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 ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА
Разработку нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений осуществляют при помощи скважин, пробуренных до глубины залегания продуктивного пласта.
Скважина — вертикальная или наклонная горная выработка круглого сечения небольшого диаметра (от 75 до 350 мм) глубиной от 100—150 до 5000—6000 м и более. Элементы скважины: устье — выход на поверхность; забой-—дно; ствол или стенки — боковая поверхность. Таким образом, ствол является как бы каналом, соединяющим пласты (продуктивные и непродуктивные), залегающие от устья до забоя. Скважины могут быть вертикальными или наклони о-н а п р а в-ленными.
Скважины, бурящиеся с целью извлечения нефти, газа или воды из недр, а также с целью поиска, разведки, выявления нефте-газоносных структур и т. д. делят на следующие категории; добывающие, нагнетательные, разведочные, наблюдательные и пьезометрические.
1. Скважины, предусмотренные для добычи (извлечения), нефти, газа или конденсата, называются добывающими (эксплуатационными), а предназначенные для закачки (нагнетания) в пласты воды (сжатого газа, воздуха) или других жидкостей при поддержании пластовых давлений или использований иных методов искусственного воздействия на залежи, а также для хранения газа в подземных выработках, называют нагнетательными.
2. Разведочные скважины бурят на новых площадях для определения нефтегазоносности того или иного месторождения (пласта, горизонта) или установления границы (контура) его распространения.
3. Скважины наблюдательные и пьезометрические предусмотрены для проведения наблюдений и исследовательских работ по определению состояния пласта и пластовых жидкостей, по контролю за ведением процессов поддержания пластовых давлений и других методов воздействия на залежи.
Различают три основных способа добычи нефти: насосный, фонтанный и газлифтный.
1. Насосная добыча — наиболее распространенный способ добычи нефти с помощью штанговых скважинных насосов (ШСН) и погружных центробежных электронасосов (ПЦЭН).
Наряду с перечисленными основными средствами извлечения
-38
жидкости на поверхность существует и ряд других, которые еще не получили широкого развития или находятся в стадии промышленного освоения (гидропоршневые, погружные винтовые насосы и плунжерный лифт).
2. Фонтанная добыча — способ, при котором подъем жидкости или газа на поверхность происходит под действием пластовой энергии.
3. Газлифтная добыча-—способ, при котором подъем жидкости на дневную поверхность происходит за счет пластовой энергии и энергии сжатого газа, подаваемого в скважину с поверхности.
ПОДГОТОВКА СКВАЖИН К ЭКСПЛУАТАЦИИ
Один из ответственных этапов в бурении — заключительный, т. е. этап подготовки скважины к эксплуатации, который включает следующие работы: вскрытие продуктивного пласта; спуск и цементирование обсадных колонн; оборудование забоя скважины; перфорацию. Рассмотрим вкратце эти работы по закан-чиванию скважин.
Вскрытие пласта в процессе бурения
Для обеспечения быстрого освоения скважины и дальнейшей ее нормальной эксплуатации необходимо при вскрытии пласта в процессе бурения не допускать проникновения в пласт бурового раствора, так как при этом из него выпадают утяжелители (барит, гематит, глинистые частицы и т. д.), и длительной промывки на одной глубине, в результате чего на забое образуются каверны и происходит размыв пород. Это затрудняет процесс цементирования и вносит неточность в расчетную высоту подъема цементного раствора за колонной.
Плотность бурового раствора должна обеспечивать необходимое противодавление на пласт, предотвращение выбросов, открытого фонтанирования и других осложнений. В процессе бурения обычно применяют химически обработанные буровые растворы, что обеспечивает их стабильность (постоянство свойств в течение длительного времени).
Спуск эксплуатационной колонны. После вскрытия продуктивного пласта и проведения каротажных работ в скважину спускают эксплуатационную колонну, строго центрированную. Для этой цели используют специальные резиновые кольца, пружинные фонари и другие приспособления. Строгое центрирование колонны обеспечивает равномерное распределение цементного раствора, 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, со спуском заранее перфорированного «хвостовика», с применением различных забойных филь-
39-
Рис. П I. Конструкции забоев нефтяных скважин
тров и конструкции с открытыми забоями, не закрепленными в пределах продуктивного пласта обсадными колоннами).
Оборудование забоев скважин Существует несколько типовых конструкций забоев скважин На рис. II 1 показаны наиболее распространенные из них Пласты, выраженные плотными породами, как известняк и песчаник, обычно не перекрывают колонной, а эксплуатируют скважинами с открытым забоем (рис. Ill,с) В этом случае башмак обсадной колонны цементируют перед кровлей* продуктивного пласта Затем пласт вскрывают долотом меньшего диаметра, причем ствол скважины против продуктивного пласта оставляют открытым.
Существенное достоинство открытого забоя — его гидродинамическая совершенность.
Если продуктивный пласт выражен рыхлыми слабосцементированными породами (например, песками), то забой скважины оборудуют фильтром Здесь возможны два варианта конструкции
По первому варианту (см рис II 1,6) скважину бурят до подошвы пласта, и в нее спускают обсадную колонну с заранее просверленными отверстиями в нижней части (против продуктивной толщи пласта) Затем выше кровли пласта колонну цементируют по способу манжетной зативки Пространство между нижней частью колонны (с просверленными отверстиями) и вскрытой поверхностью пласта остается открытым
По второму варианту (см рис II 1,е) башмак обсадной колонны спускают до кровли пласта и цементируют. Затем в скважину спускают фильтр — хвостовик с мелкими круглыми
* Кровля и подошва пласта — поверхности, ограничивающие пласт соответственно сверху и снизу
40
или щелевидными отверстиями, верхний конец которого закрепляют в башмаке обсадной колонны различными сальниками.
Наиболее распространены (более 90% фонда) скважины с перфорированным забоем (см. рис. II.1,г) В этом случае ствол бурят до проектной глубины. Перед спуском обсадной колонны ствол исследуют геофизическими методами для установления нефте-, водо- и газонасыщенных интервалов и выявления объектов, подлежащих разработке. После этого спускают эксплуатационную колонну, которую цементируют от забоя до необходимой высоты, а затем перфорируют в намеченных интервалах. Однако до перфорации необходимо вначале оборудовать устье скважины и подготовить соответствующее наземное оборудование.
Оборудование устья скважины при вскрытии пласта. Оборудование подбирают в зависимости от назначения скважины, ожидаемого пластового давления и способа эксплуатации.
После спуска обсадных колонн устье скважины оборудуют специальной колонной головкой, предназначенной для обвязки спущенных обсадных колонн и герметизации межтрубного пространства. На колонной головке устанавливают фонтанную арматуру либо планшайбу с подвешенными насосными трубами.
Существуют одно-, двух-, трех-, четырех- и пятиколонные головки, предусмотренные на рабочее давление, равное 14,0; 21,0; 35,0; 50,0 и 70,0 МПа. В некоторых случаях (на газовых, скважинах) применяют колонные головки, рассчитанные на давление до 150 МПа.
На рис. II.2 показана наиболее простая по конструкции колонная головка, применяемая для оборудования глубоких одно-
Рис, 11,2. Простейшая колонная головка для одной обсадной колонны
колонных скважин диаметром 114—168 мм. Головка представляет собой фланец с размерами под соответствующие размеры крестовика, тройника или задвижки для перфорации (прострела). Корпус головки 7 (см. рис. II.2) навинчивают на верхний резьбовой конец кондуктора, обсадную колонну 10 — в специальную муфту 7. Герметичность соединения корпуса 1 и муфты 7 достигается муфтой 2 и двумя кольцами 3 из специальной нефтестойкой резины. Плотность посадки достигается за счет прижатия муфты полукольцами 5 и фланцем 4, который болтами притягивается к фланцу корпуса. Муфта 7 заканчивается фланцем 6 для присоединения к нему фонтанной арматуры. Для опрессовки колонной головки и контроля давления в межтрубном пространстве предусмотрен боковой отвод с краном высокого давления 9 и манометром 8.
ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН
Освоение скважин — комплекс работ по вызову притока жидкости (газа) из пласта в скважину, обеспечивающего ее продуктивность в соответствии с локальными (местными) добыв-ными возможностями пласта или с достижением необходимой приемистости (для нагнетательных скважин).
После бурения, вскрытия пласта и перфорации обсадной колонны призабойная зона скважины, особенно поверхность вскрытой части пласта, бывает загрязнена тонкой глинистой взвесью или глинистой коркой. Поэтому и в результате некоторых других физико-химических процессов образуется зона с пониженной проницаемостью, иногда сниженной до нуля. Цель освоения — восстановление естественной проницаемости пород призабойной зоны и достижение притока, соответствующего добывным возможностям скважины или нормальной приемистости нагнетательных скважин.
Сущность освоения скважины заключается в создании депрессии, т. е. перепада между пластовым и забойным давлениями, с превышением пластового давления над забойным. Достигается это двумя путями: либо уменьшением плотности жидкости в скважине, либо снижением уровня (столба) жидкости в скважине. В первом случае буровой раствор последовательно заменяют водой, затем — нефтью.
Во втором случае уровень в скважине снижают одним из следующих способов: оттартыванием желонкой или поршневанием; продавкой сжатым газом или воздухом (компрессорным способом); аэрацией (прокачкой газожидкостной смеси); откачкой жидкости штанговыми скважинными насосами или погружными центробежными электронасосами. Таким образом, можнс выделить следующие шесть основных способов вызова притока; замена скважинной жидкости на более легкую, компрессорный метод, аэрация, откачка глубинными насосами, тартание, порпг невание.
42
Перед освоением на устье скважины устанавливают арматуру в соответствии с применяемым методом и способом эксплуатации скважины. В любом случае на фланце обсадной колонны устанавливают задвижку высокого давления на случай необходимости перекрытия ствола.
Замену скважинной жидкости производят следующим образом. После перфорации эксплуатационной колонны в скважину до фильтра опускают насосно-компрессорные трубы. Затем в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и спущенными трубами нагнетают воду. Буровой раствор, находящийся в скважине, вытесняется из нее по трубам, Если после замены бурового раствора водой возбудить скважину (т. е. вызвать приток) не удается, то переходят на промывку скважины нефтью. После промывки скважины (прямой или обратной) водой или дегазированной нефтью можно достигнуть уменьшения забойного давления:
(II. I)
где pi и р2 — плотность соответственно бурового раствора и промывочной жидкости; L — глубина спущенных НКТ; g — ускорение свободного падения; fl — средний угол кривизны скважины.
Как видно из формулы (II.1), при замене бурового раствора (р! = 1200 кг/м3) на нефть (р2 = 900 кг/м3) максимальное снижение давления составляет всего лишь 25% от давления, создаваемого столбом бурового раствора. Поэтому этим способом осваивают скважины, пробуренные в высокопроницаемых коллекторах, с большим пластовым давлением pnji>f>2gL cos p.
Если имеются все необходимые данные, то можно по формуле (II. 1) заблаговременно определить, будет ли проявлять скважина при замене бурового раствора на воду или нефть.
Если из расчета следует, что и после замены воды на нефть не удается вызвать приток жидкости из пласта, то применяют другие методы освоения (например, тартание или нагнетание сжатого воздуха и т. д.).
Продавка с по мощью сжатого газа или воздуха (газлифтный способ освоения). Сущность метода заключается в нагнетании сжатого газа или воздуха в кольцевое пространство между подъемными трубами и обсадной колонной. Сжатый газ (воздух) вытесняет жидкость, заполняющую скважину, через спущенные в нее насосно-компрессорные трубы на дневную поверхность.
Освоение фонтанных и газлифтных скважин при помощи сжатого газа (воздуха) проводят при наличии специального наземного и подземного оборудования, описание которого и способов освоения приведено в разделе «Оборудование фонтанных и газлифтных скважин».
Аэрация — процесс смешения жидкости с пузырьками сжатого газа (воздуха). При аэрации за счет постепенного смешения сжатого газа (воздуха) и жидкости, заполняющей скважи-
43
ну (бурового раствора, воды, нефти), уменьшается плотность жидкости и тем самым плавно снижается давление на забой. Для аэрации к скважине кроме водяной (нефтяной) линии от насоса подводят также газовую (воздушную) линию от компрессора (от газовоздухораспределительной батареи). Жидкость нгаз (воздух) смешиваются в специальном смесителе (эжекторе) или газопроводящей линии скважины, и аэрированная жидкость •(газожидкостная смесь) нагнетается в ее затрубное пространство. При замене жидкости, находящейся в скважине, этой смесью давление на забой снижается, и, когда оно становится меньше пластового, нефть начинает поступать из пласта в скважину.
Освоение с помощью скважинных насосов применяют в скважинах, которые предполагается эксплуатировать глубинно-насосным способом. В некоторых случаях перед спуском насосных труб забой очищают с помощью желонки. Если ствол и забой чисты, то в скважину сп> екают насосно-компрес-сорные трубы, штанговый насос, устанавливают станок-качалку, и пускают скважину в эксплуатацию. Точно так же осваивают •скважины, которые будут эксплуатироваться погружными электронасосами.
Освоение нагнетательных скважин не отличается от освоения добывающих. В них, как и в добывающих, после получения притока из пласта следует вести длительное дренирование (т. е. отбор жидкости) для очистки призабойной зоны и пор пласта •от проникших в пласт при бурении глинистого раствора, взвешенных частиц (гематита, барита), продуктов коррозии и т. д. Отличие заключается в том, что, если добывающие скважины рекомендуется осваивать методом плавного запуска, т. е. постепенным увеличением отборов, то в нагнетательных в процессе освоения следует стремиться к отборам большого количества жидкостей и механических примесей (песка, ржавчины и др.). Это способствует открытию дренажных каналов и обеспечивает большую приемистость (поглотительную способность) скважин.
Дренируют пласт теми же способами, что и при вызове притока в нефтяных скважинах: поршневанием, применением сжатого воздуха, откачкой жидкости центробежными глубинными электронасосами, т. е. методами, допускающими откачку больших объемов жидкости.
Тартание — извлечение из скважины жидкости желонкой, спускаемой на тонком (16 мм) стальном канате с помощью лебедки. Желонку изготовляют из трубы длиной 8 м и диаметром не более 0,7 диаметра обсадной колонны. В нижней части желонка имеет клапан со штоком, открывающимся при упоре, в верхней части — скобу для прикрепления каната. За один рейс {спуск-подъем) выносится не более 0,06 м3 жидкости.
Тартание —малопроизводительный, трудоемкий способ снижения уровня жидкости в скважине с очень ограниченными воз-
44
можностями применения (в скважинах, где не ожидается никаких фонтанных проявлений), так как устьевая задвижка при этом не может быть закрыта до извлечения из скважины желонки и каната. К недостаткам способа тартания относится загрязнение окружающей среды (как и при свабировании). Однако этот метод дает возможность извлечения осадка и глинистого раствора с забоя и контроля за положением уровня жидкости в скважине.
Поршневание (свабирование) заключается в постепенном снижении уровня жидкости в скважине при помощи поршня (сваба).
Поршень представляет собой трубу диаметром 25—37,5 мм с клапаном в нижней части, открывающимся вверх. На наружной ловерхности поршня укреплены эластичные резиновые манжеты, армированные проволочной сеткой.
Для возбуждения скважины поршневанием в нее до фильтра на стальном канате диаметром 16 или 19 мм спускают насосно-компрессорные трубы. Каждую трубу проверяют шаблоном. При спуске поршня под уровень (обычно на глубину 75—150 м) жидкость перетекает через клапан в пространство над поршнем. При подъеме его клапан закрывается, а манжеты, распираемые под действием давления столба жидкости, прижимаются к стенкам труб и уплотняются. За один подъем выносится столб жидкости, находящейся над поршнем на глубине погружения под уровень жидкости. Поршневание в 10—15 раз производительнее тартания.
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, то используют фонтанную арматуру. Недостаток этого способа— необходимость проведения работ при открытом устье, что связано с опасностью выброса.
ФОНТАННАЯ И ГАЗЛИФТНАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ
Фонтанный способ добычи нефти — самый рента-•бельный. При рациональной эксплуатации с начала разработки залежи с поддержанием пластового давления закачкой воды (сжатого газа или воздуха) иногда удается продлить фонтанный период работы скважин на многие годы и добиться довольно высоких коэффициентов нефтеотдачи пластов (например, на месторождениях Татарии, Башкирии, Куйбышевской области, Нефтяные Камни на Каспийском море и др.).
Обычно для поддержания пластового давления применяют законтурное заводнение, т. е. закачку воды в нагнетательные скважины, расположенные в законтурной водоносной зоне залежи. В ряде случаев широко используют внутриконтурное заводнение или же центральное очаговое заводнение.
45
Нефтепромысловая практика показывает, что фонтанный способ эксплуатации скважин — самый простой и самый дешевый. Однако не все скважины могут фонтанировать.
Фонтанирование скважины может происходить лишь в том случае, если давление на забое превышает гидростатическое давление жидкости (или газожидкостной смеси, или газа в скважине). Это условие фонтанирования можно записать в следующем виде:
(П.2)
где Рзаб — забойное давление, при котором возможно фонтанирование, Па, Я — глубина скважины, м; р — плотность жидкости или газожидкостной смеси (ГЖС), кг/м3; g — ускорение свободного падения, м/с2.
1 При соблюдении условия (П.2) рзаб должно быть больше давления насыщения /7нас- При рзаб<Рнас скважина будет фонтанировать как под действием гидростатического напора, так и. за счет энергии расширяющегося газа.
Практически фонтанирование только под действием гидростатического давления встречается редко. Обычно по мере подъема жидкости в скважине давление снижается и на некоторой высоте достигает значения, равного давлению насыщения. При этом из жидкости начинает выделяться газ, который способствует дальнейшему ее подъему на поверхность. Таким образом, большинство фонтанных скважин эксплуатируется за счет энергии расширяющегося газа и гидростатического напора жидкости одновременно. В таких скважинах обычно установившееся давление руст<;рнас Эффективность фонтанной эксплуатации характеризуется г а-зовым фактором — отношением полученного из месторождения количества газа, приведенного к атмосферному давлению и 20 °С, к количеству добытой за это же время нефти при тех же давлении и температуре. Чем меньше газа расходуется на подъем 1 т нефти, тем рациональнее считается эксплуатация скважины. Следовательно, для фонтанных скважин оптимальным следует считать такой режим эксплуатации (такой темп отбора), при котором газовый фактор наименьший.
При газлифтном способе добычи нефти жидкость, как уже указывалось, поднимается с забоя скважины на дневную поверхность частично за счет пластовой энергии и за счет энергии сжатого газа (воздуха), подаваемого извне. Поэтому газлифт-ная скважина — это по существу та же фонтанная, в которой недостающий для необходимого разгазирования жидкости газ. подводится с поверхности по специальному каналу. Из этого следует, что для эксплуатации газлифтной скважины необходи-
46
Рис. 11.3. Схема конструкций подъемников для эксплуатации газлифтных скважин
мы два канала: один —для подачи сжатого газа извне; другой— для подъема газожидкостной смеси. Эти два канала в промысловых условиях создаются спуском в эксплуатационную колонну одного ряда насосно-компрессорных труб (НКТ), при этом по затрубному пространству подается газ, а внутри колонны НКТ поднимается газожидкостная смесь (ГЖС), или двумя рядами концентрично расположенных труб, т. е. спуском в скважину первого (внешнего) и второго (внутреннего) рядов труб. Вначале спускают внешний ряд труб большего диаметра (обычно 73—102 мм), а затем внутрь первого ряда трубы меньшего диаметра (обычно 48; 60; 73 мм). Образуется так называемый двухрядный газовоздушный подъемник, в котором, как правило, сжатый газ подается в межтрубное (кольцевое) пространство между первым и вторым рядами труб, а ГЖС поднимается по внутреннему, второму ряду труб. Существуют и другие способы размещения колонн в скважине, подачи сжатого рабочего агента и подъема ГЖС.
Систему размещения в скважине колонн труб, по которым производится подача рабочего агента (газа, воздуха) и происходит подъем смеси жидкости и газа, называют газовоздушным подъемником (лифтом).
На рис. П.З приведены конструкции газовоздушных подъемников. Они бывают однорядной (рис. П.З, схема 1) и двухрядной (схема 2) конструкции.
Газовоздушный подъемник однорядной конструкции может быть одноразмерной компоновки —сплошной из одного размера труб (см. рис. П.З, схема 1,а) и ступенчатой двух-трехразмер-ной компоновки (из хвостовика меньшего размера труб и верхней части из труб большего размера, см, рис. П.З, схема 1,6).
Подъемники двухрядной конструкции имеют несколько разновидностей. На рис. П.З (схема 2, а) показана конструкция газовоздушного подъемника со сплошной одноразмерной компоновкой обоих рядов; на схеме 2, б, в—-со ступенчатой (двух-трехразмерной) компоновкой второго ряда (такая компоновка на бакинских промыслах наиболее распространена при эксплуатации глубоких, сильно песочных скважин и называется полу-торарядной); на схеме 2, г — первый ряд сплошной (из одного размера труб), а второй — ступенчатый.
47
Для освоения и эксплуатации неглубоких скважин, в продукции которых не содержится песка, применяют подъемник однорядной сплошной конструкции (см. рис. II.3, схема 1,а). С целью облегчения веса колонны в глубоких скважинах иногда применяют однорядный ступенчатый подъемник (см. рис. II.3, схема 1,6} с размерами, как правило, 73X114 или 48X89 мм.
Обычно газлифтный способ эксплуатации применяют, когда пластовой энергии оказывается недостаточно для подъема жидкости с забоя на поверхность и естественное фонтанирование скважины прекратилось. Если при этом подъем жидкости на поверхность осуществляется под действием подаваемого к башмаку спущенных в скважину подъемных труб рабочего агента—• углеводородного газа, то способ эксплуатации называется газ-лифтным, если воздуха — эрлифтным.
Газ или воздух до нужного давления сжимается в специальных машинах, называемых компрессорами. Они бывают передвижными либо стационарными, устанавливаемыми на компрессорных станциях.
От газокомпрессорных станций по магистральным газовоздухопроводам диаметром 114—125 мм сжатый до определенного давления (обычно до 3—10 МПа) газ распределяется по газовоздухораспределительным будкам (ГВРБ), в которых монтируют от 3 до 12 секций батарей (по четыре скважины в каждой). Таким образом, из одной ГВРБ можно подавать газ; (воздух) по индивидуальным газовоздухопроводам (диаметром 62 мм) в 12—48 и более скважин с автоматическим регулированием его подачи.
Описанная система газлифтной добычи нефти, когда для сжатия газа используют специальные компрессорные станции, обеспечивающие нужную подачу, называют компрессорным газлифтом. Системы, в которых для газлифта используют природный газ из газовых или газоконденсатных месторождений, называют бескомпрессорным газлифтом.
При бескомпрессорном газлифте природный газ транспортируется до места расположения газлифтных скважин и обычно проходит предварительную подготовку на специальных установках. Подготовка заключается в отделении от газа конденсата и влаги, а иногда и в подогреве газа перед распределением его по скважинам.
Существует система бескомпрессорного газлифта, в котором источником сжатого газа служит газ смежных газоносных пластов, залегающих выше или ниже нефтенасыщенного пласта. Такая система называется внутрискважинным газлифтом. В этом случае оба пласта (нефтяной и газовый) вскрываются общим фильтром. Газоносный горизонт изолируют от нефтеносного одним или двумя пакерами (сверху и снизу), и гаа вводится в трубы через штуцерное устройство, дозирующее количество газа, поступающего в НКТ.
48
Каждая из указанных систем газлифтной эксплуатации {газлифт, эрлифт, бескомпрессорный и внутрискважинный газлифты) обладает определенными достоинствами и недостатками.
Важные преимущества газлифта по сравнению с эрлифтом: повышение добычи газа за счет обогащения рабочего агента нефтяным газом, выделяющимся из нефти по мере ее подъема на поверхность;
повышение коэффициента полезного действия лифта за счет дополнительной работы, производимой энергией расширяющегося газа по мере подъема жидкости в лифтовых трубах;
значительное снижение объемов эмульсии, образующейся в подъемных трубах;
почти полное отсутствие коррозии труб.
При эрлифте нефтяной газ в основном безвозвратно теряется, так как выпускается в атмосферу вследствие возможности образования газовоздушной взрывоопасной смеси. Единственным достоинством эрлифта является неограниченность воздуха в качестве источника рабочего агента для газожидкостного подъемника.
Подъемное и наземное оборудование газлифтных скважин сравнительно несложно, освоение и эксплуатация их также не представляют больших трудностей.
Газлифтным (компрессорным) способом добычи нефти можно отбирать из скважины от нескольких десятков до нескольких сот кубометров жидкости в сутки (иногда более 1000 м3/сут). Этим способом успешно эксплуатируются скважины с большим содержанием песка в продукции.
Вместе с тем газлифтный способ эксплуатации (особенно эрлифтный) обладает рядом существенных недостатков, главные из которых: высокая себестоимость добываемой нефти; образование стойких эмульсий; отложение солей и парафина на стенках подъемных труб и в выкидных линиях; большой расход электроэнергии на добычу нефти, если компрессоры работают на электроприводе.
Запуск газлифтных скважин довольно прост. Осуществляется он либо продавкой воздухом (газом) из ГВРБ или от передвижного компрессора. Режим работы газлифтной скважины устанавливают на основе проводимых исследований.
Оптимальным режимом эксплуатации газлифтной скважины называют такой режим, при котором добывается наибольшее количество жидкости при наименьшем расходе рабочего агента.
Оборудование фонтанных и газлифтных скважин
Для освоения и пуска в эксплуатацию фонтанной или газлифтной скважины в нее спускают один или два ряда НКТ, а на колонной головке устанавливают фонтанную арматуру.
4-572 49-
Фонтанная арматура предназначена для оборудования З'стья фонтанирующих нефтяных и газовых скважин с целью ^герметизации, контроля и регулирования режима их эксплуатации.
Фонтанная арматура позволяет:
а) проводить работы по освоению и пуску в эксплуатацию •фонтанной или компрессорной (газлифтной) скважины;
б) закачивать в скважину сжатый газ (воздух), жидкость и их смеси;
в) направлять продукцию скважины в коллекторы, сепараторы, на групповые установки, на нефтесборные пункты;
г) регулировать отбор продукции из скважины;
д) замерять забойное, устьевое, кольцевое и затрубное давления;
е) проводить различные исследования и геолого-технические мероприятия (по очистке подъемных труб от парафина, солей и т. д.);
ж) глушить скважину (при сильных пропусках и других осложнениях) прокачкой воды или глинистого раствора либо закрыть ее на определенное время.
Фонтанная арматура, состоящая из трубной головки и елки, собирается из стальных взаимозаменяемых тройников, крестовиков, патрубков и запорных устройств (задвижек или кранов).
Трубная головка, нижним фланцем закрепляемая на верхнем фланце колонной головки, 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 промывке ее от песчаной пробки на забое без подъема труб и при других операциях.
Фонтанная елка —верхняя часть фонтанной арматуры, монтируемая над трубной головкой, 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 ма-нифольде и в выкидной линии; при необходимости — для закрытия фонтанирующей скважины под давлением.
По эксплуатационным характеристикам (дебит, давление, температура, газовый фактор и др.) фонтанные скважины бывают различными. Поэтому выпускают фонтанную арматуру, рассчитанную на разные условия работы.
Фонтанные арматуры различают по конструктивным и прочностным признакам: по рабочему давлению — от 7 до 105 МПа; по размерам проходного сечения от 50 до 100 мм; по конструкции фонтанной елки — крестовые и тройниковые; по числу спускаемых в скважину рядов труб — однорядные и двухрядные; по виду запорных устройств — с задвижками или кранами.
30
Тройниковые
8 Ш
Ю
кресгпобые
8 Ю
Рис. II.4. Типовые схемы арматуры, устанавливаемой на фонтанирующих нефтяных и газовых скважинах.
Тройниковые а — на Рсаб=7; I4; 21 МПа; б — на рраб = 14; 21, 35 МПэ; крестовые: в — на Рраб —14; 21; 35 МПа; г — на рраб=50; 70; 105 МПа; / — манометр; 2 — кран трехходовой, 3 — буфер верхний; 4~ тройник; 5 —штуцер, 6, 7 —запорные устройства (стволовые задвижки, краны и др.), пунктиром указано запорное устройство, устанавливаемое для проведения глубинных измерений без перекрытия скважин; 5 — фланец колонный (для арматуры до 14 МПа, при применении крестовины 9 на фланцах), 9 — крестовина; 10— буфер нижний; // —переводный фланец; 12 — крестовина елки
Согласно общесоюзному стандарту отечественные заводы выпускают фонтанные арматуры на 7; 14; 21; 35; 70 и 105 МПа рабочего давления, причем арматура на 7; 14; 21 и 35 МПа испытывается на двойное рабочее давление, а арматура на 70 и 105 МПа — на полуторакратное давление.
Арматуры на рабочее давление от 7 до 35 МПа применяют преимущественно для обычных фонтанных скважин, а на давление 35—105 МПа—для глубоких и сверхглубоких скважин с аномально высоким давлением.
На рис. II 4 показаны типовые схемы арматуры для фонтанирующих нефтяных и газовых скважин. Изготавливают их в двух исполнениях: тройникового и крестового типов. Допуска-
Рис. 11.5. Фонтанная арматура троиникового типа для двухрядного подъем-инка:
/ — фланец, 3 — крестовина 3 — тройник: 4 — катушка; 5 — манометр: б — риппель; 7 — задвижка; 5 — тройник; S—патрубок
ется дополнительно включать в арматуру дублирующие боковые запорные устройства (задвижки, краны и т. д.).
Во всех схемах для подвешивания двух рядов НКТ допускается выполнение трубной головки с добавлением узла, состоящего из тройника и запорного >стройства, устанавливаемого между крестовиной 9 и переводным фланцем //.
На рис. П.5 показана фонтанная арматура в сборе (без колонной головки) тройникового типа, рассчитанная на 14 МПа рабочего 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 крестовины 2, установленной на верхнем фланце 1 колонной головки, тройника 3 и катушки 4, кг которой обычно подвешивают подъемные (лифтовые) трубы второго ряда. Крестовина имеет два боковых отвода: к одному из них присоединяют две задвижки с диаметром проходного отверстия 52 мм, к другому — одну. Как правило, левый отвод служит для контроля затрубного давления, а правый — для различных операций (подкачки, прокачки и т. д.).
Тройник 3 служит для подвески при помощи резьбового ниппеля 114-мм труб первого ряда. Через его отвод 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 (выкидах). В арматуре тройникового типа выкидных линий (струн) обычно бывает две. При эксплуатации скважин, как правило, используют верхнюю, нижняя же запасная. На запасную струну скважины переключают лишь при проверке л замене штуцеров и во время ремонтных работ.
При высоких давлениях и большом содержании песка в продукции на струнах устанавливают по две задвижки. Во время •* проверки штуцера перекрывают вторую от ствола задвижку и лишь после выхода ее из строя используют первую. Центральная (посадочная) задвижка в процессе эксплуатации 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 закрывают лишь при ремонтных работах на верхней струне и в тех случаях, когда все задвижки на этой струне неисправны. Задвижку, которая служит для контроля (при помощи патрубка 9 и манометра 5) буферного (устьевого) давления, перекрывают лишь перед подготовкой к спуску в скважину различных глубинных приборов, скребков для механической депарафиниза-ции скважин и при других работах. Буферный патрубок 9 слу-
53
Рис. 11.6. Фонтанная арматура крестового типа для двухрядного подъемника
Рис. 11.7. Схема воздушного манифольда для запусками освоения скважин
жит для восприятия и смягчения удара фонтанной струи. Если предполагается, что в процессе эксплуатации скважины будет использован однорядный лифт, то применяют либо крестовину 2, либо тройник 3 (см. рис. П.5).
На рис. II.6 показана фонтанная арматура для двухрядного лифта. При однорядном лифте из нее исключается либо нижняя крестовина, либо тройник. Как видно из этого рисунка, боковые отводы арматуры выведены в разные стороны, а штуцера монтируют на стояках после поворота их вниз.
Важное преимущество арматуры крестового типа — небольшая высота, что облегчает ее обслуживание. Вместе с тем она имеет и существенный недостаток: при выходе из строя крестовины приходится глушить скважину, либо перекрывать центровую (посадочную) задвижку. Такую арматуру не рекомендуется применять при эксплуатации скважин, в продукции которых содержится большое количество песка.
В настоящее время машиностроительные заводы выпускают фонтанные арматуры с запорными кранами вместо клиновых задвижек. Такие краны обладают рядом преимуществ перед задвижками: в них поток проходящей жидкости почти не изменяет направления, что весьма важно для снижения гидравлических потерь; габариты и масса кранов значительно меньше, чем задвижек, что способствует уменьшению массы и габаритов всей арматуры; открытие и закрытие крана производится значительно быстрее, чем задвижки,— поворотом рукоятки пробки на 1/4 оборота.
Воздушный (газлифтный) манифольд (рис. II.7) предназначен для освоения фонтанно-компрессорных скважин методом аэрации. Он монтируется из стальных 73-мм вентилей 1—5, рассчитанных на давление 1—5 МПа, и отрезков 73-мм НКТ. Воздушный манифольд монтируется и непосредственно примыкает к тройнику и крестовине фонтанной арматуры. Сжа-^ тый газ (воздух) подают по линии 9 от передвижного компрессора либо от стационарной газовоздухораспределительной батареи (ГВРБ), нефть или воду — по линии 10 от агрегата 11. Вентиль 1 называют регулировочным воздухоподающим, 2 — воздухоподающим рабочим, 4 и 5 — соответственно затрубным и запасным жидкостными, 3 — средним смесительным. Назначение указанных вентилей и манометров 6, 7 и 8 станет ясным далее при описании метода аэрации для пуска фонтанно-компрессорных скважин.
Рабочий манифольд — часть наземных ответвлений фонтанно-компрессорных скважин, служит для различных переключений при ремонтно-профилактических работах. Довольно •часто его используют при различных работах по капитальному ремонту скважин (например, при промывках скважин от песчаных пробок, глушении фонтанов, различных обработках приза-бойной зоны, заливках и т. д.).
55
^/л !., ! .
\ у ^N У ? Х>' /^ 3 / / 1 * V, / [Выкид
* L^-\ ^ J Т— «X3I ^\; сХХ i /JV/^^J ^H-t— ^. И п Рис. 118 Рабочий манифольд ; 1
7Т i\ \-г /; ю Т ^ 7 г • - л
Рабочий манифольд играет важную роль в обеспечении бесперебойной нормальной эксплуатации скважин, особенно силь-ьо пескопроявляющих и парафинистых. С его помощью проводят различные операции по изменению режима работы скважины, контролю за работой и замене штуцеров, при ремонте деталей арматуры, депарафинизации скважин, подкачках, прокачках жидкости и т. д.
Наиболее простая распространенная схема рабочего мани-фольда показана на рис. II.8. Такой манифольд обычно применяют для эксплуатации сильно песочных скважин, когда требуются частая проверка и замена штуцеров (при двухструнной арматуре тройникового типа).
Манифольд оборудован обычно двумя струнами: верхней (В) и нижней (Я). Как правило, эксплуатация скважины в нормальных условиях должна вестись только по верхней струне, лишь во время проверок и замены штуцеров, и при различных ремонтных работах струю жидкости временно переключают на работу по нижней (запасной) струне.
Естественно, что при одностр>нной арматуре применяют однострунный рабочий манифольд, при двухструнной и трехструнной арматурах соответственно изменяется и рабочий манифольд.
В комплект рабочего манифольда (см. рис. II.8) входят: патрубок /, предназначенный для постепенного снижения давления за штуцером, для борьбы с гидратообразованием н т. д. (такие патрубки устанавливают 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, кото-
56
рый воспринимает и смягчает удары струи; стояк 5, служащий для отвода струи жидкости в выкидную линию. На указанных стояках врезают патрубки с вентилем или краником 6 (для разрядки давления в рабочем манифольде после переключения струи жидкости из одной струны в другую), а также для отбора проб. При помощи задвижек 6в и 6п отключают выкидную линию от соответствующих линий (струн) рабочего манифольда во избежание обратного перетока жидкости и газа из трапа и замерной установки (коллектора). Крестовины 8 и 14 служат для соединения стояков и струн (линий) между собой, приема струи жидкости и направления ее в общий выкид 7. Буферы 9 и 12 служат опорами о землю всего рабочего манифольда, воспринимают удары струи и создают гидравлическую «подушку», смягчающую удар. При многократном изменении направления фонтанной струи смягчаются его удары в конечном пункте выкидной линии, т. е. в сепараторе, групповой замерной установке (ГЗУ), коллекторе и т. д. Патрубок 11 предусмотрен для подгонки стояков по месту, а задвижка /3 —для присоединения передвижных агрегатов и передвижных паровых установок (ППУ) на случаи подкачек, прокачек жидкости при аэрации по центральной системе, депарафинизации и других ремонтных работах.
Манифольд описанной конструкции действует следующим образом: 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 (запасную) необходимо открыть задвижки 10 и 6и, затем плавно перекрыть соответствующие задвижки на фонтанной арматуре и закрыть задвижку 6в на стояке верхней струны рабочего манифольда. Лишь после этого, разрядив давление встояке и струне через вентиль или краник 6, можно отсоединить штуцерный патрубок и приступить к проверке и замене штуцера.
Переключение струи жидкости из нижней (запасной) струны в верхнюю (рабочую) производят в обратном порядке: закрывают вентиль 6, 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).
Недостаток описанного рабочего манифольда — его большая высота и громоздкость.
Важным элементом любой фонтанной арматуры и рабочего манифольда является штуцер — приспособление для регулирования режима работы фонтанной и газлифтной скважины (т. е. создания необходимого противодавления на забой и обеспечения соответствующего дебита). Штуцеры подразделяются на нерегулируемые и регулируемые. Более просты и
57
надежны нерегулируемые штуцеры. Они весьма надежны в случаях, когда из скважины поступает песок.
Из множества конструкций применяемых устьевых штуцеров рассмотрим наиболее распространенный (рис. II.9). Он состоит из штуцерного корпуса 1, внутрь которого вставляют сменную штуцерную втулку 2, а внутрь последней — вкладыш 3, изготавливае-
Рис. и.9. Штуцер мый из высокопрочной термически об-
работанной стали с диаметрами отверстий от 3 до 21 мм. Такие втулки во избежание их быстрого износа выпускают в керамическом, победитовом, доломитовом и термокорундовом исполнениях. Штуцерный корпус со втулкой вставляют в штуцерный патрубок 2 (см. рис. II.8), смонтированный на выкидной линии фонтанной скважины.
Оборудование скважины для предупреждения открытого фонтанирования
Некоторые виды ремонта нефтяных или газовых скважин в фонтанный период их эксплуатации, а иногда при эксплуатации высоконапорных пластов газлифтным или насосным способом связаны с необходимостью глушения скважин утяжеленными растворами. Это вызывает необходимость выполнения сложных дорогостоящих работ. Кроме того, следует отметить, что глушение отрицательно сказывается на последующем освоении и эксплуатации скважины из-за снижения проницаемости призабойной зоны скважины.
Глушат скважину и при аварийном (открытом) фонтанировании, а также при ее ремонте для спуска в фонтанную скважину труб и другого оборудования.
При разрушениях оборудования устья, обсадных колонн, фонтанной арматуры возникают открытые неуправляемые фонтаны, т. е. аварийная ситуация, ликвидация которой обычными приемами, т. е. герметизацией устья и глушением, чрезвычайно сложна.
Каждый случай открытого фонтанирования скважины наносит серьезный ущерб окружающей среде, причем тем больший, чем продолжительней открытое фонтанирование и чем больше дебит скважины. Открытое фонтанирование часто приводит к пожарам, несчастным случаям, к нанесению непоправимого ущерба самой нефтяной или газовой залежи, С целью предотвращения открытого фонтанирования при аварийном разрушении устьевого оборудования или во время текущего или капитального ремонта скважины, в которой возможно фонтанирование, в нижней части ее ствола размещают
58
«лапаны-отсекатели пласта для разъединения нижней фильтровой зоны скважины от ее верхней части.
Клапан-отсекатель позволяет выполнять необходимые в период освоения и эксплуатации скважины процессы (кислотную обработку призабойной зоны пласта, его гидроразрыв и т. д.). Поэтому клапан-отсекатель дополняется другим оборудованием и представляет собой систему, состоящую из нескольких устройств, главные из которых — сам клапан-отсекатель; герметизатор (пакер); якорь, удерживающий пакер на заданной глубине; канал связи для управления клапаном; устройство управления для обеспечения возможности установки и демонтажа клапана, якоря и пакера; устройство для выполнения технологических процессов и операций.
Перечисленные устройства, размещенные непосредственно над фильтровой частью скважины, эксплуатируются в условиях, определяемых особенностями эксплуатации пласта, т. е. •свойствами пластовой жидкости или газа, их дебитом, агрессивностью среды, наличием абразива, температурой, давлением. В этих условиях каждое из этих устройств должно безотказно срабатывать в течение всего периода их эксплуатации в скважине.
Необходимость защиты окружающей среды, особенно при разработке морских месторождений нефти и газа, требования охраны труда и техники безопасности, сделали этот вид внут-рискважинного оборудования, несмотря на его сложность и высокую стоимость, обязательным элементом оборудования фонтанных, газовых и газлифтных скважин на море.
Клапан-отсекатель пласта (рис. 11.10) состоит из пакера /, клапана-отсекателя 2, разъединителя 3, циркуляционного клапана 4 для аварийного глушения скважины, клапана для ввода ингибитора 5, телескопического соединения 6 для компенсации линейных деформаций, дросселя 7 для регулирования расхода пластовой жидкости, приемного клапана 8.
С клапанами-отсекателями используют пакеры двух типов: неизвлекаемый и демонтируемый. Первые, часто называемые стационарными, удаляются из ствола скважины при предварительном разбуривании (поэтому иногда называются разбуриваемыми), вторые извлекаются без разбуривания. Эти пакеры спускают на колонне НКТ, а иногда на канате.
Разбуриваемый стационарный пакер (рис. 11.11) состоит из корпуса 12 с головкой 3, имеющей пазы 6, наружную цилиндрическую поверхность 4 и внутреннюю 2, выполненную в верхней части в виде посадочного ниппеля. На штифтах 8 установлен переводник / с уплотнительными манжетами 5 и замком 7, входящим в паз во избежание вращения переводника относительно головки. Переводник соединяет пакер с колонной.
На нижний конец конуса навинчены две концентрические втулки 21 и 23, которые вместе с ниппелем 24 образуют порш-
59
К>0
00
Рис. 11.10. Схема оборудования скважины для предотвращения открытого фонтанирования с клапаном отсекатечем пласта
Рис. 11.11. Конструкция неизвлекаемого (разбуриваемого) пакера, спускаемого на трубах
невую камеру с перемещающимся поршнем 22 и толкателем. Поршневая полость сообщается с центральным каналом пакера отверстием А. На корпусе 12 смонтирован уплотнитель 15, состоящий из резиновых элементов и шлипсовых узлов 9, 10 и 18. В шлипсовые узлы входят срезные штифты 14, 16 и 20, конусы 13 и 17, фиксирующие ленты 11, упорные кольца 19. Пакер устанавливают в скважине с помощью колонны НКТ.
60
В колонну нагнетают жидкость, которая через отверстие Л поступает под поршень 22. Под давлением жидкости поршень через толкатель действует на кольцо 19, которое после среза штифтов 20 перемещается вверх, толкая нижние шлипсы 18 на конус 17. Фиксирующие штифты 16, связывающие корпус пакера с нижним 17 и верхним 13 конусами, срезаются. Уплотнители с конусами сдвигаются вверх, нижние шлипсы 18, перемещаясь вверх по конусу 17, разрывают ленту 11 и выдвигаются наружу. Резиновые уплотнители 15, расширяясь, разобщают и герметизируют верхнюю и нижнюю зоны затрубного-пространства пакера. Шлипсы при этом удерживают пакер в-стволе скважины.
При подъеме колонны НКТ прикладывается дополнительная растягивающая нагрузка, штифты 6 срезаются, переводник 7 с колонной НКТ извлекают на поверхность, а пакер оставляют в скважине.
Демонтируется такой пакер разбуриванием-фрезерованием верхних шлипсов инструментом с ловителем. При спуске инструмента ловитель проходит в корпус, фрезы упираются в-верхние шлипсы и в результате вращения срезают их, ловитель удерживает сборку ниже пакера и предохраняет ее от падения на забой во время подъема.
Извлекаемый съемный пакер (рис. 11.12) устанавливается, как и стационарный, созданием в центральном канале давления жидкости, поступление которой в камеру А разводит толкатель 17 и поршень 16 после среза штифтов /5 в противоположные стороны. Поршень давит на нижнее кольцо 14, которое деформирует манжеты 11, герметизирующие и разобщающие зоны выше и ниже пакера. При опускании толкателя 17 шлипсы 20" с пружиной 19 выдвигаются по корпусу 21 и заякоривают пакер в эксплуатационной колонне 18. Освобождают пакер вращением и приподниманием колонны НКТ. При этом срезаются штифты 4, связывающие втулку 2 с переводником 1, а при первых оборотах упор 6 сворачивается с разгрузочной муфты 5, перемещаясь вверх до упора в торец переводника 1. В результате создается сообщение центрального канала пакера через отверстие 3 во втулке 2 с затрубным пространством. Во время дальнейшего поворота муфта 5 свинчивается с верхней трубы 8 и перемещает вверх подшипниковый узел 7 и~ кольцо 9, которое через гильзу 12 увлекает вверх камеру с поршнем 16 и толкателем 17. Уплотнения // и шлипсы 20' освобождаются от торцовых упоров 10 и 13. После этого пакер1 извлекают на поверхность колонной НКТ.
Рассмотренные пакеры изготавливают двух типов с перекрытым проходным каналом и с каналом для клапана-отсека-теля. Способ их посадки— гидравлический, максимальный перепад давления, воспринимаемый пакерами, 21 МПа, температура рабочей среды 100°С.
61
Рис. I I.I 2. Конструкция извлекаемого пакера
В газовых, конденсатных и газоконденсатных скважинах, .продукция которых содержит до 6% сероводорода, используют пакеры 2ПД-ЯГ. Их конструкция аналогична описанной выше.
Другие типы извлекаемых пакеров отличаются в основном конструкцией и расположением шлипсовых узлов. В широко применяемом для фонтанирующих скважин пакере 1ПД-ЯГ в качестве верхнего заякоривающего устройства используют якорь автономного действия (рис. 11.13). Он имеет подпружи-
Рис. 11.13. Якорь автономного действия
Рис. 11.14. Конструктивная схема дистанционно управляемого клапана-отсекателя пласта
i
ненные плашки, расположенные в корпусе 3. Под действием внутреннего избыточного давления плашки 1 выдвигаются из-корпуса 3 наружу и взаимодействуют с эксплуатационной колонной, фиксируя якорь. При отсутствии давления плашки под действием пружин 2 возвращаются в исходное положение, освобождая якорь.
63*
Якори выпускают нескольких размеров для эксплуатационных колонн диаметрами 146 и 168 мм,
Клзпаны-отсекатели пласта отличаются способами управления, соединения с колонной, расположением в колонне и проходными каналами. Различают автоматические и управляемые клапаны. Автоматические подразделяют на срабатывающие при уменьшении давления в зоне их установки или при превышении заданного расхода потока. По способу соединения с колонной клапаны бывают съемные, которые устанавливаются в ниппеле на колоннах инструментами, спускаемыми на проволоке или канате, и стационарные, устанавливаемые непосредственно на трубах и извлекаемые только вместе с ними.
Наиболее надежны и удобны в работе к л апаны-отсе-катели с дистанционным управлением, позволяющие перекрывать фонтанирующую скважину в любой момент по команде с пульта управления — вручную или от аварийного датчика.
Клапан-отсекатель с дистанционным управлением (рис. 11.14) спускают на проволоке (канате) и устанавливают в посадочный ниппель 2 с муфтой 9, к которому подведена наружная линия управления 3. Корпус его состоит из трубы 4, стакана 6 и хвостовика 16 с подвижным клапанным узлом, включающим верхнее 8 и нижнее 13 седла и шар 12 между ними. Шар имеет сквозное отверстие и фигурный паз на наружной поверхности. Хвостовики седел 8 и 13 образуют с корпусом от-секателя две камеры. Верхняя герметичная, в ней помещен кольцевой поршень 10. Эта камера через отверстие Б в корпусе соединена с трубкой управления 3. Полость ниппеля А герметизирована уплотнениями 5 и 7 на поверхности отсекателя. Эти же уплотнения герметизируют соединения клапана в ниппеле.
Пружина 15 упирается в регулировочные шайбы 14 и через втулку 17 в корпус отсекателя. Верхний конец отсекателя заканчивается замком 1, фиксирующим клапан на ниппеле НКТ. После установки клапана в ниппеле по трубе управления в верхнюю камеру подается рабочая жидкость. Поршень 10 перемещается вниз и отводит верхнее и нижнее седла 8 и 13 в крайнее нижнее положение. С помощью штифта 11, ввернутого в корпус и входящего в фигурный паз, шар занимает -положе-яие, при котором сквозное отверстие совпадает с каналом клапана. Давление в камере удерживает пружину 15 в открытом положении. При снижении давления в камере (в случае аварии с наземным оборудованием или по команде сверху) усилие пружины и давление скважинной жидкости на поршень отводят клапанный узел в крайнее положение, при котором шар с седлами занимает положение «Закрыто». Отсека-тель открывается вновь при действии давления в его верхней камере.
64
В СССР выпускают управляемые клапаны-отсекатели двух типоразмеров КАУ-89-350 и КАУ-73-500. В первом применен запорный орган в виде заслонки, во втором — шаровой. Указанные клапаны-отсекатели имеют следующую техническую характеристику.
КАУ-89-350 КАУ-73-500
Максимальное рабочее давление, МПа 35 50
Условный диаметр подъемных труб,
мм............. 89 73
Диаметр проходного канала, мм . . 35 28
Длина, мм.......... 1060 970
Масса, кг........... 18,2 12,5
В процессе эксплуатации скважин, как оснащенных, так и не оснащенных клапанами-отсекателями, возникает необходимость выполнения целого ряда внутрискважинных операций, которые осуществляются под давлением. Поэтому пакер с клапаном-отсекателем оснащают различными устройствами, в частности клапанами нескольких назначений: циркуляционными, уравнительными, приемными и обратными.
Циркуляционный клапан предусмотрен для временного сообщения центрального прохода колонны с затрубным пространством при промывках забоя, затрубного пространства и колонны НКТ, обработке призабойной зоны различными химическими реагентами, при аварийном глушении скважины и т. д.
Клапан (рис. 11.15) устанавливают на колонне НКТ и извлекают вместе с ней. Он состоит из корпуса 4 с отверстиями а, в каждом из которых установлены подвижная втулка 3 с отверстиями б. Последняя загерметизирована уплотнительны-ми элементами 6, 7, 8, 9, 10. Резьбовые соединения уплотнены кольцами 5. Для соединения клапана с НКТ корпус имеет переводники 2 и //. К верхнему переводнику 2 присоединяют муфту /. В открытом и закрытом положениях втулка 3 удерживается фиксатором 12, размещенным в кольцевой проточке г нижнего переводника 11 и входящего в одну из кольцевых проточек в втулки.
Управляется клапан смещением втулки 3 вверх и вниз, при котором соответственно совпадают или перекрываются отверстия с и б на корпусе и втулке. Управление осуществляется с помощью специального инструмента, вставляемого в верхнюю проточку д втулки 3 для ее смещения вверх при открытии или в нижнюю проточку е для ее смещения вниз при закрытии клапана.
Уравнительный клапан применяют для выравнивания давления запорного элемента скважинного аппарата для его открытия или извлечения из колонны в комплекте с клапанами-отсекателями, глухими пробками, приемными клапанами. Этот клапан (рис. 11.16) состоит из корпуса 1, в стенку
5—572 65
Рис. 11.16. Уравнительный клапан
Рис. 11.15. Циркуляционный клапан
Рис. 11.17, Приемный клапан
которого вмонтированы клапаны 3. Пружины 2 клапанов удерживаются чехлом 4. Седлами клапанов служат сопрягаемые с ними поверхности, выполненные в отверстиях, где расположены пружины. Клапан открывают с помощью штанги с грузом, спускаемых в скважину на проволоке или канате.
Приемный клапан используют для посадки пакера и других видов работ, когда требуется перекрыть проход колонны для создания в ней давления. После посадки пакер
66
спрессовывают, при этом иногда выявляется невозможность поднятия давления для окончательной герметизации эксплуатационной колонны пакером из-за преждевременного срыва опрессовочного шара из седла. В таком случае используют приемный клапан, который сажают в непроходной ниппель под пакером.
Приемный клапан (рис. 11.17) состоит из корпуса 7, верхний конец которого служит седлом под шаровой затвор. Сверху к корпусу крепят клетку 4, внутри которой помещен шар 5. На корпус надевают кожух 3 с головкой под ловитель. На боковой поверхности кожуха выполнены окна, сообщаю- -щиеся с внутренней полостью клетки. Юбка кожуха перекрывает отверстие в стенке корпуса, уплотняемое кольцами 6. От продольного перемещения кожух удерживается срезным штифтом 2, вставленным в стержень /. Клапан в непроходном ниппеле герметизируется уплотнениями 8. При извлечении клапана срезается штифт 2 и кожух 3 смещается вверх до упора о головку стержня 1, уравнительное отверстие открывается, а давление над шариком 5 и под ним выравнивается, после чего клапан легко извлекается из ниппеля.
Обратный клапан, применяемый для перекрытия проходной части колонн при спуско-подъеме и под давлением, постоянно ее перекрывает и обеспечивает возможность глушения скважины для предотвращения аварий. Такие клапаны применяют также вместе с газлифтными, они перекрывают проход в межколонное пространство обратному потоку жидкости. Иногда их устанавливают без пружин и в этом исполнении используют как реверсивные, закрываемые потоком скважинной жидкости. Устанавливают эти клапаны как непосредственно на колонне труб, так и в посадочные ниппели на проволоке или канате.
Глухие пробки (рис. 11.18) применяют для герметизации прохода колонны в посадочном ниппеле по уплотняемой цилиндрической поверхности. Они имеют корпус 3, внутри ко-' торого установлен подпружиненный поршень 2, уплотнитель-ные кольца 1 которого в отжатом положении пружины 4 перекрывают каналы в боковых стенках корпуса, соединяющие затрубное и трубное пространства. При установке пробки спускной инструмент отжимает поршень 2, и пробка спускается в скважину, позволяя циркулировать жидкости через открытый канал. После посадки пробки и извлечения спускного инструмента поршень 2 перекрывает канал, герметизируя центральный проход колонны. При необходимости извлечения пробки поршень 2 смещают вниз стержнем подъемного инструмента до открытия канала, после чего давление выравнивается над и под пробкой.
Посадочный ниппель—элемент сборки колонны для скважинных работ, представляет собой патрубок с радиально расположенными каналами. Он предназначен для установки
5* С7
Рис. 11.18. Конструкция глухой пробки
Рис. 11.19. Схема компоновки оборудования
/ — фонтанная арматура 2 — ниппель для «прессовочного клапана, 3 — телескопическое соединение 4—инглбиторный клапан, 5 — циркуляционный клапан; 6 — циркуляционный механический клалая; 7~ разъ-единнгелъ колонны, S—пакер; 9 — ниппель для клапана-отсекателя, 10 ~ клапэн-отсе-катель с замком, И —ниппель для приемного клапана, 12— башмачный клапан
\1
А
Рис. 11.20. Разъединитель колонны
и фиксации в колонне скважинных аппаратов и приборов,
спускаемых на проволоке или канате.
Компоновка оборудования скважины комплексом описанных устройств в сочетании с клапаном-отсекателем пласта показана на рис. 11.19. В Советском Союзе выпускают комплексы управления скважинными отсекателями КУСА, которые включают наряду со скважинным оборудованием станцию управления, изготавливаемую в двух модификациях с электро- и пневмоприводами.
В зависимости от условий эксплуатации предусмотрены комплексы для колонн диаметрами 89 и 73 мм — по нескольким схемам. Наиболее сложная схема компоновки оборудования комплекса КУСА-89-350 предназначена для скважин, среда
68
которых характеризуется температурой до 120 °С и наличием агрессивных компонентов до 0,1 г/дм3.
В остальных схемах с учетом изменения условий эксплуатации те или иные элементы из компоновки исключаются. Так, например, может отсутствовать телескопическое соединение, ингибиторный клапан и разъединитель колонны. По аналогичному принципу компонуются комплексы КУСА-73-500.
Для обеспечения возможности ремонта скважин под давлением в комплексах скважинного оборудования иногда приме^ няют разъединители колонн. При перекрытии проходного отверстия пакера и отсоединения от него колонны НКТ замена элементов этой колонны или другие ремонтные работы, связанные с подъемом и спуском, осуществляются без глушения скважины.
Разъединитель колонны РК (рис. 11.20) состоит из головки 1, верхней 2 и нижней 5 цанг, цилиндра 3 и штока 4. Колонну НКТ от скважинного оборудования отсоединяют инструментом, спускаемым на проволоке или канате. Толкатель инструмента, передвигая цангу 2 вверх, отсоединяет трубы от скважинного оборудования, а двигая цангу вниз, соединяет их.
Разъединители колонн выпускают нескольких типоразмеров для эксплуатации в средах с различным содержанием агрессивных компонентов.
Элементы комплексов стандартизированы: регламентируются наружные и внутренние диаметры пакеров, якорей, привя-зочные размеры элементов собственно клапана-отсекателя, якоря, пакера, всех клапанов, ниппелей, втулок.
Нефтяным и газовым промыслам клапаны-отсекатели пласта поставляются комплектно.
Современные комплексы оснащены станциями управления, рассчитанными на одиночную нефтяную или газовую скважину или на группу (куст), обычно состоящую не более чем из, восьми скважин.
Освоение и пуск в работу фонтанных и газпифтных скважин методом аэрации
Как уже указывалось, освоение фонтанных и газлифтных скважин обычно проводят понижением уровня жидкости в скважине, заменой бурового раствора на воду или даже на нефть, запуском с помощью компрессора, аэрацией жидкости, свабированием, тартанием.
При аэрации жидкости работы на скважинах проводят следующим образом (см. рис. II.7).
Если пласт не поглощает жидкости и скважина заполнена до устья утяжеленным глинистым раствором, то вначале агрегатом //по линии 10 в нее закачивают глинистый раствор меньшей плотности для вытеснения из ствола
69
утяжеленного раствора. Затем тем же агрегатом закачивают воду для вытеснения из нее бурового раствора меньшей плотности. После этого воду заменяют в стволе скважины нефтью (в целях экономии нефти эта последняя операция иногда вы-ладает из процесса). Если после указанных операций скважина не возбуждается и не начинает работать, то открывают на Ys оборота вентиль 3 и перепускают в кольцевое пространство сжатый воздух (газ), поступающий от передвижного компрессора, либо из ГВРБ по линии 9 при давлении 0,2—0,3 МПа. При этом с помощью агрегата через вентили 4, 5 и 2 в скважину на первой скорости поступает вода.
После того как пузырьки сжатого воздуха (газа) дойдут до башмака подъемных труб, давление, фиксируемое манометрами 6 и 7, постепенно снижается. С этого момента необходимо постепенно увеличивать подачу сжатого воздуха открытием вентиля 3 при сохранении перепада давления в 0,2—0,3 МПа. По мере увеличения подачи сжатого воздуха постепенно сокращают подачу жидкости, регулируя подачей агрегата 11 либо вентилем 4 до полной остановки агрегата и перехода к вызову притока с помощью компрессора (сжатым воздухом или газом из ГВРБ).
Если жидкость поглощается пластом и скважина не заполнена до устья, то применяют так называемый метод газожидкостных и воздухожидкостных «подушек». Заключается он в том, что при закрытых вентилях 3, 4 и 5 (см. рис. П.7) через вентили ) и 2 в кольцевое пространство закачивают сжатый воздух. Затем при закрытом вентиле 5 агрегатом 11 через вентили 3 и 4 подают воду при давлении, превышающем давление в скважине на 0,5—0,6 МПа (по показаниям манометра). Затем открывают вентиль 2 (на Vs оборота) и начинают обычный процесс аэрации, соблюдая перепад давления в 0,2—0,3 МПа по показаниям манометров.
По мере аэрации давление на забой снижается и нефть начинает поступать из пласта в скважину. Аэрацию прекращают, как только скважина начинает устойчиво фонтанировать или работать эргазлифтом.
Устьевое оборудование газлифтных скважин не отличается от оборудования для фонтанных. Арматура, устанавливаемая на устье первых, аналогична фонтанной арматуре и имеет то же назначение — герметизацию устья, подвеску подъемных труб и возможность осуществления различных операций по переключению направления закачиваемого газа, по промывке скважины и т. д.
Для газлифтных скважин нередко используют фонтанную арматуру, остающуюся после прекращения фонтанирования. Часто применяют специальную упрощенную и более легкую арматуру. Нередко арматуру приспосабливают для нагнетания газа либо только в межтрубное пространство, либо в центральные трубы. При интенсивном отложении парафина арма-
70
туру устья дополнительно оборудуют лубрикатором, через который в НКТ на проволоке спускают скребок для механического удаления парафина с внутренних стенок труб. Для борьбы с отложением парафина применяют также остеклованные или эмалированные трубы.
Важный элемент внутрискважинного оборудования газлифт-ной скважины — газлифтные клапаны.
Газлифтные клапаны представляют собой устройство, посредством которых в скважине автоматически устанавливается или прекращается в заданный момент сообщение между колонной подъемных труб и пространством, занятым нагнетаемым в скважину газом, и регулируется подача газа в НКТ. Эти клапаны применяют с целью снижения пускового давления газлифтных скважин (увеличения глубины ввода нагнетаемого газа в колонну подъемных труб), а также с целью обеспечения их плавного автоматического пуска и стабильной работы при необходимых депрессиях на пласт.
Газлифтные клапаны устанавливают на расчетных глубинах в специальных эксцентричных (скважинных) камерах, размещенных по колонне НКТ. В последнее время создана и освоена техника и технология спуска и извлечения газлифтных клапанов через НКТ, что исключило необходимость подъема колонны труб для замены пусковых или рабочих клапанов при их отказе. Эти важнейшие достижения в области газлифтной эксплуатации скважин привели к повышению ее эффективности и расширению масштабов применения.
ГЛУБИННОНАСОСНАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ
Глубиннонасосным способом добычи нефти называют такой способ, при котором подъем жидкости из скважины на поверхность осуществляется с помощью штанго-. вых и бесштанговых насосных установок различных типов.
Глубиннонасосные установки подразделяются следующим образом.
1. Штанговые насосные установки, в которых глубинный насос, спущенный в скважину, приводится в действие двигателем, размещенным па поверхности, при помощи специального привода через колонну насосных штанг; для откачки жидкости применяют штанговые скважинные насосы (ШСН).
2. Бесштанговые насосные установки. Насос спускают в скважину вместе с двигателем на насосных трубах. Насосные штанги в этих установках отсутствуют. Насосы, применяемые для этого способа эксплуатации, называются бесштанговыми погружными насосами. Они в свою очередь делятся на погружные центробежные электронасосы (ПЦЭН) и гидропоршневые насосы
71
(ГПН). Техника эксплуатации скважин штанговыми и бес-штанговыми насосами различна.
Способ добычи нефти штанговыми скважинными насосами наиболее распространен. Две трети фонда (66%) действующих скважин СССР (примерно 16,3% от всего объема добычи нефти) эксплуатируются ШСН.
Дебит скважин при этом составляет от десятков килограммов 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.
Штанговая насосная установка
Штанговая насосная установка ШНУ (рис. 11.21) состоит из наземного и подземного оборудования. К наземной части относятся оборудование устья 1 скважины и станок-качалка '(СК), к подземной — насосные трубы, штанги, глубинный на-<сос и защитные приспособления (фильтры, газовые и песочные якоря, хвостовики).
Штанговый скважинный насос спускают в эксплуатационную колонну 15 на глубину (см. рис. 11.21) ниже уровня жидкости на колонне насосных труб 16 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 верх-
Рис. 11.21. Схема штанговой насосной установки
72
нем) 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 СК качается на опоре (оси) 7, укрепленной на стойках.
Вращение от шкива 12 электродвигателя 9 (частота вращения от 730 до 1400 об/мин) передается посредством клиноре-менной передачи редуктору 11, при этом частота вращения снижается до 6—10 об/мин (можно менять и в больших пределах).
Редуктор представляет собой зубчатую передачу, колеса которой помещены в металлическую коробку, заполненную маслом. Вращение приводного вала редуктора СК при помощи зубчатых колес передается кривошипному валу, на концах которого насажены кривошипы 13 с противовесами 14. С ними шарнирно соединены шатуны 10. Другой конец каждого шатуна также шарнирно соединен с траверсой 8 балансира 6, который качается на поперечной оси 7, укрепленной в подшипниках, установленных на пирамиде.
Таким образом, с помощью указанного кривошипно-шатун-ного механизма вращательное движение кривошипа 13 преобразуется в чередующееся движение — вверх и вниз (качание) балансира 6 Такое непрерывное и чередующееся движение балансира СК, а следовательно, штанг и плунжера насоса получило название возвратно-поступательного движения. СК сообщает штангам возвратно-поступательное движение.
Станок-качалка имеет гибкую канатную подвеску 4 (см. рис. 11.21) для соединения с верхним концом полированного штока 3 и откидную (или поворотную) головку 5 балансира 6 для беспрепятственного прохода спуско-подъемных механизмов (талевого блока, крюка, элеватора) при текущем ремонте.
При ходе плунжера вверх под давлением жидкости на всасывающий клапан 22 снизу и вследствие образования вакуума в цилиндре 19 насоса шарик поднимается и жидкость, проходя через этот клапан, заполняет полость цилиндра. В это время верхний нагнетательный клапан 21 закрыт, так как на него оказывает давление столб жидкости, находящейся выше него в насосных трубах.
При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, а нагнетательный открывается. Таким образом, плунжер с открытым клапаном погружается в жидкость, поступившую в цилиндр глубинного насоса, вытесняя ее в трубы. При последующих ходах плунжера уровень жидкости в подъемных трубах постепенно повышается, достигает устья, а затем поступает в выкидную линию через тройник 2.
73
Все элементы станка-качалки крепятся к единой раме, ко-'торая закрепляется на бетонном фундаменте. Кроме того, все СК снабжены тормозным устройством, необходимым для удержания балансира и кривошипа в любом заданном положении.
Изменение амплитуды качаний балансира, т. е. длины хода штанг, достигается перемещением точки соединения шатуна 10 с кривошипом 13 относительно центра вращения перестановкой пальца кривошипа в то или иное отверстие, которых для этого предусмотрено несколько.
Изменение частоты качаний достигается изменением передаточного числа клиноременной трансмиссии и сменой шкива ла валу электродвигателя па больший или меньший диаметр.
Оборудование штанговых насосных скважин
Большинство штанговых глубиннонасосных скважин на месторождениях Советского Союза оборудовано станками-качалками типа СКН, выпущенными по нормалям 1956 и 1966гг. В настоящее время промышленность выпускает большое число станков-качалок различных типоразмеров и конструкций грузоподъемностью на головке балансира от 10 до 200 т в соответствии с широким диапазоном глубин и дебитов скважин, которые оборудуются штанговыми установками. В отличие от предыдущих новые конструкции станков-качалок имеют не откидную головку балансира, а поворотную, что облегчает работы бригады подземного ремонта. Кроме того, предусмотрены плавное, механизированное перемещение кривошипных противовесов и ряд других изменений. Техническая характеристика новых станков-качалок приведена в табл. П.1. Шифр означает: СК — станок-качалка, цифры после букв —наибольшая нагрузка на устьевой шток (кН); длина хода (м); наибольший допускаемый крутящий момент (кН-м), Например, шифр СКЗ-1,2-630 означает: станок-качалка грузоподъемностью
3 т, с максимальной длиной хода 1,2 м и наибольшим крутящим моментом на валу редуктора 63 кН-м.
Устьевое оборудование предназначено для герметизации устья скважины, подвески насосных труб, отвода добь\-ваемых из скважины жидкости и газа в выкидную и вакуумные линии.
На рис. П.22 приведена схема оборудования устья штанговой глубиннонасосной скважины. По этой схеме насосные трубы 3 подвешены при помощи планшайбы 2, устанавливаемой на колонном фланце /. Через отверстие в планшайбе при исследованиях спускают глубинные манометры. Кроме того, если под планшайбой не предусмотрен специальный тройник, через это отверстие отбирается газ. В верхнюю муфту
4 над планшайбой ввинчивается тройник 5 для отвода жидкости в выкидную линию. Сальник 6 предназначен для герме-
74
Таблица II.1
Техническая характеристика станков-качалок
Шифр Длина хода штоы, м Кинематические размеры, м Наибольший радиус кривошипа, и Габаритные размеры, м Масел комплекта, КГ
переднее плечо заднее» плечо длина шатуна радиус дальнего отлерстия кривошипа, м длина ширина высота
СК2 0,6-250 0,3; 0,45; 0,6 0,74 0,74 0,84 0,295 0,365 3,15 1,15 2,0 1600
СКЗ- 1,2-630 0,6; 0,75; 0,9; 1,2 1,2 1,2 1,43 0,57 1,0 4,2 1,35 3,3 3850
CK4--2.I-1600 0,9; 1,2; 1,5; 1,8; 2,1 2,1 1,5 1,8 0,72 1,3 5,9 IJ 4,8 7200
CR5-3-2500 1,3; 1,8; 2,1; 2,5; 3,0 3,0 2,1 2,5 1,0 1,6 7,4 1,85 5,55 9900
СК6-2,1-2500 0,9; 1,2; 1,5; 1,8; 2,1 2,1 2,1 2,5 1,0 1,6 6,5 1,85 5,1 9600
01(8-3,5-4000 1,8; 2,1; 2,5; 3,0; 3,5 3,5 2,5 3,0 1,2 1,95 8,5 2,25 6,65 15ЮО
СК12-2.5-4000 1,2; 1,5; 1,8; 2,1; 2,5 2,5 2,5 3,0 1,2 1,95 7,5 2,25 6,4 14800
СК8-3.5-5600 1,8; 2,1; 2,5; 3,0; 3,5 3,5 2,5 3,0 1.2 1,95 8,5 2,25 6,65 15600
СКЮ-3-5600 1,5; 1,8; 2,1; 2,5; 3,0 3,0 2,5 3,0 1,2 1,95 8,0 2,25 6,65 15450
СКЮ-4,5 8000 2,3; 2,7; 3,3; 3,9; 4,5 4,5 3,5 4,2 1,67 2,36 10,55 2,6 9,00 24900
СК12-3.5-8000 1,8; 2,1; 2,5; 3,0; 3,5 3,5 3,5 4,2 1,67 2,36 9,55 2,6 8,5 24800
СК15-6-12500 3,0; 3,5; 4,5, 5,2; 6,0 6,0 4', 2 5,0 2,0 3,2 13,2 3,1 11,5 34800
СК2в-4,5-12брО 2,3; 2,7; 3,8; 3,9; 4,5 4,5 - 4,2 5,0 2,0 3,2 П,7 3,1 10,7 34500
Рис. 11.22. Оборудование устья насосной скважины
тизации устья и пропуска полированного штока 7. Набивка сальника уплотняется сверху крышкой 8.
Колонна насосных штанг присоединена к головке балансира СК с помощью специального штока диаметром от 30 до 35 мм с резьбой на обоих концах. Такие штоки называются полированными сальниковыми штокам и, так как они работают внутри тройника-сальника и поверхность их полируется, что обеспечивает хорошую герметизацию устья.
Канатная подвеска — приспособление, при помощи которого полированный шток присоединен к головке балансира станка-качалки. Снабжена она специальными приспособлениями для регулирования посадки плушкера в цилиндр сква-жинного насоса и для монтажа ручного динамографа.
Выпускают канатные подвески под шифром ПКН (подвеска канатная нормального ряда), рассчитанные на нагрузки 30, 50 и 100 кН. Элементы конструкции канатных подвесок, входящих в комплект СК, стандартизированы.
Основные детали канатной подвески (рис. 11.23): зажимная гайка J, при помощи которой конец каната 9 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 3 для каната; подъемные (регулировочные) винты 4, 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 с сальником 7.
Штанговые скважинные насосы предназначены для откачивания из скважин жидкости обводненностью до 99% их параметры указаны в табл. II.2. Насосы разделены на трубные (невставные) и вставные.
76
Рис. I [.23. Канатная подвеска сальникового штока
Цилиндр трубных насосов спускают в скважину на насосно-компрессорных трубах, а плунжер насоса с клапанами (всасывающим и нагнетательным) — на штангах. Для извлечения цилиндра из скважины необходим подъем всего оборудования (штанг с клапанами и плунжером и насосных труб).
Спуск и подъем насосов осуществляются при помощи колонны насосных штанг (насосы устанавливают в замковой опоре на конце заранее спущенных насосных труб). В этом со-
Та б л ица 11.2
Некоторые параметры скважинных штанговых насосов
Насос Объемная доля механических примесей, % Вязкость жидкости, не более. Па с Объемная доля свободного газа на приеме насоса, не более, %
НСН1, НСН2, НСВ1, НСВ2 До 0,05 0,025 10
НСВ1П До 0,20
НСВ1В, НСН2В, HCH2I Свыше 0,20 0,015
НСВГ До 0,05 0,300
нсвд 0,015 25
НСНА 0,025 10
Примечание Минерализация воды не более 200 кг/л, объемная доля сероводорода не более 0,1%; рН —от 4,2 до 6,8.
77
Таблица ИЗ
Условные диаметры НКТ и соответствующие им диаметры накосов
Тип насосов Условные диаметры НКТ, мм Соответствующие диаметры насосов, мм
60 28, 32
Вставные 73 38, 43
89 55—56
114 68—70
48 28—32
Трубные 60 43—44
73 55—56
89 68—70
114 93—95
стоит коренное отличие между невставными (трубными) и вставными насосами. При использовании последних в 2— 2,5 раза ускоряются спуско-подъемные операции при ремонте скважин и существенно облегчается труд рабочих.
При спуске невставных насосов, чтобы довести плунжер1 до цилиндра насоса через трубы без повреждений, трубы должны иметь внутренний диаметр больше наружного диаметра плунжера {примерно на 6 мм).
При спуске вставного насоса через трубы данного диаметра, поскольку пропускается не только плунжер, но и цилиндр вместе с кожухом, диаметр плунжера вставного насоса должен быть меньше диаметра трубного. Поэтому подача вставного насоса при трубах данного диаметра всегда меньше подачи невставного.
Диаметры колонн труб, применяемых при глубиннонасос-ном способе добычи нефти для подъема жидкости на поверхность, выбирают в зависимости от дебита и глубины статического уровня жидкости и обычно увязывают с диаметром скважинных насосов (табл. II.3).
Штанговые скважинные насосы изготавливают с различным зазором между плунжером и цилиндром. Это позволяет подбирать насосы в соответствии с условиями их работы. В зависимости от зазора различают четыре группы посадки плун-жера в цилиндре насоса: группа 0 — с зазором от 0 да 0,045 мм; группа I — с зазором от 0,020 до 0,070 мм; группа II — с зазором от 0,070 до 0,0120 мм; группа III — с зазором от 0,120 до 0,170 мм (изготавливают только по требованию-заказчика).
Насосы изготавливают следующих типов (рис. П.24): ИСВ1 — вставной, одноступенчатый, одноплунжерный с втулочным цилиндром и замком наверху; НСВ2 — то же, с замком внизу; НСВГ — вставной, одноступенчатый, двухплунжер-
78
(V Л
п
I /Тп*. k
' ',
/ ,
' /
' /
' ' '
' \ t?
HC81 HCB2 НСВГ НСВД
Рис. 11.24. Насосы скважннные
ный с втулочным цилиндром и замком наверху; НСВД — вставной, двухступенчатый, двухплупжерный с втулочным цилиндром и замком наверху; НСН1 — невставной, одноступенчатый, одноплунжерный с втулочным цилиндром и захватным штоком; НСН2 — невставной, одноступенчатый, одноплунжерный с ловителем; НСНА — то же, с автоцепом {автоматическое сцепляющее устройство с устройством для слива жидкости).
Условное обозначение насосов означает: буквенный шифр с цифрами 1 или 2 — тип насоса и его исполнение; условный размер насоса (в мм) (для двухплунжерных насосов записывается через дробь); буква Р — насосы с клапанами «С4»; длина хода плунжера (в мм), уменьшенная в 100 раз; максимальная глубина спуска насоса (вм), уменьшенная в 100 раз; цифры О, 1, 2 — группа посадки. Например, НСВ1-43-18-15-0, НСВ1-43Р-18-15-1, НСН2-55-25-18-2.
Насос типа НСВ1 (рис. 11.25) состоит из цилиндра 3, нагнетательного 5 и всасывающего 6 клапанов, противопе-сочного клапана /, замка 2 и плунжера 4. Замок и противопе-сочный клапан установлены на верхнем конце цилиндра, а в
79
Рис. 11.25. Скважинный штанговый насос НСВ1
п
Рис. 11.26. Узел замковой опоры насоса HCBI
нижний конец ввернут всасывающий клапан. Нагнетательный
клапан установлен на нижнем конце плунжера, а в верхний конец последнего ввинчивается шток с переводником штока и контргайкой. Нагнетательные и всасывающие клапаны выполнены сдвоенными парами «седло — шарик», что увеличивает надежность и долговечность насоса. Всасывающий клапан имеет увеличенное проходное сечение, что способствует улучшению заполнения цилиндра насоса.
Замок имеет посадочный конус, посредством которого осуществляется посадка насоса в замковую опору. С насосом применяют замковую опору типа ОМ (с пружинным якорем). Насос фиксируется в опоре пружинным якорем и извлекается из скважины при подъеме колонны насосных штанг. При этом
80
плунжер, упираясь в узел замка, протаскивает цилиндр насоса и срывает его из замковой опоры.
Насос типа НСВ2 полностью унифицирован с насосом НСВ1, но отличается расположением замка, который установлен на нижнем конце цилиндра.
Насос сажается в замковую опору нижним концом. Это освобождает цилиндр от циклической растягивающей нагрузкии дает возможность значительно уведичить глуби-ни подвески насосов.
Узел замковой опоры (рис, 11.26) насоса, спускаемый в скважину на трубах для установки вставного насоса, состоит из переводника 1, присоединяемого кНКТ, муфты опорной 2, кольца опорного, якоря пружинного 3, рубашки опоры 4 и муфты направляющей.
Пружинный якорь опоры представляет собой полый усеченный конус с шестью продольными разрезами, которые образуют на конусе лепестковые пластинчатые пружины. При спуске в скважину насос раздвигает своим нижним концом пружины замка и проходит через них вниз до тех пор, пока конус не сядет в седло. В этот момент концы пружин замка оказываются напротив конического буртика на конусе цилиндра и упираются в него, задерживая насос в замковой опоре.
Пружины замка раздвигаются при усилии около 20 кН, поэтому для установки насоса на место достаточно приложить к нему часть веса штанг.
Для подъема насоса не требуется большого усилия, так как концы пружин находятся на конусной поверхности буртика и при небольшом натяжении легко раздвигаются.
В последние годы широко применяют насосы типа ГЗ (с гидравлическим затвором из вязко-
Рис. 11.27. Скважинный штанговый насос НСН1:
1 — шток; 2 — цилиндр; 3 — нагнетательный клапан. 4 — плунжер, 5 — наконечник; 6 — захватный шток; 7 — всасывающий клапан; 8 — седло ховуеа
6-572
81
пластичной жидкости, заполняющей зазор между плунжером и цилиндром). Использование таких насосов уменьшает утечки нефти из труб в скважину через зазор между плунжером и цилиндром, тем самым повышает коэффициент наполнения глубинного насоса.
Насос типа НСН1 {рис. 11.27). К нижнему концу плунжера присоединен наконечник, а в верхнем конце установлен нагнетательный клапан. К клапану присоединяется шток, а к штоку — колонна насосных штанг. Всасывающий клапан подвешивается к нижнему концу плунжера на захватном штоке и при работе насоса сажается в седло конуса. Основные детали и сборочные единицы насоса НСН1 унифицированы с насосом НСН2.
В скважину на колонне подъемных труб спускают цилиндр насоса, а на колонне насосных штанг — плунжер вместе со всасывающим клапаном, который сажается в седло конуса. Длина штока обеспечивает длину хода плунжера с учетом запаса для подвешивания колонны насосных штанг.
При демонтаже насоса после подъема колонны насосных штанг с плунжером и всасывающим клапаном жидкость из колонны подъемных труб сливается в скважину через открывшееся седло конуса, после чего поднимают колонну труб с цилиндром насоса.
Кроме описанных основных типов невставных 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 впрессовывают резиновые манжеты •— кольца. Цилиндры в таких случаях могут быть как с втулками, так и без них. Манжетные насосы диаметрами 56, 70, 90 и 120 мм применяют для эксплуатации неглубоких (до 400 м) скважин, обводненных и многодебитных при незначительном содержании песка в продукции.
Защитные приспособления — такие устройства, которые полностью или частично предотвращают вредное воздействие песка, газа, парафина и солей на работу глубинного насоса и другого подземного оборудования, а следовательно, "и самих скважин. К ним относятся песочные фильтры, газовые якоря, скребки-завихрители и т. д.
При работе штанговых насосных установок чаще всего возникают осложнения вследствие влияния газа на работу насоса, уменьшающего коэффициент наполнения его цилиндра. Для борьбы с вредным влиянием газа применяют газовые якоря, работа которых основана на различных принципах, например, таких как отделение газовых пузырьков за счет их всплытия в потоке жидкости, направленном вниз, использование принципа центрифугирования при завихрении потока и т. д. В связи с этим предложено много различных конструк-
=82
о — 1*1 0
:f Л , f т
_0 ° ' о _°
- _° - о.
-J о t -- ^
t I 1 1 •С jl
j о Zo I— t
и ~ о ~ с
*"*! о ^~
Ш ,'
'J
\
Рис. 11.28. Принципиальная схема газового якоря зонтичного типа
Рис. 11.29. Принципиальная схема песочного якоря
ций газовых якорей. Примером удачной конструкции якоря может служить газовый якорь зонтичного типа (рис. 11.28). В этом случае межтрубное пространство перекрывается эластичным пакером 7. Газожидкостная смесь (ГЖС) поступает в кольцевой зазор 4 между корпусом якоря 2 и всасывающей трубкой 3. Через отверстия в верхней части корпуса ГЖС попадает в межтрубное пространство, газ поднимается вверх, а внизу над эластичным пакером скапливается жидкость практически без газа. Эта жидкость по каналу 3 поступает на прием насоса.
Для борьбы с вредным влиянием песка используют приспособления, устанавливаемые перед приемным патрубком насоса, называемые песочными якорями. В песочном якоре (рис. П.29, а) поток жидкости с песком изменяет направление движения на 180°, песок отделяется и скапливается в специальном кармане в нижней части якоря. При заполнении кармана песком якорь извлекают на поверхность и очищают. Для эффективной работы песочного якоря необходимо, чтобы скорости восходящего потока жидкости были бы меньше скорости оседания частиц песка. По опытным данным эффективность обращенного якоря (рис. 11.29, б) выше прямого, так как в нем благодаря насадке создается повышенная скорость потока с песком. В результате условия оседания песка улучшаются.
Наряду с песочными якорями применяют также различные фильтры, привинчиваемые к приемному клапану насоса. Для предотвращения оседания песка на забое иногда в затруб-
83-.
зюе пространство подливают жидкость. При этом насос спускают до забоя, часть откачиваемой из скважины жидкости поступает в межтрубное пространство скважины. За счет такого подлива создается повышенная скорость восходящего потока жидкости, при которой песок выносится, не оседает на забой и не образует песчаных пробок. Иногда с той же целью устанавливают на поверхности насос, с помощью которого по трубопроводам закачивают жидкость в скважины, эксплуатация которых осложнена песком.
С осложнениями, вызванными отложением парафина, борются различными методами: периодической тепловой обработкой скважины (обычно закачкой пара в межтрубное пространство), закачкой растворителей (керосина, солярки и т. д.), прикреплением к колонне штанг скребков различной конструкции, которые во время работы насоса медленно вращаются с помощью специального механизма — штанговращателя; остек-.лованием труб (покрытием внутренней поверхности труб слоем •стекла толщиной около 1 мм) и т. д.
Осложнения, вызванные отложением солей, также устраняют различными методами: периодической закачкой в пласт различных кислот и других ингибиторов; применением сква--жинных дозаторов, с помощью которых в поток ниже приема насоса в небольших количествах вводят растворители солевых отложений; периодической промывкой скважины и т. д.
Бесштанговые скважинные насосы
Применяемые на промыслах нефтегазодобывающих предприятий страны скважинные бесштанговые насосы делятся на погружные центробежные электронасось
(ПЦЭН) и гидропоршневые насосы (ГПН) Для эксплуатации скважин, в жидкости которых содержатся песок и другие абразивные вещества (до 1%), эти насосы выпускают в износоустойчивом исполнении (ПЦЭНИ и ГПНИ, буква И означает износостойкость).
Подача ПЦЭН колеблется в пределах 20—2000 м3/сут, а напор —от нескольких метров до 3000 м. Важное преимущество этих насосов — большой межремонтный период их работы (в 3—4 раза превышающий межремонтный период ШСНУ), а 'также простота обслуживания.
Гидропоршневые насосы рекомендуется применять также для эксплуатации наклонных скважин (в которых работа штанговых насосов иногда оказывается совершенно невозможной) глубиной до 4000 м при дебитах 25—30 м3/сут.
Гидропоршневые насосы — сложные установки, требующие размещения на поверхности у скважины силовых насосов, трансформатора, станций управления и защиты. Кроме того, для подготовки рабочей жидкости предусмотрены сложные сепарационные и очистные сооружения.
€4
ПЦЭН —-это центробежный насос с числом ступеней в одном блоке до 120, приводимый во вращение погружным электродвигателем {ПЭД) специальной конструкции. Электродвигатель питается с поверхности электроэнергией, подводимой по кабелю от повышающего автотрансформатора через станцию управления, в которой сосредоточена вся .контрольно-измерительная аппаратура и автоматика. ПЦЭН опускают под расчетный динамический уровень в зависимости от газового фактора. Жидкость из скважины насосом подается по НКТ, к внешней стороне которых прикреплен специальными поясками электрокабель. В насосном агрегате между самим насосом и электродвигателем имеется промежуточное звено, называемое лротектором или гидрозащитой. Установка ПЦЭН (рис. 11.30) включает заполненный маслом электродвигатель
ПЭД /, звено гидрозащиты, или протектор 2, приемную сетку насоса для забора жидкости 3, многоступенчатый центробежный насос ПЦЭН 4, НКТ 5, бронированный трехжильный электрокабель 6, пояски 7 для крепления кабеля к НКТ, устьевую арматуру 8, барабан 9 для навивки кабеля при спуско-подъемных работах и хранения некоторого запаса кабеля; трансформатор или автотрансформатор 10, станцию управления // с автоматикой.
Насос, протектор и электродвигатель — отдельные узлы, соединенные болтовыми шпильками. Концы их валов имеют шли-цевые соединения, которые стыкуются при сборке всей установки. Всасываемая жидкость последовательно проходит все ступени и покидает насос с напором, равным внешнему гидравлическому сопротивлению. УПЦЭН отличается малой металлоемкостью, широким диапазоном рабочих характеристик как по напору, так и по расходу, достаточно высоким к.п.д., возможностью откачки больших количеств жидкости и большим межремонтным периодом.
По поперечным размерам все насосы делятся на три условные группы: 5; 5А и 6.
Наружный диаметр корпуса насосов группы 5 равен 92 мм, группы 5А —103 мм и группы 6—114 мм. Частота вращения вала насосов соответствует частоте переменного тока в элект-
Рис. 11.30. Схема оборудования
скважины установкой погружного центробежного насоса
85
росети — 50 Гц при синхронной скорости (для двухполюсной машины) 3000 мин-1.
В шифре ПЦЭН заложены их основные номинальные параметры, такие как подача и напор при работе на оптимальном режиме. Например, шифр ЗЦН5-40-950 означает центробежный электронасос группы 5 с подачей 40 м3/сут (по воде) и напором 950 м; ЭЦН5А-360-600 — насос группы 5А с подачей 360 м3/сут и напором 600 м.
Выпускаемые насосы рассчитаны на номинальные расходы от 40 (ЭЦН5-40-950) до 500 м3/сут (ЭЦН6-500-750) и напоры от 450 (ЭЦН6-500-450) до 1500 м (ЭЦН6-100-1500). Кроме того, имеются насосы специального назначения, например, для закачки воды в пласты. Подача таких насосов составляет до 3000 м3/сут, а напор —до 1200 м.
ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
Физические свойства газа отличаются от соответствующих
свойств нефти, а именно: газ обладает гораздо меньшей вязкостью и плотностью и большой сжимаемостью. Кроме того, газ отличается от нефти и товарными качествами. Вследствие малой вязкости газ очень подвижен и со снижением давления сильно расширяется. Свойства его позволяют эксплуатировать 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 пластов и газовых залежей, наличием водоносных горизонтов, свойствами добываемого газа, пластовым давлением, дебитом газа и т. д.
В зависимости от числа скважин, их дебита, пластового давления и других факторов применяют две схемы обвязки устьевого оборудования: 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 проводят смену штуцеров, отделяют примеси от газа и осуществляют сбор конденсата, а также 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.
86
При групповой схеме обвязки скважин облегчается их обслуживание, создается возможность широкой автоматизации процесса добычи газа и эффективного использования энергии дросселирования для получения конденсата и эжекции газа.
Фонтанную арматуру, установленную на устье, чаще всего используют крестового типа с фланцевыми соединениями. Она удобна для монтажа и обслуживания и устойчива, так как име-«т небольшую высоту.
Конструкция забоев скважин зависит от характеристики продуктивных пород. Если газоносный пласт сложен плотными породами (известняками, песчаниками), то забой оставляют открытым, т. е. эксплуатационную колонну спускают до кровли продуктивного пласта (см. рис. II. 1, а); если газоносный пласт выражен рыхлыми, неустойчивыми породами (песками, слабосцементированными 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 газлифтный способ, используя газ высокого давления из соседних скважин или воздух, подаваемый с передвижных компрессорных установок.
Эксплуатируют 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-фи-зических свойств пласта, пластовых жидкостей и газов с целью получения исходных данных для проектирования разработки новых месторождений, выбора методов искусственного воздействия на залежи и 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 жидкостей и газов в пласте.
Метод установившихся отборов (его часто называют методом пробных откачек) применяют при исследовании всех видов добывающих скважин (нефтяных, нефтегазовых, газовых и т. д.). Сущность его заключается в том, что на
87
Рис. 11.31. Индикаторные
диаграммы
Дебит Q основе промысловых измерений уста-
навливают зависимость между дебитом скважины и забойным давлением. Пластовое давление замеряют заранее, учитывая, что оно длительное время практически остается постоянным. После определения текущего дебита изменяют режим работы скважины, т. е. увеличивают или уменьшают ее дебит, и через некоторое время, когда давление на забое установится в соответствии с этим дебитом, вновь повторяют измерения. Затем опять 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 эксплуатации: при глубиннонасосной уменьшают или увеличивают длину хода плунжера или число ходов, при фонтанной — изменяют противодавление на устье скважины (путем смены штуцеров), при газлифтной — изменяют количество закачиваемого в скважину сжатого газа (воздуха) и диаметр штуцеров (для регулирования забойного давления).
Продолжительность работы скважины на каждом режиме, зависящем от дебита скважины, характеристики пласта и насыщающих его жидкостей и газа, при исследовании определяют опытным путем.
По данным исследования строят графики зависимости дебита скважины Q от забойного давления рзаб или от величины депрессии Др, т. е. перепада между пластовым и забойным давлениями (Ар = рпл—рзгб)- Такие графики называют индикаторными диаграммами скважин.
По форме линии индикаторных диаграмм (рис. 11.31) могут быть прямыми (линия 1), выпуклыми (линия 2) и вогнутыми (линия 3) относительно оси дебитов.
Для добывающих скважин могут быть построены прямолинейные диаграммы (когда экспл>атируется 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 (рис. II.31, линия 4). Искривление индикаторной линии обычно происходит вследствие нарушения линейного закона фильтрации.
Во всех случаях, когда залежь эксплуатируется на режиме, отличающемся от водонапорного, индикаторная линия будет выпуклой по отношению к оси дебитов.
Нагнетательные скважины могут иметь диаграммы прямолинейные, криволинейные с выпуклостью, обращенной к оси де-
88
битов или к оси давлений, и диаграммы прямолинейно-криволинейные. Вследствие неправильных определений забойных
давлений и дебитов форма индикаторной линии может быть вогнутой по отношению к оси дебитов. Поэтому в тех случаях, когда получают вогнутые индикаторные линии, исследование на приток считают неудовлетворительным и его необходимо повторить.
Приток 'жидкости к забою скважины определяется зависимостью
-P3a6)*, (Н-3)
где К — коэффициент продуктивности; п — коэффициент, показывающий характер фильтрации жидкости через пористою среду.
При линейном законе фильтрации п=\ (индикаторная линия — прямая). Линию, выпуклую к оси дебитов, получают при я>1, а вогнутую — при ге< 1.
При линейном законе фильтрации уравнение (II. 3) принимает вид
Коэффициентом продуктивности добывающей скважины К называется отношение ее дебита к перепаду (депрессии) между пластовым и забойным давлениями, соответст-
вующими этому дебиту:
(И-5)
Если дебит измерять в т/сут (м3/сут), а перепад давлений s Паскалях, то размерность коэффициента продуктивности будет т/(сут-Па), или м3/(сут-Па). Однако величина паскаль чрезмерно мала, поэтому для промысловых измерений давления лучше пользоваться кратными единицами — мегапаскалем (МПа) или килопаскалем (кПа).
Коэффициент продуктивности обычно определяют по данным индикаторной линии. Если индикаторная линия имеет прямолинейный участок, который затем переходит в криволинейный, то коэффициент продуктивности определяют только по прямолинейному участку. Для установления коэффициента продуктивности по криволинейному участку необходимо знать перепад давления, соответствующий этому коэффициенту.
Если забойное давление равно нулю, то по формуле (II. 4) имеем
Оют-ЛДаг (П- 6)
Эту максимальную производительность скважины при рзаб = = 0 называют потенциальным дебитом.
Практически дебит, равный потенциальному, можно получить при условии, что в скважине есть зумпф (карман — часть
89
ствола скважины ниже отверстий фильтра). Если при этом скважинный насос спущен в зумпф, то противодавление на пласт можно поддерживать равным атмосферному и дебит скважины будет потенциальным
По полученному в результате исследования скважины коэффициенту продуктивности устанавливают режим ее работы, подбирают необходимое эксплуатационное оборудование. По изменениям этого коэффициента судят об эффективности обработок призабойной зоны скважин, а также о качестве подземных ремонтов. Сравнивая газовые факторы и коэффициенты продуктивности до и после обработки или ремонта скважины, судят о состоянии скважины.
Исследование фонтанных скважин и установление режима их эксплуатации
Исследование фонтанных скважин проводят как методом пробных откачек, так и по кривой восстановления давления. Особенно широко применяют первый метод Сущность его заключается в следующем. При каком-то > становившемся режиме работы исследуемой скважины замеряют забойное давление и ее дебит. По расходомеру, установленному на газопроводе, отводящем газ из сепаратора, 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 этом режиме замеряют забойное давление и дебит. Режим считают установившимся (при данном штуцере), когда при повторяющихся замерах (четырех или пяти) дебиты жидкости и газа изменяются; не более чем на 10%.
Одновременно с замерами дебитов и давлений при каждом режиме работы скважины 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 с учетом газового фактора, 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, то отбор уменьшают. При соблюдении этих условий удается обеспечить наиболее рациональное расходование пластовой энергии и длительное бесперебойное фонтанирование скважины.
На рис. 11.32 для примера показаны кривые, полученные в результате исследования фонтанной скважины, по которым
90
2
•3,0
-2,0
2
Рис. II 32. Рег\ чировочные кривые фонтанной скважины
I — забойное давчение рс, МПа, 2 — газовый фактор Г0, мэ/м3, 3 — тебит скважины Q, MS'CVT, 4 — депрессия Ар, ЧПа, 5 —содержание песка в жидкости П, кг/мэ. 6 — содер жание воды в прод>кции п, %
•можно установить технологический режим ее эксплуатации. Если, например, забойное давление должно быть не ниже давления насыщения, которое составляет 8 МПа, то за оптимальный диаметр штуцера можно принять d = Q,S мм. При этом диаметре дебит скважины Q = 30 м3/с>т, газовый фактор Г0 — не более 65 м3/м3 при депрессии А/? =1,0 МПа. В таком случае рс = 9 МПа (выше давления насыщения), содержание песка в струе жидкости /7 = 0,45 кг/м3, обводненность продукции скважины п ^8%
Технологический режим работы фонтанных скважин устанавливает геологическая служба НГДУ ежемесячно. Изменяют режим в основном по результатам исследований скважин, которые проводят не реже одного раза в три месяца.
Исследование газлифтных скважин
Исследование газлифтных скважин в большинстве случаев проводят методом пробных откачек При этом темп откачки жидкости (дебит скважины) изменяют путем увеличения или уменьшения расхода рабочего агента при одном и том же диаметре штуцера (если он есть). В процессе исследования определяют зависимость дебита скважины от забойного давления, необходимую для построения индикаторной кривой, а также зависимость дебита от расхода рабочего агента, которая необходима для установления оптимального режима работы скважины.
Исследование скважины путем изменения расхода рабочего агента (газа, воздуха) проводят следующим образом
Сначала устанавливают режим работы скважины при минимальном расходе газа, когда еще происходит подача жидкости из скважины Этот минимальный расход газа поддержива-
91
Расход газа
Рис. 11.33. Кривая зависимости дебита жидкости от количества рабочего агента Q=/(t>o)
Расход наенетаечвпго газа
Рис. 11.34. Кривая зависимости дебита жидкости, удельного расхода газа и рабочего давления от количества нагнетаемого рабочего-агента:
1 — дебит жидкости; 2 — рабочее давление; 3 —удельный расход газа
ют постоянным в течение нескольких часов, для того чтобы режим работы скважины установился. Затем замеряют рабочее давление, дебит нефти, воды и газа, определяют расход рабочего агента. После этого увеличивают расход рабочего агента и при новом установившемся режиме повторяют те же замеры.
Дебит жидкости возрастает с увеличением расхода рабочего агента лишь до определенного предела (максимума), после которого дальнейшее его увеличение влечет за собой уменьшение дебита. Поэтому исследование скважины заканчивают после того, как при следующих двух — трех режимах при продолжающемся увеличении расхода рабочего агента дебит уменьшится.
По результатам исследования строят кривые зависимости дебита скважины от расхода рабочего агента. На рис. II.33 приведена наиболее типичная обобщенная кривая зависимости дебита жидкости от расхода газа — кривая Q = f(V0) Эта кривая имеет четыре характерные точки, соответствующие: началу выброса /, наименьшему удельному расходу 2 (максимальному к. п. д.), максимальному дебиту 3 (точка перегиба) и прекращению подачи 4,
Точка 2 максимального к. п. д. (точка пересечения касательной, проведенной из начала координат, с кривой Q = f(V0)) находится на левой ветви. Точка ) (начала выброса) располагается на некотором удалении от начала координат (не при всяком расходе рабочего агента газлифтная скважина может эксплуатироваться) .
Из кривой Q = f(VQ) видно (см. рис. 11.33), что с увеличением расхода рабочего агента (газа, воздуха) дебит жидкости сначала растет, а затем, достигнув максимального значения,, снижается до нуля (т. е. до полного прекращения подачи). Это объясняется тем, что уровень жидкости в скважине по мере увеличения расхода газа оттесняется от башмака подъемных.
92
труб и газ, поступая в них, захватывает все меньшее количество жидкости.
Обычно по результатам исследования газлифтной скважины строят кривую Q = f(VQ) и на этом же графике строят кривую^ удельного расхода рабочего агента {рис. 11.34), показывающую, как при различных отборах жидкости изменяется количество нагнетаемого газа, необходимого для подъема из скважины 1 м3 жидкости. Кривую удельного расхода рабочего агента можно построить по данным деления расхода сжатого агента (газа, воздуха) на соответствующий этому расходу дебит. Из рис. 11.34 видно, что наименьший удельный расход газа получаем не при максимальном дебите жидкости, а при несколько меньшем отборе. По кривым 1 и 2 определяем количество нагнетаемого рабочего агента, необходимого для эксплуатации данной скважины. Режим ее работы можно установить в зависимости от допускаемого отбора жидкости и производительности компрессорной станции. Если количество сжатого газа достаточно для полного обеспечения всех скважин на промысле (участке) и дебит скважин можно не ограничивать, то работают на режиме максимального дебита, которому соответствует наивысшая точка на кривой 1 (см. рис. 11.34). Если сжатого газа на промысле не хватает или по технологическим или геоло-гическим причинам отбор жидкости из скважин ограничен, то работают на режимах минимального удельного расхода газа.
Режим работы газлифтных скважин пересматривают один раз в месяц или один раз в квартал в зависимости от стадии разработки месторождения.
Исследование скважин, оборудованных штанговыми насосами
Зависимость дебита нефти, газа и воды от забойного давления или динамического уровня в таких скважинах определяют методом установившихся отборов. На основании построенной зависимости определяют коэффициент продуктивности, допустимую депрессию и устанавливают режим эксплуатации скважины.
В большинстве случаев при исследовании насосных скважин находят зависимость дебит — динамический уровень или определяют забойное давление по высоте динамического уровня в скважине и плотности жидкости.
Расстояние от устья до динамического уровня измеряют эхолотом или желонкой, спускаемой на проволоке в затруб-ное пространство скважины при помощи лебедки (аппарата Яковлева).
Изменение нагрузок на полированный шток (динамометрия). Важное средство оперативного контроля работы подземного оборудования — исследование путем динамометрирования, т. е. снятия диаграммы изменения на-
93.
//
/L
/J
Рис. 11.35. Наиболее часто встречающиеся в промысловой практике характерные динамограммы (на динамограммах 6, 7, 8, 10 и // цифрами обозначен порядок их записи):
I — нормальная работа скважинного насоса, 2 — пропуск жидкости при ходе плунжера вверх, 3 — неравномерная сработка плунжера глубинного насоса или сработка втулок цилиндра: 4 — пропуск жидкости в приемной части скважинного насоса, 5 — выход из строя приемной части насоса, 6 — незаполнение цилиндра насоса вследствие низкого динамического уровня, 7 — незаполнение насоса вследствие попадания в него пластового газа, 8 — незаполнение цилиндра из за низкого динамического уровня и влияния затруб дого газа 9 — частичный выход плунжера из цилиндра трехклапанного насоса; 10 — течь в трубах, 11 — высокая посадка плунжера дв^клапанного насоса, 12 — низкая по садка плунжера насоса, IS — обрыв штанг; 14 — прихват плчнжера, 75 —заедание плуц зкера
грузки на полированный шток за одно двойное качание (вверх — вниз).
Фактические нагрузки на штанги в точке их подвеса, контроль за работой подземного насосного оборудования в целом и характера работы отдельных его узлов определяют с помощью измерительного прибора — динамографа или автоматическим снятием динамограммы. Перо динамографа прочерчивает на бланке самописца линии, показывающие в определенном масштабе изменение нагрузки на сальниковый шток за одно двойное качание (вверх и вниз). Записанная таким образом диаграмма называется динамограммой.
Форма снятой диаграммы зависит от состояния насосного оборудования и работы отдельных его узлов. Сопоставление снятой фактической динамограммы с теоретической позволяет определить отклонения от нормальной работы насосной установки в целом и дефекты в работе насоса. Например, при пропуске жидкости через нагнетательный клапан нагрузка от столба жидкости воспринимается штангами частично или вовсе не воспринимается, что отражается на форме динамограммы. Таким образом, неисправности насосной установки и другие факторы, влияющие на работу оборудования, влияют на форму и размеры динамограммы, т. е. по динамограмме можно определить причину неисправности установки и своевременно принимать меры к ее устранению.
С помощью динамограммы можно установить и степень наполнения цилиндра насоса, т. е. коэффициент его наполнения, и наметить меры по установлению оптимального или максимального режима работы скважины —насосной установки в целом.
На рис. 11.35 приведены характерные динамограммы, наиболее часто встречающиеся в промысловой практике.
РАЗДЕЛЬНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕСКОЛЬКИХ ПЛАСТОВ ОДНОЙ СКВАЖИНОЙ
Большинство нефтяных и газовых месторождений—многопластовые, 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, только после его истощения путем перехода на вышележащие горизонты или в аварийных ситуациях. Этот способ называется разработкой снизу вверх.
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, так как в каждой скважине одновременно в эксплуатации находится лишь один горизонт.
Для ускорения разработки многопластового месторождения и уменьшения капиталовложений применяют раздельную эксплуатацию нескольких пластов одной скважиной. Сущность этого метода заключается в том, что все продуктивные пласты (или основные из них) разбуривают одной сеткой скважин; в скважины спускают специальное оборудование, обеспечивающее одновременное извлечение нефти из каждого пласта на по-
95
верхность по отдельным каналам (или по одному каналу с регулированием отбора по каждому пласту).
Наиболее распространен 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, а также комбинированный способ, при котором из одного пласта отбирают продукцию, а в другой пласт через эту же скважину закачивают воду.
Раздельно эксплуатировать одной скважиной два пласта можно следующими способами
1) оба пласта фонтанным, 2) один пласт фонтанным, другой— механизированным, 3) оба пласта механизированным.
Каждый из перечисленных вариантов может быть осуществлен в нескольких разновидностях, различающихся конструкциями подземного и наземного оборудования.
Согласно установившейся терминологии принято для краткости именовать ту или иную технологическую схему совместной эксплуатации по способу эксплуатации сначала нижнего, а затем верхнего пласта. Например, схема насос—фонтан означает, что нижний пласт эксплуатируется насосным спосо бом, а верхний — фонтанным
Рассмотрим некоторые схемы подземного оборудования для раздельной эксплуатации (ОРЭ)
Схемы оборудования для раздельной эксплуатации двух пластов фонтанным способом
Схему фонтан — фонтан используют в период разработки месторождения, когда энергетические запасы пластов обеспечивают фонтанирование По этой схеме продукция пластов может подниматься на поверхность по одному общему каналу либо по отдельным каналам, число которых должно быть равно числу разрабатываемых пластов В качестве каналов исполь-SVIOT колонны НКТ, располагаемые в эксплуатационной колонне параллельно или концентрично
Наиболее простая схема оборудования (рис II 36) включает пакер 8, устанавливаемый между продуктивными пластами 7 и 9, и колонну НКТ 5 Верхний пласт эксплуатируется по кольцевому каналу, образованному эксплуатационной колонной 6 и НКТ 5, а нижний — по колонне НКТ 5 Фонтанная арматура имеет задвижки /, 2 для сообщения с внутренними полостями колонн и штуцеры 3, 4 для регулирования режима отбора жидкости.
'96
Рис. 1136 Схема раздельного отбора жидкости из двух пластов с применением пакера
Рис. 1137 Схема раздельного отбора нефти из двух тастов с применением концентрично расположенных колонн НКТ
Для подъема пластовой жидкости по одной колонне НКТ используют схему с двумя пакерами, устанавливаемыми выше кровли каждого пласта. Жидкость поступает из пластов во внутреннюю полость колонны НКТ через обратные клапаны и штуцеры и, смешиваясь, поднимается на поверхность. Обратные клапаны исключают возможные перетоки из пласта в пласт, а штуцеры служат для регулирования отбора жидкости из каждого пласта
Известна схема с использованием двух концентрично расположенных колонн НКТ (рис II 37) При этом в скважину опускают два ряда НКТ первый ряд 2 до забоя скважины, второй 3 — ниже подошвы верхнего пласта Один пакер 5 устанавливают между эксплуатационной колонной 1 и наружным рядом НКТ, второй 4 — между наружным и внутренним рядами НКТ. Наружный ряд 2 перфорирован у нижнего // и верхнего / пластов
При эксплуатации пластовая жидкость поднимается из нижнего пласта по внутренней полости внутреннего ряда НКТ, а из верхнего пласта — по кольцевому каналу между наружной и внутренней колоннами.
7—572
97
Рис. 11.38. Общий вид сдвоенной фонтанной арматуры
По схеме с применением параллельных рядов НКТ на более длинной колонне устанавливают пакер, изолирующий нижний пласт от верхнего. Вторую колонну спускают параллельно первой, и ее башмак располагают выше пакера в зоне перфорации верхнего пласта. Аналогичным образом может быть реализована схема раздельного отбора пластовой жидкости для трех и более пластов.
При раздельной эксплуатации фонтанирующих пластов используют сдвоенную фонтанную арматуру (рис. IL38) тройни-кового типа. Над колонной головкой устанавливают трубную головку, состоящую из крестовины Я к боковым фланцам которой присоединены задвижки 10. В верхнюю коническую расточку крестовины вставлены два конических трубодержателя 7 и 8, на которых подвешены параллельные колонны труб. Над крестовиной устанавливают двухпроходной переводник 6. К его верхнему фланцу крепят сдвоенную прямоточную задвижку 5. Для регулирования режима работы пластов предусмотрены устьевые штуцера, смонтированные в двух струнных выкидных линиях 1 и 4. В верхней части арматуры на прямоточной цент-
98
ральной задвижке 3 установлены лубрикаторы 2. В описанном оборудовании оригинальным узлом является крестовина 9 с коническими трубодержателями, остальные узлы и детали заимствованы из фонтанной арматуры.
Конструкция оборудования устья позволяет последовательный спуск насосно-компрессорных труб, работу с клиновыми захватами и элеваторами, использование превентора и проведение прямой и обратной промывок скважины.
Оборудование устья устанавливают на фланец кондуктора, навинченный на верхнюю его трубу, и крепят посредством болтов. К верхнему фланцу крестовины крепят упорный фланец с упорной шайбой, имеющей отверстия, через которые пропущены удерживаемые колонны НКТ. Выше упорного фланца расположен фланец с ввинченным патрубком для размещения превентора.
Опыт эксплуатации скважин показал, что:
использование концентрически расположенных колонн резко усложняет глубинные исследования пласта, эксплуатируемого по кольцевому пространству, и затрудняет удаление парафина; ухудшает условия фонтанирования, так как жидкость течет по кольцевому каналу с высоким гидравлическим сопротивлением, увеличенным вследствие наличия муфтовых соединений;
применение концентрически расположенных колонн позволяет эксплуатировать пласты с применением эксплуатационной колонны меньшего диаметра по сравнению с диаметрами колонн НКТ;
использование в качестве канала кольцевого пространства между эксплуатационной колонной и НКТ нежелательно, так как приводит к абразивному изнашиванию эксплуатационной колонны.
Схема фонтан—механизированный способ. Такую схему используют в том случае, когда один из пластов не обладает достаточной энергией для фонтанирования.
Используют следующие варианты: фонтан—ШСН, ШСН — фонтан; фонтан — ЦЭН, ЦЭН — фонтан; фонтан—ГПН, ГПН— фонтан. Кроме того, применяют схемы газлифт — фонтан и фонтан — газлифт.
При работе по схеме насос — фонтан в скважину на колонне труб спускают пакер, разобщающий верхний и нижний пласты. Жидкость из нижнего пласта поступает на прием сква-жинного насоса и поднимается по внутренней полости НКТ. Привод скважинного насоса осуществляется балансирным станком-качалкой. Пластовая жидкость из верхнего фонтанирующего пласта поднимается по кольцевому каналу, образованному эксплуатационной колонной и НКТ. Расход жидкости регулируется на устье с помощью штуцера.
Схема насос — насос. Эту схему применяют тогда, когда для обоих пластов необходим механизированный способ
7* 99
х
Рис. 11.39. Схема раздельного отбора нефти из двух пластов ШСН (одним рядом труб)
Рис. 11.40. Схема раздельного отбора нефти из двух пластов ШСН (двумя параллельными рядами труб)
добычи нефти Такая схема сложна, так как оба способа требуют подвода энергии к двум насосам. Это усложняет конструкцию оборудования и затрудняет подземный ремонт и исследование пластов.
Обычно применяют следующее сочетание внутрискважинно-го оборудования штанговых скважинных насосов, подвешенных на одной колонне штанг. Оборудование (рис. 11.39) включает в себя колонну НКТ с пакером 3, установленным между продуктивными пластами 2 и 5; выше и ниже пакера располагают скважинные насосы / и 4, плунжеры которых приводятся в действие одной колонной штанг. Колонна штанг перемещается балансирным станком-качалкой.
Продукция нижнего пласта поступает на прием нижнего насоса по внутренней полости НКТ через цилиндр и клапаны
EGO
поршня верхнего насоса Продукция верхнего пласта поступает на прием верхнего насоса и, смешиваясь в цилиндре с продукцией нижнего пласта, поднимается по колонне НКТ.
Диаметры насосов подбирают таким образом, чтобы производительность верхнего насоса была больше и обеспечивала пропуск продукции нижнего и верхнего пластов.
Применяют также схемы ШСН—ШСН с параллельными рядами НКТ (рис II 40). Наземное оборудование состоит из ба-лансирного станка-качалки со специальной головкой 1, на которой закреплены две канатные подвески 2, или же из двух балансирных станков-качалок с независимыми канатными подвесками и устьевого оборудования 3
Подземное оборудование состоит из двух колонн НКТ 4 и 5, одна из которых (4) несет скважинный насос 7 для эксплуатации нижнего пласта и пакер 8, вторая колонна НКТ 5 (или же колонна полых штанг) несет скважинный насос 6 для эксплуатации верхнего пласта По сравнению с предыдущей эта схема позволяет эксплуатировать оба пласта независимо друг от друга, но имеет большую металлоемкость.
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ
1 Какие способы добычи нефти и газа Вы знаете?
2 Какие условия нужно соблюдать при вскрытии пласта в процессе бурения для обеспечения успешного освоения скважины^
3 Какие типовые конструкции забоев скважин Вы знаете?
4 Каково назначение колонной головки? Из каких основных частей состоит колонная головка простейшей конструкции?
5 Что понимают под освоением скважин?
6 Назовите способы вызова притока жидкости
7 Какие методы освоения скважин Вы знаете? „
8 В чем сущность поршневания и как оно производится?
9. При каком условии возможно фонтанирование скважины?
10 Что является показателем эффективности фонтанного способа добычи нефти?
11 Что называют газовоздушным подъемником и какие их конструкции Вы знаете?
12 В чем сходство и отличие компрессорного, бескомпрессорного и внутрискважинного газлифтов?
13 В чем преимущества газлифта по сравнению с эрлифтом^
14 Объясните функции фонтанной арматуры и из каких частей она состоит?
15 Для чего предусмотрен воздушный манифольд? Объясните принцип его работы.
16 Что такое штуцер и для чего он предусмотрен?
17 Какое внутрискважинное оборудование применяют для предупреждения открытого фонтанирования?
ЮГ
18. Из каких частей состоит клапан-отсекатель и как он работает?
19. Какие пакеры применяют с клапанами-отсекателями?
20. Как устроен клапан-отсекатель с дистанционным управлением?
21. Какими устройствами оснащают пакер с клапаном-отсе-кателем?
22. Какие комплексы управления скважинными отсекателя-ми (КУСА) Вы знаете?
23. Как осваивают скважину методом аэрации с помощью воздушного манифольда?
24. Что представляют собой газлифтные клапаны и с какой целью их применяют?
25. Как подразделяются глубиннонасосные установки?
26. Расскажите о принципиальной схеме работы насосной установки.
27. Назовите основные узлы станка-качалки.
28. Для чего предусмотрено устьевое оборудование глубин-нонасосных скважин?
29. Что такое канатная подвеска?
30. Какая разница между невставными и вставными скважинными насосами?
31. Из каких основных узлов состоит насос НСВ1? Объясните принцип его действия.
32. Из каких основных узлов состоит насос НСН1? Объясните принцип его действия.
33. Какие защитные приспособления, применяемые в насосной установке, Вы знаете?
34. Из каких основных частей состоит установка ПЦЭН?
35. Что Вы знаете об эксплуатации газовых скважин?
36. Какие гидродинамические методы исследования скважин Вы знаете?
37. Расскажите об индикаторной диаграмме.
38. Что такое коэффициент продуктивности?
39. Как устанавливают оптимальный режим эксплуатации фонтанной скважины?
40. Расскажите об исследовании компрессорных скважин и о кривой Q = f(VG).
41. Что такое динамометрирование?
42. Какими способами можно раздельно эксплуатировать два пласта одной скважиной?
43. Какие схемы оборудования используют для раздельной эксплуатации двух пластов фонтанным способом?
44. Какие схемы оборудования используют для эксплуатации двух пластов механизированным способом?

На главную страницу