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 9
РАЗРАБОТКА ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ
И ТЕХНОЛОГИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН
СТРУЙНЫМИ НАСОСАМИ
9.1.ТАНДЕМНАЯ УСТАНОВКА "ЭЦН-СТРУЙНЫЙ НАСОС" С ВСТАВНЫМ СТРУЙНЫМ НАСОСОМ
Тандемные установки, оборудованные стационарным струйным насосом, эффективно используются в тех скважинах, где приток из пласта после бурения или ремонта недостаточен для освоения скважин УЭЦН. Применение специальной технологии запуска тандемной установки позволяет вывести такие скважины на рабочий режим. Кроме того, рабочий режим тандемной установки заранее проектируется с учетом максимального использования энергии свободного газа, попадающего в НКТ через струйный насос из затрубного пространства. В этих условиях с учетом относительно невысоких отборов жидкости возможное несоответствие фактических характеристик системы ЭЦН-пласт (т.е. параметров рабочей и инжектируемой среды на входе в струйный насос) с заранее рассчитанным геометрическим параметром спущенного струйного насоса не оказывает существенного влияния на подачу тандемной установки. Таким образом, проблема смены струйного насоса с целью оптимизации работы тандемной установки для указанной категории скважин практически отсутствует, хотя возможен ремонт струйного насоса, требующий его подъема на поверхность.
В обводненных высокодебитных скважинах с нормальным притоком жидкости из пласта после ремонта подбор оптимальной характеристики струйного насоса очень важен, так как в противном случае может произойти значительный недобор нефти. Поэтому необходимо определить фактические характеристики ЭЦН и пласта с максимальной точностью, а также сменить струйный насос с целью оптимизации его геометрических параметров. Очевидно, что использование стационарного струйного насоса с неоптимальной геометрией проточной части существенно затрудняет получение информации о рабочих параметрах спущенного ЭЦН, а смена струйного насоса связана с полным подъемом погружного оборудования тандемной установки.
Таким образом, для этой категории скважин более обоснованно применение тандемной установки с вставным струйным насосом, если при этом обеспечена возможность многоразового спуска-подъема, а также надежная фиксация и герметизация насоса в подъемных трубах. Одновременно должно быть предусмотрено перекрытие всасывающих каналов, соединяющих затрубное пространство в месте посадки струйного насоса. Это позволит произвести запуск тандемной установки и освоение скважины после ремонта без струйного насоса, уточнить про-
357
Рис. 9.1. Схема погружного оборудования тандемной установки "УЭЦН + струйный насос" при запуске скважины
1 - колонна НКТ; 2 - электроцентробежный насос; 3 — корпус струйного насоса; 4,5 — верхний и нижний посадочные узлы; 6 - каналы подвода инжектируемой среды; 7 - кольцевая канавка; 8 -съемная втулка; 9, 10 - верхний и нижний уплотнительные элементы; 11 - корпус замкового устройства; 12 - отверстия замкового устройства; 13 — пазы замкового устройства; 14 -стопорная головка; 15 - патрубок; 16 - упругий элемент; 17 - фиксатор; 18 - ловильная головка
дуктивную характеристику скважины, а также фактическую рабочую характеристику спущенного ЭЦН непосредственно перед спуском струйного насоса. С помощью полученных исходных данных можно обоснованно выбрать оптимальные геометрические параметры струйного насоса, а значит, достигнуть максимального КПД установки. Указанные требования к конструкции вставного струйного насоса положены в основу при разработке погружного оборудования тандемной установки, которая совместно выполнена фирмами "Инжектор" и АО "Нижневартовск-нефть".
Основная особенность конструктивного выполнения струйного насоса заключается в том, что он разделен на корпус, стационарно расположенный на колонне подъемных труб, и собственно струйный насос, который устанавливается в корпусе с поверхности с помощью канатной техники. Корпус струйного насоса расположен
на расчетной глубине и снабжен двумя посадочными узлами, между которыми находятся каналы подвода инжектируемой жидкости.
Струйный насос содержит два блока наружных уплотнительных элементов и снабжен замковым устройством, с помощью которого он удерживается в корпусе при работе тандемной установки.
В процессе запуска и уточнения характеристик скважины и ЭЦН в корпусе струйного насоса помещается съемная полая втулка, перекрывающая каналы подвода инжектируемой среды и разобщающая затрубное пространство и полость подъемных труб. Перед спуском струйного насоса втулка извлекается с помощью канатной техники. На рис. 9.1 представлена схема погружной части тандемной уста-
358
Рис. 9.2. Схема погружного оборудования тандемной установки "УЭЦН + + струйный насос" при эксплуатации скважины
1 - колонна НКТ; 2 - электроцентробежный насос; 3 - корпус струйного насоса; 4,5 - верхний и нижний посадочные узлы; 6 -каналы подвода инжектируемой среды; 7 - кольцевая канавка; 8 - вставной струйный насос; 9 - фильтр; 10,18 - верхний и нижний уплотнительные элементы; 11 — корпус замкового устройства; 12 — отверстия замкового устройства; 13 — пазы замкового устройства; 14 - камера смешения; 15 - диффузор; 16 -упругий элемент; 17 - фиксатор; 19 -отверстия для подвода инжектируемой среды; 20 — активное сопло
новки в процессе освоения скважины, включающая колонну 1 подъемных труб, ЭЦН 2, корпус 3 струйного насоса с посадочными узлами 4 и 5, каналами 6 и кольцевой канавкой 7, внутри которого установлена съемная втулка 8, выполненная в виде двухступенчатого полого цилиндра с уп-лотнительными элементами 9 и 10. Указанная форма наружной поверхности втулки 8 позволяет повысить надежность герметизации нижнего посадочного узла 5, поскольку уплот-нительный элемент 9 нижней ступени втулки 8 не подвергается деформациям и износу при прохождении верхнего посадочного узла 4. Втулка 8
удерживается в корпусе 3 с помощью замкового устройства, которое состоит из корпуса 11, снабженного отверстиями 12, вертикальными пазами 13 и стопорной головкой 14, а также соосно размещенного патрубка 75, который снабжен упругими элементами 16 с размещенными на них фиксаторами 17 и ловильной головкой 18. Упругие элементы 16 расположены в вертикальных пазах 13 корпуса 11с возможностью продольного перемещения; при этом ход патрубка 15 вниз ограничен наклонными нижними стенками вертикальных пазов 13, а ход вверх - стопорной головкой 14. Фиксатор 17 является продолжением упругого элемента 16 и выполнен в виде прямоугольного параллелепипеда, который внизу заканчивается треугольной прямой призмой, при
359
этом ее основания параллельны боковым стенкам вертикальных пазов 13, а боковые грани образуют угол, равный удвоенному углу наклона нижней стенки вертикального паза 13 к продольной оси замкового устройства. Переход от фиксатора 77 к упругому элементу 16 выполнен в виде фаски, которая служит для создания кольцевой опорной поверхности при контакте фиксатора 77с верхней фаской кольцевой канавки 7 при закрытом замковом устройстве. Закрытое положение замкового устройства характеризуется нижним положением патрубка 75 относительно корпуса 77, при этом фиксатор 77 находится в кольцевой канавке 7 корпуса 3 и удерживается в ней нижней стенкой вертикального паза 13. Открытое положение замкового устройства характеризуется верхним положением патрубка 75 относительно корпуса 11, при этом фиксаторы 77 благодаря упругости элементов 16 могут утапливаться в вертикальных пазах 13 при прохождении сужений, что позволяет вставлять и вынимать замковое устройство из корпуса 3.
На рис. 9.2 представлена погружная часть тандемной установки в процессе эксплуатации скважины, содержащая колонну 7 подъемных труб, ЭЦН 2, корпус 3 струйного насоса с посадочными узлами 4 и 5, каналами 6 и кольцевой канавкой 7, внутри которого установлен вставной струйный насос 8, снабженный фильтром 9, уплотнительными элементами 10 и 18, отверстиями 72, активным соплом 20, камерой смешения 14, диффузором 75 и жестко связанным с ним корпусом замкового устройства 11, конструкция которого аналогична представленной на рис. 9.1. На рис. 9.2 замковое устройство не показано.
Тандемная установка работает следующим образом. Во время операции освоения скважины используется компоновка погружного оборудования, представленная на рис. 9.1. ЭЦН 2 (см. рис. 9.1) откачивает задавочную жидкость через внутреннюю полость втулки 8 и отверстия 72 замкового устройства в колонну 7 подъемных труб, и при этом каналы 6 корпуса 3 герметизированы с помощью уплотнительных элементов 9 и 10, расположенных в посадочных узлах 4 и 5. Втулка 8 удерживается в корпусе 3 замковым устройством, при этом фиксаторы 77 размещены в кольцевой канавке 7 и удерживаются в ней расклинивающим усилием, которое создается в плоскости контакта между наклонной нижней стенкой вертикального паза 13 и боковой гранью призмы фиксатора в нижнем положении патрубка 75 замкового устройства.
Для эксплуатации скважин используется компоновка погружного оборудования, представленная на рис. 9.2. Жидкость, откачиваемая ЭЦН 2 по колонне 7 подъемных труб через фильтр 9, поступает к активному соплу 20 вставного струйного насоса 8. Инжектируемая жидкость поступает в струйный насос из затрубного пространства через каналы 6 корпуса 3, отверстия 79 и увлекается активной струей, истекающей из сопла 20, в камеру смешения 14, где происходит выравнивание скоростей смешивающихся потоков. В диффузоре 75 происхо-
360
дит рост статического давления смешанного потока, который далее через каналы замкового устройства поступает в колонну подъемных труб.
В целом технология эксплуатации скважины тандемной установкой состоит из операций, последовательность которых такова: определение оптимальной глубины спуска корпуса струйного насоса, спуск погружного оборудования, освоение скважины с помощью ЭЦН, определение рабочей характеристики ЭЦН в скважинных условиях и индикаторной диаграммы скважины, выбор рабочей характеристики струйного насоса, подъем полой втулки из корпуса струйного насоса, спуск вставного струйного насоса и посадка его в корпус, контроль фиксации замкового устройства, запуск установки в работу.
Определение оптимальной глубины спуска корпуса струйного насоса имеет важное значение для обеспечения работы тандемной установки с высоким КПД. С уменьшением глубины спуска на приеме струйного насоса растет газосодержание инжектируемой жидкости и снижается его производительность. В то же время снижаются гидравлические потери в подъемной трубе, уменьшается противодавление на струйный насос, что способствует росту его производительности. Дополнительное противодавление на струйный насос возникает и в том случае, если плотность жидкости в подъемной трубе больше, чем в затрубном пространстве над струйным насосом. Указанное противодавление также уменьшается с уменьшением глубины спуска струйного насоса.
Поскольку спуск корпуса струйного насоса производится до определения фактических характеристик ЭЦН и скважины, очевидно, что глубину спуска струйного насоса необходимо устанавливать с некоторым допуском, который зависит от преобладающего влияния одного из факторов, перечисленных выше, и может быть определен для конкретной скважины на предварительном этапе расчета тандемной установки до ее спуска.
После определения оптимальной глубины спуска корпуса струйного насоса в скважину спускают погружное оборудование, включающее ЭЦН 2, корпус 3 струйного насоса со съемной втулкой 8 и фиксирующим ее замковым устройством 11, колонну 1 подъемных труб (см. рис. 9.1).
С помощью ЭЦН производят освоение скважины до получения установившегося режима работы, т.е. двух-трех устойчивых замеров дебита и динамического уровня в течение 4—6 ч.
Определяют фактическую рабочую характеристику ЭЦН в скважинных условиях и выбирают индикаторную диаграмму скважины, на основе которых рассчитывают рабочую характеристику струйного насоса.
Извлекают полую втулку из корпуса струйного насоса. Операцию производят следующим образом (см. рис. 9.1). С помощью канатной техники спускают ловитель, который входит в контакт со стопорной головкой 14 замкового устройства //. Ударами инструмента вниз замковое устройство 11 вместе с полой втулкой 8 перемещают вниз до упора, после чего ловитель захватывает ловильную головку 18 замко-
361
вого устройства. Перемещают патрубок 15 с упругими элементами 16 в верхнее положение и, выполняя удары инструментом вверх, извлекают полую втулку 8 из корпуса 3 струйного насоса.
Производят спуск и фиксацию вставного струйного насоса в корпусе 3. Стопорную головку 14 замкового устройства 11 струйного насоса 8 (на рис. 9.2) соединяют с помощью срезного штифта с канатным инструментом, спускают струйный насос 8 (на рис. 9.2) в корпус 3. Ударами инструмента вниз сажают струйный насос до упора, при этом упругие элементы 16с фиксаторами 17 на входе в кольцевую канавку 7 корпуса 3 струйного насоса утапливаются в вертикальных пазах 13 корпуса замкового устройства 11 и возвращаются в прежнее положение после того, как фиксаторы 17 войдут в кольцевую канавку 7.
Натяжкой инструмента вверх перемещают корпус замкового устройства 11. Патрубок 15 (см. рис. 9.1) при этом неподвижен, фиксаторы 17 удерживаются в кольцевой канавке 7, упираясь своей верхней фаской в верхнюю фаску канавки 7, а затем заклиниваются в ней нижней наклонной стенкой вертикальных пазов 13, что фиксирует закрытие замкового устройства.
Контроль фиксации струйного насоса осуществляют натяжкой канатного инструмента с расчетным усилием, не превышающим срезного усилия штифта, соединяющего стопорную головку 14 замкового устройства с канатным инструментом. Освобождение канатного инструмента производится ударами вверх.
Запускают тандемную установку в работу. Струйный насос может быть повторно извлечен и посажен при необходимости изменения рабочей характеристики или ремонта.
Если в процессе эксплуатации скважины на стенках откладывается парафин, то описанные выше операции следует проводить в первые дни после запуска либо после очистки внутренней поверхности НКТ. В обоих случаях перед проведением работ предварительно шаблонируют колонну НКТ над струйным насосом.
Имеющийся опыт промышленного использования тандемных установок на месторожденных АО "Нижневартовскнефть" и "Лан-гепаснефтегаз" позволяет рассматривать такие установки в качестве надежного средства эксплуатации скважин.
Серьезный практический интерес представляют и струйные насосные установки с наземным приводом, которые кратко освещены в следующем разделе.
9.2. СТРУЙНАЯ НАСОСНАЯ УСТАНОВКА С НАЗЕМНЫМ ПРИВОДОМ
При эксплуатации струйных насосных установок (СНУ) одной из главных задач является обеспечение надежного контроля за герметичностью основных элементов погружного оборудования. Суть проблемы заключается в том, что система скважина-СНУ при любой схеме компоновки погружного оборудования содержит три смежные
362
полости с различными давлениями движущейся в них жидкости. При этом каждая из полостей гидравлически связана с погружным струйным насосом. Так, например, при однотрубной схеме СНУ с пакером по колонне НКТ к струйному насосу движется рабочая жидкость высокого давления, в подпакерном пространстве — инжектируемая жидкость низкого давления, в затрубном надпакерном пространстве - выходящий из струйного насоса смешанный поток, давление в котором определяется весом столба газожидкостной смеси над струйным насосом и гидравлическими потерями. Следовательно, одним из важных условий нормальной эксплуатации СНУ является герметичность элементов погружного оборудования, образующих указанные каналы движения основных потоков в скважине. Поэтому контроль герметичности -основная операция при запуске СНУ в работу.
Сложность данной операции для упомянутой однотрубной схемы СНУ состоит в том, что погружной струйный насос содержит открытые отверстия для выхода смешанного потока. Таким образом, затрубное пространство всегда гидравлически связано с полостью НКТ и подпакерным пространством при неработающей СНУ. Это означает, что создание опрессовочного давления только в одном из этих каналов невозможно без применения специального опрессовочного устройства. Здесь необходимо отметить, что раздельная опрессовка основных элементов погружного оборудования является необходимым условием для определения возможных источников негерметичности. Кроме того, особенностью опрессовки пакера является то, что в зависимости от поглощающей (принимающей) способности продуктивного пласта опрессовочное давление на пакер необходимо подавать снизу (в подпакерное пространство) или сверху (в надпакерное затрубное пространство).
Поэтому опрессовочное устройство должно обеспечивать раздельный и последовательный контроль герметичности элементов погружного оборудования СНУ. Рассмотрим вариант решения данной задачи для однотрубной схемы СНУ, предложенный совместно фирмами "Инжектор" и АО "Нижневартовскнефть".
На рис. 9.3 представлена схема погружного оборудования СНУ, включающего НКТ 1, корпус 2 струйного насоса, пакер 3, приемный патрубок 4. В корпусе 2 струйного насоса выполнены радиальные каналы 5, сообщающие посадочное гнездо 6 и каналы 7 подачи инжектируемой жидкости, а также стационарно размещен диффузор 8, сообщающийся посредством отверстий 9 с кольцевым пространством скважины.
Компоновка погружного оборудования при опрессовке НКТ 1 и опрессовке пакера 3 сверху представлена на рис. 9.4. В посадочном гнезде б корпуса 2 струйного насоса размещено спускаемое опрессовочное устройство, включающее сердечник 10 и подъемный узел //. На поверхности сердечника имеются два блока 12 уплотнений и кольцевая проточка 13, которая с помощью радиальных отверстий 14 сообщается с центральным каналом/5 сердечника. Подъемный узел 11 со-
363
Рис. 9.3. Схема погружного оборудования струйной насосной установки
/ - колонка НКТ; 2 - корпус струйного насоса; 3 - пакер; 4 - приемный патрубок; 5 - радиальный канал; 6 - посадочное гнездо; 7 - канал подвода инжектируемой среды; 8 - диффузор; 9 - отверстие; 10 - сердечник; 11 - подъемный узел; 12 - уплотнительные узлы; 13 - кольцевая проточка; 14 - радиальное отверстие; /5 — центральный канал сердечника; 16- осевой канал подъемного узла; 17 - фильтр; 18 — ловильная головка; 19 - центратор; 20 - разъемное соединение; 21 - съемная заглушка
Рис. 9.4, Схема погружного оборудования струйной насосной установки при опрессовке пакера сверху
Условные обозначения те же, что и на рис. 9.3
364
Рис 9 5 Схема погружного оборудования струйной насосной установки при опрессовке пакера снизу
Условные обозначения те же, что и на рис 9 3
Рис 9 6 Схема погружного оборудования струйной насосной установки при эксплуатации скважины
1 - колонна НКТ, 2 - корпус струйного насоса, 3 - пакер, 4 - приемный патрубок, 5 - радиальный канал, 6 - посадочное гнездо, 7 - канал подвода инжектируемой среды, 8 - диффузор, 9 — отверстие, 10 - вставная часть струйного насоса 11 — подъемный узел, 12 - начальный участок диффузора, 13 - радиальное отверстие, 14 - кольцевая проточка, 75 - активное сопло, 16 - осевой канал подъемного узла, 17 - фильтр, 18 -ловильная головка, 19 - центратор, 20 - разъемное соединение, 21 - камера смешения
365
держит осевой канал 16, фильтр 17, ловильную головку 18, съемный центратор 19 и крепится к сердечнику 10 разъемным соединением 20, в котором размещена съемная заглушка 21, разобщающая каналы 75 и 76.
Компоновка погружного оборудования при опрессовке пакера снизу представлена на рис. 9.5. Элементы оборудования аналогичны приведенным на рис. 9.3, отсутствует лишь съемная заглушка 21 в центральном канале 15 опрессовочного устройства.
На рис. 9.6 приведена компоновка погружного оборудования СНУ при рабочем положении струйного насоса. В посадочном гнезде 6 расположена вставная часть 10 струйного насоса, включающая камеру 21 смешения, начальный участок диффузора 12, радиальные отверстия 13 подачи инжектируемой жидкости, размещенные в кольцевой проточке 14, активное сопло 75, подъемный узел 77, содержащий осевой канал 16, фильтр 17, ловильную головку 18, съемный центратор 79. Подъемный узел 77 и вставная часть 10 крепятся с помощью соединения 20, при этом одновременно фиксируется активное сопло 75.
Запуск скважинкой насосной установки осуществляется следующим образом. В скважину спускают погружное оборудование, представленное на рис. 9.3, включающее НКТ 7, корпус 2 струйного насоса, пакер 3, приемный патрубок 4, и определяют приемистость продуктивного пласта путем закачки жидкости в затрубное пространство скважины В корпус 2 струйного насоса опускают опрессовочное устройство с заглушенным центральным каналом 75 (на рис. 9.4), создают давление опрессовки в полости НКТ и выдерживают его в течение 30 мин. Снижают давление и производят посадку пакера в эксплуатационной колонне Начиная с этого момента порядок операций по опрессовке пакера зависит от определенной ранее характеристики продуктивного пласта. Для скважин с принимающим продуктивным пластом порядок опрессовки пакера следующий. В НКТ создают давление фиксации опрессовочного устройства, величина которого определяется из соотношения
Лзпр эк < Рф < Ропр НКТ. (9-1)
где Ропр эк - давление опрессовки эксплуатационной колонны скважины; Рф - давление фиксации опрессовочного устройства, создаваемое в НКТ; Т'опрнкт - давление опрессовки НКТ.
Затем в затрубном пространстве создают давление опрессовки пакера, величина которого определяется из соотношения
1,2Д7>р<,Ропрп<7>опрэк, (9-2)
где ДРр — расчетный перепад давлений на пакер в процессе работы установки; /*ОПр п - давление опрессовки пакера.
После опрессовки плавно снижают давление в затрубном и трубном пространствах скважины и поднимают опрессовочное устройство на поверхность.
Для скважин, у которых приемистость продуктивного пласта отсут-
366
ствует, порядок опрессовки следующий. Опрессовочное устройство поднимают на поверхность, извлекают герметизирующий элемент 21 (см. рис. 9 4) из центрального канала 75 сердечника 10, а опрессовочное устройство устанавливают в корпусе 2 струйного насоса, как показано на рис. 9.5. При открытом затрубном пространстве в полости подъемных труб создают давление опрессовки, которое через каналы 15 и 16, радиальные отверстия 14 опрессовочного устройства, радиальные отверстия 5 и каналы 7 корпуса 2 струйного насоса передается в подпакерное пространство скважины. После опрессовки пакера давление в НКТ плавно снижают, опрессовочное устройство поднимают на поверхность. Дальнейшие операции по запуску скважины и насосной установки заключаются в следующем Производят замену жидкости глушения в скважине на рабочий агент. В корпус струйного насоса устанавливают вставную часть. По НКТ к струйному насосу подают рабочий агент, который, истекая из сопла 15 (см. рис. 9.6), увлекает инжектируемую жидкость, поступающую из подпакерного пространства через каналы 7 и отверстия 5 и 13, в камеру смешения 21 и далее через диффузор 8 в затрубное пространство скважины.
Разработанные схемы установок со струйными насосами нашли достаточно широкое применение при эксплуатации скважин различных месторождений Западной Сибири.
На главную страницу