Туймазинское месторождение

  -увеличение давления на приеме насоса за счет его большего погружения под динамический уровень;

  -снижение коэффициента мертвого пространства за счет использования насосов специальной конструкции;

  -увеличение длины хода плунжера;

  -увеличение коэффициента сепарации свободного газа у приема насоса.

Последнее достигается путем использования глубинных устройств, называемых газовыми якорями или газовыми сепараторами. Работа газовых сепараторов основана на принципе гравитационного разделения фаз.

В зависимости от количества свободного газа фактические характеристики электроцентробежного насоса деформируются, а при определенном газосодержании насос прекращает подавать жидкость (срыв подачи). Допустимые значения газосодержания на входе в насос по техническим условиям эксплуатации установок составляют 25%. Известны следующие методы борьбы с газом в скважинах, эксплуатируемых УЭЦН:

- спуск насоса  в зону, где давление на приеме  обеспечивает оптимальную подачу  насоса и устойчивую ее работу-этот  метод прост технологически и организационно, но является неэкономичным;

 -принудительный сброс газа в затрубное пространство;

-применение сепараторов  различных конструкций.

 

 3.2 Борьба с механическими примесями

 

Механические примеси, попадая в насос, приводят к износу пары трения «цилиндр-плунжер», клапанов, а в ряде случаев вызывает заклинивание плунжера в цилиндре и обрыв штанг. Кроме того, чрезмерное количество  песка в продукции приводит к осаждению части его на забое скважин, образованию песчаных пробок и снижению продуктивности.

Для предотвращения поступления песка в скважины широко используют:

-специальное  оборудование забоев различными  фильтрами, но они быстро забиваются;

-плунжеры с  канавками и типа «пескобрей»;

-ограничивают  вынос песка путем регулирования отбора жидкости;

-периодически  удаляют накапливавшийся песок  на забое;

-применяют песочные  якоря;

-применяют подлив  жидкости в затрубное пространство.

 

Существенный положительный эффект при эксплуатации пескообразующих скважин может дать применение песочных якорей, закрепляемых под всасывающим клапаном глубинного насоса.

 

     Рисунок 16 -  Принципиальная схема песочных якорей.

 

На рисунке 16 первый якорь условно называется прямым - продукция скважины поступает в кольцевой зазор между корпусом и трубой, а жидкая фаза по трубе поступает к всасывающему клапану насоса. Второй якорь называется обращенным - продукция скважины поступает в трубу, а жидкая фаза из кольцевого зазора между корпусом и трубой поступает к всасывающему клапану насоса.

         Чистка песчаных пробок промывкой скважины является достаточно трудоемкой и дорогостоящей операцией, поскольку частицы песка покрыты нефтью, а зачастую и парафином, в процессе эксплуатации они слипаются, образуя достаточно прочную пробку. Износ рабочих органов ЭЦН сопровождается повышенной вибрацией и к «полету» агрегата. Методы борьбы: насосы износостойкого исполнения, промывка, фильтры.

 

 3.3 Борьба с АСПО

        Парафинообразование в скважинах, оборудованных штанговыми насосами, имеет некоторые особенности. Они заключаются в следующем: в области приема ШГН происходит снижение давления и начинается интенсивное газоотделение, которое сопровождается выпадением парафина.

Парафин откладывается на фильтре насоса, уменьшая его полезное сечение, а значит, ухудшая поступление жидкости в насос и снижая его подачу; парафин прилипает к седлам и клапанам, ухудшая герметичность этой пары, что приводит к утечкам части жидкости из цилиндра; парафин откладывается в зазоре между цилиндром и плунжером, приводя к заклиниванию последнего; парафин осаждается на штангах, увеличивая их массу и значение сил гидравлического сопротивления при их перемещении; парафин откладывается на НКТ, уменьшая свободное сечение для движения добываемой жидкости и увеличивая нагрузку на головку балансира и штанги; последнее приводит к увеличению обрывности штанг.

Девонские нефти содержат в своем составе до 7% парафина, и в процессе движения от забоя к устью парафин вследствие изменения термодинамических условий выпадал из раствора и откладывался на элементах оборудования и    трубах.

Несмотря на различие диаметров насосно-компрессорных труб (НКТ), характер отложений идентичен: Парафинообразование начинается с глубины 850-750м, увеличиваясь по толщине отложений к устью. Имеется одна или две области максимума толщины. Наиболее устойчивой является зона в пределах 350-150м, где толщина может достигать 30мм и более.

Из сказанного следует, что разработка мер борьбы с парафином была решающей в создании нормальных условий эксплуатации фонда скважин, дающих основной объем добычи.

         Первыми и получившими широкое распространение стали термические методы: а) нагрев горячей нефти на поверхности и прокачка ее через затрубное пространство способом обратной промывки до полного расплавления и  выноса парафина;  б) подъем НКТ из скважины и пропарка на устье или на специальном  пропарочном стенде, подключенном к котельной; в) применение специальных электрических индукционных прямоточных нагревателей, устанавливаемых на устье и обеспечивающих нагрев добываемой жидкости и ее циркуляцию.

Исследованиями установлено, что отложение парафина начинается с глубины разгазирования нефти, а интенсивность отложений находится в зависимости от дебита скважин и давления на устье.

         Пропарка скважин не позволяла осуществить очистку от парафина, т.к. верх колонны НКТ разогревался быстрее, и расплавленный парафин оседал внизу, заклинивая штанги и насосы.

Более эффективной была прокачка предварительно нагретой нефти при работающей скважине. При этом необходимо было иметь определенные навыки, используемые для каждой скважины индивидуально. Всегда существовала опасность образования парафиновых пробок, что зачастую оканчивалось подъемом НКТ вместе со штангами.

Наряду с тепловым методом начали применять способ очистки парафина механическим путем, который предусматривал соскабливание парафина при помощи фигурных скребков, крепящихся на насосных штангах.

 

1. штанга; 2- хомут; 3- нож; 4- основание.

  

 

              Рисунок 17 - Скребок фигурный.

 

До их применения межремонтный период работы скважин составлял в среднем 15-17 суток. Причем после ремонта с пропаркой труб дебит скважин сохранялся стабильным лишь в течение 8-10 суток, после чего резко снижался, и через 15-17 суток подача прекращалась вообще, т. к. подъемные трубы оказывались полностью забиты парафином. После оборудования скребками скважины стали работать без ремонта 3-5 месяцев.

Применяются также различные виды дозаторов.

Наземный дозатор с автономным приводом типа НДУ-50/150 выполнен на базе насосов НД с подачей 2 л/ч и давлением до 12 МПа. Недостатками являются большой расход электроэнергии, отсутствие фильтра, размещение насоса над приводом, утечки в цилиндре из-за отсутствия уплотнительных элементов, большая масса (до 86кг).

Дозатор НДУ-10/10 является модернизированным вариантом установки НДУ-10/150, рассчитанным на производительность 10 л/ч и давление 10 МПа. Предназначен для использования в блочных замерных установках "Спутник". Для индивидуального скважинного дозирования использовать нельзя из-за следующих недостатков: открытое исполнение, незащищенность электронасосного агрегата от атмосферных осадков и низких температур, высокая производительность и энергоемкость.

Установка дозировочная с приводом от станка-качалки НД1СК создана на базе насоса НД-К14. В качестве привода использован перемещающийся балансир СК, который через тягу передает движение на храповик, установленный на ведущем валу насоса. Недостатки: сложность изготовления и связанная с этим дороговизна, отсутствие подогрева химреагента, значительная масса.

 

 

 

 

1- клапан всасывающий; 2- клапан нагнетательный; 3- опора; 5- гайка; 6- шток;  7- стакан; 8-пру-жина; 9- кольцо;10, 12,14 - гайка; 11- цилиндр; 13- корпус; 18- поршень; 19- цилиндр; 20, 21 - кольцо уплотнительное; 22,25 - шайба.    

 

Рисунок 18 - Устьевой дозатор.

 

Дозаторы гравитационного действия широко распространены. Они представляют собой различные емкости, устанавливаемые около устья скважины и связанные с затрубным пространством, куда под собственным весом постоянно или периодически сливается реагент.

Для УЭЦН тепловые методы не применяются, можно применить полимерные покрытия для труб, либо использование труб меньшего диаметра, но при этом необходимо оценить рост потерь давлений на трение.

 

 3.4 Борьба с солями

В результате отложений солей уменьшается диаметр НКТ, что впоследствии приводит к снижению дебита, ухудшается работоспособность оборудования. К предупреждающим методам борьбы относят: применение защитных покрытий, ингибиторов солеотложения ДПФ-1 и ИСБ-1 . К удаляющим методам борьбы - скребки, растворители.

  3.5 Борьба с коррозией

 

Коррозия приводит к поломке оборудования, нарушению целостности стенок подъемных труб, что может привести в свою очередь к срыву работы всей скважины. Для борьбы с коррозией применяют различные лаки, эпоксидные смолы, ингибиторы СОНКОР 9701, 9510, ВИКОР, СНПХ 1004, 1007 и насосы коррозионностойкого исполнения.

 

 

 

4 ТЕХНОЛОГИЯ ИССЛЕДОВАНИЯ  СКВАЖИН,   ПРИМЕНЯЕМЫЕ ПРОГРАММНО-АППАРАТНЫЕ КОМПЛЕКСЫ

 

4.1 Основные методы ГДИС

 

Все применяемые в промысловой практике методы  гидродинамических исследований делятся на две группы: 1) методы, основанные на промысловых измерениях дебитов и давлений при установившихся процессах фильтрации жидкостей и газов в пластах, и 2) методы, основанные на наблюдениях за изменением дебитов и давлений во времени при неустановившихся процессах.

Для установившегося процесса фильтрации характерной чертой является неизменность во времени расхода и давления в изучаемом элементе пласта. К рассматриваемой группе относятся метод установившихся отборов и метод карт изобар.

Метод установившихся отборов (метод пробных откачек) в практике исследований скважин самый распространенный. Существо метода сводится к установлению путем промысловых измерений зависимости между дебитом скважины и ее забойным давлением (или перепадом между пластовым и забойным давлением) при установившихся режимах эксплуатации. На базе этой зависимости определяется такая характеристика скважины, как коэффициент продуктивности, а также гидропроводность пласта в районе скважины.

Метод карт изобар используется для исследования пласта в целом или отдельных крупных участков при всех режимах эксплуатации залежей. С помощью карт изобар решаются также важные практические задачи как: определение параметров пластов, оценка скоростей движения жидкостей в различных участках пласта и др.

К гидродинамическим методам исследований, основанным на изучении неустановившихся процессов фильтрации жидкостей и газов, относятся метод восстановления давления и метод гидропрослушивания.

Метод восстановления давления основан на изучении процессов изменения забойного давления и дебита скважины во времени при переходе от одного установившегося режима ее эксплуатации к другому.

Метод гидропрослушивания по своему существу близок к методу восстановления давления. Отличие заключается в том, что при изменении режима эксплуатации скважины (например, при ее пуске или остановке) изменение давления регистрируется на забое другой, а не той же скважины. Для этой цели используются высокочувствительные манометры. Регистрируемая кривая изменения забойного давления в реагирующей скважине называется кривой  гидропрослушивания, или кривой реагирования. Обработка этой кривой позволяет определить некоторые важные характеристики пласта на участке между исследуемыми скважинами. Метод гидропрослушивания применяется в основном для исследования пластов, по которым фильтруется однофазная жидкость или водонефтяная смесь.

Гидродинамические методы исследований являются одной из основных частей общего комплекса методов изучения и контроля разработки нефтяных залежей. Основные задачи контроля состоят в наблюдении за изменением показателей разработки (дебитами и обводненностью скважин, пластовыми давлениями, температурой и др.) и получении информации о ходе процессов выработки пластов по площади и размеру. В соответствии с задачами изучения продуктивных пластов на стадии промышленной разведки месторождений измеряют начальные пластовые давления и температуру, отбирают пробы скважинной жидкости и газа, а также проводят гидродинамические и специальные исследования, предусмотренные проектом разведки.

 

4.2 Технология  регистрации уровня

Технология регистрации уровня представляет собой последовательный ряд основных операций по установке УПАС, соединению его с БР, созданию и регистрации волнового импульса и демонтажу УПАС.

1. Внешним осмотром проверяется исправность запорной арматуры, чистота затрубного отвода, колонного патрубка, затрубного вентиля и при наличии в них грязевой или ледовой пробки проводится чистка этих элементов.
2. Кратковременно открыть задвижку патрубка затрубного пространства, убедиться в исправности задвижки и отсутствию выбросов жидкости, закрыть задвижку, при отсутствии избыточного давления вместо клапана присоединяется УГАС.
3. Присоединить УПАС у патрубку затрубного пространства, плавно открыть затрубный вентиль, произвести визуальную проверку герметичности соединения, соединить кабель БР и УПАС, включить БР, подготовить БР к регистрации уровня, УПАС завинчивают без перекосов до упора.
4. Создать акустическое воздействие, для этого необходимо кратковременно открыть клапан путем резкого нажатия на пяту рычага, для генерации сигнала УГАС необходимо плавно вытянуть гофру и резко надавить до упора. Запрещается при подаче акустического сигнала в скважинах с избыточным давлением находится по направлению выброса газа, при создании импульса нужно находиться с тыльной стороны УПАС, за угловым вентилем.
5. Оценить результаты исследования, при необходимости сохранить в памяти БР, выключить БР, отсоединить кабель от  УПАС, закрыть задвижку, стравить давление нажатием на рычаг клапана, отсоединить УПАС от патрубка.