Если вы скопируете книгу или главу книги, Вы должны незамедлительно удалить ее сразу после ознакомления с содержанием. Копируя и сохраняя его Вы принимаете на себя всю ответственность, согласно действующему международному законодательству. Любое коммерческое и иное использование кроме предварительного ознакомления запрещено. Публикация данной книги не преследует никакой коммерческой выгоды, но документ способствуют быстрейшему профессиональному росту читателей и являются рекламой бумажных изданий таких документов. Все авторские права сохраняются за правообладателем. В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуюсь убрать указанные книги

ГЛАВА II
ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА
СПОСОБЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
Разработка нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений осуществляется при помощи скважин.
Скважина представляет собой цилиндрическую горную выработку небольшого диаметра (от 75 до 250 мм). Бурят скважины на глубины от 100—150 до 5500—6000 м и более.
Начало скважины называется у с т ь е м, ее конец — забоем. Все полое пространство скважины, от устья до забоя, называется стволом.
Скважины могут быть вертикальными или наклонно-направленными.
Основное назначение скважины — извлечение нефти, газа или воды из недр на поверхность, т. е. скважина является каналом, соединяющим нефтяной, газовый или водяной пласт с поверхностью земли.
Скважины, из которых извлекают (добывают) нефть, газ или конденсат, называются эксплуатационными, а скважины, через которые осуществляется закачка (нагнетание) в пласты воды (сжатого газа, воздуха) для поддержания пластовых давлений либо для хранения газа в подземных выработках, называют нагнетательным и.
Первые скважины, которые бурят на новых площадях для определения нефтегазоносности того или другого месторождения (пласта, горизонта), а также границы (контура) его распространения, называются разведочными.
Кроме того, существуют скважины наблюдательные и пьезометрические,в которых проводят наблюдения и исследовательские работы по контролю за ведением процессов по под-Держанию пластовых давлений и вторичных методов добычи нефти.
В зависимости от геологической характеристики и условий эксплуатации применяют фонтанный или механизированный способы добычи нефти.
При фонтанном способе пластовая жидкость или газ подается на поверхность за счет пластовой энергии.
При механизированном способе используются те или иные средства откачки жидкости.
47
Из механизированных способов наиболее широко применяются компрессорный и глубиннонасосный.
Глубиннонасосная эксплуатация на промыслах СССР осуществляется либо штанговыми насосами (типа ШГН), либо бесштанговыми (наиболее распространены центробежные электронасосы типа ЭЦН).
Фонтанный способ эксплуатации самый рентабельный. При рациональной эксплуатации с начала разработки залежи, при поддержании пластового давления закачкой воды (сжатого газа, воздуха) иногда удается продлить фонтанный период работы скважин на многие годы и добиться довольно высоких коэффициентов нефтеотдачи пластов (примеры: месторождения Татарии, Башкирии, Куйбышевской области, Нефтяные Камни на Каспийском море и др.).
Обычно для поддержания пластового давления применяют законтурное заводнение, т. е. путем закачки води в нагнетательные скважины, расположенные в законтурной водоносной зоне залежи. В^ряде случаев законтурное заводнение дополняется внутриконтур-ным или же центральным очаговым заводнением.
Фонтанирование скважины может происходить лишь в том случае, если давление на ее забое превышает гидростатическое давление жидкости (или газожидкостной смеси, или газа). Это условие фонтанирования запишем следующим образом
гДе Рзаб — забойное давление, при котором возможно фонтанирование, Па; Н — глубина скважины, м; р — плотность жидкости или смеси, кг/м3; g — в кгс/см2.
При соблюдении условия (П.1) рзя(> должно быть больше давления насыщения рнас. При рза6 <^рнлс скважина будет фонтанировать как под действием гидростатического напора, так и за счет энергии расширяющегося газа.
Практически фонтанирование только под действием гидростатического напора встречается редко. Обычно по мере подъема жидкости в скважине давление снижается и на некоторой высоте достигает величины, равной давлению насыщения, и при этом из жидкости начинает выделяться газ, который способствует дальнейшему подъему жидкости на поверхность. Поэтому большинство фонтанных скважин работает за счет энергии газа и гидростатического напора жидкости одновременно. В таких скважинах обычно руст -<Рнас <С <*рзаб- При этом условии в нижней части колонны движется одна фаза (жидкость), на глубине, где давление равно рняс, начинается выделение газа из нефти, а в верхней части колонны движется двухфазный поток (жидкость и газ).
Чем меньше газа расходуется на подъем 1т нефти, тем рациональнее считается эксплуатация скважин. Следовательно, для фонтанных скважин оптимальным следует считать такой режим эксплуатации (такой д и а -
48
метр штуцера), при котором газовый фактор наименьший.
Компрессорную эксплуатацию скважин можно рассматривать как искусственное продолжение процесса фонтанирования.
Обычно компрессорный способ эксплуатации применяют, когда пластовой энергии оказывается недостаточно для подъема жидкости из пласта на поверхность и естественное фонтанирование скважины прекратилось. При этом способе подъем жидкости на поверхность осуществляется под действием подаваемого к башмаку спущенных в скважину подъемных труб рабочего агента (сжатого воздуха или газа). Если подводится углеводородный газ, то способ эксплуатации называется газлифтным, если воздух — эрлифтным.
Сжатие газа или воздуха до нужного давления производится в специальных машинах, называемых компрессорами (от слова «компрессия» — сжатие). Бывают они передвижными либо стационарными, устанавливаемыми на компрессорных станциях (по 12—16 компрессоров старых типов и по 6—10 — новых).
От газокомпрессорных станций по магистральным газовоздухопроводам диаметром 114—125 мм сжатый до определенного давления (обычно до 30—100 кгс/см2) газ распределяется по газовоздухораспределительным будкам (ГВРБ), в которых монтируют от 3 до 12 секций — батарей (по 4 скважины в каждой). Таким образом, одной ГВРБ можно подавать воздух в 12 -^ 48 и более скважин с автоматическим регулированием подачи сжатого газа (воздуха) по индивидуальным газовоздухопроводам диаметром 62 мм.
Важными преимуществами газлифта по сравнению с эрлифтом являются:
а) повышение добычи газа за счет обогащения рабочего агента попутным газом, выделяющимся из нефти по мере ее подъема на поверхность из скважины;
б) повышение коэффициента полезного действия лифта за счет допрлнительной работы, производимой энергией расширяющегося газа по мере подъема жидкости в подъемных трубах;
в) значительное снижение объемов эмульсии, образующейся в подъемных трубах;
г) почти полное отсутствие коррозии труб.
При эрлифте попутный газ в основном безвозвратно теряется и выпускается в атмосферу из-за возможности образования взрывоопасной смеси.
Подземное и наземное оборудование компрессорных скважин сравнительно несложно, освоение и эксплуатация их также не представляет больших трудностей.
Компрессорным (газлифтным) способом добычи нефти можно отбирать из скважины от нескольких десятков до нескольких сот кубометров жидкости (иногда более 1000 м3). Этим способом успешно эксплуатируют скважины с большим содержанием песка в продукции.
4 Заказ 1428 49
Вместе с тем, компрессорный способ эксплуатации (особенно эрлифт) обладает рядом существенных недостатков, главными из которых являются: высокая себестоимость добываемой нефти; образование стойких эмульсий; отложение солей и парафина на стенках подъемных труб и в выкидных линиях; частые пробкообразования; большой расход электроэнергии на добычу нефти, если компрессоры работают на электроприводе.
Запуск (или, как говорят на РИТСах, продавка) компрессорных скважин довольно прост. Осуществляется он либо методом аэрации, либо продавкой воздухом из ГВРБ, или от передвижного компрессора.
Оптимальным режимом эксплуатации компрессорных скважин называют такой режим, при котором добывается наибольшее количество жидкости при наименьшем расходе рабочего агента. Оптимальный режим устанавливают на основе данных исследования.
Глуби ннонасосным способом эксплуатации называют такой способ, при котором подъем жидкости из скважин на поверхность осуществляется с помощью штанговых насосов различных типов.
Глубиннонасосные установки подразделяются следующим образом.
1. Штанговые насосные установки, в которых глубинный насос, спущенный в скважину, приводится в действие двигателем, размещенным на поверхности, при помощи специального привода через колонну насосных штанг; для откачки жидкости применяют глубинные штанговые насосы.
2. Бесштанговые насосные установки. Насос спускают в скважину одновременно с двигателем на насосных трубах. Насосные штанги в этой установке отсутствуют. Насосы, применяемые для этого вида эксплуатации, называются бесштанговыми погружными насосами.
• Бесштанговые погружные насосы в свою очередь делятся на центробежные электронасосы и гидропоршневые насосы. Техника эксплуатации скважин штанговыми и бесштанговыми насосами различна.
ПОДГОТОВКА СКВАЖИН К ЭКСПЛУАТАЦИИ
Один из ответственных этапов при строительстве нефтяных скважин (заключительный) включает следующие работы: вскрытие продуктивного пласта; спуск и цементирование обсадных колонн; оборудование забоя скважины и вызов притока нефти.
Вскрытие пласта в процессе бурения. Для обеспечения быстрого освоения скважин и дальнейшей их нормальной эксплуатации необходимо при вскрытии пласта в процессе бурения не допускать проникновения в пласт промывочной жидкости, выпадения из нее утяжелителей (гематита, барита и др.), длительной промывки на одном месте, образования на забое каверн и размывов,
50
что впоследствии может затруднить процесс цементирования и умень -шить расчетную высоту подъема цемента за колонной.
Плотность промывочной жидкости должна быть такой, чтобы обеспечить необходимое противодавление на пласт, предотвратить выбросы, открытое фонтанирование, грифонообразование и другие осложнения. При бурении обычно применяют химически обработанные промывочные растворы, что обеспечивает их стабильность (постоянство свойств в течение длительного времени).
Спуск эксплуатационных колонн должен производиться по возможности в короткие сроки после вскрытия продуктивного пласта и каротажных работ. Колонна должна быть строго
_Щда; Т/Ш/ ЩЗ®, ^Ш2 ш^; ;яш №Ш' ^УЩл
t
й 1 ; а
? ^ ft
------- — _ -------- U1
с? ^ — ~~ - Вода — — Вода - - Вода— — ^
§ ^ ---- _____ ____ ___ ____ ^_ __ _ ._ „ •t
fe ta Простреленные Сальник Цемент * х^
\ огпВер -стия \ \ —т ХВост * / \ г §
. . . о . • о •/ . > 000
0 О о о / О о
о о f •, • о 0 0 о о о 0 0 •лх*
• . о о 0 • • • о о 000 .'.'
• • • • . * . . : •
а 5 6 s
Рис. 11.1. Конструкции забоев нефтяных скважин
центрирована по стволу пробуренной скважины, для чего применяют специальные резиновые кольца, пружинные фонари и другие приспособления. Строгое центрирование колонн в стволах пробуренных скважин обеспечивает равномерное распределение цементного раствора за колонной, исключает прорыв посторонних вод в продуктивный пласт, заколонную циркуляцию воды и газа, грифонообразование и другие осложнения.
На практике применяют различные конструкции скважин (одно-, двух- и трехколонные, спуск заранее перфорированного «хвостовика», так называемой «летучки», а также различные забойные фильтры и конструкции с открытыми забоями, не закрепленными в пределах продуктивного пласта обсадными колоннами).
Оборудование забоев скважин при вскрытии пласта в процессе бурения. На рис. 11.1 показаны наиболее распространенные конструкции забоев скважин. Пласты, выраженные такими плотными породами, как известняк и песчаник,'обычно не перекрывают колонной, а эксплуатируют скважинами с открытым забоем (рис. 11.1, а). Если продуктивный пласт выражен рыхлыми слабо сцементированными! породами
4* 5i
(например, песками), рекомендуется эксплуатационную колонну спускать до забоя и цементировать до перекрытия верхних водоносных горизонтов, а затем перфорировать (простреливать отверстия) по каротажным данным для обеспечения притока нефти и газа в скважину (рис. II.1, б).
Спуск в продуктивную часть пласта готового фильтра — хвостовика обеспечивает приток нефти и газа из пласта в скважину (рис. 11,1, в). В этом случае предыдущую обсадную колонну спускают до кровли продуктивного пласта и цементируют. После повторного вскрытия забоя в скважину спускают перфорированный на поверхности «хвостовик», верхний конец которого закрепляют в башмаке обсадной колонны различными сальниками.
В ряде случаев применяют другую разновидность этой конструкции: в скважину спускают эксплуатационную колонну, в которой нижние трубы заранее перфорируют на поверхности (по высоте продуктивного пласта), цементируют лишь верхнюю часть колонны путем так называемой манжетной заливки, как это показано на рис. II.1, г.
Вскрытие пласта для эксплуатации довольно часто производят путем простреливания (перфорации) отверстий в уже спущенной и зацементированной колонне. Однако до перфорации необходимо вначале оборудовать устье скважины и подготовить наземное оборудование. В противном случае (что нередко бывает на практике) в процессе перфорации могут возникнуть выбросы, открытое фонтанирование, пожар и другие осложнения.
Оборудование устья скважин при вскрытии пласта для эксплуатации. В зависимости от назначения скважины, ожидаемого пластового давления, способа эксплуатации устье скважины может быть оборудовано различными способами.
После спуска обсадных колонн производят обвязку устья скважины при помощи специальной колонной головки, которая предназначена для обвязки спущенных в скважину обсадных колонн между собой и для герметизации межтрубного пространства. На колонной головке устанавливают фонтанно-компрессорную арматуру либо планшайбу с подвешенными насосными трубами.
АзИНМАШ разработал ряд конструкций колонных головок с клиновой подвеской труб (табл. II.1).
Наиболее простая по конструкции колонная головка (рис. П.2, а) применяется для оборудования глубоких одноколонных скважин диаметром 114—168 мм при ожидаемых рабочих давлениях до 150 кгс/см2 (15 МПа). Головка представляет фланец с центрами отверстий и размерами под соответствующие размеры крестовика, тройника или задвижки для перфорации (прострела). Фланец навинчивают на резьбу последней трубы эксплуатационной колонны и затем проваривают двойным швом: снаружи и изнутри.
По схеме, данной на рис. II.2, б, производят обвязку двух колонн диаметрами 168 и 273 мм при рабочем давлении 125—150 кгс/см2,
52
Таблица II.I
Колонные головки с клиновой подвеской труб
Шифр колонной головки Диаметры обвязываемых колонн, мм Давление, кгс/см*
рабочее пробное
ГККЗОО-168Х273 273X168 300 600
299X168 300 600
325X168 300 600
ГКК200-168Х273 273X168 200 400
299X168 200 400
325X168 200 400
ГКК128-168Х273 273X168 125 250
299X168 125 250
325X168 125 250
ГККЗОО-146Х219 219X146 300 600
245X146 300 600
273X146 300 600
299X146 300 600
325X146 300 600
ГКК125-146Х219 219X146 125 250
245X146 125 250
273X146 125 250
299X146 125 250
325X146 125 250
2ГКК320-114Х219 168X114 320 640
194X114 320 640
219X114 320 640
1ГКК125-И4Х219 168X114 125 250
194X114 125 250
219X114 125 250
Примечание. Шифр колонной головки обозначает: первые три буквы ГКК — головка колонная клиновая; шифры, следующие за буквами, — рабочее давление в кгс/см2; последующие цифры — диаметры обвязываемых колонн. Так, шифр ГККЗОО-146Х219 обозначает: головка колонная клиновая на рабочее давление 300 кгс/см2 для обвязки эксплуатационной и обсадной колонн диаметрами, соответственно, 146 и 219 мм.
по схеме рис. II.2, в — трех колонн диаметрами 168, 273 и 426 мм при рабочих давлениях 125, 200 и 300 кгс/см2 (12,5—30 МПа).
Так как на практике наиболее распространена двухколонная конструкция скважин (см. рис. II.2, б), рассмотрим оборудование устья скважин по этой схеме. Оно состоит из катушки, наверху которой привинчен и приварен фланец с соответствующими размерами полей и центров отверстий под установку фонтанной арматуры, или тройника (планшайбы) глубиннонасосной установки; корпуса колонной головки, внутри которой на клиньях подвешивается эксплуатационная колонна; регулировочного патрубка для присоединения последней к верхнему фланцу колонной головки; фланца на нижнем конце катушки для посадки колонной головки на фланец технической колонны.
53
Внутри колонной головки имеется шесть клиньев для подвески эксплуатационной колонны и резиновое уплотнение (пакер) для опрессовки колонной головки после монтажа на скважине.
В современных колонных головках и фонтанных арматурах, выпускаемых отечественными заводами, уплотнение фланцевых соединений достигается кольцевыми прокладками овальной формы, изготовленными из малоуглеродистой стали (рис. П.З).
а 5
Рис. II.2. Схемы обвязки обсадных колонн колонными головками
Насосно-компрессорные трубы. При эксплуатации скважин подъем жидкости и газа на дневную поверхность происходит по специальным трубам, спускаемым в скважину на определенную глубину перед пуском ее в эксплуатацию. Эти трубы называют насосно-компрессорными. В зависимости от способа эксплуатации скважин эти трубы называют также фонтанными, либо подъемными (или лифтовыми).
Насосно-компрессорные трубы согласно ГОСТ 633—63 выпускают следующих условных диаметров (в мм): 33, 42, 48, 60, 73, 89, 102 и 114 с толщиной стенок от 4 до 7 мм.
54
Рис. II. 3. Уплотнительное кольцо для герметизации фланцевых соединений
Учитывая, что насосно-компрессорные трубы постоянно работают в коррозионной среде, испытывают большие нагрузки и давления, их изготавливают высокопрочными, бесшовными, цельнотянутыми из сталей марок Д, К, Е, Л и М (с пределом текучести, соответственно, 380, 500, 550, 650 и 750 МПа).
На обоих концах трубы нарезают одинаковую резьбу. На один е& конец на заводе навинчивают муфту.
В настоящее время отечественные трубопрокатные заводы выпускают насосно-компрессорные трубы по ГОСТ 633 — 63 гладкими по всей длине (неравнопрочные), либо с высаженными наружу концами (равнопрочные).
У гладких труб, т. е. труб одинакового размера по всей длине, прочность в нарезанной части составляет 80 — 85% прочности ненарезанной части. У труб с высаженными наружу концами прочность в нарезанной части равна прочности тела трубы в гладком месте.
Поставляемые трубы имеют длину (в м): 5,5—8,0; 8,0—8,5;
8,5 — 10,0. Трубы с гладкими концами диаметрами (в мм) 48, 60, 73, 89 имеют нарезку 10 ниток на каждые 25,4 мм резьбы; диаметрами 102 и 114 мм — 8 ниток на каждые 25,4 мм резьбы.
Трубы с высаженными концами диаметрами до 48 мм имеют нарезку 10 ниток на каждые 25,4 мм резьбы; диаметрами 60, 73, 89, 102 и 114 мм — 8 ниток на каждые 25,4 мм резьбы.
Для предохранения от коррозии, отложений солей и парафина стенки труб покрывают лакокрасочным материалом либо остекловы-вают изнутри.
На нефтепромыслах применяют также насосно-компрессорные трубы диаметром от 48 до 114 мм с высаженными наружу концами и безмуфтовые с пределом текучести 42 — 95 кгс/мм2.
При больших глубинах подвески часто приходится применять ступенчатые колонны, состоящие из труб разных размеров. Допустимые глубины спуска таких колонн рассчитывают из условий прочности в верхней, наиболее нагруженной части каждой ступени колонны. Для расчета пользуются графиками и таблицами, при помощи которых можно быстро выбрать необходимую конструкции колонны труб.
ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН
Освоением скважин называется комплекс работ по вызову притока жидкости и газа из пласта в эксплуатационные скважины и достижению необходимой приемистости нагнетательных скважин.
Сущность освоения скважин заключается в создании <• депрессии, т. е. перепада между пластовым и забойным давлениями, с таким расчетом, чтобы пластовое давление превышало забойное. Достигается это двумя путями: либо уменьшением плотности жидкости в скважине, либо снижением уровня (столба) жидкости в скважине. В первом случае глинистый раствор последовательно {(_ заменяют водой, затем — нефтью.
Во втором случае^уровень в скважине снижают одним из следующих способов: поршневанием или оттартыва-нием желонкой; продавкой сжатым газом или воздухом; аэрацией; спуском глубинного насоса и откачкой жидкости штанговыми глубинными или электропогружными насосами.
Замену глинистого раствора водой (промывку скважины) производят следующим образом. После перфорации эксплуатационной колонны в скважину до фильтра спускают * фонтанные трубы. Затем в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и спущенными фонтанными трубами нагнетают воду. Глинистый раствор, находящийся в скважине, вытесняется из нее по фонтанным трубам. Если после замены глинистого раствора водой возбудить скважину (т. е. вызвать приток) не удается, переходят на промывку скважины нефтью. Если и в этом случае пласт не проявляет себя, для снижения уровня жидкости в скважине применяют поршневание или используют сжатый воздух (газ).
Рис. II.4. Поршень:
— пустотелый патрубок; з — шариковый клапан, 4 — грузовая металлическая штанга; 5 — замок
Поршневание (свабирование) заключается в постепенном снижении уровня жидкости, заполняющей скважину, при помощи поршня (сваба).
Поршень (рис. П.4) состоит из следующих основных узлов: манжет 1, изготовленных из прорезиненного ремня; пустотелого патрубка 2\ клапанной клетки с шариковым клапаном 3; грузовой металлической штанги 4, соединяющейся специальным замком 5 с канатом и служащей для утяжеления поршня.
Для возбуждения скважины поршневанием в нее до фильтра спускают насосно-компрессорные трубы. Каждую трубу перед спуском проверяют шаблоном.
Диаметр манжет поршня на 1—2 мм меньше диаметра насосно-компрессорных труб. Поршень спускают в трубы на стальном канате диаметром 16 или 19 мм. При спуске поршня шариковый клапан открыт, что позволяет поршню свободно погружаться в жидкость. При подъеме поршня клапан закрывается и столб жидкости, который
-56
находится над поршнем, выносится наверх. Во избежание обрыва каната максимальная глубина спуска поршня под уровень жидкости в скважине не должна превосходить допустимых нагрузок на канат. Обычно поршень спускают под уровень жидкости на глубину 75— 150м.
При непрерывном поршневании уровень жидкости в скважине понижается и соответственно снижается давление на забое скважины, что вызывает приток в нее жидкости из пласта.
Если предполагается, что скважина будет фонтанировать, для поршневания используют фонтанную арматуру. Недостатком этого способа является необходимость работать при открытом устье, что связано с опасностью выброса жидкости, а также с загрязнением территории вокруг скважины.
Если в скважине не ожидается фонтанирования, то для очистки ее забоя от грязи и снижения уровня жидкости используют желонки. Иногда тартание желонкой применяют в разведочных скважинах для определения уровня во время испытания. Желонку изготавливают из насосно-компрессорных или обсадных труб длиной 6—12 м с внутренним диаметром от 50 до 125 мм. Верхний конец ее открытый и снабжен дужкой из круглого железа для прикрепления стального-каната. Внизу желонка снабжена клапаном тарельчатого типа, открывающимся вверх. Желонку спускают в скважину на стальном канате. Тартание производят с помощью передвижного подъемника или лебедки бурового станка.
Продавка с помощью сжатого газа или воздуха. Сущность метода заключается в нагнетании сжатого газа или воздуха в кольцевое пространство между подъемными трубами и обсадной колонной скважины. Сжатый газ или воздух вытесняет жидкость, заполняющую скважину, через спущенные в нее подъемные трубы наружу.
Для нагнетания воздуха применяют передвижные компрессоры или используют воздух от стационарных ГВРБ.
Освоение фонтанных и компрессорных скважин при помощи сжатого воздуха или газа производят при наличии специального наземного и подземного оборудования, описание которого и самих способов освоения приведено в разделе «Оборудование фонтанно-компрессорных скважин».
Аэрацией называют процесс смешения жидкоети с пузырьками сжатого газа или воздуха. Цель аэрации заключается в том, чтобы за счет постепенного смешения сжатого воздуха (или газа) и жидкости (глинистого раствора, воды, нефти) уменьшать плотность жидкости, заполняющей скважину, и тем самым плавно снижать давление на забой.
Для аэрации к скважине кроме водяной (нефтяной) линии от насоса подводят также воздушную (газовую) линию от компрессора (от ГВРБ). Жидкость и воздух (газ) смешиваются в специальном смесителе (эжекторе), и аэрированная жидкость (газожидкостная смесь) нагнетается в затрубное пространство скважины. При замене этой
57
смесью жидкости, находящейся в скважине, давление на забое снижается и, когда оно становится меньше пластового, нефть начинает поступать из пласта в скважину.
Освоение с помощью глубинных насосов. Скважины, которые будут эксплуатироваться глубиннонасосным способом, осваивают или поршневанием, или непосредственно глубинным насосом. В отдельных случаях забой перед спуском насосных труб очищают желонкой. Если забой чист, в скважину спускают насосные трубы, глубинный насос, устанавливают станок-качалку и пускают скважину в эксплуатацию. Точно так же осваивают скважины, которые будут эксплуатироваться погружными электронасосами.
Освоение нагнетательных скважин отличается от освоения эксплуатационных тем, что в первых после получения притока из пласта надо вести длительное дренирование для очистки призабойной зоны и пор пласта от проникшего в них в процессе бурения глинистого раствора, взвешенных частиц (гематита, барита), продуктов коррозии и т. д.
Если эксплуатационные скважины рекомендуется осваивать методом плавного запуска, т. е. с постепенным увеличением отборов, то в нагнетательных скважинах в процессе освоения следует стремиться к отборам большого количества жидкости и механических примесей (песка). Это позволяет открывать дренажные каналы и обеспечивает большую приемистость (поглотительную способность) нагнетательных скважин.
Дренируют пласт теми же способами, что и при вызове притока в нефтяных скважинах: поршневанием, применением сжатого воздуха, откачкой центробежными глубинными электронасосами, т. е. методами, которые дают возможность откачивать большое количество жидкости.
ОБОРУДОВАНИЕ ФОНТАННО-КОМПРЕССОРНЫХ СКВАЖИН
Для освоения и пуска в эксплуатацию фонтанной скважины в нее спускают один или два ряда насосно-компрессорных труб, а на колонной головке устанавливают фонтанную арматуру.
Фонтанная арматура предназначена для оборудования устья фонтанирующих нефтяных и газовых скважин с целью их герметизации, контроля и регулирования режима эксплуатации.
Фонтанная арматура позволяет:
а) производить работы по освоению и пуску в эксплуатацию фонтанной или компрессорной (эргазлифтной) скважины;
б) закачивать в скважину сжатый газ (воздух), жидкость и их смеси;
в) направлять продукцию в нефтепровод, на нефтесборные пункты, на групповые установки, в комбайны и коллекторы;
г) регулировать отбор продукции из скважины;
58
д) замерять забойное, буферное, кольцевое и затрубное давления;
е) проводить различные исследовательские и геолого-технические мероприятия (по очистке подъемных труб от парафина, солей и т. д.);
ж) при сильных пропусках и других осложнениях глушить скважину прокачкой воды или глинистого раствора либо закрыть ее на определенное время.
Фонтанная арматура собирается из стальных взаимозаменяемых тройников, крестовиков, патрубков и запорных устройств (задвижек или кранов). Арматура состоит из трубной головки и елки.
Трубная головка предназначена для подвески подъемных (фонтанных) труб, герметизации затрубного пространства (между эксплуатационной колонной и фонтанными трубами), а также для закачки через это пространство в скважину воды, нефти, газа (сжатого воздуха) при освоении скважины либо при необходимости подкачек, промывки ее от песчаной пробки на забое, без подъема труб и при других операциях. Трубная головка своим нижним фланцем закрепляется на верхнем фланце колонной головки.
Фонтанная елка — самая верхняя часть фонтанной арматуры — монтируется над трубной головкой. Она предназначена для направления продукции скважины в выкидные линии, регулирования отбора жидкости и газа, проведения различных исследовательских работ, переключения струи из одной струны в другую, для проверки и замены штуцеров, ремонтных работ на рабочем манифольде и в выкидной линии; при необходимости — для закрытия фонтанирующей скважины под давлением.
Фонтанные арматуры различаются по конструктивным и прочностным признакам, а именно: по рабочему и пробному давлению, по размерам проходного сечения ствола, по конструкции фонтанной елки и числу спускаемых в скважину труб, по виду запорных устройств.
Согласно общесоюзному стандарту (ГОСТ 13846—68) отечественные заводы выпускают фонтанные арматуры на давление 70— 1000 кгс/см2 (7—100 МПа) с диаметром прохода стволовой части елки от 50 до 150 мм.
По конструкции фонтанной елки фонтанные арматуры подразделяются на тройниковые и крестовые, а по числу спускаемых в скважину рядов труб — на однорядные и двухрядные.
В качестве запорных устройств в арматурах применяют задвижки (клиновые или прямоточные) или краны.
Арматуры на рабочее давление от 7 до 35 МПа применяют преимущественно для фонтанных скважин, а на давление 35—100 МПа — для глубоких и сверхглубоких скважин и скважин с аномальна высоким пластовым давлением.
Арматуры с диаметром прохода стволовой части елки от 65 до 150 мм предусмотрены для высокодебитных газовых скважин.
На рис. II.5 показаны типовые схемы арматуры для фонтанирующих нефтяных и газовых скважин (ГОСТ 13846—68). Изготавливают их в двух исполнениях: тройникового и крестового типов.
59-
Допускается дополнительно включать в арматуру дублирующие боковые^запорные устройства (задвижки, краны и др.).
Во всех схемах (см. рис. II.5) для подвешивания двух рядов насосно-компрессорных труб допускается выполнение трубной
Гр о и н и к о Вы е
7
Ж
Рис. II.5. Типовые схемы арматуры, устанавливаемой на фонтанирующих нефтяных и газовых скважинах:
I — на рраб = 7, 14, 21 МПа; II ~ на рраб = 14, 21, 35 МПа; III — на рраб = 14, 21,
35 МПа; IV — на рраб = 50, 70, 100 МПа
1 — манометр; 2 •— кран трехходовой; з — буфер верхний, 4 — тройник, 5 — штуцер; 6, 7 — запорное устройство (стволовые задвижки, краны и др ), пунктиром указано запорное устройство, устанавливаемое для проведения глубинных измерений без перекрытия скважин; « — фланец колонный (для арматуры до 14 МПа, при применении крестовика 9 на фланцах); 9 — крестовик; 10 — буфер нижний; 11 — переводный фланец; 12 — крестовик елки
головки с добавлением узла, состоящего из тройника и запорного устройства, устанавливаемого между крестовиком 9 и переводным фланцем 11.
На рис. II.6 приведена"фонтанная арматура в сборе (без колонной головки) тройникового типа, рассчитанная на 14 МПа рабочего
60
Рис. II.6. Фонтанная арматура тройникового типа для двухрядного подъемника:
1 — фланец; 2 — крестовик; з — тройник; 4 — катушка; 5 — манометр; в — ниппель; ? — задвижка; S — тройник; 9 — патрубок
давления. Она состоит из трубной головки и фонтанной елки с условным диаметром прохода стволовой части елки 50 мм (фактический диаметр 52 мм). Арматура предназначена для подвески двух рядов лифтовых труб: первого ряда диаметром 114 мм и второго — 73 мм.
Трубная головка состоит из крестовика 2, устанавливаемого на верхнем фланце 1 колонной головки, тройника 3 и катушки 4, на которой обычно подвешивают подъемные (лифтовые) трубы второго ряда. Крестовик имеет два боковых отвода: к одному из них присоединяют две задвижки с диаметром проходного отверстия 50 мм, к другому — одну. Как правило, левый отвод служит для контроля затрубного давления, а правый — для различных операций по подкачкам, прокачкам и т. д.
Тройник 3 служит для подвески при помощи резьбового ниппеля 114-мм лифтовых труб первого ряда. Через отвод тройника обычно осуществляют аэрацию при пуске скважины либо подают сжатый газ (воздух) при газлифтной эксплуатации.
Фонтанная елка состоит из центральной (посадочной) задвижки 7, двух тройников 8, буферной задвижки и задвижек на струнах (вы-кидах). Все эти задвижки обозначены цифрой 7 (см. рис. II.6). В арматуре тройникового типа выкидных линий (струн) обычно бывает две. При эксплуатации скважин, как правило, используется верхняя струна. Нижние же являются запасными. Переключение скважины на работу по запасной струне производят лишь при проверке и замене штуцеров и во время ремонтных работ.
При больших давлениях и большом содержании песка в продукции скважины на струнах устанавливают по две задвижки. При проверке штуцера перекрывают вторую от ствола задвижку и лишь при выходе ее из строя используют первую. Центральная (посадочная) задвижка при работе скважины всегда должна быть полностью открыта. Ее закрывают лишь в аварийных случаях, направляя жидкость через затрубное и кольцевое пространства.
Межвыкидная стволовая и буферная задвижки при работе скважины также должны быть полностью открыты. Первую задвижку закрывают лишь при ремонтных работах на верхней струне и в тех случаях, когда все задвижки на этой струне неисправны. Задвижку, которая служит для контроля буферного давления (при помощи патрубка 9 и манометра 5), перекрывают лишь перед подготовкой к спуску в скважину различных глубинных приборов, скребков для механической депарафинизации скважин и при других работах.
Буферный патрубок служит для восприятия и «смягчения» удара фонтанной струи.
Если скважину намечается эксплуатировать однорядным лифтом, то из схемы (см. рис. II.6) выпадает либо крестовик 2, либо тройник^.
На рис. II.7 показана фонтанная арматура крестового типа для двухрядного лифта. При однорядном лифте из нее исключается либо нижний крестовик, либо тройник. Как видно из этого рисунка, боковые отводы этой арматуры выведены в разные стороны, а штуцера монтируют на стояках после поворота их вниз.
62
Арматура крестового типа имеет важное преимущество — небольшую высоту, что облегчает ее обслуживание. Вместе с тем она имеет и существенный недостаток: при выходе из строя стволового крестовика приходится глушить скважину либо перекрывать центровую (посадочную) задвижку.
Рис. П.7. Фонтанная арматура крестового тина для двухрядного подъемника
Арматура крестового типа не рекомендуется при эксплуатации скважин, в продукции которых содержится большое количество песка.
В последнее время машиностроительные заводы выпускают фонтанные арматуры с запорными кранами вместо клиновых задвижек. Такие краны имеют ряд преимуществ перед задвижками: в них поток проходящей жидкости почти не изменяет своего направления, что весьма важно с точки зрения снижения гидравлических потерь; габариты и масса кранов значительно меньше, чем задвижек, что способствует уменьшению массы и габаритов самой арматуры;
63
открытие и закрытие крана происходит значительно быстрее, чем задвижки, — поворотом рукоятки пробки на х/4 оборота.
Воздушный манифольд (рис. II.8) предназначен для освоения фонтанно-компрессорных скважин методом аэрации. Он монтируется из стальных вентилей 1—5 с проходным сечением 73 мм, рассчитанных на давление 1—5 МПа, и отрезков 73-мм насосно-ком-прессорных труб. Воздушный манифольд монтируется и непосредственно примыкает к тройнику и крестовику фонтанной арматуры. Сжатый воздух (газ) подается по линии 9 от передвижного компрессора либо от стационарной газовоздухораспределительной батареи (ГВРБ), нефть или вода — по линии 10 от агрегата 11.
Рис. II.8. Схема воздушного манифольда для запуска а освоения скважин:
1 — воздушный регулировочный вентиль, 2 — воздушный рабочий вентиль; 3 — средний смесительный вентиль; 4 — затрубный вентиль (жидкостный); 5 — затрубный рабочий вентиль, в, Г, 8 — манометры; 9 — линия из ГВРБ; 10 — жесткая линия; 11 — промывочный агрегат
Вентиль 1 называют регулировочным воздушным, 2 — воздушным рабочим, 4 и 5 — соответственно затрубным и запасным жидкостными, 5 — средним смесительным. Назначение указанных вентилей и манометров 6, 7, 8 будет показано далее при описании метода аэрации для нуска фонтанно-компрессорных скважин.
Рабочим манифольдом называют часть наземных ответвлений фонтанно-компрессорных скважин, служащую для различных переключений при ремонтно-профилактических работах.
Очень часто рабочий манифольд используют при различных работах по капитальному ремонту скважин (например, при промывках скважин от песчаных пробок, глушении фонтанов, различных видах обработки призабойной зоны, возвратно-ремонтных работах, заливках и т. д.).
Рабочий манифольд играет очень важную роль в обеспечении бесперебойной и нормальной эксплуатации скважин, особенно сильно песочных. При его помощи производят различные операции по изменению режимов работы скважин, контролю и замене штуцеров, при ремонте деталей арматуры, депарафшшзащш скважин, подкачках, прокачках жидкости и т. д.
64
Наиболее простой и распространенной является схема рабочего манифольда, приведенная на рис. П.9. Она обычно применяется для эксплуатации сильно песочных скважин, когда требуется частая проверка и замена штуцеров (при двухструнной арматуре тройнико-вого типа).
Манифольд оборудован обычно двумя струнами: верхней (В) и нижней (Н). Как правило, эксплуатация скважин в нормальных условиях должна вестись только по верхней струне, лишь во время проверок и замены штуцеров и при различных ремонтных работах
Рис. II.9. Рабочий манифольд
струю жидкости временно переключают на работу по нижней (резервно-запасной) струне.
Естественно, что при однострунной арматуре применяют однострунный рабочий манифольд, при двухструнной и трехструнной арматурах соответственно изменяется и рабочий манифольд.
В комплект рабочего манифольда входят следующие детали (см. рис. П.9): патрубок 1, предназначенный для постепенного снижения давления за штуцером, для борьбы с гидратообразованием и т. д. (такие патрубки устанавливаются по одному на каждой струне, по два, по три и т. д.), патрубок 2 (иногда его называют «струной») по длине, позволяющей выводить стояки рабочего манифольда за пределы фонаря вышки; тройник 3; буфер 4, который воспринимает и смягчает удар струи; стояк 5, служащий для отвода струи жидкости в выкидную линию. На указанных стояках врезают патрубки с вентилем или краником 15 (для разрядки давления в рабочем манифольде после переключения струи жидкости из одной струны
5 Заказ 1428
65
в другую, а также для отбора проб). При помощи задвижек 6в и 6н отключают выкидную линию от соответствующих линий (струн) рабочего манифольда во избежание обратного перетока жидкости и газа из трапа и замерной установки (коллектора). Крестовики 8 и 12 служат для соединения стояков и струн (линий) между собой, приема струи жидкости и направления ее в общий выкид 7. Буферы 9 и 13 служат опорой всего рабочего манифольда о землю, воспринимают удары струи и создают гидравлическую подушку, смягчающую удар.
При таком многократном изменении направления фонтанной струи смягчаются его удары в конечном пункте выкидной линии, т. е. в трапе, групповой замерной установке, коллекторе и т. д.
Патрубок 11 в описанной схеме рабочего манифольда служит для подгонки стояков друг к другу по месту, а задвижка 14 предназначена для присоединения передвижных агрегатов и передвижных паровых установок (ППУ) на случаи подкачек, прокачек жидкости, при аэрации по центральной системе, депарафинизации и других ремонтных работах.
Принцип действия манифольда этой конструкции следующий: при нормальной работе скважины, как указывалось, отвод струи жидкости происходит по верхней струне. При этом задвижка 6в открыта, остальные закрыты. Перед переводом струи жидкости из верхней (рабочей) струны в нижнюю (резервную) необходимо открыть задвижки 10 и 6н, затем плавно перекрыть соответствующие задвижки на фонтанной арматуре и закрыть задвижку бе на стояке верхней струны рабочего манифольда. Лишь после этого, разрядив давление в стояке и струне через вентиль-краник 15, можно отсоединить штуцерный патрубок и приступать к проверке и замене штуцера.
Переключение струи жидкости из нижней (запасной) струны в верхнюю (рабочую) производится в обратном порядке: закрывают вентиль 15, открывают задвижку 6в и плавно переключают соответствующие задвижки на фонтанной арматуре. Затем закрывают задвижки 10 и 6н.
В таком же порядке (но в обратной последовательности) производят операции по проверке и замене штуцера на нижней линии (струне).
Недостатком описанного рабочего манифольда является большая высота его и громоздкость, которые создают неудобства в работе и небезопасны.
Важной технологической деталью любой фонтанной арматуры и рабочего манифольда является штуцер — приспособление для регулирования производительности фонтанно-компрессорных скважин и создания необходимого противодавления на забой.
Из множества конструкций применяемых устьевых штуцеров рассмотрим наиболее распространенный штуцер (рис. 11.10). Он состоит из штуцерного корпуса 1, внутрь которого вставляется сменная штуцерная втулка 2, а внутрь последней — вкладыш 3, изготавливаемый из высокопрочной термически обработанной стали с диа-
66
метрами отверстий от 3 до 21 мм. В последние годы такие втулки во избежание их быстрого износа выпускают в керамическом, победитовом, доломитовом и термокорундном исполнении. Штуцерный корпус со втулкой вставляют в штуцерный патрубок 2 (см. рис. П.9) на выкидной линии фонтанно-компрессорной скважины.
Для измерения степени износа штуцера применяются корпусные калибры конструкции Г. Т. Овнатанова, которые изготавливают для двух пределов измерения износа штуцера:
а) для диаметров штуцеров от 3 до 7,25 мм с диаметрами соседних канавок через каждые 0,25 мм;
\ V
' г з
Рис. 11.10. Штуцер
Рис. 11.11. Конструкция колонн для эксплуатации компрессорных скважин
б) для диаметров штуцеров от 7,25 до 21 мм с диаметрами соседних канавок через каждые 0,5 мм.
Газовоздушные подъемники. Газовоздушным подъемником (лифтом) называют систему размещения в скважине колонн труб, по которым производится подача рабочего агента и происходит движение (подъем) смеси жидкости и газа.
На рис. 11.11 приведены конструкции применяемых на нефтепромыслах СССР газовоздушных подъемников. Они бывают однорядной (схема Т) и двухрядной (схема 2) конструкции.
Газовоздушный подъемник однорядной конструкции может быть одноразмерной компоновки (сплошной из одного размера труб, схема 1, о) и ступенчатой двух-трехразмерной компоновки (из хвостовика меньшего размера труб и верхней части так называемых воздушных труб большого размера, схема 2, а).
Подъемники двухрядной конструкции имеют несколько разновидностей. На схеме 2, а показана конструкция газовоздушного подъемника со сплошной компоновкой (одноразмерной) обоих рядов; на схеме 2, б — со ступенчатой (двух-трехразмерной) компоновкой обоих рядов, 2, в — со ступенчатой (двух-трехразмерной) компоновкой первого ряда и сплошной (одноразмерной)^ компоновкой второго ряда (такая компоновка на бакинских промыслах получила наибольшее распространение при эксплуатации глубоких, сильно песочных скважин и называется полуторорядной); 2, г — первый ряд сплошной (из одного размера труб), а второй — ступенчатый.
5* 67
Для освоения и эксплуатации неглубоких скважин, в продукции которых не ожидается песка, следует применять подъемник однорядной сплошной конструкции (схема 1, а). С целью облегчения веса колонны в глубоких скважинах иногда применяют однорядный ступенчатый подъемник (схема 1, б) с размерами, как правило, 73 X х 114 мм или 48 X 89 мм.
Оборудование для освоения ипуска в работу фонтанно-компрессорных скважин методом аэрации. Как уже указывалось, освоение фонтанных и компрессорных скважин обычно производят понижением уровня жидкости в скважине (свабированиом), а также применением метода аэрации.
При использовании!- метода аэрации работы на скважине производят следующим образом (см. рис. 11.8). Если пласт не поглощает жидкости и скважина заполнена до устья утяжеленным глинистым раствором, вначале агрегатом 11 по линии 10 в нее закачивают глинистый раствор меньшей плотности для вытеснения из ствола утяжеленного раствора. Затем тем же агрегатом закачивают воду для вытеснения из нее глинистого раствора меньшей плотности. После этого воду заменяют в стволе нефтью (в целях экономии нефти эта последняя операция иногда выпадает из процесса). Если после указанных операций скважина не возбуждается и не начинает работать, открывают на Vs оборота вентиль 1 и перепускают в кольцевое пространство сжатый воздух, поступаемый от передвижного компрессора либо от газовоздухораспределительной батареи по линии 9, при давлении 2—3 кгс/см2. При этом агрегат 11 по линии 10 через вентили 4, 3 и 2 подает в скважину воду на первой скорости.
После того как пузырьки сжатого воздуха дойдут до башмака подъемных труб, давление, фиксируемое манометрами 6 и 7, постепенно снижается. С этого момента необходимо постепенно увеличивать подачу сжатого воздуха открытием вентиля 1 при сохранении перепада давления в 2—3 кгс/см2. По мере увеличения подачи сжатого воздуха постепенно сокращают подачу жидкости, регулируя производительностью агрегата 11 либо вентилем 4 до полной остановки агрегата и перехода к вызову притока с помощью компрессора Ссжатым воздухом или газом от ГВРБ).
Если жидкость поглощается пластом и скважина не заполнена до устья, применяют так называемый метод газожидкостных и воз-душножидкостных «подушек». Заключается он в том, что при закрытых вентилях 3, 4, 5 (см. рис. II.9) через вентили 1 и 2 в кольцевое пространство закачивают сжатый воздух. Затем при закрытом вентиле 5 агрегатом 11 через вентили 4 и 3 подают воду при давлении, превышающем давление в скважине на 5—6 кгс/см2 (по показаниям манометра 6). Затем открывают вентиль 1 (на Ye оборота) и начинают обычный процесс аэрации, соблюдая условия перепада давления в 2—3 кгс/сма по показаниям манометров 6 и 7.
По мере аэрации давление на забой снижается и нефть начинает поступать из пласта в скважину. Аэрацию прекращают, как только скважина начинает устойчиво фонтанировать.
68
ОБОРУДОВАНИЕ ГЛУБИННОНАСОСНЫХ СКВАЖИН
Глубиннонасосный способ эксплуатации скважин наиболее распространен. Две трети фонда действующих скважин СССР (примерно 25% от всего объема добычи нефти) эксплуатируется глубинными насосами.
Дебит скважин при этом составляет от десятков килограмм в сутки до нескольких сот тонн. Насосы спускают на глубины от нескольких десятков метров до 3000 м, а в отдельных скважинах на 3200— 3400 м.
Глубиннонасосная эксплуатация скважин осуществляется в основном:
а) глубинными штанговыми насосами с приводом от станка-качалки;
б) погружными центробежными электронасосами с электроприводом через специальный шланговый кабель.
К наземной части насосной установки (рис. 11.12) относятся оборудование устья скважины и станок-качалка, к подземной — насосные трубы, штанги, глубинный насос и защитные приспособления.
Насос в скважину спускают на глубину ниже уровня жидкости на колонне насосных труб 16.
Глубинный насос состоит из цилиндра 19 и полого поршня (плунжера) 20. На нижнем конце цилиндра неподвижно укреплен узел всасывающего клапана 22, называемого также приемным клапаном, а на нижнем (или верхнем) конце плунжера — нагнетательный клапан 21. Всасывающий и нагнетательный клапаны по устройству одинаковы и открываются только вверх. Плунжер подвешивается на колонне насосных штанг 17 при помощи клетки 18. Верхний конец колонны штанг присоединяют подвеской 4 через сальниковый шток 3 к головке 5 балансира 6 станка-качалки. Балансир станка-качалки качается на опоре (оси) 7, укрепленной на стойках.
Вращение от шкива электродвигателя 9 (частота вращения от 730 до 1400 об/мин) передается посредством клиноременной передачи редуктору 11, при этом частота вращения снижается до 6—15 об/мин.
Редуктор представляет собой зубчатую передачу, колеса которой помещены в металлическую коробку, заполненную маслом. Вращение приводного вала редуктора станка-качалки при помощи зубчатых колес передается кривошипному валу, на концах которого насажены кривошипы 13. С кривошипами шарнирно соединены шатуны 10. Другой" конец каждого шатуна также шарнирно соединен с траверсой 8 балансира.
Таким образом, с помощью описанного кривошипно-шатунного механизма 13, 10, 6 вращательное движение преобразуется в чередующееся движение — вверх и вниз (качание). Такое непрерывное иАчеРеДУК>щееся движение балансира станка-качалки, а следовательно, штанг и плунжера насоса, получило название возвратно-поступательного движения.
09
13
2J
Рис. 11.12. * Схема оборудования скважины
для эксплуатации штанговой насосной^уета-
новкой:
фланец (планшайба); 2 — тройник; в — оааыш
JE9P» 12 — шкив; 13 — кривошип; 14, — контргрув; 'IS — эксплуатационная колонна; 16 — колонна насосных труб; Щ— насосная штанга; is — клетка плунжера; IS — цилиндр насоса; го — плунжер, 21 — нагнетательный клапан, 22 — всасывающий клапан, 23 — фильтр
При ходе плунжера вверх под давлением жидкости на всасывающий клапан 22 снизу и вследствие образования вакуума в цилиндре насоса шарик поднимается и жидкость, проходя через этот клапан, заполняет цилиндр. В это время верхний нагнетательный клапан 21 закрыт, так как на него давит столб жидкости, находящейся в насосных трубах. При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, а нагнетательный открывается. При этом плунжер как бы выдавливает в насосные трубы жидкость, поступившую в цилиндр глубинного насоса. При последующих ходах плунжера уровень жидкости в подъемных трубах постепенно повышается, достигает устья и затем поступает в выкидную линию через тройник 2.
С 1946 г. отечественная промышленность выпускает станки-качалки нормального ряда (GKH).
Шифр этих станков (табл. II.2) обозначает: GKH — станок-качалка нормального ряда; цифры после букв — наибольшая нагрузка в точке нодвеса штанг в тс; цифры после тире — первая цифра в случае трехзначного числа и первые две цифры в случае четырехзначного числа — длина хода полированного штока, в дм; последние две цифры — наибольшее число качаний балансира в минуту. Так,
Таблица II.2
Техническая характеристика редукторных станков-качалок нормального ряда
(по нормали 1956 г.)
tf. я
0 М ев «1 ?
я s f^i
Тип к ав Я [-4 gi Длина хода а- и^ Система
станка-качалки В g § р полированного ? m si уравновешивания
штока, мм К я
° [§ и ь," и §lg-
Мо я В г? ^ Зоё
СКН2-615 2 300, 450, 600 4,7-15 2,0 Балансирная
СКНЗ-1515 3 450, 600, 750, 900, 4,7-15 4,5 Комбиниро-
1050, 1200, 1350, ванная***
1500
СКН5-3015 5 900, 1200, 1500, 4,7-15 11,2 То же
1800, 2100, 2400, (6-12)
2700, 3000
СКНЮ-3315 * 10 1200, 1500, 1800, 4,5-15 17,5 Кривошипная
2100, 2400, 2700, (роторная)
3000, 3300
СКНЮ-3012 ** 10 1200, 1800, 2400, 6-12 22,0 То же
3000
* Станки-качалки СКНЮ-3315 раньше выпускались под шифром СКН-6.
** Станки-качалки СКНЮ-3012 раньше выпускались под шифром СКН-7.
*** Под комбинированным уравновешиванием следует понимать такое,
когда кроме чугунных контргрузов, привинчиваемых к кривошипам с обеих
сторон станка-качалки (по расчету), используют грузовые чугунные плиты,
надеваемые на нижнюю часть балансира.
71
шифр СКНЗ-1515 означает: станок-качалка нормального ряда с наибольшей нагрузкой в точке подвеса штанг 3 тс, с максимальной длиной хода 15 дм или 1,5м и с максимальным числом качаний балансира в минуту — 15.
Станками-качалками типа СКН оборудовано большинство глу-биннонасосных скважин на месторождениях Советского Союза. Все станки-качалки нормального ряда конструктивно однотипны, поэтому рассмотрим тип GKH5-3015, в котором представлены все особенности конструкции тяжелых и легких станков.
Станок-качалка (рис. 11.13) состоит из следующих основных узлов: рамы 13 со стойкой 14, балансира 4 с головкой 1 и противовесами 5, редуктора 10 с двумя кривошипами 9, на которых закреплены противовесы 8, и траверсы 6 с двумя шатунами 7.
Во избежание вибраций, перекосов и оседания станки-качалки монтируют на специальных бутобетонных тумбах или фундаментах. Монтируют станок на единой раме 13, состоящей из двух продольных балок, соединенных поперечинами и косынками. В передней части рамы монтируют на болтах стойку 14 балансира 4. Стойка представляет собой сварную конструкцию в форме усеченной пирамиды, на верхнем конце которой имеется горизонтальная опорная плита. На этой плите устанавливают роликовые подшипники 3 квадратного вала балансира.
Головка балансира 1, на которой укреплена канатная подвеска, имеет цилиндрическую лобовую часть с радиусом, равным длине переднего плеча балансира, благодаря чему rtpja любом его положении точка подвеса штанг находится точно над центром скважины.
Во время подземного ремонта скважины головка балансира отводится в сторону, чтобы не мешать движению талевого блока и подъемного крюка. С этой целью головку крепят к балансиру шарнирно на вертикальной оси, так что она может поворачиваться на ней в любую сторону. Головка снабжена стопорным устройством 2, которое удерживает ее во время работы в неподвижном положении.
На заднем плече балансира закреплен подшипник 6 подвески траверсы, а у станков-качалок с балансирным и комбинированным уравновешиванием — также и набор чугунных плит 5 балансирного контргруза. Последние могут перемещаться вдоль балансира при помощи винтов с длинной резьбой.
Полеречная траверса служит для присоединения двух параллельно работающих шатунов 7 кривошипно-щатунного механизма 9, передающего движение от редуктора 10 к балансиру 4.
В средней части рамы станка-качалки на болтах закреплен редуктор 10. На выступающих из редуктора концах ведомого вала насажены два чугунных кривошипа 9 с отверстиями для присоединения пальцев кривошипа. На каждом кривошипе установлено по два чугунных груза 8, которые предназначены для уравновешивания станка-качалки и могут передвигаться вдоль кривошипа.
На ведущем валу редуктора с левой стороны при помощи клиновой шпонки насажен шкив клиноременной передачи, а с правой —
72
3000
2500
Рис. 11.13. Станок-качалка СКН5-3015
шкив ручного колодочного тормоза. Тормоз 12 дает возможность останавливать балансир и кривошипы в любом положении и выполнять все необходимые работы по обслуживанию и ремонту станка-качалки.
Электродвигатель 11 станка-качалки устанавливают в задней части рамы на двух подставках, которые расположены параллельно оси рамы и имеют прорези под болты крепления двигателя, а также установочные винты, допускающие его перемещение вдоль рамы.
Вращательное движение от электродвигателя 11 передается посредством клиновых ремней через редуктор 10, кривошипы 9 и шатуны 7, преобразуясь в возвратно-поступательное, балансиру 4 и через его головку 1 посредством канатной подвески к насосным штангам.
С 1966 г. станки-качалки выпускаются по новой нормали, предусматривающей 9 типов станков-качалок и 11 модификаций (табл. И.З).
Таблица II.3 Техническая характеристика редукторных станков-качалок по нормали 1966 г.
? ( из i i
i В 10 н ca
ее 0§ S 1 о Я
Типоразмер §0^- §а Я-1 gg S о
станка-качалки Д И Л s§ ей Вя И О SB eg
о g a аа 0 в л к н я. §«
М &? III II ^ о Ч as' Is
1СК1,5-0,42-100 1,5 300—420 4,8-14,7 1,0 1,7 Балансир-
2СК2-0,6-250 2,0 300—600 5,5—15,0 1,5 2,3 ная
ЗСКЗ-0,75-400 3,0 300—750 4,8—15,0 2,5 4,5
4СКЗ-1.2-700 3,0 450-1200 4,7-15,5 4,0 7,0 Комбини-
5СК6-1, 5-1600 6,0 600—1500 5,0-15,5 6,0 10,0 рованная
6СК6-2, 1-2500 6,0 900-2100 5,3-15,3 9,0 20,0
7СК12-2.5-4000 12,0 1200—2500 5,2-12,2 14,0 28,0 Кривошип-
8СК12-3.5-8000 12,0 2100—3500 5,2-10,0 20,0 55,0 ная
9СК20-4,2-12000 20,0 2500—4200 4,8—10,0 32,0 55,0
Примечание. Шифр этих станков означает: первые цифры— порядковые номера марок станков-качалок, буквы «СК» — станок-качалка, цифры рядом с буквами «СК»—наибольшая нагрузка в точке подвеса штанг, тс; первые цифры после тире — максимальная длина хода полированного штока, м; вторые цифры после второго тире — максимальный крутящий момент на валу редуктора, кгс/м.
Устьевое оборудование предназначено для герметизации устья скважин, подвески насосных труб, отвода добываемых иа скважин жидкости и газа в выкидную и вакуумную линии. На рис. И.14 приведена схема оборудования устья глубиннонасос-ных скважин. По этой схеме насосные трубы 3 подвешиваются в сква-
ядане при помощи планшайбы 2, устанавливаемой на колонном фланце 1. Черев отверстие в планшайбе при исследованиях спускают »холот. Кроме того, если под планшайбой нет специального тройника, это отверстие служит для отбора затрубного газа. В верхнюю муфту] 4 над планшайбой ввинчивается тройник 5 для отвода жидкости в выкидную линию. Сальник 6 предназначен для герметизации устья и пропуска полированного штока 7. Набивка сальника уплотняется сверху крышкой 8.
Во избежание обратного стока нефти из групповых установок в скважины (если негерметичны насосные трубы, пропускают клапаны глубинного насоса и т. д.) на выкидной линии устанавливают обратные клапаны. За тройником-сальником на выкидной линии иногда устанавливают смотровые патрубки, пробные краники из плексигласа и др.
Колонна насосных штанг к головке балансира станка-качалки присоединяется с помощью специального штока диаметром от 30 до 35 мм с резьбой на обоих концах. Такие штоки называются полирован- Рис. 11.14. Оборудование устья насосными сальниковыми штоками, ной скважины так как они работают внутри
тройника-сальника и поверхность их полируется, что обеспечивает хорошую герметизацию устья.
Рекомендуется применение полированных сальниковых штоков следующих размеров.
Нагрузка на головке балансира, тс Длина, мм Диаметр, мм
До 5 До 10 2600-4600 5600 30 35
Канатные подвески для полированного штока. Канатной подвеской называют приспособление, при
75
помощи которого полированный шток присоединяется к головке балансира станка-качалки. Она снабжена специальными приспособлениями для регулирования посадки плунжера в цилиндр глубинного
насоса и для монтажа ручного динамографа.
Выпускаются канатные подвески под шифром ПКН (подвеска канатная нормального ряда), рассчитанные^ наибольшую нагрузку 3; 5*и 10 тс*(30, 50 и 100 кН). Иногда вместо них применяют подвески из ролико-втулочных цепей или комбинированные (канатные и цепные).
Таблица Н.4
Условные диаметры насосных труб
и соответствующие им диаметры
насосов
Условные Соответству-
Тип диаметры ющие диа-
насосов насосных метры насо-
труб, мм сов, мм
60 28,32
73 38,43
Вставные 89 55—56
114 68—70
48 28—32
60 43-44
Трубные 73 55—56
89 68—70
114 93—95
Рис. 11.15. Канатная подвеска для полированного штока:
1 — зажимная гайка; 2 — нижняя траверса; я — подъемный винт; 4 — втулка; S — верхняя траверса; в — клиновое устройство; t — канат; s — зажимная втулка; 9 — вкладыш; 10 — клиновой захват; 11 — сальниковый шток Основными деталями канатной подвески (рис. 11.15) являются: зажимная гайка 1, при помощи которой|конец каната защемляется внутри подвески; нижняя траверса 2 с вваренными в нее двумя втулками, которые служат опорой для верхней траверсы 5 и расположенных между ними клиновых зажимов для каната; подъемные (регулировочные) винты 3, расположенные между верхней и нижней траверсами и предназначенные для подъема верхней траверсы в случае необходимости; на верхней траверсе имеется зажимная втулка 8 сальникового ; штока и клиновое устройство 6.
Диаметр колонны труб, применяемых при глубинно-насосном способе добычи нефти для подъема жидкости на поверхность, выбирают в зависимости от дебита и глубины статического
76
уровня жидкости в скважинах и обычно увязывают с диаметром глубинных насосов (табл. II.4).
Насосные штанги служат для передачи возвратно-поступательного движения от станка-качалки к плунжеру глубинного насоса и являются наиболее важным звеном в глубиннонасосной установке. Обрывы и самоотвинчивание штанг, их истирание о стенки труб и истирание ими стенок труб — наиболее часто встречающиеся неполадки при глубиннонасосной эксплуатации.
Насосные штанги представляют собой стальные стержни круглого сечения. Согласно Государственному стандарту (ГОСТ 13877—68) штанги изготавливают диаметром 12, 16, 19, 22 и 25 мм со средней длиной 8 м (табл. П.5). Оба конца штанги высаживаются в горячем виде до получения специальных утолщенных головок с резьбой и квадратной шейкой для захвата ключом при свинчивании и развинчивании. Для соединения штанг между собой служат муфты, выпускаемые так же, как и переводники для ступенчатой колонны штанг (например, 16 X 19, 19 X 22, 22 X 25 мм).
Техническая характеристика штанг
Таблица II.5
Масса, кг
Диаметр шганг, мм Средняя длина штанг, Наружный диаметр муфты, соединительной муфты
м мм шгаши
с лыской без лыски
под ключ под ключ
12 26 7,26 0,15
16 38 12,93 0,44 0,32
19 8,0 42 18,29 0,53 0,55
22 46 24,50 0,68 0,70
25 55 31,65 1,09 1,17
По Государственному стандарту на штанги (ГОСТ 13877—68) для их изготовления рекомендованы три марки сталей: углеродистая сталь 40 — для сравнительно легких условий работы в некоррозионных средах, никелевомолибденовая сталь 20НМ и хромомолибде-новая сталь ЗОХМА для средних и тяжелых условий работы.
В целях повышения износоустойчивости и обеспечения равно-прочности штанг по всей длине их подвергают термообработке: нормализации, нормализации с последующим поверхностным упрочнением токами высокой частоты, нормализации с последующей закалкой и высоким отпуском.
Под нормализацией понимают термическую обработку стали, которая заключается в нагреве ее до определенной температуры с последующим охлаждением на воздухе. В результате улучшаются структура и механические свойства (прочность) стали.
77
Штанги поставляют с заводов комплектно в пакетах с плотно навинченными на один конец муфтами. Для предохранения от повреждения, скопления гряэи и влаги при хранении и транспортировке на открытую резьбу штанги навинчивают предохранительный колпачок, а на открытый конец муфты — предохранительную пробку.
На промыслах СССР применяют глубинные насосы двух видов: трубные (невставные) и вставные.
Цилиндр трубных насосов спускают в скважину на на-сосно-компрессорных трубах, а плунжер насоса с клапанами (всасывающим и нагнетательным) — на штангах. Для извлечения цилиндра насоса из скважины необходим подъем всего оборудования (штанг с клапанами и плунжером и насосных труб).
Спуск и подъем вставных насосов осуществляется при помощи колонны насосных штанг (насосы устанавливают в замковой опоре на конце заранее спущенных насосных труб). В этом коренное отличие между трубными и вставными насосами. При использовании последних в 2—2,5 раза ускоряются спуско-подъемные операции при ремонте скважин и существенно облегчается труд рабочих.
Глубинные насосы изготавливают с различным зазором между плунжером и цилиндром. Это позволяет подбирать насосы в соответствии с условиями их работы. В зависимости от величины зазора различают три группы (класса) посадки плунжера в цилиндре насоса: I класс — зазор 20—70 мк (микрон), II класс — 70—120 мк, III класс — 120—170 мк.
Насосы I класса посадки применяют для эксплуатации глубоких скважин при добыче легких, маловязких нефтей.
Насосы II класса посадки используют для большинства скважин при различной глубине подвески.
Насосы III класса посадки применяют для откачки вязкой нефти, а также в скважинах, продукция которых содержит много воды.
С учетом условий работы насосов их плунжеры изготавливают гладкими, с кольцевыми и винтовыми канавками, типа «пескобрей» и другие. Например, при эксплуатации сильно песочных скважин рекомендуется применение так называемых трубчатых (полых) штанг, а также насосов с плунжерами типа «пескобрей».
При эксплуатации глубоких и средней глубины скважин рекомендуется применять вставные насосы. Они выпускаются диаметрами от 28 до 68 мм для длин ходов полированного штока от 900 до 3000 мм.
Трубные насосы выпускают двух основных типов: НГН-1 (насос глубинный невставной первого типа) и НГН-2. Насосы НГН-1 применяют для эксплуатации скважин с незначительным содержанием песка и газа в продукции, а насосы НГН-2 — для эксплуатации скважин со значительным количеством свободного газа.
Принцип действия насосов обоих типов одинаков, они различаются лишь конструкцией некоторых узлов.
78
Насосы НГН-1 снабжаются одним нагнетательным и одним всасывающим клапанами (рис. 11.16, а). Насосы НГН-2 имеют два нагнетательных и один всасывающий клапан (рис. 11.16, б).
Насос НГН-1 (рис. 11.16, а) состоит из трех основных узлов: цилиндра 2 с патрубком-удлинителем 4 и седлом конуса 6; плунжера 3 с шариковым нагнетательным клапаном 1] всасывающего клапана 5 с захватным штоком 7, головка которого находится в полости плунжера.
Цилиндр собирают внутри стального кожуха из чугунных втулок (по 305 мм длиной), число которых зависит от длины хода станка-качалки (обычно их бывает от 7 до 15). Плунжер 3 изготавливают из стальной цельнотянутой трубы с отполированной наружной поверхностью.
Нагнетательный клапан 1, монтируемый в верхней части плунжера, состоит из седла, шарика и клетки, которая ограничивает движение шарика.
Устройство всасывающих и нагнетательных клапанов у насосов НГН-1 и НГН-2 одинаково.
Конус всасывающего клапана 5 плотно входит в конусное седло 6. У насосов НГН-1 к всасывающему клапану присоединяют захватный шток 7, утолщенная головка которого всегда находится внутри полости плунжера. При нормальной работе насоса плунжер перемещается в цилиндре вверх и вниз, не имея связи с захватным штоком, который остается неподвижным. При необходимости подъема насоса, когда плунжер извлекают из цилиндра, он
захватывает за головку штока 7 и срывает с конуса всасывающий клапан 5, открывая нижний конец цилиндра: жидкость из труб перетекает в скважину.
При проверке или замене узла всасывающего клапана, благодаря наличию захватного штока поднимают на поверхность только плунжер, не поднимая цилиндр насоса.
Насосы НГН-1 выпускают с диаметрами плунжера 28, 32, 43,, 56 и 68 мм при длинах ходов полированного штока 600 и 900 мм; насосы НГН-2 выпускают тех же диаметров и еще диаметром 95 ми при длинах хода полированного штока от 600 до 3000 мм.
79
Рис. 11.16. Схема невставного (трубного) насоса:
а — двухклапанного типа НГН-1; б — трехклапанного типа НГН-2
Существенным недостатком двухклапанного насоса НГН-1 является большой объем вредного пространства, который складывается из объема внутренней полости плунжера и объема патрубка-удлинителя. Этот объем можно уменьшить путем установки дополнительного нагнетательного клапана на нижнем конце плунжера, что и осуществлено в трехклапанных трубных насосах НГН-2.
Трехклапанный насос (рис. 11.16, б), как и двухклапанный, состоит из трех основных узлов: цилиндра, плунжера п всасывающего клапана. Цилиндр в обоих насосах имеет одинаковое устройство, другие же узлы в связи с наличием второго нагнетательного клапана несколько различаются. Второй нагнетательный клапан 8, находящийся в нижней части плунжера 3, не позволяет применять захватный шток.
Захватное приспособление у насоса НГН-2 состоит из ловителя 9 и наконечника 10 с поперечной шпилькой на верхнем конце. Этот наконечник ввинчивают в клетку всасывающего клапана, а ловитель присоединяют к нижней части плунжера. Для подъема всасывающего клапана плунжер на штангах опускают ниже точки его обычного крайнего положения до упора в наконечник 10 и затем поворачивают в направлении завинчивания штанг. При этом шпилька наконечника входит в прорези на ловителе и захватывается им. При последующем подъеме штанг с плунжером всасывающий клапан срывается с конуса.
Кроме этих основных типов трубных насосов, на практике в ряде случаев применяют насосы с укороченными цилиндрами и так называемые манжетные насосы. Такие насосы собирают на плунжерах с выточками, в которые впрессовываются резиновые манжеты-кольца.
Цилиндры в таких случаях могут выпускаться как с втулками, так и без втулок. Манжетные насосы рекомендуется применять для эксплуатации неглубоких (до 400 м) скважин, обводненных и много-дебитных при незначительном содержании песка в продукции.
Выпускаются манжетные насосы диаметрами 56, 70, 90 и 120 мм.
Вставные глу бли иные насосы НГВ-1 (рис. 11.17) по принципу действия не отличаются от трубных насосов. Вставные насосы снабжаются дополнительными деталями и приспособлениями, которые позволяют спускать и поднимать их на штангах и обеспечивают герметичность посадки насоса в трубах.
Как и у трубных, у глубинного насоса НГВ-1 (рис. 11.17) цилиндр 5 собирают в одном кожухе из ряда втулок. На нижнем конце цилиндра имеется закрепленный наглухо всасывающий клапан (клапаны), а на верхнем конце — конус 3, который сложит опорой насоса и разобщает полость подъемных труб над насосом от скважины. Плунжер 6 с нагнетательным клапаном (клапанами) подвешивается к^_ колонне штанг при помощи штока 1, конец которого выступает из насоса и имеет соответствующую резьбу для соединения со штангами.
Под замковой опорой 4, которая закреплена на нижнем конце колонны подъемных труб 2, монтируют направляющую трубу 7,
80
обеспечивающую правильную установку насоса на место. Узел замковой опоры (рис. 11.18) насоса состоит из переводника 1, присоединяемого к насосно-компрессорным трубам, седла конуса 2г
пружинного замка 3 и опорной муфты 4. Пружинный замок опоры представляет собой полый усеченный конус с шестью продольными разрезами, которые образуют на конусе лепестковые плвстинчатые пружины. При спуске в скважину насос раздвигает своим нижним концом пружину замка и проходит через нее вниз до тех пор, пока конус не сядет на _ ?. седло. В этот момент концы пружин замка
Рис. 11.17. Схема
вставного насоса
НГВ-1
Рис. 11.18. Узел замковой опоры |^ насоса НГВ-1
оказываются напротив конического буртика на конусе цилиндра и упираются в него, задерживая насос в замковой опоре.
Пружины замка раздвигаются при усилии около 200 кгс (20 кН), поэтому для установки насоса на место достаточно приложить к нелгу часть веса штанг.
Для подъема насоса также не требуется создавать большого усилия, так как концы пружин находятся на конусной поверхности буртика и при небольшом натяжении легко раздвигаются им.
Вставные насосы выпускаются в двухклапанном и трехкла-панном исполнении.
В последние годы широкое применение получили насосы типа ГЗ (с гидравлическим затвором из вязко-пластичной жидкости), что
6 Заказ 1428 81
почти полностью исключает утечки нефти из насосных труб в скважину через зазор между плунжером и цилиндром глубинного насоса.
Защитными приспособлениями называются такие устройства, которые полностью или частично предотвращают вредное воздействие песка, газа, парафина и солей на работу подземного оборудования, а следовательно, и самих скважин. К ним
Рис. 11.19. Однокорпус-
ный газовый якорь
ЯГ-1
Рис. 11.20. Песочный якорь обращенного типа:
1 — переводник; 2 — трубка для ввода жидкости; з — корпус якоря; 4 — песочная камера; s — заглушка
Рис. 11.21. Газопесочный якорь ЯГП-1
относятся: противопесочные фильтры, глубинные штуцера, впервые предложенные Г. Т. Овнатановым, газовые якори, газопесочные якори, «хвостовые» трубы небольших диаметров, скребки-завихрители, полые штанги, погружные газосепараторы и т. д.
Простейшим защитным приспособлением, предотвращающим попадание газа в насос и тем самым уменьшающим его вредное влияние, является газовый якорь ЯГ-1 (рис. 11.19). Он состоит из двух концентрически расположенных труб, соединенных при помощи переводника 1 с нижней муфтой насоса. В верхней части наружной трубы 3, называемой корпусом якоря, просверлено 12 отверстий А. Нижний конец корпуса 3 закрыт заглушкой 4. Нефть с газом поступает ив скважины в якорь через отверстия А в кольцевое пространство между трубами 2 и 3 и движется к нижнему концу внутренней трубы;
82
здесь газожидкостная смесь, снова меняя направление, поступает во всасывающую трубу 2 и в насос. В результате двухкратного изменения направления газожидкостной смеси до ее поступления на прием глубинного насоса, газ отделяется от нефти и через затрубное пространство скважины отбирается в газосборную сеть.
Кроме описанного газового якоря, применяются также газовые якори других конструкций: многокорпусные, вибрационные, погружные, трубные и т. д.
Для предотвращения попадания песка в глубинный насос и разъедания его деталей при эксплуатации сильно песочных скважин на приемах насосов устанавливают штуцера или применяют песочные (газопесочные) якори. Простейшим защитным приспособлением для насоса является фильтр, ввинчиваемый под глубинный насос, представляющий собой трубочку диаметром 25—37 мм и длиной 0,5—0,6 м с глухим дном и с отверстиями диаметром 2—3 мм, просверленными в шахматном порядке по поверхности. Однако такой фильтр предохраняет лишь от попадания в насос щепок, тряпок, пакли, кусков резины, но не песка.
На рис. 11.20 приведена схема песочного якоря обращенного типа диаметром 76 или 100 мм. Жидкость с песком из скважины поступает в песочный якорь 3 по внутренней трубке 2 диаметром 19 или 22 мм, по выходе из которой вследствие изменения направления и уменьшения скорости песок из жидкости выпадает и скапливается в песочной камере 4, а жидкость (нефть и вода) поступает на прием глубинного насоса. При очередном профилактическом ремонте скважины вместе с насосом извлекают также и песочный якорь. Оагвин-тив заглушку 5, удаляют накопившийся песок из песочной камеры и вновь собирают якорь.
На рис. 11.21 показана конструкция комбинированного газопесочного якоря ЯГП-1. Он состоит из двух камер — газовой (верхней) 4 и песочной (нижней) 7, соединенных специальной муфтой 5, в которой просверлены отверстия В. В верхней камере якоря укреплена всасывающая трубка 3, а в нижней — рабочая труба 6, снабженная конической насадкой 8. Якорь присоединяют к приему насоса 1 через переводник 2, одновременно связывающий корпус якоря со вса-смвающей трубкой.
При работе насоса жидкость из скважины вначале поступает через специально просверленные отверстия А в камеру, где газ отделяется от нефти и через те же отверстия выходит в затрубное пространство скважины. Дегазированная жидкость с песком через отверстия Б в специальной муфте и через рабочую (внутреннюю) трубку направляется в песочную камеру; отделившаяся от песка жидкость по кольцевому пространству и через отверстия в специальной муфте поступает через всасывающую трубку 3 на прием насоса, а песок скапливается в песочной камере.
В зависимости от количества песка, оседающего из жидкости, корпус песочной камеры может быть удлинен наращиванием труб. Однако при обильном поступлении песка из пласта такие якори
6* 83
быстро забиваются и их приходится часто извлекать на поверхность для очистки.
Для обеспечения выноса на дневную поверхность всего песка, поступающего из пласта, рекомендуется следующее.
1. Спускать глубинный насос до середины или до нижних отверстий фильтра.
2. Спускать под насосами до тех же глубин трубки — «хвостовики» малых диаметров — 25 или 27 мм.
3. Применять так называемые телескопические штанговые глубинные насосы, в которых одна или две концентрически расположенные калиброванные трубы, соединенные у выкидного клапана, движутся относительно третьей (неподвижной), входящей в зазор между подвижными. В верхней части внутренней подвижной трубы имеется отверстие для свободного перетока жидкости, циркуляция которой при большой длине труб (до 4 м) создает надежное жидкостное уплотнение в насосе; трубы обрабатываются с зазором по диаметру до 0,54 мм, что и обеспечивает их надежную работу в сильно песочных скважинах.
4. Постоянно или периодически подливать в затрубное пространство сильно песочных скважин жидкость, обработанную поверхностно-активными веществами (ПАВ); для подлива используются либо индивидуальные отстойники, монтируемые на выкиде сильно песочной скважины, либо централизованные установки; может быть применен также спаренный подлив (из скважины, подающей жидкость без песка, в скважину, продукция которой содержит большое количество песка).
5. Применять полые штанги из труб небольших диаметров (25 и 37 мм), благодаря которым значительно возрастают скорости врс-ходящего потока и поэтому поступающий из пласта песок извлекается на поверхность; в этом случае присоединение конца полых штанг на поверхности к выкидной линии скважины осуществляют при помощи гибкого шланга.
6. Применять глубинные насосы специальных конструкций, например с плунжером типа «пескобрей».
7. Применять на штангах муфты-завихрители (с винтообразными канавками), которые повышают скорость восходящего потока жидкости и предотвращают осаждение песка в трубах.
БЕСШТАНГОВЫЕ ГЛУБИННЫЕ НАСОСЫ
Применяемые на нефтегазодобывающих предприятиях страны глубинные бесштанговые насосы делятся на погружные центробежные электронасосы (ЭЦН — наиболее распространенные) и гидропоршневые (ГН). Для эксплуатации скважин, в жидкости которых содержится песок, эти насосы выпускают в износоустойчивом исполнении (ЭЦНИ и ГНИ).
Производительность ЭЦН колеблется в пределах от 20 до 2000 м3/сут, а напор — от нескольких метров до 3000 м. Важным
8i
Рис. 11.22. Схема установки
погружного центробежного
электронасоса:
1 •— электродвигатель, 2 —
протектор; з —, сетчатый фильтр насоса; t — центробежный насос; S— бронированный кабель; б — направляющий ролик; 7 — кабельный барабан; S — автотрансформатор; 9 — автоматическая станция управления; 10 — хомут для крепления кабеля
Рис. 11.23. Электродвигатель:
1 — вал; 2 — плоский кабель; 3 — штепсельная головка; 4 — выводные концы обмотки статора; 5 — обмотка статора; 6 — корпус статора; 7 — промежуточный подшипник; 8 — немагнитный пакет статора; 9 — активный пакет статора; Ю — ротор двигателя; 11 — масляный фильтр
ж
Рис. 11.24. ПогружнойЗмногоступенчатый электронасос:
l — шлицевая!муфта; г — радиаяьно-упорный шариковый подшипник; з — приемная сетка; 4 — овиицово-графитные кольца сальника; 5 — нижний корпус; в — специальная втулка; 7, а — текстолитовые шайбы; 8 — рабочие колеса; Ю — направляющий аппарат; и — корпус пяты; 12 — специальная гайка; 13 — верхний упорный подшипник;
14 — ловильная головка насоса
преимуществом этих насосов является высокий межремонтный период их работы (в 3—4 раза превышающий межремонтный период ШГН), а также простота обслуживания.
Гидропоршневые насосы рекомендуется применять для эксплуатации скважин глубиной до 4000 м при де-битах 25—30 м3/сут.
Ввиду ограниченного применения гидропоршневые насосы в дальнейшем не рассматриваются.
Погружные насосы ЭЦН (рис. 11.22) состоят из центробежного насоса 4 и электродвигателя 1 специальной конструкции с протектором 2 и бронированного кабеля 5 в специальном антикоррозионном исполнении. Шлицевыми муфтами валы двигателя и центробежного насоса через протектор соединены в одно целое. Насос ЭЦН спускают в скважину на обычных насосных трубах. Параллельно им спускают бронированный гибкий кабель, разматываемый с барабана 7 и прикрепляемый к трубам специальными хомутами 10.
Питание электроэнергией двигателя ЭЦН в скважине осуществляется от обычной сети напряжением 380 В, которое регулируют автотрансформатором 8. Контроль и автоматическое управление работой ЭЦН осуществляются от станции управления 9.
Погружной электродвигатель (ПЭД) для насоса ЭЦН (рис. 11.23) представляет собой асинхронный двигатель трехфазного тока в герметичном исполнении. Помещается он в стальной трубе, заполненной маслом (во избежание контактирования с насосно-компрес-сорными и обсадными трубами и поражения током обслуживающего персонала).
Рис. 11.25. Протектор погружного электродвигателя:
i,s — обратные клапаны; 2, 4 — трубки; з — трубка отстойника; 6 — отверстие; 7 — пробка; S — перепускной клапан
Длина ПЭД в зависимости от его мощности колеблется в пределах 0,5—10 м. Статор ПЭД собирают из активных пакетов (секций) 9 статорного железа и немагнитных секций 8 (из листовой латуни или немагнитной стали), чередующихся между собой. Обмотка статора (общая для всех пакетов) изготавливается из масло- и теплостойких материалов. Из нескольких секций (пакетов), имеющих самостоятельную обмотку, собирается также и ротор двигателя. Между роторными секциями на валу смонтированы промежуточные подшипники. Мощность двигателей ПЭД колеблется в пределах 17—46 кВт.
Центробежный многоступенчатый электронасос (рис. 11.24) собирают из рабочих колес (в среднем по 80—140 на каждый насос), с прокладками между ними (для уменьшения трения) на одном валу (на шпонке) методом скользящей посадки и помещают в стальной трубе в целях защиты от ударов о колонну при спуске и подъеме. При этом рабочие колеса лежат на валу, как на подпятниках. Вал поддерживается в вертикальном состоянии подшипниками. В верхней части подшипник — скользящий, в нижней — устанавливаемый в подшипниковом узле.
На нижнем конце корпуса ЭЦН помещается всасывающая сетка длиной от 5,1 до 10,8м (в зависимости от числа ступеней).
Для защиты двигателя ПЭД от попадания скважинной жидкости через неплотности сальника насоса служит протектор (рис. 11.25). С помощью протектора, кроме того, происходит также постоянная смазка подшипников насоса ЭЦН. В верхней камере протектора содержится густое масло, в нижней — жидкое. В верхней камере помещается поршень с пружиной, а в корпусе протектора на уровне чуть ниже поршня имеется отверстие, через которое гидростатиче-
Таблица 11.6
Техническая характеристика ЭЦН
Шифр насоса Производительность, м'/сут Напор, м Размер по диаметру с учетом диаметра кабеля, мм Шифр электродвигателя
У2ЭЦН5-40-950 40 950 114 ПЭД-1 0-103
УЭЦН5-80-850 80 850 114 ПОД-20-103
У ЭЦН 5-200-800 200 800 114 ПЭД-40-103
УЭЦН5А-360-700 360 750 124 ПЭДС-55-103
УЭЦН6А-160-750 160 780 137 ПЭД-35-123
УЭЦН6-250-800 250 875 137 ПЭД-46-123
УЭЦН6-250-1250 250 1200 137 ПЭД-55-123
УЭЦН6-350-650 360 650 137 ПЭД-46-123
УЭЦН6-500-750 500 730 137 ПЭД-100-123У
УЭЦНИ-5-40-950 40 875 114 ПЭД-Ю-103
УЭЦНИ6-160-750 160 670 137 ПЭД-35-123
УЭЦНИ6-250-800 250 800 137 ПЭД-46-123
УЭЦНИ6-350-650 350 593 137 ПЭД-46-123
УЭЦНИ6-350-1100 350 1030 137 ПЭД-100-123У
УЭЦНИ6-500-450 500 415 137 ПЭД-46-123
88
ское давление из скважины передается на поршень. В этом суть механизма смазки подшипников насоса и его сальника: масло через перепускной клапан 8 в процессе работы насоса выдавливается поршнем в нижнюю камеру насоса и далее к подшипникам и сальнику.
Жидкое масло расходуется на смазку электродвигателя и периодически поступает из нижней камеры в ПЭД. Запас масла в последней рассчитан на работу насоса в скважине в течение 6 месяцев.
Техническая характеристика ЭЦН, выпускаемых на отечественных заводах, приведена в табл.II.6.
ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
Физические свойства газа отличаются от соответствующих свойств; нефти: гораздо меньшие вязкость и плотность и большая сжимаемость. Кроме того, газ от нефти отличается и товарными качествами. Вследствие небольшой вязкости он очень подвижен и со снижением давления сильно расширяется. Свойства газа позволяют эксплуатировать газовые скважины фонтанным способом. Поэтому в конструкции и оборудовании газовых скважин, освоении и регулировании режима их работы много общего с фонтанными нефтяными скважинами.
Конструкция газовой скважины определяется конкретными условиями ее бурения и последующей эксплуатации — глубиной и характером вскрываемых газовых залежей, наличием или отсутствием водоносных горизонтов, свойствами добываемого газа и т. д.
В большинство газовых скважин после кондуктора спускают одну колонну — эксплуатационную диаметром 146 или 168 мм. Обвязка обсадных колонн между собой на устье осуществляется при помощи обычных или клиновых колонных головок (см. рис. II.2, а).
В зависимости от числа скважин, их дебита, пластового давления и других факторов применяют две схемы обвязки: индивидуальную и групповую.
При индивидуальной схеме обвязки оборудование для регулирования работы, отделения примесей, измерения дебита газа и конденсата и предотвращения образования гидратов размещают на устье скважины и около него.
При групповой схеме на устье устанавливают только фонтанную арматуру, остальное же оборудование и приборы для группы скважин монтируют в одном месте — групповом пункте, где производят смену штуцеров, отделение примесей из газа и сбор конденсата, осуществляют мероприятия против гидратообразования, измерение дебитов газа и конденсата всех подключенных скважин. Каждая скважина связана с групповым пунктом коллектором высокого давления; состояние оборудования устья скважин периодически контролируется.
При групповой схеме обвязки скважин облегчается их обслуживание, создается возможность широкой автоматизации процесса
добычи газа и эффективного использования энергии дросселирования для получения конденсата и применения эжекции газа.
Фонтанная арматура на устье чаще всего используется крестового типа с фланцевыми соединениями. Она удобна для монтажа и обслуживания и устойчива, так как имеет небольшую высоту.
Конструкция забойной зоны зависит от характеристики продуктивных пород. Если газоносный пласт сложен плотными породами (известняками, песчаниками), забой оставляют открытым, т. е. эксплуатационную колонну спускают до кровли продуктивного пласта (схема а); если газоносный пласт выражен рыхлыми неустойчивыми породами (песками, слабо сцементированными песчаниками), то забой скважины оборудуют по схеме б или в (см. рис. II.1).
Газовые скважины осваивают теми же способами, что и нефтяные. Часто применяют компрессорный способ, используя газ высокого давления из соседних скважин или воздух, подаваемый с передвижных компрессорных установок.
Эксплуатируют газовые скважины, как правило, при спущенных до середины фильтра фонтанных трубах, через которые газ поступает на поверхность. Фонтанные трубы спускают с целью: освоения скважины и глушения ее при необходимости подземного ремонта; исследования скважины, связанного со спуском глубинных приборов; предохранения эксплуатационной колонны от истирания и коррозии, при наличии в газе твердых примесей (песок, кристаллы солей) и корродирующих компонентов; выноса жидкостей и механических примесей с забоя на поверхность.
ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН
Исследование скважин проводят для изучения геолого-физиче-«ких свойств пласта, пластовых жидкостей и газов с целью получения исходных данных для проектирования разработки новых месторождений, выбора методов искусственного воздействия на залежи ж призабойную зону скважин, установления, контроля и регулирования режима работы пластов и скважин.
Сущность гидродинамических методов исследования скважин заключается в определении характеристик пластов и скважин по данным измерений дебитов скважин и забойных давлений при установившихся и неустановившихся процессах фильтрации жидкости и газов в пласте.
Метод установившихся отборов (его часто называют методом пробных откачек) применяется при исследовании всех видов скважин (нефтяных, нефтегазовых, газовых и т. д.). Сущность его заключается в том, что путем промысловых измерений устанавливаются зависимости между дебитом скважины и величиной •ее забойного давления.
Пластовое давление замеряют заранее с учетом того, что оно длительное время остается постоянным.
После замера дебита изменяют режим работы скважины, т. е. увеличивают или уменьшают ее дебит и через некоторое время, когда
SO
давление на забое скважины установится в соответствии^ этим дебитом, вновь повторяют измерения. Затем вновь изменяют режим работы скважины и, дождавшись установившегося дебита, вновь замеряют его. Такие измерения выполняют три или четыре раза.
Режим работы скважины изменяют по-разному в зависимости от способа ее эксплуатации. При глубиннонасосной эксплуатации изменения режима работы скважины производят путем изменения длины хода плунжера насоса или числа ходов, при фонтанной эксплуатации — путем изменения противодавления на устье скважины (смены штуцеров), при компрессорной эксплуатации*— изменением количества закачиваемого в скважину
сжатого газа (воздуха). _____Дебит 0.
Продолжительность работы скважины •§ на каждом режиме при проведении иссле- | дования определяется опытным путем и зависит от дебита скважины, харак- с теристики пласта и насыщающих его 5 жидкостей и газа.
По данным исследования строят гра- , фики (рис. 11.26) зависимости дебита скважины Q от забойного давления рваб или Рис. 11.26. Виды индика-от величины депрессии Ар, т. е. перепада торных щ>ивых
между пластовым и забойным давлениями
(Др = рпл — Рзаб)- Такие графики называют индикаторными диаграммами скважин.
По форме линии индикаторных диаграмм могут быть прямыми (линия 1), выпуклыми (линия 2) и вогнутыми (линия 3) относительно оси дебитов (см. рис. 11.26).
Для эксплуатационных скважин могут быть построены прямолинейные диаграммы (когда эксплуатируется пласт с водонапорным режимом, когда приток однородной жидкости в скважину происходит по линейному закону фильтрации и т. д.); криволинейные — с выпуклостью, обращенной к оси дебитов; и диаграммы, одна часть которых прямолинейна, а другая при увеличении депрессии и дебитов — криволинейна. Это 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.
Нагнетательные скважины могут иметь диаграммы прямолинейные, криволинейные с выпуклостью, обращенной к оси дебитов или к оси давлений, и диаграммы прямолинейно-криволинейные.
Индикаторная линия, вогнутая по отношению к оси дебитов, может получиться в результате неправильных измерений забойных Давлений и дебитов. Поэтому при получении вогнутых индикаторных линий исследование на приток считается неудовлетворительным и его необходимо повторить.
91
Приток жидкости к забою скважины, изображаемый индикаторными линиями, приведенными на рис. 11.26, определяется зависимостью:
где К — коэффициент продуктивности; п — коэффициент, показывающий характер фильтрации жидкости через пористую среду.
При линейном законе фильтрации ге = 1 и индикаторная линия — лрямая. Линия, выпуклая к оси дебитов, получается при п > 1, а вогнутая линия — при п << 1 .
При линейном законе фильтрации уравнение (II. 1) принимает вид:
Q = K(pnn-p3a6). (11.2)
Коэффицие щт ом' продуктивности эксплуатационной скважины ^называется отношение ее дебита к перепаду (депрессии) между пластовым и забойным давлениямил соответствующему этому дебиту:
- - - -г-. (П.З)
V '
Аналогом коэффициента продуктивности для нагнетательных скважин является коэффициент приемистости К'
Q'
Рзаб — Рпл
Если дебит измерять в т/сутки, а перепад давлений в Паскалях,, то размерность коэффициента продуктивности будет т/сут-Па. Однако величина «паскаль» чрезмерно мала, поэтому для промысловых измерений давления лучше пользоваться кратными единицами — мегапаскалем МПа или килопаскалем кПа. Соотношение между этими и внесистемными единицами — 1 кгс/см2 = 100 кПа = = 0,1 МПа.
Коэффициент продуктивности обычно определяют по данным индикаторной линии. Если индикаторная линия имеет прямолинейный участок, который затем переходит в криволинейный, то для определения коэффициента продуктивности используется только прямолинейный участок. При определении коэффициента продуктивности на криволинейном участке необходимо знать перепад давления, соответствующий этому коэффициенту.
Если забойное давление равно нулю, то
(И.4)
Эту максимально возможную производительность скважины при Рзав = 0 называют потенциальным дебитом.
Практически дебит, равный потенциальному, можно получить при условии, что в скважине есть зумпф («карман» — часть ствола скважины ниже нижних отверстий фильтра). Если при этом глубин-лый насос спущен в зумпф, то противодавление на пласт можно
92
поддерживать равным атмосферному и дебит скважины будет потенциальным.
По полученной в результате исследования скважины величине коэффициента продуктивности устанавливают режим ее работы, подбирают необходимое эксплуатационное оборудование. По изменениям коэффициента продуктивности 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.
ИССЛЕДОВАНИЕ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН И УСТАНОВЛЕНИЕ ОПТИМАЛЬНОГО РЕЖИМА ИХ ЭКСПЛУАТАЦИИ
Исследование фонтанных скважин проводят как методом пробных откачек, так и по кривой восстановления давления. Особенно широко применяется первый метод. Сущность его заключается в следующем. При каком-то установившемся режиме работы исследуемой скважины замеряют забойное давление и ее дебит. По расходомеру, установленному на газопроводе, отводящем газ из трапа, определяют количество выделившегося из скважины газа. Уточняют давления на буфере и в затрубном пространстве по контрольным манометрам. После этого изменяют диаметр штуцера на больший или меньший, создавая новый режим работы скважины так, чтобы дебит ее изменился примерно на 20%. Через сутки при данном режиме замеряют забойное давление и дебит. Режим считается установившимся (при данном штуцере), когда при повторяющихся подряд замерах дебиты жидкости и газа изменяются не более чем на 10%. При исследовании фонтанной скважины методом пробных откачек достаточно получить четыре-пять точек кривой зависимости дебита от забойного давления.
Одновременно с замерами дебитов и давлений при каждом режиме работы скважины определяют газовый фактор и отбирают пробы жидкости для установления процента обводненности и содержания песка в ней.
На основе результатов исследования скважин строят индикаторную линию и определяют коэффициент продуктивности. Строят также графики зависимости между диаметром штуцера и дебитами нефти, воды и газа и содержанием песка в продукции скважины.
Сравнивая построенные кривые и исходя из величины газового фактора, процента содержания воды и песка в жидкости при различных темпах ее отбора, устанавливают режим работы скважины. Режим фонтанирования (диаметр штуцера) выбирают так, чтобы скважина имела высокий дебит при небольшом газовом факторе, давала бы меньше воды и песка, фонтанировала спокойно, без больших пульсаций. Если возникает опасность обводнения, отбор уменьшают. При соблюдении этих условий удается обеспечить наиболее рациональное расходование пластовой энергии и длительное бесперебойное фонтанирование скважины.
93
На рис. 11.27 для примера показаны кривые, полученные в результате исследования фонтанной скважины, по которым можно устанавливать технологический режим ее эксплуатации. Если, например, забойное давление должно быть не ниже давления насыщения, которое равно (120-105Па), то оптимальным диаметром штуцера будет 6 мм. При этом диаметре дебит нефти составляет 50 т/сут,.
1,0
<Ь 0,8
а
г zoo
-ъ /SO
1-Й /2*
04-
0,2
- 80
60
во
L 0
h 20
Рис. 11.27. Регулировочные кривые фонтанной скважины: 1 — пластовое давление рП1]; 2 — забойное давление psa6; 3 — дебит скважины Q; 4 — газовый фактор; 5 — содержание песка в продукции скважины, %; 6 — депрессия Др
газовый фактор не более 60 м3/т при депрессии 30-Ю5 Па, что дает Рзаб — 135-10вПа (выше давления насыщения), содержание песка в струе жидкости составляет <[0,3%.
Технологический режим эксплуатации фонтанных скважин устанавливается геологической службой НГДУ ежемесячно. Изменяют режим в основном по результатам исследований скважин, которые повторяются не реже одного раза в три месяца.
ИССЛЕДОВАНИЕ КОМПРЕССОРНЫХ СКВАЖИН
Исследование компрессорных скважин в большинстве случаев проводится методом пробных откачек. При этом темп откачки жидкости (дебит скважины) изменяют путем увеличения или уменьшения расхода рабочего агента. В процессе исследования определяют также зависимость дебита скважины от забойного давления, необходимую для построения индикаторной кривой, F зависимость дебита от расхода рабочего агента, которая необходима для установления оптимального режима работы скважин.
Исследование компрессорной скважины путем изменения расхода нагнетаемого рабочего агента (газа, воздуха) производят следующим образом.
94
Сначала устанавливают режим работы скважины при минимальном расходе газа, при котором еще происходит подача жидкости из скважины. Этот расход газа поддерживают постоянным в течение нескольких часов для того, чтобы режим работы скважины установился. После этого замеряют рабочее давление дебит нефти, воды и газа, определяют расход рабочего агента. Затем увеличивают расход рабочего агента и при новом режиме повторяют те же замеры.
Дебит жидкости возрастает с увеличением расхода рабочего агента лишь до определенного предела, дальнейшее его увеличение влечет за собой уменьшение дебита. Поэтому исследование скважины заканчивают после того, как следующие друг за другом два-три
/ Маки, дебит {Макс. к. п. д.
Расход газа в eff Времени
Рис. 11.28. Кривая зависимости дебита жидкости от количества рабочего агента Q — /
режима дадут уменьшение дебита при продолжающемся увеличении расхода рабочего агента.
По результатам исследования строят кривые зависимости дебита скважины от расхода рабочего агента.
На рис. 11.28 приведена обобщенная кривая зависимости дебита жидкости от расхода газа — кривая Q — / (F0)- Эта кривая имеет четыре характерные точки: начало выброса 1, наименьшего удельного расхода 2 (максимального к. п. д.), максимального дебита (точка перегиба 5) и прекращения подачи 4 (пролета).
Точка максимального к. п. д., представляющая собой точку пересечения касательной, проведенной из начала координат, с кривой Q = / (F0)> находится на левой ветви. Точка начала выброса располагается на некотором удалении от начала координат (не при всяком расходе рабочего агента компрессорная скважина может работать).
Из кривой Q — / (F0) видно, что с увеличением расхода рабочего агента (газа, воздуха) дебит жидкости сначала возрастает, а г^тем, достигнув максимального значения, снижается до полного прекращения подачи. Это явление объясняется тем, что уровень жидкости в скважине по мере увеличения расхода газа оттесняется от башмака подъемных труб и газ, поступая в них, захватывает все меньшее количество жидкости.
95
"a
=»3* P "» 2
S'g ?
0 8 <4
* h«o
ж ш ее
Обычно по результатам исследования компрессорной скважины строят кривую Q = / (F0) и на этом же графике строят кривую удельного расхода рабочего агента (рис. 11.29), показывающую, как при различных отборах жидкости изменяется количество нагнетаемого газа, необходимого для подъема из скважины 1 т жидкости. Кривую удельного расхода рабочего агента можно получить делением расхода на соответствующий ему дебит. На рис. 11.29 видно, что наименьший удельный расход газа получается не при максимальном дебите скважины, а при несколько меньшем отборе. По кривым 1 ж 2 определяют количество нагнетаемого рабочего агента, необходимое для эксплуатации данной скважины. Режим работы скважины устанавливают в зависимости от допускаемого отбора жидкости и производительности компрессорной станции. Если количество сжатого газа достаточно для полного обеспечения им всех скважин на РИТСе и дебит скважин можно не ограничивать, то работают на режимах максимального дебита, который характеризуется наивысшей точкой на кривой 1. Если сжатого газа на РИТС не хватает или по технологическим или геологическим причинам отбор жидкости из скважин ограничен, тогда работают на режимах минимального удельного расхода газа.
Режим работы скважин пересматривают один раз в месяц или один раз в квартал в зависимости от стадии разработки месторождения.
Расход нагнетаемого газа
Рис. 11.29. Кривая зависимости дебита
жидкости, удельного расхода газа
и рабочего давления от количества
нагнетаемого рабочего агента:
1 — дебит жидкости; 2 — рабочее давление; S — удельный расход газа
ИССЛЕДОВАНИЕ ГЛУБИННОНАСОСНЫХ СКВАЖИН
Зависимость дебита нефти, газа и воды от забойного давления или динамического уровня в глубиннонасосных скважинах определяют методом установившихся отборов. На основании построенной зависимости определяют коэффициент продуктивности, допустимую депрессию и устанавливают режим эксплуатации скважины.
В большинстве случаев при исследовании глубиннонасосных скважин находят зависимость «дебит — динамический уровень» или определяют забойное давление по высоте динамического уровня жидкости в скважине.
Расстояние от устья до динамического уровня измеряют эхолотом или желонкой, спускаемой на проволоке в затрубное пространство скважины при помощи лебедки (аппарата Яковлева).
96
ИЗМЕРЕНИЕ НАГРУЗОК НА ШТАНГИ (ДИНАМОМЕТРИЯ)
Важным видом оперативного контроля работы подземного оборудования глубиннонасосных установок является их исследование путем динамометрирования, т. е. определения нагрузок на штанги.
to
13
Рис. 11.30. Наиболее часто встречающиеся в промысловой практике типовые динамограммы (на динамограммах 6, 7, 8, 10 и 11 цифрами обозначен порядок
их записи)
1 — нормальная работа глубинного насоса; 2 — пропуск жидкости при ходе плунжера вверх; з — неравномерная сработка плунжера глубинного насоса или сработка втулок цилиндра; 4 — пропуск жидкости в приемной части глубинного насоса; S — выход из строя приемной части глубинного насоса; 6 — незаполнение цилиндра насоса вследствие низкого динамического уровня; 7 — незаполнение глубинного насоса вследствие попадания в него пластового газа; 8 — незаполнение цилиндра насоса из-за низкого динамического уровня и влияния затрубного газа; 9 — частичный выход плунжера из цилиндра трехклапанного глубинного насоса; 10 — течь в трубах; 11 — высокая посадка плунжера двухклапанного глубинного насоса; 12 — низкая посадка плунжера глубинного насоса; 13 —• обрыв штанг; 14 — прихват плунжера глубинного насоса; 15 — заедание плунжера насоса
Для измерения фактических нагрузок на штанги в точке их подвеса или в любом сечении, контроля за состоянием подземного насосного оборудования и характером работы отдельных узлов насоса применяют измерительный прибор — динамограф. Перо динамографа прочерчивает на бланке самописца линии величины нагрузки на сальниковый шток за одно двойное качание (вверх и вниз) в виде диаграммы. Записанная диаграмма называется д и -намограммой.
7 Заказ 1428
97
Форма динамограммы зависит от состояния насосного оборудования и отдельных его узлов. Например, при пропуске жидкости через нагнетательный клапан нагрузка от столба жидкости воспринимается штангами частично или вообще не воспринимается, что отражается на форме динамограммы. Таким образом, неисправности насосной установки и другие факторы, влияющие на работу оборудования1, влияют и на форму и размеры динамограммы, т. е. по динамограмме можно определить причину неисправности установки и своевременно принимать меры к ее устранению.
На рис. 11.30 приведены типы динамограмм, наиболее часто встречающихся в промысловой практике.
РАЗДЕЛЬНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕСКОЛЬКИХ ПЛАСТОВ ОДНОЙ СКВАЖИНОЙ
Большинство нефтяных и газовых месторождений являются многопластовыми, т. е. состоят из ряда залежей, расположенных поэтажно один над другим. Если залежи (пласты, горизонты) имеют различную характеристику, то разработка каждой из них производится отдельными сетками скважин или же (при единой сетке) нефть отбирается из верхних горизонтов скважинами, пробуренными на нижний, так называемый опорный, горизонт после его истощения (путем возврата скважин на вышележащие горизонты).
В первом случае для одновременной разработки всех пластов необходимо бурение значительного числа скважин на каждый продуктивный горизонт, что связано с большими капиталовложениями на бурение и обустройство промысловых площадей.
Во втором случае разработка месторождения затягивается на десятилетия, добыча в процессе разработки оказывается незначительной, так как в каждой скважине одновременно в эксплуатации находится лишь один горизонт.
Ускорения разработки многопластового месторождения и уменьшения капиталовложений можно достичь применением раздельной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной.
Сущность этого метода заключается в том, что все продуктивные пласты месторождения (или основные из них) разбуривают одной сеткой скважин; в скважины спускают специальное оборудование, обеспечивающее одновременное извлечение нефти из каждого пласта на поверхность по отдельным каналам.
Наибольшее распространение получил метод раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной.
В этом случае каналами для извлечения нефти на поверхность могут быть спускаемые в скважину:
а) два параллельных ряда подъемных труб;
б) два концентрических ряда труб.
В Советском Союзе применяют способы раздельного отбора продукции из двух пластов в одной скважине, раздельного нагнетания рабочего агента (воды, газа) в два пласта через одну скважину,
98
а также комбинированный способ, при котором из одного пласта отбирают продукцию, а в другой пласт через эту же скважину закачивают воду.
Раздельная эксплуатация одной скважиной двух пластов может осуществляться в зависимости от условий притока жидкости и газа в скважину в следующих вариантах:
1) эксплуатация обоих пластов фонтанным способом;
2) эксплуатация одного пласта фонтанным, другого механизированным способом (компрессорным, штанговой насосной установкой или бесштанговым центробежным электронасосом);
3) эксплуатация обоих пластов насосным способом (штанговыми или бесштанговыми насосными установками).
Каждый из перечисленных вариантов может быть осуществлен в нескольких разновидностях, различающихся между собой конструкциями подземного и наземного оборудования.
Рассмотрим некоторые схемы оборудования для раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной.
Установка типа УФЭ предназначена для раздельной добычи нефти фонтанным способом из двух пластов одной скважиной с эксплуатационной колонной диаметром 168 мм по двум параллельным рядам чруб. В установке предусмотрена транспортировка продукции каждого пласта на дневную поверхность по самостоятельным каналам параллельных насосно-компрессорных труб и фонтанной арматуры. Наличие самостоятельных для каждого пласта каналов и прямоточных задвижек в наземном оборудовании позволяет в каждом из них применять существующие методы (в том числе механические) борьбы с отложениями парафина, исследовать пласты с помощью глубинных приборов, раздельно регулировать режимы работы эксплуатируемых объектов и воздействовать на призабойную зону.
Установки этого типа, выпускаемые под шифром 2УФЭ-168-200, могут быть использованы при фонтанировании обоих пластов и при фонтанировании нижнего пласта и газлифтной эксплуатации верхнего.
Наземное оборудование представляет собой сдвоенную фонтанную арматуру штампосварного исполнения, двухструнную, которая в случае необходимости легко компонуется в однострунную. Запорные органы арматуры — боковые и сдвоенные, стволовые, прямоточные шиберные задвижки. Подвеска параллельных^рядов насосно-компрессорных труб осуществляется для первого ряда резьбовым соединением в сдвоенной катушке, для второго ряда — в трубодержателе.
Для обеспечения надежности уплотнения двух прокладок в одной плоскости в месте соединения сдвоенной задвижки с трубной подвеской служит компенсирующее устройство с регулировочными винтами.
Режим работы скважин регулируется с помощью штуцеров с минералокерамическими насадками, устанавливаемых на выкидных линиях арматуры. При необходимости могут быть использованы регулируемые штуцеры различных типов.
7* 99
Подземное оборудование подвешивается на первом ряду насосно-компрессорных труб в следующем (сверху вниз) порядке: коническая глухая подвеска, перепускной клапан 2КПО-73, якорь, пакер 2ППР механического действия и башмачный клапан на конце под-пакеряых насосно-компрессорных труб. В конической глухой подвеске подвешивается концентрично первому ряду внутренний ряд насосно-компрессорных труб, обеспечивающий возможность замещения рабочего агента, начиная от фильтровой зоны нижнего пласта.
Над каждой муфтой насосно-компрессорных труб первого и второго рядов устанавливают конические разрезные кольца, позволяющие производить беспрепятственный спуск и подъем второго ряда труб.
Разобщение раздельно эксплуатируемых пластов осуществляется с помощью пакера механического действия типа ППР. При необходимости можно применять пакеры гидромеханического и гидравлического действий. После посадки пакера надежность разобщения пластов обеспечивается осевой нагрузкой, создаваемой весом насосно-компрессорных труб, воспринимаемой резиновыми уплотнителями.
Перепускной клапан одностороннего действия позволяет производить освоение, глушение скважины и прямую прокачку рабочего агента из колонны труб в затрубное пространство.
Башмачный клапан, состоящий из седла с шариком, служит для предотвращения поглощения рабочего агента нижним пластом при прокачке. Шарик забрасывается в первый ряд насосно-компрессорных труб в скважине перед началом освоения и выносится на поверхность при фонтанировании струей продукции нижнего пласта.
Значительные перепады давления между пластами, вызываемые избыточным давлением нижнего пласта, могут привести к продольным перемещениям и деформации колонны насосно-компрессорных труб первого ряда.
Для предотвращения этого явления пользуются специальным гидравлическим якорем, рассчитанным на максимальное рабочее давление 200 кгс/см2 и максимальное осевое усилие 7 тс, который устанавливается непосредственно над пакером или несколько выше его для фиксирования крепления насосно-компрессорных труб на заданной глубине.
Монтаж и демонтаж наземного и подземного оборудования установки 2УФЭ-168-200 производится обычным инструментом и оборудованием, применяемым на РИТСах.
Установка типа УЗФ (рис. 11.31) предназначена для раздельной эксплуатации скважин с эксплуатационной колонной диаметром 146 и 168 мм по технологической схеме закачка — фонтан.
Наземное оборудование состоит из деталей серийно выпускаемой фонтанной арматуры 1.
Подземное оборудование, представляющее собой двухрядную концентрическую подвеску колонны насосно-компрессорных труб 2
100
и 5, состоит из пакера механического действия 7 типа ППР, муфты 6 перекрестного потока, глухой конической подвески 4 и разобщителя 3. Ниже пакера на насосно-компрессорной трубе 8 диаметром 48 мм
/о
Рис. 11.31. Установка типа УЗФ:
J — арматура; 2 и 5 — колонна насосно-компрессорных труб соответственно наружного (первого) и внутреннего (второго) рядов; s — разобщитель; 4 — глухая коническая подвеска; в — муфта перекрестного потока, 7 — пакер механического действия; « — колонна насосно-компрессорных труб диаметром 48 мм, подвешенных на глухой конической подвеске; 9 — перепускной клапан внутреннего действия типа 2КПО-73, |Ю — заглушка
•"•:-.'.i
Рис. 11.32. Установки типа УЗН:
1 — арматура; 2 — колонна насосных штанг; з — колонна лифтовых насосно-компрессорных труб; 4 — глубинный штанговый насос; 5 — пакер гидромеханического действия; в — обратный клапан; 7 — пакер механического (гидравлического) действия; * — внутренний концентрический ряд насосно-компрес-^сорных труб
подвешен перепускной клапан 9 внутреннего действия типа 2КПО-73, к нижнему концу которого присоединена заглушка 10.
Для освоения скважин во внутреннюю полость насосно-компрес-сорных труб 5 закачивают более легкий рабочий агент (воду, нефть, газ или воздух), который под действием избыточного давления открывает перепускной клапан 9, вытесняет имеющуюся в скважине
101
жидкость по внутренней полости колонны насосно-компрессорных труб и далее по кольцевому пространству между двумя рядами труб поднимает на дневную поверхность. Закачку воды в нижний пласт производят по кольцевому пространству между двумя рядами насосно-компрессорных труб 2 и 5.
Установка типа УЗН (рис. 11.32) применяется при раздельной эксплуатации скважин с эксплуатационными колоннами диаметром 146 и 168 мм по технологической схеме закачка — насос.
Наземное оборудование 1 установки состоит из крестовика, задвижек, планшайбы и узла сальника для уплотнения полированного штока подвески глубинного насоса.
Подземное оборудование состоит из пакера 7 механического действия типа ППР, к верхнему концу которого присоединяют промывочный клапан 6 и насосно-компрессорную трубу, расположенную концентрично внутренней полости пакера; пакер 5 гидромеханического действия; муфты перекрестного потока; колонны насосно-компрессорных труб 3 и глубинного вставного насоса 4, спускаемого в колонну насосно-компрессорных труб 3 на колонне штанг 2.
До спуска в скважину глубинного насоса находящийся в скважине глинистый раствор заменяют водой или нефтью, для чего рабочий агент нагнетают в центральный канал насосно-компрессорных труб и вытесняют имеющуюся в скважине жидкость из труб в затрубное пространство через промывочный клапан 6, центральный канал и муфту перекрестного потока. Этим же способом при необходимости можно произвести промывку фильтровой зоны нижнего пласта с целью ее очистки от песчаной пробки и т. п. Затем на насосных штангах 2 спускают глубинный насос и производят окончательную сборку наземного оборудования и освоение верхнего пласта.
Закачиваемая по затрубному пространству вода, проходя через муфту перекрестного потока в центральный канал, поступает в нижний пласт. При этом промывочный клапан 6 вследствие разности давлений предотвращает возможность сообщения закачиваемой воды с продукцией верхнего пласта. Отбираемая из верхнего пласта глубинным насосом жидкость, проходя через муфту перекрестного потока по центральному каналу, транспортируется на дневную поверхность.
АВТОМАТИЗАЦИЯ И ТЕЛЕМЕХАНИЗАЦИЯ В ДОБЫЧЕ НЕФТИ И ГАЗА
ОБЩИЕ ПРИНЦИПЫ И СИСТЕМЫ ТЕЛЕМЕХАНИЗАЦИИ
В нефтегазодобывающей промышленности автоматизация и телемеханизация технологических процессов имеют свои специфические особенности, которые обусловлены рассредоточенностыо объектов на значительных территориях, многообразием этих объектов и различным характером технологических процессов. Производственные объекты нефтегазодобывающей промышленности — это скважины (эксплуатационные, нагнетательные, наблюдательные, пьезо-
102
метрические), трубопроводы для транспорта нефти, воды, газа и пара, насосные станции для перекачки нефти и воды, компрессорные станции, водо- и воздухораспределительные будки, емкости и т. д.
Огромный фонд скважин разных способов эксплуатации, большое число различных установок, механизмов, машин и оборудования требуют постоянного наблюдения, ухода, ремонта, регулирования и изменения технологических параметров в зависимости от изменения режима эксплуатации скважин и различных осложнений, возникающих при их работе.
Слаженная, бесперебойная работа многочисленных, разбросанных, разнохарактерных, но взаимосвязанных производственных объектов, своевременное предупреждение и быстрое устранение возникающих осложнений возможны только при условии комплексной автоматизации и телемеханизации работы оборудования, механизмов и машин, производственных объектов и технологических процессов, протекающих в них.
За последнее десятилетие большое развитие получила добыча нефти на море.
Непрерывный рост фонда морских скважин, частая штормовая погода, когда исключен выход в море судов, и связанные с этим трудности по добыче нефти и ремонту скважин обусловливают необходимость быстрейшей автоматизации и телемеханизации работы морских скважин и других производственных объектов, расположенных на море.
В нефтегазодобывающей промышленности внедрено много средств местной автоматики разных конструкций и с различными принципами действия, включающие автоматический контроль, регулирование и блокировку технологических объектов:
для фонтанно-компрессорной эксплуатации — автоматические отсекатели, перекрывающие выкидной трубопровод при аварийном положении; автоматизированные депарафи-низационные установки; регуляторы расхода газа в газораспределительных батареях;
для насосной эксплуатации —• реле самозапуска электродвигателей станков-качалок, инерционные магнитные выключатели, станции управления периодической эксплуатации; автоматизированные станции управления работой погружных электродвигателей;
в системах внутрипромыелового сбора и перекачки нефти и газа — регуляторы давления и уровня, автоматы откачки, регуляторы сброса конденсата из газопроводов, регуляторы сброса воды из отстойников и др.
Для установления взаимосвязи автоматизированных технологических объектов, осуществления дистанционного контроля и централизованного управления этими объектами служат средства телемеханики.
Весь комплекс регулирующих устройств для поддержания постоянства отдельных параметров вместе с приборами и аппаратурой
103
дистанционного контроля и централизованного управления составляет систему автоматизации и телемеханизации РИТСов.
При телемеханизации РИТСов контроль и управление производственными процессами отдельных объектов осуществляется с диспетчерского пункта (ДП), на котором установлена аппаратура, принимающая соответствующие сигналы от подключенных объектов, расшифровывающая эти сигналы и передающая на объекты нужные команды.
Объект автоматического регулирования с установленными на нем средствами телемеханики в системах телемеханизации называют контролируемым пунктом (КП). На КП комплект аппаратуры состоит из телеячейки, помещенной в пылевлагонепроницаемом стальном корпусе, датчиков телеизмерения и устройств защиты электродвигателей.
В качестве канала связи между ДП и КП применяют проводный или беспроводный (радио) канал.
Проводный канал применяют при небольших расстояниях между КП и ДП. На нефтегазодобывающих предприятиях, характеризующихся редкой сеткой скважин с большими расстояниями до ДП, при спокойном рельефе местности применяют беспроводный радиоканал. При телемеханизации морских нефтегазодобывающих предприятий в большинстве случаев единственно возможным является примен ение радиоканала.
ДИСТАНЦИОННЫЙ КОНТРОЛЬ _ ЗА РАБОТОЙ ГЛУБИННОНАСОСНЫХ СКВАЖИН
Большое распространение в нефтегазодобывающей промышленности для дистанционного контроля работы глубинных насосов получила частотная телемеханическая система ЧТП-1, в которой используются проводные каналы связи, если контролируемые скважины от ДП находятся на расстоянии 8—10 км. Из пульта диспетчера ведется централизованное управление контролем работы глубиннона-сосных скважин. К одному пульту может быть подключено до 8 двухпроводных направлений, каждое из которых рассчитано на 24 скважины.
Система ЧТП-1 позволяет осуществлять селективный выбор объекта (скважины) с последующим проведением операций по управлению двигателем станка-качалки и телединамометрированию. Предусмотрена посылка аварийного сигнала со скважины при нарушении ее работы. С приходом аварийного сигнала на пульт диспетчер имеет возможность определить аварийную скважину и характер аварии. Системой обеспечивается двухсторонняя телефонная связь диспетчера с оператором на скважине.
Система позволяет производить телединамометрирование скважин, получение динамограммы на экране электронно-лучевой трубки
104
и ее запись специальным прибором — регистратором. Это упрощает работу диспетчера, а также дает возможность оценки по динамо-грамме работы глубинного насоса.
ЗАДАЧИ АВТОМАТИЗАЦИИ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ПРОЦЕССОВ И СПЛОШНОЙ КОМПЛЕКСНОЙ МЕХАНИЗАЦИИ ТРУДОЕМКИХ РАБОТ
Повышение производительности труда, а следовательно, и эффективности производства в нефтяной и газовой промышленности нашей страны должны базироваться на неуклонном совершенствовании системы управления, на рациональных методах организации производственных процессов, сплошной комплексной механизации трудоемких работ и автоматизации технологических процессов с внедрением полностью автоматизированных систем АСУнефть.
В настоящее время уровень автоматизации технологических процессов в добыче нефти достаточно высок. Можно считать практически решенной задачу автоматического дистанционного замера дебита скважин при помощи систем АГМ и автоматизированных групповых замерных установок (ГЗУ). Решена также задача автоматического дистанционного телединамометрирования скважин при помощи системы ЧТП-1. Решены задачи автоматического контроля и управления перекачкой нефти и газа по магистральным нефтегазопроводам.
Однако успешное и быстрейшее решение задачи по повышению производительности труда в нефтегазодобывающей промышленности требует осуществления в короткие сроки полной и комплексной автоматизации контроля, регулирования и управления работой всех эксплуатирующихся скважин, независимо от способа эксплуатации, а также всех нефтепромысловых объектов. В этих целях необходимо в кратчайшие сроки:
— автоматизировать работу всех глубиннонасосных скважин по системам ЧТП и АГМ;
— создать и внедрить автоматы по автоматическому дистанционному регулированию производительности глубиннонасосных установок, т. е. изменению их параметров (длины хода, числа качаний и т. д.) на расстоянии;
— создать и внедрить автоматы по автоматическому дистанционному регулированию производительности фонтанных скважин, автоматической замене штуцера, контролю давлений: на буфере, на трапе, за штуцером, в кольцевом и затрубном пространствах, на вы-киде, в коллекторе;
— создать и внедрить автоматы по контролю, регулированию и управлению работой водоочистных установок и систем по поддержанию пластовых давлений;
— построить и ввести в действие диспетчерские пункты (ДП) по автоматическому контролю, регулированию и управлению работой группы скважин и промысловых объектов (вспомогательных
105
служб, например: газокомпрессорных и насосных перекачечных станций, ГВРБ и др.), служб обработки информации (СОИ), кустовых информационно-вычислительных центров (КИВЦ) в НГДУ и вычислительных центров (ВЦ) в объединениях с подключением их в общесоюзную автоматизированную систему АСУнефть.
Большая работа предстоит в области механизации трудоемких работ при капитальном ремонте скважин. Первейшей задачей здесь является создание автоматов для механического свинчивания и развинчивания бурильных и обсадных труб, а также насосно-компрес-сорных труб диаметром 114 мм.
Необходимо специально для бригад и цехов по капитальному ремонту скважин создать легкие по весу и удобные в работе элеваторы, ключи и прочий инструмент, а также комплексные агрегаты на автомобильной или тракторной основе.
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ К ГЛАВЕ II
1. Какие способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин Вы знаете?
2. Что называется фонтанным способом добычи нефти?
3. Что называется компрессорным (эргазлифтным) способом добычи нефти?
4. Каковы преимущества газлифта по сравнению с эрлифтом?
5. Какие установки для эксплуатации скважин глубинными насосами Вы знаете?
6. Какие условия нужно соблюдать при вскрытии пласта в процессе бурения для быстрого освоения и нормальной эксплуатации скважины?
7. Расскажите о наиболее распространенных конструкциях забоев скважин.
8. Что такое колонная головка? Расскажите о ее назначении и устройстве.
9. Какие методы освоения скважин Вы знаете?
10. Какие функции выполняет фонтанная арматура и из каких частей она состоит?
И. Назовите основные размеры насосно-компрессорных труб.
12. Для чего служит воздушный манифольд и как он работает?
13. Что такое рабочий манифольд?
14. Что такое штуцер и для чего он служит?
15. Какие конструкции газовоздушных подъемников Вы знаете?
16. Как осваивают скважину методом аэрации с помощью воздушного манифольда?
17. Расскажите о принципиальной схеме работы штанговой глу-биннонасосной установки.
18. Какие станки-качалки Вы знаете?
19. Назовите основные узлы станка-качалки.
20. Для чего служит устьевое оборудование глубиннонасосных скважин?
100
21. Назовите основные размеры насосных штанг.
22. Какая разница между трубными и вставными глубинными насосами?
23. Назовите основные типоразмеры применяемых трубных и-вставных глубинных насосов.
24. Какие защитные приспособления, применяемые при глубин-нонасосной эксплуатации, Вы знаете?
25. Из каких основных частей состоит ЭЦН?
26. Что Вы знаете об эксплуатации газовых скважин?
27. Какие методы исследования скважин Вы знаете?
28. Что такое индикаторная линия?
29. Что такое коэффициент продуктивности?
30. Как устанавливают оптимальный режим эксплуатации фонтанной скважины?
31. Расскажите об исследовании компрессорных скважин и о кривой зависимости Q = / (V0).
32. Что такое динамометрирование?
33. В чем заключаются принципиальные особенности совместно-раздельной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной?
34. Какие варианты совместно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной Вы знаете?
35. Какое значение имеют автоматизация и телемеханизация технологических процессов в нефтегазодобывающей промышленности?
36. Расскажите о системе ЧТП-1.
На главную страницу