Эксплуатация скважин винтовыми, гидропоршневыми, диафрагменными и струйными насосами



Принципиальная схема установок винтовых электронасосов (УЭВН) аналогична схеме УЭЦН. Основная отличительная особенность состоит в использовании винтового насоса и тихоходного электродвигателя. Они оказались эффективными при работе на вязких жидкостях. Рабочий орган винтового электронасоса – однозаходный червячный винт, вращающийся в обойме. Внутренняя поверхность обоймы представляет собой двухзаходную винтовую поверхность, соответствующую однозаходному винту. Шаг винтовой поверхности в два раза больше шага винта. При размещении винта в обойме между ними образуется ряд замкнутых полостей, при вращении винта перемещающихся от приёма насоса к его выходу. Винт изготовлен из стали или титанового сплава, резиновая обойма размещена в стальном корпусе.

Установки винтовых насосов с поверхностным приводом включают винтовой насос и колонну насосных штанг в скважине, вращение которой обеспечивает работу скважинного винтового насоса. Колонну штанг вращает электродвигатель, расположенный на устье скважины.

Отличительная особенность эксплуатации скважин гидропоршневыми насосами – передача энергии к погружному поршневому насосу потоком жидкости, подаваемым с поверхности. Гидропоршневая насосная установка (ГПНУ) включает скважинный насос и гидродвигатель с золотниковым распределителем, объединённые в один агрегат (гидропоршневой погружной насосный агрегат). Блок подготовки рабочей жидкости и силовой насосный блок находятся на поверхности. Рабочая жидкость непрерывно нагнетается с поверхности силовым насосом насосного блока в скважину и приводит в действие гидродвигатель. По принципу действия скважинные гидропоршневые насосы можно разделить на насосы одинарного, двойного и дифференциального действия.

Диафрагменные насосы – насосы объёмного типа. Их основной рабочий элемент – расположенная в верхней части насоса диафрагма, меняющая свое положение (вниз, вверх). При прогибании диафрагмы вниз в наддиафрагменную полость насоса через всасывающий клапан поступает скважинная жидкость; при прогибании вверх эта жидкость через нагнетательный клапан выдавливается в насосно-компрессорные трубы. Колебательные движения диафрагмы обеспечиваются с помощью погружного электродвигателя, специального поршня с пружиной и эксцентрика, размещённых в нижней части погружного агрегата (ниже диафрагмы). Диафрагменные насосы эффективны при откачке коррозионно-активной жидкости, содержащей мехпримеси. Откачиваемая жидкость не контактирует с подвижными элементами насоса, с помощью которых обеспечивается изменение положения диафрагмы.

Струйные насосы(CН), применяемые при эксплуатации добывающих скважин, состоят из трёх основных элементов – канала подвода рабочего агента с соплом, канала подвода инжектируемой (откачиваемой) жидкости, камеры смешения и диффузора (рис. 6.12). Рабочий агент (обычно жидкость, например – вода) под давлением подаётся через сопло в камеру смешения, при этом потенциальная энергия (энергия давления) агента частично преобразуется в сопле в кинетическую энергию. За счет этого в поток рабочего агента подмешивается (втягивается) откачиваемая жидкость. Рабочий агент и эта жидкость перемешиваются в камере смешения и поступают в диффузор (расширяющейся канал), в котором часть кинетической энергии смешанного потока преобразуется в потенциальную энергию. Таким образом, в струйном насосе происходит двойное преобразование гидравлической энергии без создания избыточного (дополнительного) напора на выходе для рабочего агента. Основное преимущество струйных насосов – отсутствие подвижных элементов (частей), основной недостаток – невысокий КПД. Рабочий агент нагнетается в скважину к струйному насосу с поверхности.

 

Рис. 6.12. Принципиальная схема струйного насоса (эжектора):
I – рабочая жидкость; II – инжектируемая жидкость; III – смесь рабочей (инжектирующей) и инжектируемой жидкостей

Рабочий агент (инжектирующая жидкость) I подается по каналу 1 в рабочее (активное) сопло 2, размещенное внутри приемной части 4 камеры смешения 5. По каналу 3 подводится инжектируемая жидкость II. В активном сопле 2 часть потенциальной энергии рабочего агента преобразуется в кинетическую энергию струи рабочей жидкости. При вытекании струи рабочей жидкости в приемную часть камеры смешения давление в ней (между срезом рабочего сопла и началом цилиндрической части камеры) понижается, в результате часть инжектируемой жидкости подхватывается рабочей жидкостью. В камере 5 при турбулентном смешении двух потоков часть кинетической энергии рабочего агента передается инжектируемой жидкости. Этот процесс сопровождается выравниванием скоростей и давлений потоков. В диффузоре 6, куда поступает смешанный поток, часть кинетической энергии потока преобразуется в потенциальную энергию. Потенциальная энергия рабочей жидкости определяется давлением Р1, смешанного потока на выходе из струйного насосам (СН) – давлением Р3. Давление инжектируемой жидкости на входе в СН (Р2) меньше давления Р1 и Р3.

6.8. Гидродинамические, потокометрические
и термометрические исследования скважин

Основная задача исследований залежей и скважин – получение информации о них для подсчёта запасов нефти и газа, проектирования, анализа, регулирования разработки залежей и эксплуатации скважин.

Гидродинамические методы исследования – метод установившихся отборов и метод восстановления давления – основаны на измерении дебитов и забойных давлений (или их изменений во времени). По данным гидродинамических исследований можно определить коэффициенты продуктивности (приёмистости) скважин, проницаемость призабойной и удалённой зон пласта, гидропроводность пласта, пластовое давление, пьезопроводность, подвижность. Задачи исследований: контроль продуктивности скважин; изучение влияния режима их работы на производительность; оценка фильтрационных параметров пласта. Метод установившихся отборов позволяет определить параметры призабойной зоны пласта. Метод восстановления давления или неустановившихся отборов характеризует параметры пласта в удаленной зоне.

Исследование фонтанных скважин необходимо для установления правильного режима эксплуатации. Исследования проводятся как методом пробных откачек, так и по кривой восстановления забойного давления после остановки скважины. Метод пробных откачек применяют при исследовании для определения продуктивной характеристики скважин и установления технологического режима ее работы, а исследование по кривой восстановления забойного давления – для определения параметров пласта.

Кроме этого, периодически ведут отбор проб для определения свойств нефти. Идея метода пробных откачек – в замене (4–5 раз) штуцеров и измерении параметров. Глубинные измерения производятся глубинными приборами (манометрами), которые лебедками (ручными, механизированными) спускают в скважину на стальной проволоке диаметром от 0,6 до 2,0 мм.

По данным исследования строят графики зависимости дебита скважины Q от забойного давления Рзаб или от величины депрессии ΔР, т.е. перепада между пластовым и забойным давлениями (ΔР = РплРзаб). Такие графики называются индикаторными диаграммами скважин. По форме линии индикаторных диаграмм (рис. 6.13) могут быть прямыми (линия 1), выпуклыми (линия 2) и вогнутыми (линия 3) относительно дебитов.

Для добывающих скважин могут быть построены прямолинейные диаграммы (когда эксплуатируется пласт с водонапорным режимом и приток однородной жидкости в скважину происходит по линейному закону фильтрации); криволинейные – с выпуклостью, обращенной к оси дебитов; и диаграммы, одна часть которых прямолинейна, а другая при увеличении депрессии и дебитов – криволинейна (линия 4). Искривление индикаторной линии обычно происходит вследствие нарушения линейного закона фильтрации.

Во всех случаях, когда залежь эксплуатируется на режиме, отличающемся от водонапорного, индикаторная линия будет выпуклой по отношению к оси дебитов.

Форма индикаторной линии может быть вогнутой по отношению к оси дебитов (линия 3). Поэтому в тех случаях, когда получают вогнутые индикаторные линии, исследование на приток считают неудовлетворительным и его необходимо повторить.

Рис. 6.13. Индикаторные диаграммы

Приток жидкости к забою скважины определяется зависимостью

Q = K(РплРзаб)n,                                (6.8)

где K – коэффициент продуктивности; n – коэффициент, показывающий характер фильтрации жидкости через пористую среду.

При линейном законе фильтрации n = 1 (индикаторная линия – прямая). Линию, выпуклую к оси дебитов, получают при n > 1, а вогнутую – при n < 1.

При линейном законе фильтрации уравнение (6.8) принимает вид

Q = K(РплРзаб).                                 (6.9)

Коэффициентом продуктивности добывающей скважины K называется отношение ее дебита к перепаду (депрессии) между пластовым и забойным давлениями, соответствующими этому дебиту:

K = Q /(РплРзаб) = Q /∆Р.                 (6.10)

Если дебит измерять в т/сут (м3/сут), а перепад давления в 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.

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.

Потокометрические методы – скважинные дебито- и расходометрические исследования – позволяют выделить в общей толщине пласта работающие интервалы и установить профили притока в добывающих и профили поглощения (приёмистости) в нагнетательных скважинах. При исследовании в работающую нагнетательную скважину на электрическом кабеле спускают скважинный прибор – расходомер (в добывающую скважину – дебитомер), датчик которого подаёт на поверхность электрический сигнал, соответствующий расходу жидкости. По данным измерений строят расходо – или дебитограмму, по которым выделяют работающие интервалы, определяют их долевое участие в общем расходе и оценивают степень охвата разработкой по толщине пласта.

Профилем притока или приемистости называют график зависимости количества Q жидкости (газа), поступающей из единицы мощности (или в нее) эксплуатируемого разреза, от глубины ее залегания. Профиль притока жидкости при движении ее вверх по стволу скважины называется профилем притока, при движении вниз – профилем приемистости.

Изучение профилей притока и приемистости начинается на начальном этапе эксплуатации скважины и продолжается периодически в течение всего срока нахождения ее в составе действующего фонда скважин. Дифференциальный профиль строится по расчетным значениям удельного дебита (расхода) qi с помощью формулы

qi = (Qi max – Qi min ) / ∆l,                         (6.11)

где Qi maxQi min – соответственно расход в верхней и нижней точках изучаемого интервала глубин, относящихся к глубинам lверх и lниж; ∆l = lниж lверх – величина выбранного интервала. По этому профилю определяются расходы жидкости по отдельным участкам ствола скважины (рис. 6.14).

Рис. 6.14. Пример построения профилей притока:
1 – точечные замеры, 2 – интервал перфорации

Термометрические исследования скважин позволяют изучить распределение температуры в длительно простаивающей (геотерма) или в работающей (термограмма) скважинах, по которым можно определить геотермический градиент, выделить работающие и обводнённые интервалы пласта, контролировать техническое состояние скважины. По данным термометрических исследований скважин выделяют продуктивные горизонты, определяют границы кровли и подошвы пласта, находят интервалы поглощений жидкости. По эпюре распределения температур в стволе скважины определяют: глубину, на которой начинает выделяться парафин; места нарушения герметичности колонны труб; техническое состояние обсадной колонны; высоту подъёма цементного кольца; наличие затрубной циркуляции вод.

Прослеживание фронта распространения по пласту закачиваемой воды базируется на различии температуры нагнетаемой жидкости и пластовых вод. Обводненный пласт, в который обычно закачивается вода с меньшей температурой, чем пластовая, отмечается на термограмме отрицательной аномалией по сравнению с геотермой Г (рис. 6.15) [8].

Рис. 6.15. Выделение обводненного участка пласта
по данным термометрии: 1 – обводненный нефтеносный песчаник;
2 – глина; 3 – нефтеносный песчаник; h – часть пласта,
обводненная нагнетаемой водой

Обводненный пласт определяется по положению точки, характеризующейся минимальной температурой Dt, и определяется ее отклонением Dt от геотермы Г, т.е. интервал прорыва закачиваемых вод по пласту регистрируется отрицательной температурной аномалией. Точки пересечения линии, проведенной на расстоянии Dt/2 параллельно геотерме, с термограммой определяют интервал прохождения температурного фронта нагнетаемых вод.

Общим признаком затрубной циркуляции между пластами-коллекторами является резкое понижение геотермического градиента в интервале перетока, вплоть до нулевых значений.

Нефтеотдающие интервалы отмечаются положительными приращениями температуры, обводнившиеся – пониженными значениями относительно соседних участков.

Подземный ремонт скважин

Нарушение работы добывающих скважин в процессе эксплуатации приводит к полному прекращению подачи жидкости или существенному её снижению, что связано обычно с выходом из строя подземного или наземного оборудования. При нарушении работы нагнетательной скважины прекращается закачка воды в пласт через эту скважину для поддержания давления в залежи.

Все работы по вводу скважин в эксплуатацию связаны со спуском в них оборудования: НКТ, глубинных насосов, насосных штанг и т.п. В процессе эксплуатации скважин фонтанным, компрессорным или насосным способом нарушается их работа, что выражается в постепенном или резком снижении дебита, иногда даже в полном прекращении подачи жидкости. Работы по восстановлению заданного технологического режима эксплуатации скважины связаны с подъемом подземного оборудования для его замены или ремонта, очисткой скважины от песчаной пробки желонкой или промывкой, с ликвидацией обрыва или отвинчивания насосных штанг и другими операциями.

Изменение технологического режима работ скважин вызывает необходимость изменения длины колонны подъемных труб, замены НКТ, спущенных в скважину, трубами другого диаметра, УЭЦН, УШСН, ликвидации обрыва штанг, замены скважинного устьевого оборудования и т.п. Все эти работы относятся к подземному (текущему) ремонту скважин и выполняются специальными бригадами по подземному ремонту.

Более сложные работы, связанные с ликвидацией аварии с обсадной колонной (слом, смятие), с изоляцией, появившейся в скважине воды, переходом на другой продуктивный горизонт, ловлей оборвавшихся труб, кабеля, тартального каната, или какого-либо инструмента, гидравлический разрыв пласта (ГРП) относятся к категории капитального ремонта.

Работы по капитальному ремонту скважин выполняют специальные бригады. Задачей промысловых работников, в том числе и работников подземного ремонта скважин, является сокращение сроков подземного ремонта, максимальное увеличение межремонтного периода работы скважин.

Высококачественный подземный ремонт – главное условие увеличения добычи нефти и газа. Чем выше качество ремонта, тем больше межремонтный период и тем эффективнее эксплуатация скважины.

Под межремонтным периодом работы скважин понимается продолжительность фактической эксплуатации скважины от ремонта до ремонта, т.е. время между двумя последовательно проводимыми ремонтами.

Продолжительность межремонтного периода работы скважины обычно определяют один раз в квартал (или полугодие) путем деления числа скважино-дней, отработанных в течение квартала (полугодия), на число подземных ремонтов за то же рабочее время в данной скважине.

Для удлинения межремонтного периода большое значение имеет комплексный ремонт – ремонт наземного оборудования и подземный ремонт скважины. Чтобы гарантийный срок работы скважины был выдержан, ремонт наземного оборудования должен быть совмещен с подземным ремонтом. Поэтому на промысле заранее должны быть составлены комплексные графики на подземный ремонт и на ремонт наземного оборудования.

Коэффициент эксплуатации скважин – отношение времени фактической работы скважин к их общему календарному времени за месяц, квартал, год.

Коэффициент эксплуатации всегда меньше 1 и в среднем по нефте- и газодобывающим предприятиям составляет 0,94–0,98, т.е. от 2 до 6 % общего времени приходится на ремонтные работы в скважинах.

Текущий ремонт выполняет бригада по подземному ремонту (НГДУ). Организация вахтовая – 3 чел.: оператор с помощником у устья и тракторист-шофер на лебедке.

Капитальный ремонт выполняют бригады капитального ремонта, входящие в состав сервисных предприятий нефтяных компаний.


Дата добавления: 2018-02-15; просмотров: 341; ЗАКАЗАТЬ РАБОТУ