Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 [ 60 ] 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70

колонны НКТ, одного или двух ЭЦН, забойных регуляторов дебита, а также осуществление попеременного отбора.

Среди предложенного оборудования с использованием ШСН можно выделить схемы с подвеской двух насосов (вставных, невставных, дифференциальных) на одной колонне штанг, О применением параллельных колонн НКТ (для эксплуатации двух и трех пластов). Раздельную добычу нефти из Двух пластов, когда возможно смешение продукции!, представляется возможным осуществить с помощью одного ШСН Нутем применения забойных штуцеров или попеременной эксплуатации пластов. Для ОРЭ двух пластов штанговыми насосами предназначены установки УГРП, УГР и 1УНР. Установка УРРП обеспечивает раздельную транспортировку продукции каждого пласта, что достигается спуском двух параллельных колонн НКТ (на одной из них установлен пакер). Наземное оборудование состоит из СК, к которому крепится специальная канатная подвеска ПКР-12 для подвешивания двух колонн насосных штанг и оборудования устья ОУП-168 (сдвоенного для параллельных рядов труб). Установка выпускается в трех исполнениях: с обычными вставными, невставными насосами или с их комбинацией. В установках УГР и 1УНР (рис. 9.19) обеспечивается совместная транспортировка продукции по одной колонне НКТ. В установках УГР (рис. 9.19, а) привод двух последовательно соединенных насосов осуществляется от одной колонны штанг. Нижний насос обычного исполнения типа HCBI или НСВ2, а для эксплуатации верхнего пласта используются специальные насосы типов НСВЦ или НСНЦ, которые имеют неподвижный плунжер и подвижный цилиндр (буква Ц обозначает подвижный цилиндр). Возвратно-поступательное движение колонны штанг передается цилиндру верхнего насоса, а затем через специальную штангу - Нижней колонне штанг и плунжеру нижнего насоса. В установке иевставного исполнения колонна насосных штанг соединяется с цилиндром верхнего насоса при помощи автО-сцепа типа 4АШ. Установка типа 1УНР (рис. 9.19, в) с одним насосом обеспечивает отбор жидкости из двух пластов с резко различающимися динамическими уровнями (забойными давлениями). Отличие от обычных установок (см. § 9.2) состоит в использовании специального штангового насоса 1НГСВ или ШГС, автоматического переключателя пластов и пакера ПД-ЯГМ. При ходе плунжера насоса вверх осуществляется заполнение цилиндра сначала жидкостью пласта с меньшим давлением, а затем (после Прохождения плунжером отверстия на боковой поверхности цилиндра) жидкостью пласта с высоким давлением. При ходе плунжера вниз жидкость нагнетается в подъемные трубы. В случае падения забойного давления в высоконапорном пласте ниже давления низконапорного пласта переключатель пластов автоматически :(под действием перепада

Рис. 9.19. Установки для одновременно-раздельной добычи нефти штанговыми насосами из двух пластов:

с5:Г41::5-=ати,ёс-,шй пёреЪючатель пластов

давления) изменяет направление потоков (перемещается его золотник).

При ОРД различные способы эксплуатации могут сочетаться параллельно. С целью форсирования отборов жидкости из скважины, вскрывающей только один продуктивный пласт, можно последовательно комбинировать различные способы эксплуатации, например, сочетать газлифт с центробежным насосным способом добычи нефти. В нижней части ствола скважины жидкость подымается за счет энергии, развиваемой ЭЦН, а в верхней - за счет энергии газожидкостного подъемника.

Известно осуществление также одновременно-раздельной добычи нефти и закачки воды путем использования одного или двух рядов НКТ и одного или двух пакеров.

В настоящее время продолжаются работы по совершенствованию н разработке оборудования для ОРЭ, однако применение ОРЭ пока незначительное.

Контрольные вопросы

1. Дайте технологическую характеристику основных элементов штанго вой насосной установки.

2. Что такое коэффициент подачи и как его можно рассчитать?

3. Как влияют нагрузки, возникающие при работе ШСНУ, на штанги и ход плунжера?

4. Расскажите об особенностях эксплуатации насосных скважин в осложненных условиях.

5. Назовите основные преимущества и недостатки бесштанговых скважинных насосных установок.

6. Как подобрать ЭЦН для конкретных условий скважины?

7. Расскажите о принципе работы винтового насоса.

8. Объясните работу гидропоршневого насоса дифференциального действия.

9. Охарактеризуйте одновременно-раздельную эксплуатацию двух пластов насосным способом.

10. Расскажите об условиях применения различных скважинных насосов (ШСН, ЭЦН, ЭВН, ГПН) для эксплуатации скважин.

Глава 10

БОРЬБА С ОСЛОЖНЕНИЯМИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН. ПОДЗЕМНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН

Скважины эксплуатируют длительное время. Периодически их приходится останавливать для подземного ремонта. Вместе с тем в их работе возможны различные осложнения, также обусловливающие необходимость проведения ремонта.

§ 10.1. виды ОСЛОЖНЕНИИ

И ВЫЗЫВАЕМЫЕ ИМИ ПОСЛЕДСТВИЯ. РЕМОНТНЫЕ РАБОТЫ

Нормальная работа скважин в соответствии с установленным технологическим режимом нередко нарушается вследствие:

1) износа или отказа в работе применяемого подземного и наземного оборудования, эксплуатационной колонны и забоя;

2) отложений песка (механических примесей, продуктов коррозии), парафина, солей; 3) преждевременного обводнения продукции; 4) изменения условиц работы (уменьшение или увеличение забойного давления, прорывы газа и др.). Это обычно сопровождается уменьшением или прекращением добычи нефти (закачки вытесняющего агента) и простоями скважин. Длительность простоев оценивается коэффициентом эксплуатации скважин, который равен отношению отработанного времени к календарному (выражаемых соответственно в скважино-месяцах, отработанных и числившихся). При высокой организации производства он достигает 0,95-0,98, а по фонтанному способу добычи -0,99-I.

Число проводимых ремонтов характеризуется межремонтным периодом, т. е. продолжительностью эксплуатации скважины, (в сут) между предыдущим и следующим ремонтами. Анализ показал, что 80-85 % недобора нефти связано с проведением ремонтов скважин. С целью уменьшения потерь добычи нефти (закачки вытесняющего агента) по скважинам необходимо добиваться повышения межремонтного периода, сокращения продолжительности ремонтов и соблюдения первоочередности ремонта скважин с большим дебитом.

Межремонтный период в основном определяется способом эксплуатации, на него также влияют глубина подъема жидкости и дебит, совершенство и качество изготовления Оборудования, правильность установленного режима работы, проявление осложняющих факторов (песок, парафин, соли, коррозия,

высокая вязкость жидкости и др.) качество выполнения предыдущего ремонта и т. д. Продолжительность ремонтов сокращается с увеличением сменности работы ремонтных бригад, с уменьшением времени различных простоев, вызванных неудовлетворительной подготовкой и организацией работ, отсутствием необходимого оборудования и т. д. Выход из строя отдельных скважин носит случайный характер. Поэтому для определения числа ремонтных бригад и назначения первоочередности ремонта конкретных скважин при условии полной занятости работников, минимума времени ожидания прибытия бригады на скважину и потерь в добыче применяют методы математической статистики, теории надежности и теории массового обслуживания.

Подземный ремонт в зависимости от сложности подразделяют на текущий и капитальный. В промысловой практике под, термином «подземный ремонт скважин» подразумевают только текущий ремонт.

Текущим (подземным) ремонтом скважины (ПРС) называется направленный на поддержание ее работоспособности комплекс работ по исправлению или замене скважинного и устьевого оборудования, по изменению режима ее эксплуатации, по очистке подъемной колонны от парафиносмолистых отложений, солей и песчаных пробок, по ликвидации негерметичности НКТ. К ПРС относят также ремонт с помощью канатного метода и работы по консервации скважин.

Текущий ремонт скважин иногда подразделяют еще на планово-предупредительный (смена и профилактический осмотр насосов, клапанов и другого оборудования, ликвидация утечек в НКТ, удаление песчаных пробок, отложений парафина, солей), вынужденный ремонт (ликвидация обрывов штанг, порывов труб) и технологический (смена оборудования на другой типоразмер, перевод на другой способ эксплуатации).

Капитальный ремонт скважин (КРС) -это комплекс более сложных и длительных работ: а) воздействие на призабойную зону пласта с целью увеличения и восстановления продуктивности и приемистости скважин (см. гл. 5) и выравнивания профиля приемистости; б) ремонтно-изоляционные работы; в) ре-монтно-исправительные работы; г) крепление слабосцементиро-вaнныi пород в призабойной зоне; д) ликвидация аварий; е) переход на другие горизонты, приобщение пластов, дополнительная перфорация; ж) зарезка второго ствола скважин; з) ремонт нагнетательных скважин; и) ремонт скважин, оборудованных для одновременно-раздельной эксплуатации.

Эти работы выполняют соответственно бригады по текущему (подземному) и капитальному ремонтам скважин. На выполнение ремонтных работ на скважине бригада получает технический наряд с указанием перечня работ, сроков их выполнения. 366

Скважино-ремонтом называют комплекс подготовительных, основных и заключительных работ, выполняемых на скважине от приема в ремонт до ввода в эксплуатацию.

Подготовительные работы проводят для обеспечения бесперебойной работы бригады по ремонту скважин. Их выполняют бригады подготовительно-заключительных работ. В процессе подготовительных работ осуществляют ремонт подъездных путей и планировку территории, доставку к скважине агрегатов, необходимых материалов и оборудования, подвод водотрубопроводов и линий электропередачи, подготовку устья скважины, монтаж оборудования для ремонта, глушение скважины и др.

Глушение скважин жидкостью проводят для предотвращения открытого фонтанирования, выбросов нефти, газа при снятии устьевого оборудования и подъеме труб из скважины, т. е. для создания противодавления на пласт. Необходимо, чтобы жидкость глушения не снижала проницаемости призабойной зоны, не оказывала коррозионного и абразивного действия на ремонтное и эксплуатационное оборудования, не была токсичной, взрыво- и пожароопасной, дорогой и дефицитной. Плотность жидкости глушения должна соответствовать пластовому давлению в скважине. Для глушения скважин обычно применяют техническую воду, обработанную ПАВ, пластовую воду (плотность до 1120-1190 кг/м), водный раствор хлористого натрия (до 1160 кг/м) или кальция (до 1382 кг/м), глинистый раствор (до 1700 кг/м). Для предотвращения поглощения жидкости глушения в высокопроницаемых пластах применяются буферные жидкости (объемом около 1 м), в качестве которых нашли применение водные растворы карбоксилметилцеллюлозы (КМЦ) и вязкоупругий состав (ВУС), разработанный ВНИИ-нефтью.

При глушении сохранение коллекторских свойств пласта может быть обеспечено использованием гидрофобно-эмульси-онных растроров, стабилизированных дегидратированными полиамидами (ЭС-2) и содержащих при необходимости утяжелитель (барит, гематит и др.). Необходимость использования жидкостей глушения вызвана тем, что пакерные отсекатели устьевого или забойного типа для ремонта скважины без ее глушения конструктивно несовершенны и ненадежны в работе.

Глушение фонтанной скважины проводится закачкой жидкости глушения методом прямой или обратной промывки эксплуатационной колонны до выхода циркуляционной жидкости на поверхность и выравнивания плотностей входящего и выходящего потоков. По истечении 1-2 ч при отсутствии переливов и выхода газа скважина считается заглушённой.

Для глушения газлифтной скважины, оборудованной пакером, сначала при помощи канатного инструмента открывают циркуляционный клапан, стравливают избыточное давление и