поверхностно-активных веществ на пленке глобул. Кроме того, частицы, плавающие на пленке, соединяются между собой вследствие сил притяжения, а также электростатических
зарядов этих твердых частиц и пологих краевых углов смачивания
твердого тела поверхностно-активной жидкостью. Эти физикохимические явления увеличивают толщину поверхностно-активной
пленки глобул эмульсии и уменьшают стекание жидкости с них;
– вспенивание в пористой среде фильтрата бурового раствора,
который, как правило, обрабатывается различными химреагентами.
Это явление особенно характерно для ПЗП малодебитных газовых
скважин;
– ухудшение в нагнетательных скважинах проницаемости в
начальный период закачки воды вследствие выпадения солей на скелете породы ПЗП при контакте минерализованной пластовой и закачиваемой вод, происходящее в начальный период ее нагнетания;
– адсорбция на скелете породы масляных веществ из бурового
раствора, происходящая при вскрытии продуктивного водоносного
пласта водозаборной скважиной.
Контрольные вопросы
1. Осложнение при эксплуатации фонтанных скважин.
2. Борьба с отложениями парафина и солей.
3. Осложнения при газлифтной эксплуатации.
4. Эксплуатация малодебитных скважин.
5. Характеристика малодебитных скважин.
6. Анализ причин малодебитности скважин.
93
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
12. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГЛУБИННО-НАСОСНЫХ СКВАЖИН
В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ
Большинство глубинно-насосных скважин работают в осложненных условиях, к которым относятся: нефть содержит значительный объем свободного газа, в скважину поступает песок, происходит отложение парафина в скважине, на трубах и оборудовании,
скважина искривлена и др.
Чаще всего приходится бороться с осложнениями, вызванными
наличием свободного газа и песка в продукции скважин. Методы
уменьшения вредного влияния газа на работу глубинно-насосной
установки включают:
– использование штанговых насосов с уменьшенным вредным
пространством (НСН2 и НCB1 и др.);
– увеличение глубины погружения насоса под уровень жидкости в скважине;
– увеличение длины хода плунжера;
– отсасывание газа из затрубного пространства скважины;
– применение защитных приспособлений на приеме насоса.
Песок, поступающий из пласта вместе с нефтью, может образовывать на забое песчаную пробку, в результате чего уменьшается
или полностью прекращается приток нефти в скважину. При работе
насоса песок, попадая вместе с жидкостью в насос, преждевременно
истирает его детали, заклинивает плунжер в цилиндре.
Мероприятия по уменьшению вредного влияния песка следующие:
– регулирование отбора жидкости из скважины в основном
в сторону его ограничения;
– применение насосов с плунжерами специальных типов (с канавками, «пескобрей») и установка скребков-завихрителей;
– подлив нефти в затрубное пространство скважин с целью
увеличения скорости движения потока нефти;
– применение трубчатых штанг;
– защитные приспособления на приеме насоса.
Все мероприятия режимного и технологического характера по
снижению вредного влияния газа и песка на работу штангового
насоса обычно дополняются применением защитных приспособлений на приеме насоса – газовых, песочных или комбинированных
газопесочных якорей.
94
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Работа газовых якорей основана на различных принципах,
например, таких как отделение газовых пузырьков за счет их
всплытия в потоке жидкости, направленном вниз, использование
принципа центрифугирования при завихрении потока, использование вибрации тарелок на пружинных подвесках и др.
В однокорпусном якоре (рис. 12.1) ГЖС заходит в кольцевое
пространство между корпусом якоря 1 и центральной трубой 2,
верхний конец которой присоединяется к приемному клапану насоса 4. Направление потока изменяется, газовые пузырьки всплывают
и уходят в межтрубное пространство. Жидкость, обедненная газом,
поступает в центральную трубку через отверстия 5 и далее в цилиндр насоса. Газовый пузырек 3 увлекается вниз нисходящим потоком жидкости, скорость которого зависит от дебита скважины и
площади сечения кольцевого пространства между корпусом 1 и
трубкой 2.
Рис. 12.1. Принципиальная схема однокорпусного газового якоря
Скорость всплытия газового пузырька vг согласно формуле
Стокса зависит от диаметра пузырька d, разности плотностей жидкости ρж и газа ρг и вязкости жидкости μ, так что
d (r ж - r г )
2
vг =
18m
95
.
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Условие эффективной работы газового якоря – vг > v1. В противном случае газовые пузырьки будут увлекаться потоком жидкости в насос. Если на vг мы практически не можем воздействовать, то
скоростью v1 можно управлять. Ее можно уменьшить разделением
потока Q на два или более параллельных потоков. Это осуществляется в двух-, трех- или четырехкорпусных якорях (рис. 12.2). В каждую секцию якоря попадает только часть общего расхода. Это означает, что нисходящая скорость потока v1 в корпусе якоря будет
меньше.
Примером удачной конструкции якоря может служить газовый
якорь зонтичного типа (рис. 12.3). В этом случае межтрубное пространство перекрывается эластичным пакером 1. Газожидкостная
смесь поступает в кольцевой зазор между корпусом якоря 2 и всасывающей трубкой 3. Через отверстия в верхней части корпуса ГЖС попадает в межтрубное пространство, газ поднимается вверх, а внизу над
эластичным пакером скапливается жидкость практически без газа. Эта
жидкость по каналу 4 поступает на прием насоса. Хорошая сепарация
газа получается при спуске насоса в зумпф скважины, который в этих
условиях действует по принципу якоря-зонта.
Рис. 12.2. Принципиальная схема
двухкорпусного газового якоря
Рис. 12.3. Газовый якорь
«зонтичного» типа
96
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Другим фактором, осложняющим работу штанговых насосных
установок, является присутствие в откачиваемой жидкости мелкого
песка и иной абразивной взвеси. Песок, попадая в насос, разрушает
пригнанные поверхности деталей насоса, увеличивает утечки жидкости через клапаны и зазор между цилиндром и плунжером, а иногда вызывает заклинивание плунжера и обрывы штанг. Такие явления наблюдались в неглубоких скважинах нефтяных районов южной Туркмении и Северного Кавказа. Межремонтный период таких
скважин составляет несколько недель, после чего необходимы извлечение подземного оборудования и замена насоса. Для борьбы
с вредным влиянием песка применяются различные меры, например, крепление призабойной зоны скважины различными смолами,
образующими после их кристаллизации на забое прочную проницаемую пористую среду. Для тех же целей используют различные
фильтры, а также приспособления, устанавливаемые перед приемным патрубком насоса, называемые песочными якорями.
Рис. 12.4. Принципиальная схема песочного якоря
В песочном якоре (рис. 12.4 а) жидкость изменяет направление
движения на 180 °, песок отделяется и скапливается в специальном
карман в нижней части якоря. При заполнении кармана песком
97
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
якорь извлекают на поверхность и очищают. Условием эффективной работы песочного якоря является существование в якоре скорости восходящего потока жидкости, меньшей скорости оседания частиц песка. По опытным данным эффективность обращенного якоря
(рис. 12.4 б) выше прямого, так как в нем благодаря насадке создается повышенная скорость потока с песком, направленная вниз.
Наряду с песочными якорями для борьбы с вредным влиянием песка применяют различные фильтры, привинчиваемые к приемному
клапану насоса. При сильном пескопроявлении и для предотвращения оседания песка на забое иногда применяют подлив жидкости
в межтрубное пространство скважины. С этой целью часть откачиваемой из скважины жидкости сбрасывают в межтрубное пространство, насос спускают до забоя и таким образом создают повышенную скорость восходящего потока жидкости, при которой песок не
оседает на забой и не образует песчаных пробок.
Якорь-зонт действует следующим образом. Нефтегазовая смесь
поступает в корпус якоря и через отверстие А выходит в кольцевое
пространство между эксплуатационной колонной и корпусом якоря.
Вследствие изменения направления движения газожидкостной смеси (на 180 °) газ отделяется от нефти и поднимается, а дегазированная нефть движется вниз, входит в отверстие Б трубчатого угольника и через угольник и всасывающую трубку поступает к приему
насоса.
Якорь-зонт по сравнению с якорями других конструкций имеет
наиболее высокую газоотделяющую способность.
Кроме описанных газовых якорей, применяют и другие их конструкции – многокорпусные, трубные, погружные, зонтичные и др.
По мере накопления песка в корпусе якорь извлекают на поверхность, очищают от песка и снова пускают в работу. Длина кармана песочного якоря должна быть такой, чтобы заполнение его
песком по времени совпадало со сроком износа и смены насоса во
избежание дополнительного подъема насоса для чистки якоря.
Простейшим типом песочного якоря является любой конструкции газовый якорь, где частичная сепарация песка осуществляется
при повороте струи. Поэтому газовые якоря снабжаются карманами
для приема осаждающегося песка. Однако эффективность работы
газовых якорей в отношении сепарации песка очень низка.
98
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
В скважинах, в которых выделяется много газа и песка, применяют газопесочные якоря.
В скважинах, выделяющих вместе с нефтью песок, во время
перерыва в работе насосной установки (при обрыве сальникового
штока или подвески штока, смене отдельных деталей станкакачалки) песок оседает в насосных трубах, а также в насосе над
плунжером, в результате чего при пуске установки заклинивается
плунжер.
В скважинах с большим содержанием песка в жидкости песок
выпадает из жидкости во время работы установки. Для борьбы
с этими явлениями применяют скребки-завихрители. Скребокзавихритель представляет собой болванку со спиральными проточными канавками на наружной поверхности для пропуска жидкости;
диаметр скребка несколько меньше внутреннего диаметра насосных
труб. Такие скребки устанавливают на колонне насосных штанг через два–три колена и чаще, обычно в нижней части колонны, причем нижний скребок устанавливают на первой штанге над плунжером глубинного насоса.
Во время движения штанг со скребками-завихрителями вверх и
вниз в насосных трубах создается завихрение струи, увеличивается
скорость струи возле стенок труб, что препятствует оседанию песка
над насосом. При остановке станка-качалки песок, находящийся
в жидкости, оседает на верхних торцовых площадках скребковзавихрителей, а не на плунжере насоса. Обычно пуск в работу
насосной установки, оборудованной такими скребками, после ее
остановки происходит без осложнений.
Скребки-завихрители применяют и для борьбы с отложениями
парафина в насосных трубах, а также для уменьшения истирания
насосных штанг в искривленных скважинах.
Подкачка нефти в скважину. При эксплуатации малодебитных
скважин, выделяющих значительное количество песка, в целях предупреждения образования песчаных пробок на забое и обеспечения
выноса песка на поверхность, штанговый насос или «хвост» спускают до фильтра, а при работе насоса подливают чистую нефть
в кольцевое пространство (через отверстие в планшайбе) между
подъемными трубами и эксплуатационной колонной. В результате
облегчается подъем песка к приему насоса, что мешает его оседанию на забой скважины.
99
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Подача нефти осуществляется от другой (соседней) скважины,
в продукции которой не содержится песка, или из групповой сборной установки, в которую из нескольких скважин подается чистая
(без песка) нефть. Количество подливаемой нефти в затрубное пространство каждой скважины регулируется задвижками, установленными на выкидных линиях групповой установки или специальными
дозаторными установками.
Высокая эффективность процесса подлива жидкости обусловлена тем, что этот способ позволяет регулировать концентрацию
песка в продукции скважины практически в любых пределах.
Для лучшего выноса песка иногда успешно применяют насосные установки с полыми (трубчатыми) штангами, присоединяемыми к плунжеру с помощью специальных переводников.
Жидкость при выходе из плунжера попадает непосредственно
в полые штанги и не соприкасается с наружной поверхностью
плунжера и внутренней поверхностью цилиндра насоса, поэтому
полностью исключается опасность заклинивания плунжера песком.
При этом также увеличивается скорость поступления жидкости на
поверхность по сравнению с обычными установками и, следовательно, достигается лучший вынос песка.
При добыче парафинистой нефти в глубинно-насосных скважинах возникают осложнения, вызванные выпадением парафина на
стенках подъемных труб и в узлах насоса.
Отложения парафина на стенках подъемных труб уменьшают
их поперечное сечение, в результате чего возрастает сопротивление
перемещению колонны штанг и движению жидкости.
По мере роста парафиновых отложений увеличивается нагрузка
на головку балансира станка-качалки и нарушается его уравновешенность, а в случае сильного запарафинивания труб снижается и
коэффициент подачи насоса. Отдельные комки парафина, проникающие в насос извне, попадая под клапаны, могут нарушить их герметичность.
Значительные затруднения создают отложения парафина
в подъемных трубах по время подземного ремонта скважины. При
подъеме штанг плунжер или вставной насос срезает парафин со
станок труб и образует над собой сплошную парафиновую пробку,
которая выталкивает всю жидкость из труб на поверхность, загрязняя территорию вокруг скважины. Часто подъем штанг сопровож100
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
дается периодическими выбросами нефти и парафина, возникающими вследствие интенсивного выделения газа из нефти по мере ее
приближения к поверхности. Иногда парафиновая пробка уплотняется настолько, что подъем колонны штанг, становится невозможным. В этом случае штанги извлекают отдельными секциями, отвинчивая их с поверхности, или поднимают вместе с трубами.
При добыче малопарафинистой нефти, когда интенсивность
отложения парафина невелика, периодически поднимают трубы на
поверхность, удаляют из них парафин при помощи передвижной
паровой установки. Такой способ очистки труб связан с длительной
остановкой скважины, и поэтому его применение оправдано в тех
случаях, когда парафин отлагается медленно и не создает серьезных
осложнений в течение нескольких месяцев.
При добыче нефти с большим содержанием парафина применяют такие методы устранения парафина, при которых не требуются остановка скважины и подъем труб на поверхность:
1) очистка труб механическими скребками различной конструкции, установленными на колонне штанг;
2) нагрев подъемных труб паром или горячей нефтью, закачиваемой в затрубное пространство скважины;
3) нагрев подъемных труб электрическим током – электродепарафинизация.
Метод электродепарафинизации труб имеет ограниченное применение в связи с большим расходом электроэнергии и повышенной опасностью для обслуживающего персонала.
Термический метод депарафинизации насосных труб применяется в различных вариантах. Наиболее простой способ термической
депарафинизации – это закачка нагретой нефти в затрубное пространство скважины при работе насоса. Горячая нефть, нагревая
подъемные трубы, расплавляет парафин на их стенках, и он выносится потоком нефти на поверхность.
Наиболее распространен механический метод депарафинизации насосных труб. При этом методе на колонне штанг устанавливают скребки, которые срезают парафин со стенок труб в процессе
возвратно-поступательного движения штанг.
На промыслах применяют в основном пластинчатые скребки,
которые срезают парафин только боковыми кромками. Чтобы со-
101
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
здать условия для нормальной работы таких скребков, колонну
штанг при каждом ходе вниз поворачивают на определенный угол.
Пластинчатые скребки изготовляют из 2,5–3 мм листовой стали
и крепят к штангам хомутиками, которые охватывают тело штанги
и привариваются только к пластине скребка. Такой способ крепления обеспечивает неподвижность скребка и в то же время не нарушает прочности штанг.
Длина пластинчатых скребков 150–250 мм, а ширина на 5–8 мм
меньше диаметра соответствующих насосно-компрессорных труб.
Расстояние между скребками на штангах устанавливается в зависимости от длины хода плунжера, но в большинстве случаев оно равно 1400–1600 мм.
В настоящее время при глубинно-насосной эксплуатации широкое применение находят насосно-компрессорные трубы, футерованные стеклом или лаками. В таких трубах парафин не откладывается, и эксплуатация скважин происходит в нормальных условиях.
Однако в скважинах, оборудованных остеклованными трубами,
вследствие значительных знакопеременных нагрузок, которые испытывают трубы, трения и ударов о трубы штанговых муфт стекло
иногда крошится, частично оседает и, попадая в насос, может заклинить плунжер.
Применение в насосных скважинах труб, покрытых бакелитовоэпоксидными лаками, дает лучшие результаты по предотвращению
отложений парафина; бакелитово-эпоксидное покрытие характеризуется высокой механической прочностью и эластичностью, не разрушается до достижения предела упругой деформации металла, чем обеспечивается больший межремонтный период работы скважин. Чтобы
предотвратить отложение парафина в межторцовых пространствах
труб, при спуске труб в скважину в муфтовых соединениях устанавливают металлические или пластмассовые кольца.
Эксплуатация искривленных скважин. При эксплуатации таких
скважин между штангами и трубами возникают значительные силы
трения, приводящие к быстрому износу штанговых муфт и внутренней поверхности труб, что может привести к обрывам штанг,
порче насосно-компрессорных труб и снижению межремонтных
периодов. Кроме того, металлическая стружка оседает в насосе и
может вызвать заклинивание плунжера в цилиндре. При спуске и
подъеме штанг их муфты могут задевать стыки в резьбовых соединениях в местах искривления скважин.
102
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Для борьбы с этими неполадками применяют различные профилактические средства, наиболее простым из них является применение сточенных бочкообразных муфт. Эти муфты закаливают для
придания им твердости. При спуске и подъеме штанг сточенные
муфты не задевают за стыки труб и, этим исключается возможность
аварии со штангами. Кроме того, сточенная муфта при работе насоса имеет меньшее трение о трубы, чем обычная муфта, что обеспечивает более долгий срок службы труб и штанг.
Эффективным средством борьбы с износом штанговых муфт и
истиранием штанг внутренних поверхностей труб являются различные протекторные устройства – направляющие металлические и
гуммированные муфты, муфты из графитированного капрона.
Такие муфты укрепляют на штангах в местах искривления
скважин.
Контрольные вопросы
1. Осложнения при работе глубинно-насосных скважин.
2. Методы уменьшения вредного влияния осложнений.
3. Конструкции газовых и песчаных якорей.
4. Применение скребков-завихрителей.
5. Борьба с отложениями парафина и солей.
103
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
13. ОБСЛУЖИВАНИЕ СКВАЖИН
13.1. Обслуживание фонтанных скважин
В процессе эксплуатации фонтанных скважин оператор по добыче нефти обязан контролировать их работу, регулировать дебит
в соответствии с установленным режимом.
Контроль за работой скважин осуществляется путем визуального наблюдения за давлением на буфере, в затрубном пространстве и газосепараторе, измерением дебита нефти, газа и воды. Одновременно ведется наблюдение за исправностью устьевого оборудования, измерительных приборов, средств автоматики, выкидных
линий, газосепараторов и в необходимых случаях производится их
текущий и мелкий ремонт.
Текущий ремонт оборудования заключается в устранении всех
замеченных неполадок – пропусков в соединениях, разъедания той или
иной детали, нарушений в креплении арматуры, неисправностей автоматизированных скребковых установок, арматуры трапа и т. п.
Изменение давления в скважине (буферного и затрубного),
а также изменение дебита нефти, содержания воды и песка указывают на нарушение режима эксплуатации скважины.
При установившемся фонтанировании давления на буфере
фонтанной арматуры и в затрубном пространстве сохраняются
неизменными, и если случаются отклонения, они бывают незначительными. Падение буферного давления и повышение затрубного
давления указывают на образование песчаной пробки в подъемных
трубах или на отложение парафина в них. При образовании песчаной пробки в затрубное пространство с помощью насоса прокачивают нефть для восстановления циркуляции жидкости и ликвидации пробки.
Значительное снижение давления в затрубном пространстве
свидетельствует об образовании пробки на забое или о появлении
воды, что обнаруживается при взятии пробы из струи жидкости.
Для устранения забойной песчаной пробки скважину некоторое
время эксплуатируют без штуцера, что влечет за собой увеличение
скорости струи и вынос песка на поверхность. Хорошие результаты
дает также подкачка в затрубное пространство нефти. Падение давления на буфере с одновременным увеличением дебита скважины
указывает на разъедание штуцера; в этом случае следует перевести
104
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
фонтанную струю на запасный выкид и тут же сменить штуцер.
Увеличение давления на буфере и в затрубном пространстве при
резком снижении дебита означает, что засорился штуцер или выкидная линия; в этом случае переводят фонтанную струю на другую
выкидную линию.
При ремонтных работах останавливать фонтанирующую скважину не рекомендуется (особенно если в струе нефти содержится
песок) во избежание образования песчаной пробки на забое или
в подъемных трубах и выхода скважины из строя. Поэтому все работы по проверке и замене штуцеров, задвижек, по ремонту выкидных линий и трапов следует делать без остановки скважины.
При обслуживании фонтанных скважин необходимо выполнять
правила безопасности общего характера.
1. Замерять давление следует исправными манометрами с подключением их к скважине с помощью трехходовых кранов.
Осматривать фонтанную арматуру следует с металлических
площадок, имеющих лестницы и ограждения. Размеры настила
площадки (из рифленого листового металла или 40 мм досок)
должны быть не менее 1,5×1,5 м, высота перил – не менее 1,25 м,
ширина металлической лестницы – не менее 1 м, уклон – не более
60 ° и расстояние между ступенями – не более 25 см.
2. Размещать на верхней площадке фонтанной арматуры и на
лестнице какие-либо предметы запрещается. В виде исключения
разрешается оставлять на площадке лубрикатор в собранном виде,
но при этом он должен быть надежно прикреплен к перилам или
раме площадки.
3. Снижать давление в выкидной линии за штуцером до атмосферного при помощи вентиля, установленного на линии, перед заменой штуцера и штуцерных патрубков необходимо после перевода
струн на резервный выкид и закрытия соответствующих задвижек
на рабочем выкиде.
Данные о систематическом контроле за режимом эксплуатации
скважины, проводимыми на ней ремонтами, изменениями режима
должны фиксироваться в специальных журналах и рапортах. По
этим данным устанавливают оптимальный режим эксплуатируемой
скважины, а также скважин, находящихся в аналогичных условиях.
Полученная информация позволяет правильно разрабатывать месторождение в целом.
105
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Помимо общих данных о скважине, в эксплуатационных журналах следует повседневно фиксировать:
1) дебиты нефти и воды;
2) давления – буферное, затрубное и на выкидной линии;
3) добычу газа и газовый фактор;
4) число часов эксплуатации в сутки;
5) время остановки фонтанирования и их причины;
6) диаметр штуцеров и дату их смены;
7) данные об исследовании скважины;
8) прочие работы по обслуживанию скважины.
Непосредственное оперативное наблюдение и обслуживание
фонтанных скважин и установленного на них оборудования ведут
операторы по добыче нефти. За каждым оператором закрепляется
до 10 и более фонтанных скважин в зависимости от расстояния
между скважинами, условий их эксплуатации (наличие песка, парафина и т. д.), степени автоматизации и телемеханизации данного
участка или промысла.
13.2. Обслуживание газлифтных скважин
В процессе эксплуатации газлифтных скважин оператор по добыче нефти контролирует их работу, регулирует дебит и расход газа
и соответствии с установленным режимом. Контроль осуществляется путем визуального наблюдения за давлениями, измерением дебита и расхода газа. Одновременно ведется наблюдение за исправностью устьевого оборудования, измерительных приборов, средств
автоматики. По мере обнаружения устраняются замеченные неполадки – пропуски в соединениях и т. п.
В процессе эксплуатации важно поддерживать постоянными во
времени технологические параметры работы скважины и установить причины нарушения режима работы. Выдержать постоянными
во времени заданные технологические параметры можно только
путем использования средств автоматизации (регуляторов расхода,
давления, цикла времени, автоматов-отсекателей потока, автоматов
подачи газа, соленоидных автоматов и др.).
В настоящее время разработаны и изготовлены комплексные
автоматизированные компрессорные станции с высокой мощностью
агрегатов.
106
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Автоматизация газлифтных скважин предусматривает регулирование подачи в скважину газа по определенной программе, в зависимости от изменения давления в скважине.
Периодическая работа скважин осуществляется подачей газа
в них по программе, установленной для каждой скважины. Прекращение подачи газа осуществляется с помощью сигнала от электроконтактного манометра с установкой на определенное давление.
Через заданное время программное реле времени подает сигнал на
электропневматический клапан, управляющий пусковым клапаном,
установленным на газоподводящей линии. После окончания выброса жидкости, когда давление газа начнет уменьшаться, электроконтактный манометр подает сигнал на электропневматический клапан
и подача газа прекращается. Этим же сигналом включается программное реле времени.
13.3. Обслуживание глубинно-насосных скважин
При эксплуатации скважин штанговыми насосами производится контроль за работой станков-качалок, состоянием устьевого оборудования, а также замерных и сборных установок и за подачей
жидкости.
Смазка трущихся частей является основным условием долговременной и бесперебойной работы насосной установки. Поэтому
операторы по добыче нефти должны постоянно следить, чтобы все
вращающиеся части станков-качалок были хорошо смазаны. Подшипники нижних головок шатунов, опоры балансира и опоры траверсы, пальцы верхних головок шатунов и поворотной головки балансира, а также ходовые винты на салазках электродвигателя, тормозах и кривошипах смазываются консистентной смазкой (солидолом). Рекомендуется добавлять смазку в этих узлах не реже одного
раза в месяц и производить замену смазки один раз в 6 месяцев.
Редуктор станка-качалки заливают индустриальным или автотракторным маслом: зубчатые колеса и подшипники валов работают
в масляной ванне. Масло заливают через люк в крышке редуктора.
Смена масла в редукторе должна производиться одни раз
в шесть месяцев. Добавка масла в редуктор между его сменами
производится по мере необходимости. Наличие масла в редукторе
проверяют через контрольные клапаны или щупом. Уровень масла
в редукторе должен быть между нижним и верхним контрольными
клапанами.
107
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
В настоящее время для механизированной смены масла в редукторах и смазки подшипниковых узлов станка-качалки применяют специальные агрегаты Азинмаш-48. При помощи такого агрегата редуктор освобождают от отработанного масла, промывают его и
заполняют свежим. Заполнение подшипников консистентной смазкой также механизировано.
Перечисленные работы выполняют за счет создания давления
или вакуума компрессором или солидолонагнетателем.
Агрегат, смонтированный на двухосном прицепе грузоподъемностью 4 т, состоит из емкостей для свежего и отработанного масел
по 1500 л, мерного бака на 100 л, компрессора, солидолонагнетателя и пульта управления.
Обязательным условием надежной и бесперебойной работы
станков-качалок является их точное уравновешивание.
При пуске новой скважины, а также при изменении диаметра и
глубины подвески насоса, диаметра штанг, необходимо проверять
уравновешенность привода. При нормальной работе установок следует проверять их уравновешенность не менее одного раза в месяц.
Осматривать и проверять наземное оборудование глубиннонасосных скважин следует систематически, придерживаясь графика
проверки, установленного для данного района, промысла, участка.
Обнаруженные дефекты в работе насосных установок должны
устраняться немедленно. При обходе и осмотре глубинно-насосных
скважин необходимо проверять следующее.
1. Состояние клиноременной передачи.
2. Состояние валовых подшипников станков-качалок; при обнаружении неисправных болтов (погнутых или с сорванной резьбой) – следует заменить их. После крепления необходимо проверить нагрев подшипников.
3. Крепления головки шатуна и пальца кривошипа. Не допускается даже малейшее ослабление или шатание пальца, а также срабатывание пальца или гнезда конуса (дыры в кривошипе).
4. Поступление смазки к трущимся поверхностям.
5. Работу сальникового штока и тройника-сальника. Раз в сутки
надо подтягивать сальник. Пределом подтягивания служит легкий,
едва заметный нагрев штока. Пропускание жидкости через сальник
не допускается, поэтому следует заблаговременно менять набивку.
Шток при работе должен сохранять строго вертикальное положение
и не гнуться.
108
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
6. Очищать от грязи и нефти площадки вокруг станка и скважины.
7. Осматривать все нефтяные и газовые линии. Все пропуски
нефти через неплотности и трещины должны быть немедленно
устранены.
Кроме того, периодически (один раз в два-три месяца) следует
проводить полную проверку глубинно-насосных установок (крепление станков-качалок, параллельность валов, крепление всех болтовых соединений и т. п.).
Для проведения всех указанных работ операторы по добыче
нефти должны иметь необходимый ручной инструмент: гаечные
ключи, молотки, зубила, оправки, ножовки и т. п.
Надежность и работоспособность станков-качалок достигается
за счет своевременного проведения планово-предупредительных
ремонтов. В процессе эксплуатации станков-качалок возможны и
вынужденные ремонты (аварийные или восстановительные), не
предусмотренные планом.
Планово-предупредительный ремонт включает текущий, средний и капитальный ремонты.
Текущий ремонт должен обеспечивать работоспособность
станков-качалок до их капитального ремонта. Выполняется он при
кратковременных остановках скважины или подземном ремонте.
При текущем ремонте: проверяется и осуществляется подтяжка
крепежных соединений; заменяются пришедшие в негодность крепежные детали (болты, гайки, шплинты и др.); заменяются детали
нижней головки шатуна, пальцы кривошипов; смазываются подшипниковые узлы, шарнирные соединения и ходовые винты.
Средний ремонт включает все перечисленные работы, выполняемые при текущем ремонте, и дополнительно предусматривает:
смену нижних головок шатунов в сборе с пальцами кривошипа, ходовых винтов с деталями на кривошипах при бесступенчатом изменении длины хода и механизированном перемещении противовесов;
ремонт и смену шатунов; устранение смещения осей кривошипов;
смену деталей защелки поворотной головки балансира, пальца поворотной головки, скоб опоры балансира; замену деталей тормоза,
электродвигателя и изношенных шкивов; исправление ограждений,
лестниц и заварку небольших трещин в сварных швах; смену прокладок и уплотнений редуктора; исправление шпоночных пазов валов, зачистку зубьев у шестерен редуктора и в отдельных случаях –
смену зубчатых колес.
109
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Средний ремонт выполняют на месте или в мастерской в зависимости от характера работ.
Капитальный ремонт, кроме работ, выполняемых при среднем
ремонте, предусматривает полную разработку узлов и ремонт их.
Восстанавливают или заменяют пришедшие в негодность основные
узлы и детали станка-качалки: полностью разбирается и ремонтируется редуктор. При капитальном ремонте редуктора основными работами являются реставрация или смена валов и зубчатых колес
с последующей обкаткой отремонтированного редуктора вхолостую
и на максимально допустимую нагрузку.
Для механизации ручного труда и обеспечения безопасных
условий работы при ремонте станков-качалок в полевых условиях
применяют специальные агрегаты: агрегат АНР-1 на автомобиле
высокой проходимости или агрегат АзИнМАШ-47 на гусеничном
тракторе. Эти агрегаты оснащены грузоподъемными механизмами,
выдвижными рабочими площадками, грузовыми площадками для
перевозки различных грузов и узлов оборудования, снабжены необходимым инвентарем по технике безопасности, пожарным и слесарным инструментом.
При обслуживании и ремонте станков-качалок и устьевого
оборудования насосных скважин должны особо тщательно соблюдаться правила техники безопасности. Основные из этих требований следующие.
1. Ограждение движущихся частей станка-качалки.
2. Соблюдение расстояния при нижнем положении головки балансира между траверсой подвески сальникового штока и устьевым
сальником – не менее 20 см.
3. Запрещение проворачивания шкива редуктора вручную и
торможение его путем подкладывания трубы, лома или других
предметов.
4. Запрещение съема клиновидных ремней при помощи рычагов.
5. Надежное крепление шатуна к стойке станка-качалки при
замене пальцев кривошипа.
6. Выполнение работ, связанных с осмотром или заменой отдельных частей станка-качалки при его остановке или торможении.
7. Перед пуском станка-качалки необходимо убедиться в том,
что ограждения установлены и закреплены, в опасной зоне нет посторонних людей.
110
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
8. До начала ремонтных работ электропривод должен быть отключен, а на пусковом устройстве укреплен плакат: «Не включать –
работают люди». На скважинах с автоматическим и дистанционным
управлением у пускового устройства должен быть укреплен щит
с надписью: «Внимание! Пуск автоматический».
При обслуживании электропривода персонал должен работать
в диэлектрических перчатках. Глубинно-насосная установка перед
пуском в эксплуатацию должна быть заземлена. В качестве заземлителя электрооборудования должен быть использован кондуктор
скважины. При этом кондуктор должен быть связан с рамой станка
двумя заземляющими проводниками (сечение каждого 50 мм2),
приваренными в разных точках кондуктора и рамы, доступных для
осмотра. Заземляющим проводником может быть круглая, полосовая, угловая и другого профиля сталь, кроме каната. Для защиты от
поражения электрическим током при обслуживании станка-качалки
применяют изолирующие подставки.
13.4. Обслуживание установок электроцентробежных насосов
Перед монтажом установки центробежного электронасоса
скважину необходимо тщательно подготовить. Для этого ее промывают, то есть очищают от грязи и песчаной пробки, и шаблонируют
(проверяют проходимость ствола) колонну от устья до глубины,
превышающей глубину спуска агрегата на 100–150 м. Длина шаблона составляет 10 м, а диаметр на 3 мм превышает максимальный
диаметр погружного агрегата.
Погружной ЭЦН спускают на НКТ с использованием вышки
или мачты. Для этого применяют также специальный пьедестал и
хомут-элеватор. Погружное оборудование монтируют непосредственно на устье скважины. Во время спуско-подъемных операций
на скважине используется кабельный ролик, через который кабель
направляется к устью. Его подвешивают на поясе вышки или мачты
на высоте 4–5 м. Для самопогрузки и транспортировки кабельных
барабанов, насосов и двигателей, станций управления и трансформаторов используются автомобильные агрегаты типа АТЭ-6. Перемотку кабеля, погрузку, выгрузку и транспортировку кабельных
барабанов осуществляют с помощью установки типа УПК-200 (санный и колесный варианты).
111
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
При свинчивании НКТ необходимо следить, чтобы подвешенная
колонна не проворачивалась. В противном случае кабель, закрученный
вокруг труб, увеличивает общий диаметральный размер погружной
части установки и при спуске может получить механическое повреждение. В процессе спуска через каждые 300 м необходимо измерять
сопротивление изоляции двигателя с кабелем. При резком снижении
сопротивления изоляции спуск агрегата необходимо прекратить. Минимальное допустимое сопротивление изоляции всей установки после
спуска агрегата в скважину составляет 10 МОм.
Для измерения электрических параметров УЭЦН и их технического обслуживания имеются автомобильные полевые лаборатории
бесштанговых насосов типа ПЛБН-64, а для ремонта средств телемеханики и автоматики нефтепромыслов – автомобильный агрегат
типа АРСТА-1.
Монтаж заканчивают установкой оборудования устья скважины и всего поверхностного оборудования.
В процессе эксплуатации погружные электронасосы не требуют постоянного ухода за ними. Наблюдение заключается в следующем:
– не реже одного раза в неделю измеряют подачу насоса;
– еженедельно измеряют напряжение и силу тока электродвигателя;
– периодически очищают аппаратуру станции управления от
пыли и грязи, подтягивают ослабевшие и защищают подгоревшие
контакты, проверяют затяжку болтов на клеммах трансформатора
(обесточенных).
Неполадки в работе скважины могут быть вызваны отложениями песка, парафина и солей, вредным влиянием газа.
Для борьбы с вредным влиянием газа увеличивают глубину погружения насоса под динамический уровень, в результате чего возрастает давление на приеме и, как следствие, уменьшается объемный расход свободного газа за счет сжатия, т. е. увеличивается растворимость газа в нефти. На глубине, где давление на приеме насоса равно давлению насыщения нефти, весь газ растворен в нефти и
его вредное влияние прекращается. Однако для этого дополнительно требуется НКТ, кабель, насос, развивающий большой напор.
В настоящее время научно-технический прогресс развивается
в направлении использования ЭЦН, предназначенных для работы
112
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
при повышенном входном газосодержании. Для этого в ЭЦН первые 10–15 рабочих ступеней (рабочих колес и направляющих аппаратов) устанавливают на повышенную подачу газожидкостной смеси. В промысловых условиях это легко осуществить, использовав
рабочие ступени от насоса тех же габаритов, но с большей подачей.
Испытываются насосы с газовыми центробежными сепараторами на
приеме. При этом отделившийся газ поступает в затрубное пространство и перепускается на устье в выкидную линию.
Для эксплуатации скважин при наличии агрессивной среды используют установки в коррозионно-стойком исполнении. В целом
УЭЦН в зависимости от количества агрессивных компонентов, содержащихся в откачиваемой жидкости, выпускают обычного исполнения (механических примесей до 0,1 г/л), износостойкого (механических примесей до 0,5 г/л) коррозионностойкого (сероводорода до 1,25 г/л и рН = 6,0–8,5). Содержание воды в продукции должно быть не более 99 %.
Для районов с холодным климатом остановки комплектуются
соответствующими трансформаторами. При нарушении работы
скважины (резком снижении или прекращении подачи насосом),
а также при снижении сопротивления изоляции до 0,05 МОм погружной агрегат извлекают из скважины. Для этого выключают
установку и рубильник-предохранитель, отсоединяют кабель от
станции управления и приступают к ремонту скважины. При необходимости заглушить скважину применяют только обратную промывку. Для освобождения НКТ от жидкости перед подъемом в колонну НКТ сбрасывают ломик диаметром 53 мм. Ломик ударяет по
удлиненному концу штуцера сливного клапана, отламывает его
в месте надреза и открывает отверстие для слива жидкости из НКТ.
Тогда подъем труб проводится без разлива жидкости.
Контрольные вопросы
1. Обслуживание фонтанных скважин и техника безопасности
при их обслуживании.
2. Обслуживание газлифтных скважин.
3. Обслуживание глубинно-насосных скважин.
4. Обслуживание установок ЭЦН.
113
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
14. ВИДЫ КАПИТАЛЬНОГО И ТЕКУЩЕГО
РЕМОНТА СКВАЖИН
Капитальный ремонт скважин включает в себя операции, связанные с ремонтом собственно скважины и воздействием на призабойную зону и пласт. Кроме того, обычно к ним относятся сложные
вынужденные операции текущего ремонта, например, извлечение
оборванных штанг и труб.
Для начала работ по капитальному ремонту скважины необходимо обследовать ее устье и в случае неисправности – отремонтировать. Особенно это важно перед ремонтом газовой скважины,
у которой давление в верхней части эксплуатационной колонны
может достигать значительной величины.
Помимо обследования скважин и уточнения номенклатуры предстоящих к выполнению операций, капитальный ремонт включает:
1. Ремонтно-исправительные работы (герметизация устья, исправление и замена поврежденной части колонны, перекрытие дефектов в колонне, установка и разбуривание цементных пробок).
2. Изоляционные работы.
3. Крепление пород призабойной зоны.
4. Очистку фильтра.
5. Переход на другой продуктивный горизонт.
6. Зарезку и бурение второго ствола.
7. Ловильные работы.
К капитальному ремонту могут быть также отнесены и работы,
связанные с воздействием на призабойную зону пласта:
1. Кислотные обработки скважины.
2. Гидравлический разрыв пласта.
3. Тепловое воздействие на призабойную зону.
4. Виброобработка призабойной зоны скважины.
5. Обработка призабойной зоны ПАВ.
14.1. Основные виды текущего ремонта
Работы текущего подземного ремонта нефтяных скважин:
1) смена насосов и его деталей;
2) ликвидация обрыва или отвинчивания насосных штанг;
3) смена насосно-компрессорных труб и штанг;
4) изменение подвески НКТ;
114
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
5) чистка или промывка песчаной пробки;
6) очистка подъёмных труб от парафина;
7) спуск или подъём ЭЦН;
8) спуск или замена пакера;
9) обработка призабойной зоны пакера и другие геологотехнические мероприятия, связанные с подъёмом и спуском подземного оборудования.
14.2. Подготовка скважин к ремонту
База производственного обслуживания по заказу промысла
обязана до проведения работы по капитальному ремонту скважины
провести следующие операции:
а) проложить водяную линию и провести линию электропередачи, отремонтировать подъездные пути, фундамент под ноги вышки или мачты и подготовить площадку для установки подъемного
агрегата;
б) в соответствии с характером предстоящих работ соорудить
новую или отремонтировать имеющуюся вышку или мачту, проверить состояние оттяжек у вышки или мачты и заменить пришедшие
в негодность, установить оттяжной ролик;
в) доставить на скважину необходимый комплект НКТ;
г) разобрать станок-качалку и поднять из скважины трубы и
штанги.
О состоянии передаваемой на капитальный ремонт скважины
составляется двусторонний акт.
Все остальные работы по подготовке рабочего места выполняет
цех по капитальному (текущему) ремонту скважины.
Мастер по капитальному ремонту скважины обязан до подхода
бригады осмотреть скважину, подготавливаемую к ремонту, заблаговременно совместно с прорабом устранить все недостатки в её
подготовке.
По прибытию на скважину бригада устанавливает передвижной
агрегат с последующей подготовкой рабочего места в соответствии
с существующими требованиями. При наличии на скважине оттяжного ролика трактор – подъемник устанавливают на расстоянии,
превышающем на 10 м высоту наземного сооружения. При работе
без оттяжного ролика для предотвращения опрокидывания вышки
или мачты трактор – подъемник устанавливают вплотную к рамному брусу так, чтобы исключить трения ходового конца талевого каната о фермы вышки.
115
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
В дневное время необходимо организовать работы по установке талевой системы. В зависимости от глубины скважины и характера работ применяют следующие оснастки: 2×3, 3×4, 4×5 и 5×6.
Ходовой конец талевого каната крепят на барабане подъемного
механизма, а неподвижный конец – к рамному брусу вышки или
специальному приспособлению; при креплении неподвижного конца к рамному брусу канат следует обвить вокруг него не менее трех
раз, завязать специальным узлом и закрепить тремя зажимами.
Кроме того, следует смонтировать промывочное оборудование,
при этом шланг соединяют с промывочной линией через стояк,
снабженный манометром; собрать машинные ключи и на специальных подвесках через блоки с противовесами, отрегулировать для
свободной работы. Верхний машинный ключ должен быть свободно подвешен, а нижний привязан к ноге вышки или мачты. Подтаскиванием ручного и вспомогательного инструмента к устью подготовка скважины к ремонту в основном завершается.
14.3. Системы сбора и подготовки нефти и газа
Системы сбора и подготовки нефти и газа предназначены для
выполнения следующих операций:
1) измерение количеств нефти и газа, поступающих из каждой
скважины в единицу времени (расходов или дебитов);
2) транспорт нефти, газа и воды от скважин к сборным пунктам;
3) сепарация нефтяного газа от нефти;
4) отделение от нефти свободной пластовой воды;
5) деэмульсация (обезвоживание) и обессоливание нефти;
6) стабилизация нефти;
7) очистка и осушка нефтяного газа;
8) очистка и ингибирование пластовой воды.
Системы сбора и подготовки нефти и газа состоят из разветвленной сети трубопроводов, замерных установок, сепарационных
пунктов, резервуарных парков, установок комплексной подготовки
нефти, установок подготовки воды, насосных и компрессорных
станций. Трубопроводы от скважин до замерных установок называют выкидными линиями. Иногда сбор безводной и обводненной
нефти, легкой и тяжелой осуществляется по разным нефтесборным
коллекторам, чтобы исключить их смешивание.
116
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Выбор системы сбора определяется условиями добычи нефти и
газа на данном месторождении – составом и физическими свойствами нефти, устьевыми давлениями и температурами, газовым
фактором, сеткой расположения скважин, рельефом местности.
Контрольные вопросы
1. Виды капитального и текущего ремонта скважин.
2. Подготовка скважин к ремонту.
3. Системы сбора и подготовки нефти и газа.
117
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
15. ДРУГИЕ СПОСОБЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН
Современные методы разработки нефтяных месторождений и
интенсификации добычи нефти, осложнение условий эксплуатации
скважин по ряду объективных причин потребовало разработки новых технологических средств подъема продукции скважин и технологий их применения.
Одним из новых и перспективных для нефтепромысловой
практики видов добывающего оборудования являются установки
струйных насосов (УСН). Струйные аппараты нашли широкое применение в самых различных отраслях, что связано с простотой их
конструкции, отсутствием движущихся частей, хорошей надежностью и способностью работать в очень сложных условиях: при высоком содержании в откачиваемой жидкости механических примесей и свободного газа, в условиях повышенных температур и агрессивности инжектируемой продукции.
Струйные насосные установки (СНУ). Работы по созданию
cтруйных насосных установок для эксплуатации скважин относятся
к 70-м годам XX в. В настоящее время струйная техника широко
применяется для добычи нефти на месторождениях Западной Сибири в России, в Белоруссии, Украине, США.
Фирмы США применяют струйные насосы для опробования
пластов и освоения скважин (Trico Industries), при добыче нефти
с высоким газовым фактором и механическими примесями (Trico
Industries, Dresser Industries, National Supply и др.), при эксплуатации горизонтальных скважин с применением непрерывной колонны
труб (Jet Production Systems), для подъема тяжелых нефтей на морских месторождениях, для эксплуатации отдаленных скважин и
с большим содержанием в продукции сероводорода, для очистки
скважин от песчаных пробок (Nowsco) и т. д.
В Российской Федерации разработкой струйных насосов для эксплуатации скважин занимаются РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина,
Гипротюменнефтегаз, фирма «Инжектор» (Западная Сибирь) и другие научные и производственные организации. В настоящее время
разработаны струйные установки с наземным и погружным силовым приводом, при этом струйный насос может быть стационарным
или вставным (сбрасываемым). Струйные насосные установки с погружным силовым приводом, как правило, однотрубные без пакера.
118
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Каждая система имеет преимущества, недостатки и свою область
рационального применения. Особое место занимают струйные
насосные установки с погружным приводом, в качестве которого
используется УЭЦН. Такие установки получили название тандемных установок: они обладают рядом преимуществ перед любыми
другими способами механизированной эксплуатации скважин, выводя технологию эксплуатации скважин на более высокий уровень.
Наземное оборудование струйных насосных установок выпускается как для одной скважины (индивидуальный привод), так и для
группы (куста) скважин (групповой привод) и содержит, как правило, блок силовых насосов, емкость для рабочей жидкости и гидроциклонный аппарат для ее очистки от механических примесей. Сепарация газа от добываемой жидкости происходит либо в специальной емкости, либо в емкости, совмещающей функции газосепаратора и хранилища рабочей жидкости. В последнем случае в компоновку наземного оборудования входит подпорный насос, который
производит рециркуляцию очищенной рабочей жидкости через гидроциклон.
Устье скважины оборудуется четырехходовым клапаном, позволяющим менять схему циркуляции рабочей жидкости в скважине
при спуске и подъеме струйного насоса.
Во многих случаях источником рабочей жидкости служит вода
из системы ППД.
Схема и принцип действия струйного насоса. Строго говоря,
струйный насос не является насосом в обычном понимании этого
слова, так как он не создает избыточного напора на выходе. В нем
происходит двойное преобразование гидравлической энергии: сначала потенциальная энергия рабочей жидкости преобразуется
в сопле в кинетическую энергию, за счет чего в поток рабочей жидкости, подмешивается инжектируемая жидкость. Смешанный поток
рабочей и инжектируемой жидкости, проходя через камеру смешения, поступает в диффузор, где происходит преобразование кинетической; энергии смешанного потока в потенциальную энергию.
Принципиальная схема струйного насоса представлена на рис. 15.1.
Насос состоит из следующих элементов: канала подвода рабочего
агента, активного сопла 2, канала подвода инжектируемой жидкости 3 (в области сопла этот канал часто называют приемной камерой), камеры смешения 4 и диффузора 5.
119
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Рис. 15.1. Принципиальная схема струйного насоса: 1 – канал подвода
рабочего агента; 2 – активное сопло; 3 – канал подвода
инжектируемой жидкости; 4 – камера смешения; 5 – диффузор
Принцип работы струйного насоса заключается в следующем:
рабочий агент, обладающий значительной потенциальной энергией,
подводится к активному соплу 2, в котором происходит преобразование части потенциальной энергии в кинетическую.
Струя рабочего агента, вытекающая из сопла 2, понижает давление в приемной камере, вследствие чего часть инжектируемой
жидкости (продукция скважины) подмешивается к рабочему агенту
и поступает в камеру смешения 4. В камере смешения рабочий
агент и инжектируемая жидкость перемешиваются, выравниваются
их скорости и давления, и смешанный поток поступает в диффузор
5. В диффузоре происходит плавное снижение кинетической энергии смешанного потока и рост его потенциальной энергии. На выходе из диффузора смешанный поток должен обладать потенциальной энергией, достаточной для подъема его на поверхность. Несмотря на достаточно известный и понятный принцип работы этого
насоса, расчет его основных элементов является чрезвычайно сложным, что связано со сложностью продукции скважины (инжектируемого потока). К настоящему времени преодолены практически все
трудности проектирования таких насосов, и они используются
в возрастающем объеме для эксплуатации скважин с осложненными
условиями. Серийное производство струйных насосов, используемых при эксплуатации скважин, освоено Лебедянским машиностроительным заводом (ЛеМаЗ).
Основные закономерности работы струйных насосов на
вязких жидкостях. Принципиальная возможность применения
струйных насосов для эксплуатации добывающих скважин с осложненными условиями эксплуатации ставит вопрос об эффективности
работы таких насосов на жидкостях различных вязкостей. Если закономерности работы струйных насосов на жидкостях малой вязкости исследованы достаточно подробно, то их работа при инжекти120
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ровании жидкостей средней, высокой и сверхвысокой вязкости изучена недостаточно, причем при исследовании использованы однородные жидкости.
Струйные насосные установки с поверхностным силовым
приводом. В этом случае силовое оборудование и оборудование
для подготовки рабочей жидкости устанавливается на поверхности.
Как уже отмечалось, может использоваться однотрубная или двухтрубная система. При однотрубной системе используется пакер,
который отделяет всасывающую линию от нагнетательной. При такой компоновке погружного оборудования возможны два варианта
работы струйного насоса.
1. Рабочая жидкость под давлением силового поверхностного
насоса подается к соплу струйного насоса через затрубное пространство, а смешанный поток поднимается на поверхность по колонне НКТ.
Такая схема (прямая) наименее благоприятна, так как высокое
давление рабочей жидкости действует на внутреннюю стенку обсадной колонны, нередко приводя к нарушению ее герметичности
в резьбовых соединениях.
2. Рабочая жидкость под давлением силового насоса подается
к соплу струйного насоса через колонну НКТ, а смешанный поток
поднимается на поверхность по затрубному пространству (обратная
схема).
На рис. 15.2 представлена схема стационарной части погружного оборудования СНУ, спускаемой на колонне НКТ вместе с пакером. Эта часть включает колонну НКТ 1, корпус 2 струйного
насоса, пакер 8 и приемный патрубок 9. В корпусе 2 струйного
насоса выполнены радиальные каналы 3, сообщающие полость посадочного конуса 4 с каналами 5 подвода инжектируемой жидкости,
а также размещен диффузор 6, сообщающийся радиальными отверстиями 7 с затрубным пространством скважины. Подпакерное пространство соединено с насосом патрубком 9.
Эффективная эксплуатация скважин СНУ зависит от герметичности основных элементов погружного оборудования. При любой компоновке погружного оборудования образуются три смежных полости
с различными давлениями движущихся в них жидкостей: подпакерная
полость, полость НКТ и полость затрубного пространства. При этом
каждая из полостей связана с погружным струйным насосом.
121
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Рис. 15.2. Схема стационарной части погружного оборудования струйной
насосной установки: 1 – колонна НКТ; 2 – корпус насоса; 3 – радиальные
каналы; 4 – посадочный конус; 5 – каналы подвода инжектируемой
жидкости; 6 – диффузор насоса; 7 – радиальные отверстия; 8 – пакер;
9 – приемный патрубок
Так, например, для однотрубной обратной схемы СНУ с пакером по колонне НКТ к струйному насосу движется рабочая жидкость под высоким давлением; в подпакерном пространстве – инжектируемая жидкость низкого давления; в затрубном пространстве
– смешанный поток рабочей и инжектируемой жидкости, давление
в котором определяется гидравлическими сопротивлениям и весом
гидростатического столба смешанного потока.
Исходя из изложенного, герметичность элементов погружного
оборудования является одним из важных условий нормальной работы СНУ. Поэтому контроль герметичности системы является основной операцией при запуске СНУ в работу.
Сложность данной операции для упомянутой однотрубной
схемы СНУ состоит в том, что погружной струйный насос имеет
нормально открытые отверстия для выхода смешанного потока.
Таким образом, при неработающей СНУ затрубное пространство всегда гидравлически связано с полостью НКТ и подпакерным
пространством. Это означает, что создание опрессовочного давле122
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ния только в одной из этих полостей невозможно без применения
специального погружного опрессовочного устройства; при этом
раздельная опрессовка этих полостей является необходимым условием поиска и определения возможных источников негерметичности. Кроме того, особенностью опрессовки пакера является то, что
в зависимости от поглощающей способности продуктивного пласта
опрессовочное давление на пакер необходимо подавать снизу
(в подпакерное пространство) или сверху (в надпакерное пространство). Именно поэтому опрессоочное устройство должно обеспечивать раздельный и последовательный контроль герметичности погружного оборудования СНУ. Такое опрессовочное устройство разработано фирмой «Инжектор».
На рис. 15.3 представлены компоновки погружного оборудования при опрессовке пакера сверху (рис. 15.3 а) и снизу (рис. 15.3 б).
В посадочном конусе 4 корпуса насоса 2 помещено спускаемое
опрессовочное устройство, включающее в себя сердечник 15 и
подъемный узел 14. На поверхности сердечника имеются два
уплотнительных элемента 20 и кольцевая проточка 18, которая
с помощью радиальных отверстий 19 сообщается с центральным
каналом 17 сердечника. Подъемный узел 14 имеет осевой канал 12,
фильтр 11, ловильную головку 10, съемный центратор 13 и крепится к сердечнику 15 разъемным соединением, в котором размещена
съемная заглушка 16, разобщающая каналы 12 и 17.
На рис. 15.3б представлена компоновка погружного оборудования
при опрессовке пакера снизу. Все элементы аналогичны схеме на
рис. 15.3а, за исключением съемной заглушки 16, которая в этом случае не используется. При опрессовке пакера сверху опрессовочное
давление подается в затрубное пространство, а опрессовка НКТ производится закачкой опрессовочной жидкости в НКТ.
При опрессовке пакера снизу опрессовочное давление подается
в колонну НКТ (рис. 15.3 б).
Технология запуска скважинной насосной установки следующая. В скважину на колонне НКТ спускается погружное оборудование, представленное на рис. 15.2, и определяется приемистость
скважины закачкой жидкости в затрубное пространство. Опускают
в корпус струйного насоса опрессовочное устройство с заглушённым центральным каналом (см. рис. 15.3 а), создают давление
опрессовки в полости НКТ и выдерживают его в течение 30 мин.
Снижают давление и производят посадку пакера в колонне.
123
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Рис. 15.3. Схема погружной струйной насосной установки:
а – при опрессовке пакера сверху; б – при опрессовке пакера снизу;
1 – колонна НКТ; 2 – корпус погружного насоса; 3 – радиальные каналы;
4 – посадочный конус; 5 – каналы подвода инжектируемой жидкости;
6 – диффузор; 7 – радиальные отверстия; 8 – пакер; 9 – приемный
патрубок; 10 – ловильная головка; 11 – фильтр; 12 – осевой канал;
13 – центратор; 14 – подъемный узел; 15 – сердечник; 16 – съемная
заглушка; 17 – центральный канал сердечника; 18 – кольцевая проточка;
19 – радиальные отверстия сердечника; 20 – уплотнительные элементы
Начиная с этого момента, порядок операций по опрессовке пакера зависит от определенной ранее продуктивности (приемистости) скважины. Для скважин с хорошей продуктивностью порядок
опрессовки следующий: в НКТ создают давление фиксации опрессовочного устройства, величина которого определяется из условия:
Ро.эк < Pф < Pо.нкт,
(15.1)
где Ро.эк Pф, Ро.нкт, — давление опрессовки эксплуатационной колонны, давление фиксации опрессовочного устройства и НКТ.
124
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
После опрессовки плавно снижают давление в затрубном пространстве и полости НКТ и поднимают опрессовочное устройство
на поверхность.
Для скважин, у которых очень низкая приемистость, порядок
опрессовки следующий. Поднимают на поверхность опрессовочное
устройство, извлекают съемную заглушку 16 из центрального канала 17 сердечника 15 и опускают опрессовочное устройство в корпусе насоса (рис. 15.3 б).
При открытом затрубном пространстве в полости НКТ создают
давление опрессовки, которое через каналы 12 и 17, радиальные
отверстия 19 сердечника опрессовочного устройства, радиальные
каналы 3 и каналы 5 корпуса 2 струйного насоса передается в подпакерное пространство скважины. После опрессовки пакера давление в НКТ плавно снижают, а опрессовочное устройство поднимают на поверхность.
Дальнейшие операции по запуску насосной установки и скважины заключается в следующем. Производят замену жидкости
глушения на рабочий агент. В корпусе струйного насоса устанавливают вставную часть насоса (рис. 15.4) и подают по НКТ рабочий
агент к струйному насосу, который, истекая из сопла 16, создает
пониженное давление в приемной камере 17, и продукция скважины (инжектируемый поток) из подпакерного пространства через
каналы 5 и отверстия поступает к струе рабочего агента. Далее рабочий агент и инжектируемая продукция скважины смешиваются
в камере смешения 19, через диффузор 6 смешанный поток поступает в затрубное пространство и затем – на поверхность.
На рис. 15.4 представлена компоновка погружного оборудования
при рабочем положении струйного насоса. В посадочном конусе 4
располагается вставная часть струйного насоса, включающая в себя
активное сопло 16, приемную камеру 17 и камеру смешения 19.
Разработанные установки со струйными насосами нашли достаточно широкое применение при эксплуатации скважин с осложненными условиями. Применение струйных насосов для добычи
нефти связано также с так называемыми тандемными установками
(системами).
125
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Рис. 15.4. Схема погружной струйной насосной установки в рабочем
положении: 1 – колонна НКТ; 2 – корпус погружного насоса; 3 – радиальные
каналы; 4 – посадочный конус; 5 – каналы подвода инжектируемой жидкости;
6 – диффузор; 7 – радиальные отверстия; 8 – пакер; 9 – приемный патрубок;
10 – ловильная головка; 11 – фильтр; 12 – осевой канал; 13 – центратор;
14 – подъемный узел; 15 – сердечник; 16 – активное сопло струйного насоса;
17 – приемная камера; 18 – кольцевая проточка; 19 – камера смешения;
20 – уплотнительные элементы; Рн – давление инжектируемой жидкости
(продукции скважины) или давление на приеме насоса; Рр – давление
рабочего агента; Рсм – давление смешанного потока (давление на выходе насоса)
Тандемные установки (установки струйных насосов с погружным силовым приводом). Широко применяемые для добычи
нефти установки погружных электрических центробежных насосов
(УЭЦН) можно использовать в качестве силовых приводов струйных насосов, формируя так называемые тандемные установки
«ЭЦН-СН». Под тандемными установками будем понимать такие
установки для эксплуатации скважин, глубинный насосный агрегат
которых представлен, по крайней мере, двумя насосами с различными или одинаковыми принципом действия.
Принципиальная схема тандемной установки «ЭЦН-СН».
В 1968 г. в МИНХ им. И. М. Губкина была предложена схема тандемной установки «ЭЦН-СН», предназначенная для повышения
126
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
эффективности и оптимизации подъема продукции скважины за
счет максимального использования энергии выделяющегося из
нефти газа, а также для повышения ее дебита. На рис. 15.5 приведена принципиальная схема тандемной установки «ЭЦН-СН». Установка включает в себя погружной агрегат УЭЦН 1, спускаемый на
колонне НКТ 3, на выходе которого установлен струйный насос,
включающий в себя корпус 2, сопло 4, приемную камеру 5, обратный клапан 6, камеру смешения 7 и диффузор 8.
Тандемная установка работает следующим образом. Продукция
скважины, откачиваемая погружным центробежным насосом, подается к соплу 4 струйного насоса, в котором скорость потока возрастает. Истекающая из сопла струя попадает в приемную камеру 5,
понижая в ней давление. При этом обратный клапан 6 открывается
и часть продукции скважины (жидкость и отсепарированный на
входе в насос свободный газ) поступает в приемную камеру. В камере 7 происходит смешение силовой жидкости (продукции скважины!) с инжектируемой из затрубного пространства смесью; здесь
формируется мелкодисперсная газожидкостная смесь, которая,
пройдя диффузор 8, попадает в колонну НКТ 3 и далее поднимается
на поверхность.
При разработке тандемных установок исходили из следующих
основных требований:
– возможность увеличения отбора продукции из добывающих
скважин;
– максимальное использование сепарирующегося у приема
ЭЦН свободного газа для подъема продукции скважины, а также
дополнительное выделение газа из раствора за счет снижения давления в сопле и приемной камере с формированием в камере смешения мелкодисперсной смеси (т. е. создания наиболее благоприятной эмульсионной структуры смеси;
– повышение КПД установки за счет исключения канала подачи силовой (рабочей) жидкости (снижение гидравлических потерь)
и за счет наиболее полного и эффективного использования энергии
свободного газа (увеличение газлифтного эффекта;
– упрощение конструкции установки со струйным насосом, повышение надежности ее работы и снижение металлоемкости (исключается вариант двухрядного подъемника или отпадает необходимость специальной подготовки рабочей жидкости и обслуживания всего поверхностного оборудования СНУ);
127
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
– упрощение и сокращение сроков подземного ремонта скважины. Кроме того, учитывая характеристики Q–Н ЭЦН и струйного
насоса, можно говорить о гибкости тандемной установки и автоматической перестройке режима ее работы при изменении условий
эксплуатации, связанных с изменением пластового давления,
свойств продукции и продуктивности скважины; при этом ЭЦН работает в области оптимального режима.
Рис. 15.5. Принципиальная схема тандемной установки «ЭЦН-СН»:
1 – погружной агрегат УЭЦН; 2 – корпус струйного насоса; 3 – колонна
НКТ; 4 – сопло; 5 – приемная камера; 6 – обратный клапан; 7 – камера
смешения; 8 – диффузор
Практика широкомасштабного промышленного применения
тандемных установок «ЭЦН-СН» вскрыла еще одно чрезвычайно
важное их преимущество перед всеми известными установками для
добычи нефти: возможность вызова притока, освоения и вывода на
проектный режим работы скважин любых категорий сложности,
которые не могут быть освоены известными способами за разумное
время, т. е. при допустимой стоимости процесса освоения.
Теория расчета тандемных установок достаточно сложна и
приводится в специальной литературе.
128
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Защита погружного центробежного насоса от вредного влияния
свободного газа. Газосепараторы
Как уже отмечалось, одним из основных факторов, снижающих
эффективную работу ЭЦН, является свободный газ в откачиваемой
жидкости (на входе в насос). Устранение его влияния связано с увеличением глубины погружения приема ЭЦН, т. е. с увеличением
давления на приеме ЭЦН. Этот метод является достаточно простым,
но в ряде случаев не может быть применен, например, тогда, когда
забойное давление ниже давления насыщения. Кроме того, увеличение глубины спуска УЭЦН приводит к снижению КПД установки
за счет роста электрических потерь в кабеле и гидравлических потерь в НКТ. Нетрудно получить условие по глубине спуска ЭЦН,
при котором повышение КПД установки за счет ликвидации вредного влияния свободного газа компенсируется его снижением за
счет роста гидравлических и электрических потерь, т. е. нулевой
технологический эффект; но при котором возрастают капитальные
затраты (НКТ, кабель), длительность и стоимость подземного ремонта, т. е. отрицательный экономический эффект. Поэтому наиболее предпочтительным является такое решение, при котором снижение вредоносного влияния свободного газа не приводило бы
к снижению КПД установки за счет роста потерь энергии, связанных
с глубиной спуска установки. К такому решению относится создание
газосепаратора к погружным центробежным электронасосам.
В течение последних 50 лет работы по созданию эффективного
газосепаратора к УЭЦН велись в различных странах, но особенно
крупные исследования выполнены в СССР (России), в результате
которых создана гамма газосепараторов, отвечающих самым жестким требованиям нефтепромысловой практики.
Не останавливаясь на длительной истории разработки газосепараторов, отметим, что наилучшим газосепаратором к УЭЦН является газосепаратор, разработанный Российским государственным
университетом нефти и газа им. И. М. Губкина, который по своим
характеристикам превосходит известные лучшие мировые образцы
и имеет следующий шифр: МН-ГСЛ – модуль насосный газосепаратор Ляпкова П. Д.
Схема газосепаратора МН-ГСЛ представлена на рис. 15.6.
129
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Рис. 15.6. Схема газосепаратора МН-ГСЛ: 1 – головка; 2 – узел верхнего
подшипника; 3 – канал отвода газа; 4 – канал отвода жидкости; 5 – корпус;
6 – сепаратор; 7– рабочее колесо; 8– решетка; 9– отбойник; 10 – шнек;
11 – каналы поступления продукции скважины; 12 – приемная сетка;
13 – узел нижнего подшипника; 14 – вал
Сепаратор состоит из следующих основных элементов: корпуса
5 и головкой 1, каналов отвода газа 3 и жидкости 4, сепарирующего
узла 6, рабочего колеса, каналов подвода продукции 11, приемной
сетки 12. Вал сепаратора 14 имеет узел верхнего подшипника 2 и
узел нижнего подшипника 13. Сепаратор работает следующим образом. Продукция скважины через приемную сетку 12 и каналы
подвода 11 поступает на шнек 10. В шнеке происходит предварительное разделение продукции на жидкую и газовую фазы: жидкая
фаза отбрасывается на периферию шнека, а газовая занимает центральную часть. Часть жидкости, содержащаяся в газовой фазе, отбивается отбойником 9. Разделенная на фазы продукция, пройдя
решетку 8, попадает в рабочее колесо 7, в котором происходит дополнительное деление фаз. На выходе из рабочего колеса смесь по130
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
падает в сепарирующий узел 6,где происходит окончательное отделение газа от жидкости. Жидкость с небольшим количеством свободного газа через канал 4 подводится к входу центробежного насоса, а основная часть свободного газа через канал 3 сбрасывается
в затрубное пространство.
Таким образом, жидкая фаза с небольшим количеством свободного газа, не влияющим на эффективность работы центробежного насоса, откачивается насосом на поверхность. Свободный газ,
сброшенный в затрубное пространство, приводит к подъему определенного количества жидкости из затрубного пространства на поверхность (фонтанирование скважины по затрубному пространству): суммарная подача установки возрастает, что является положительным фактором. В то же время большое количество свободного газа в затрубном пространстве при определенных условиях
может привести к образованию гидратных или парафино-гидратных
пробок, перекрывающих затрубное пространство и создающих
условия для резкого ухудшения работы сепаратора и установки
в целом, вплоть до срыва подачи.
Указанное явление полностью исключается, если использовать
газосепаратор в тандемных установках. В этом случае газ, сбрасываемый сепаратором в затрубное пространство, поступает в приемную камеру струйного насоса, смешивается с откачиваемой жидкостью и поступает в НКТ. При этом образуется газожидкостная
смесь эмульсионной структуры, весь свободный газ используется
в процессе подъема жидкости и существенно возрастает КПД системы в целом.
Совершенно очевидно, что такие погружные установки являются чрезвычайно перспективными и обладают максимально возможным КПД процесса механизированной эксплуатации скважин.
При написании курса лекций были использованы материалы
некоммерческого фонда имени профессора А. В. Аксарина.
Президент фонда – доцент, канд. геол.-минерал. наук Г. М. Волощук.
131
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ЛИТЕРАТУРА
1. Тагиров К. М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин:
учебное пособие для студ. учреждений высш. проф. образования. –
М., 2012. 336 с.
2. Щуров В. И. Технология и техника добычи нефти: учеб. для
вузов. – М.: Альянс, 2005. 510 с.
3. Ибрагимов Л. Х., Мищенко И. Т., Челоянц Д. К. Интенсификация добычи нефти. – М.: Наука, 2000. 414 с.
4. Мищенко И. Т. Скважинная добыча. – М.: Нефть и га», 2003.
816 с.
5. Гиматудинов Ш. К., Дунюшкин И. И., Зайцев З. М. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. – М.: Недра, 1988. 302 с.
6. Мищенко И. Т. Расчеты в добыче нефти. – М.: Недра, 1989.
245 с.
7. Ермилов О. М., Алиев З. С., Чугунов В. В. Эксплуатация газовых скважин. – М.: Наука, 1995. 359 с.
8. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин /
А. И. Акульшин, В. С. Бойко, Ю. А. Зарубин, В. Д. Дорошенко. –
М.: Недра, 1989. 480 с.
9. Сизов В. Ф. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин:
учебное пособие (курс лекций). – Ставрополь ГОУ ВПО «СевКавГТУ», 2006. 156 с.
10. Сизов В. Ф., Ливинцев П. Н. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин: методические указания к выполнению практических занятий. – Ставрополь: ГОУ ВПО «СевКавГТУ», 2011. 30 с.
132
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
СОДЕРЖАНИЕ
ПРЕДИСЛОВИЕ………………………………………………………..3
ЛЕКЦИИ………………………………………………………………..5
1. ПОДГОТОВКА СКВАЖИН К ЭКСПЛУАТАЦИИ………………5
1.1. Оборудование скважин……………………………………………6
1.2. Конструкции оборудования забоев скважин…………………….9
2. МЕТОДЫ ОСВОЕНИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН ……………..14
3. ОСВОЕНИЕ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН………………...19
3.1. Техника безопасности при освоении скважин…………………23
4. ФОНТАННАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН…30
4.1. Условия притока нефти и газа в скважину……………………..31
4.2. Оборудование для предупреждения открытых фонтанов……..35
4.3. Исследование фонтанных скважин……………………………..36
5. ГАЗЛИФТНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН……………..….40
5.1. Конструкция газлифтного подъемника………………………....43
6. ПУСК ГАЗЛИФТНОЙ СКВАЖИНЫ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ…..47
6.1. Методы снижения пусковых давлений…………………………50
6.2. Применение пусковых отверстий……………………………….51
6.3. Газлифтные клапаны…………………………………………….52
7. ИССЛЕДОВАНИЕ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН………………..56
8. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН ШТАНГОВЫМИ НАСОСАМИ...61
8.1. Подача штангового скважинного насоса……………………….64
9. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН ПОГРУЖНЫМИ НАСОСАМИ…67
10. УСТАНОВЛЕНИЕ ОПТИМАЛЬНОГО ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО
РЕЖИМА……………………………………………………………...72
10.1. Изменение технологического режима скважин………………74
11. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН В ОСЛОЖНЕННЫХ
УСЛОВИЯХ…………………………………………………………..79
11.1. Осложнения при эксплуатации фонтанных скважин………..79
11.2. Осложнения при газлифтной эксплуатации………………….82
11.3. Эксплуатация малодебитных скважин……………………..85
11.4. Анализ причин малодебитности скважин…………………….87
12. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГЛУБИННО-НАСОСНЫХ СКВАЖИН
В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ………………………………….94
13. ОБСЛУЖИВАНИЕ СКВАЖИН………………………………..104
13.1. Обслуживание фонтанных скважин………………………….104
13.2. Обслуживание газлифтных скважин…………………………106
133
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
13.3. Обслуживание глубинно-насосных скважин ………………..107
13.4. Обслуживание установок электроцентробежных насосов….111
14. ВИДЫ КАПИТАЛЬНОГО И ТЕКУЩЕГО РЕМОНТА………114
14.1. Основные виды текущего ремонта…………………………...114
14.2. Подготовка скважин к ремонту……………………………….115
14.3. Системы сбора и подготовки нефти и газа…………………..116
15. ДРУГИЕ СПОСОБЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН……….118
ЛИТЕРАТУРА……………………………………………………….132
134
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Учебное издание
Сизов Владимир Федорович
Коновалова Людмила Николаевна
ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ
СКВАЖИН
УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ
(Курс лекций)
Редактор, технический редактор А. Р. Хасанова
Компьютерная верстка Н. П. Чивиджева
__________________________________________________________
Подписано в печать 3.10.2014.
Формат 60×84 1/16 Усл. печ. л. 7,85 Уч.-изд. л. 6,44
Бумага офсетная
Заказ 224
Тираж 50 экз.
_______________________________________________________________________
Отпечатано в издательско-полиграфическом комплексе
ФГАОУ ВПО «Северо-Кавказский федеральный университет»
355029 г. Ставрополь, пр-т Кулакова, 2
135
Документ
Категория
Без категории
Просмотров
308
Размер файла
1 615 Кб
Теги
7172, нефтяных, эксплуатации, скважин
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа