Технология одновременно-раздельной эксплуатации добывающих скважин.

В зависимости от поперечного  размера погружного электроцентробежного насосного агрегата эти установки  подразделяют на группы 5, 5А и 6 (поперечный размер насоса 112, 124 и 137...140,5 мм соответственно). Их устанавливают в трубах диаметром 121,7; 130 и 144,3...148,3мм.

Марка погружного электроцентробежного насоса содержит всю основную информацию о нем. Например, условное обозначение  ЭЦНМ5-125-1200 означает: Э - привод от погружного электродвигателя; Ц - центробежный; Н - насос; М - модульный; 5 - группа насоса; 125 - подача, м³/сут; 1200 - напор, м (округленно). Для насосов коррозионностойкого исполнения перед цифрой 5 добавляется буква «К».

При откачке электроцентробежными насосами пластовой жидкости, содержащей свободный газ, происходит падение  их напора, подачи и кпд, а возможен и полный срыв работы насоса. Поэтому, если содержание свободного газа в жидкости на входе в насос превышает 25 % по объему, то перед насосом устанавливают газосепаратор.

Конструктивно газосепаратор представляет собой корпус, в котором на валу, соединенном с валом насоса, вращаются шнек, рабочие колеса и камера сепаратора. Газожидкостная смесь закачивается с помощью шнека и рабочих колес в камеру сепаратора, где под действием центробежных сил жидкость, как более тяжелая, отбрасывается к периферии, а газ остается в центре. Затем газ через наклонные отверстия отводится в затрубное пространство, а жидкость - поступает по пазам переводника на прием насоса.

Применение газосепараторов  позволяет откачивать центробежными  насосами жидкости с содержанием свободного газа до 55 %.

В стволе скважин, эксплуатируемых погружными винтовыми  насосами, находится винтовой насос с погружным электродвигателем. По типоразмеру установки можно определить ее основные параметры. Так, обозначение УЭВН5-16-1200 означает: У - установка; Э - привод от погружного электродвигателя; Н - насос; 5 - группа насоса для колонны обсадных труб диаметром 146 мм; 16 - подача, м³/сут; 1200 - напор, м.

Установки УЭВН5 используются для откачки жидкостей с температурой до 70°С, вязкостью до 1000 мм²/с, с содержанием мехпримесей не более 0,8 г/л и свободного газа на приеме насоса не более 50 %.

1.6. ОБОРУДОВАНИЕ УСТЬЯ СКВАЖИН

 

Оборудование устья  скважин всех типов предназначено  для герметизации затрубного пространства, отвода продукции скважины, а также для проведения технологических операций, ремонтных и исследовательских работ. Оно комплектуется в зависимости от способа эксплуатации скважин.

При фонтанном, компрессорном и бескомпрессорном способах добычи нефти оборудование устья составляется из одинаковых деталей и узлов по подобным схемам.

На устье скважин (рис. 1.10) монтируются колонная головка (ГК) и фонтанная арматура (ФА), состоящая в свою очередь из трубной головки (ГТ) и фонтанной елки (Е). Колонная головка предназначена для соединения верхних концов обсадных колонн (кондуктора, технических и обсадных труб), герметизации межтрубных пространств и служит опорой для фонтанной арматуры. Трубная головка служит для обвязки одного или двух рядов фонтанных труб, герметизации межтрубного пространства между эксплуатационной колонной и фонтанными трубами, а также для проведения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважины. Обычно трубная головка представляет собой крестовину с двумя боковыми отводами и трубной подвеской. Боковые отводы 8 позволяют закачивать в межтрубное пространство воду и глинистый раствор при глушении скважины, ингибиторы гидратообразования и коррозии, измерять затрубное давление (манометром 7), а также отбирать газ из него. Трубная головка монтируется непосредственно на колонной головке. Фонтанная елка предназначена для управления потоком продукции скважины и регулирования его параметров, а также для установки манометров, термометров и приспособлений, служащих для спуска и подъема глубинных приборов. Елка состоит из вертикального ствола и боковых отводов-выкидов (струн). На каждом отводе устанавливают по две задвижки: рабочую 16 и резервную (ближайшую к стволу) 14. На стволе установлены коренная (главная, центральная) 11 и буферная 18 задвижки. На отводах имеются «карманы» для термометров и штуцеры для манометров 15, а также для регулирования расхода 17. Ствол заканчивается буфером с манометром 19.

 

Рис. 1.10. Схема оборудования устья скважины крестовой арматурой: ГК - головка колонная; ГТ - головка трубная; Е - елка; ФА- фонтанная арматура;

1-кондуктор; 

2 - эксплуатационная колонна; 

3- фонтанная колонна; 

4 -манометр межколонный; 

5 - отвод от межколонного  пространства;

6-задвижка ручного  привода; 

7 - манометр затрубный; 

8 - отвод от затрубья;

9 - линия задавочная:

10-подвеска фонтанных  труб;

11-коренная задвижка;

12-задвижка с пневмоприводом;

13-крестовина;

14-задвижка резервная; 

15-катушка КПП; 

16-задвижка рабочая; 

17 - штуцер регулируемый;

18-задвижка буферная;

19 - буфер и буферный манометр;

20- блок пневмоуправления;

21 - прискважинная установка  (система) для подачи в затрубье  ингибиторов и ПАВ; 

22 - отвод рабочий: 

23- шлейф; 

24- задвижки факельной  линии; 

25 - амбар земляной

 

Оборудование  устья штанговой насосной скважины включает (рис. 1.11) колонный фланец 1, планшайбу 2 с подвешенными к ней на-сосно-компрессорными трубами 3. В верхнюю муфту 4 труб ввинчивают тройник 5 для отвода нефти (в горизонтальной плоскости), а также для вывода наружу устьевого штока 7, связывающего через канатную подвеску насосные штанги с головкой балансира станка-качалки. Место выхода устьевого штока из тройника герметизировано с помощью сальника 6, набивку которого уплотняют крышкой 8 и пружиной.

Рис. 7.25. Оборудование устья  скважины, эксплуатируемой погружным штанговым насосом:

1 - колонный фланец;

2 - планшайба;

3 - насосно-компрессорные  трубы; 

4 - верхняя муфта; 

5 - тройник;

б - сальник;

7 - устьевой шток;

8 – крышка

В планшайбе предусмотрены  специальные отверстия для спуска в скважину скважинных приборов, выполнения ремонтных работ и технологических операций.

Жидкость, подаваемая насосом, направляется через боковой отвод  тройника 5 в выкидную линию и  далее в замерную или газосепарационную  установку.

 

Рис. 1.12 Станок-качалка типа СКД:

1 - подвеска устьевого  штока; 

2 - балансир с опорой;

3 - стойка;

4 - шатун; 

5 - кривошип;

6 - редуктор;

7 - ведомый шкив;

8 - ремень;

9 - электродвигатель;

10 - ведущий шкив;

11 - ограждение;

12 - поворотная плита; 

13 - рама;

14 - противовес;

15 - траверса,

6 - тормоз

Станок-качалка  - это балансирный индивидуальный механический привод штангового скважинного насоса. Его основными узлами являются (рис. 1.12) рама 13, стойка 3 в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир 2 с поворотной головкой, траверса 15 с шатунами 4, шарнирно подвешенная к балансиру, редуктор 6 с кривошипами 5 и противовесами 14. Для обеспечения возможности изменения числа качаний станки-качалки комплектуются набором сменных шкивов 7,10.

Станки-качалки выпускаются  в двух исполнениях: СК и СКД, различающихся рядом конструктивных деталей. В шифре их типоразмера указываются важнейшие характеристики привода насоса. Например, обозначение СКЗ-1,2-630 означает: СК - вариант исполнения; 3 - грузоподъемность в тоннах; 1,2 - максимальная длина хода головки балансира в метрах; 630 - наибольший крутящий момент на валу редуктора в кг*м.

Рис. 1.13. Оборудование устья скважины, эксплуатируемой глубинными центробежными или винтовыми насосами:

1 - крестовина;

2 - разъёмный корпус;

3 - резиновый уплотнитель;

4 - кабель;

5 - эксцентричная планшайба; 

6 - выкидная линия;

7 - обратный клапан;

8, 9 - задвижка;

10,11 - манометр

 

Оборудование  устья скважин, эксплуатируемых  глубинными центробежными и винтовыми  насосами, идентично. Оно изображено на рис. 1.13. Крестовина 1 навинчивается на ответную муфту колонной головки и имеет боковые задвижки. Насосный агрегат на НКТ подвешивают на специальной разъемной эксцентричной планшайбе 5, имеющей отверстие для кабеля 4. Места ввода кабеля и НКТ уплотняются разъемным корпусом 2 и резиновым уплотнителем 3, который поджимается разъемным фланцем. Межтрубное пространство соединено с выкидной линией 6, на которой установлен обратный клапан 7 для отвода газа при работе скважины. Задвижка 8 позволяет спускать в скважину различные измерительные приборы и механические скребки для очистки подъемных труб от парафина. Для этого на тройнике устанавливают специальный лубрикатор. Задвижка 9, установленная на выкиде устьевой арматуры, служит для регулирования режима работы скважины. Давления на выкиде и в межтрубном пространстве замеряются манометрами 10, 11.

 

 

2. ТЕХНОЛОГИЯ ОДНОВЕМЕНО-РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

2.1.ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ  ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

 

Опыт разработки нефтяных и газовых месторождений показывает, что более половины всех капитальных вложений приходится на бурение скважин. Кроме того, не всегда в пластах содержатся рентабельные для извлечения самостоятельной сеткой скважин запасы нефти и газа. Уменьшить затраты на бурение скважин и сделать рентабельной добычу нефти и газа из пластов с небольшими запасами позволяет одновременная раздельная эксплуатация нескольких пластов одной скважиной (ОРЭ).

Метод ОРЭ  заключается в том, что пласты в скважине разобщаются с помощью специальных устройств (пакеров) и для каждого пласта создаются отдельные каналы для выхода продукции на поверхность, снабженные соответствующим оборудованием.

Принципиальные схемы  ОРЭ приведены на рис. 2.1 (насосное оборудование, фильтры, якори условно не показаны). При одновременной эксплуатации двух пластов с одним пакером (рис. 2.1 а) продукция нижнего пласта отводится на подъемной трубе, нижнего - по межтрубному пространству. В случае одновременной эксплуатации трех пластов с двумя пакерами (рис. 2.1 б) используются две подъемные трубы, а с тремя пакерами (рис. 2.1 в) - три трубы. Раздельная эксплуатация трех пластов одновременно возможна только в наиболее простых случаях и поэтому применяется очень редко.

 

Рис. 2.1. Принципиальные схемы  ОРЭ:

а) - эксплуатация двух пластов с одним пакером;

б) - эксплуатация трех пластов  с двумя пакерами;

в) - эксплуатация трех пластов  с тремя пакерами

- продуктовый пласт;

- цементный камень;

-пакер

 

Продукция разных пластов  доставляется на поверхность раздельно, что позволяет не смешивать разносортные (например, высокосернистые и малосернистые) нефти. Более того, одновременно можно добывать из одного пласта нефть, а из другого - газ. Различными могут быть и способы эксплуатации разных пластов. Согласно принятой терминологии принято для краткости именовать ту или иную технологическую схему совместной эксплуатации названием способа эксплуатации сначала нижнего, а затем верхнего пласта. Например, схема насос-фонтан означает, что нижний пласт эксплуатируется насосным способом, а верхний - фонтанным.

2.2.УСЛОВИЯ ПРИМЕНЕНИЯ

 

Одновременно-раздельная эксплуатация добывающей скважины— совместная эксплуатация двух и более продуктивных пластов  одной скважиной. Применяется для  добычи нефти (газа), а также для  закачки воды — при заводнении нефтяных пластов, рабочих агентов — для повышения нефте- и конденсатоотдачи, газа — в процессе создания подземных хранилищ газа и др.

Если породные пласты не обладают одинаковыми физико-химическими  свойствами, многопластовые месторождения разрабатывают с применением метода одновременно-раздельной эксплуатации одной скважиной (ОРЭ). Критериями применения метода ОРЭ является степень выработанности пластов и близость контура нефтеносности к скважине, вынос песка из одного или сразу из 2 пластов, наличие парафина, толщины продуктивных пластов и т.д. Общие требования ко всем устройствам ОРЭ - возможности раздельного освоения и пуска в эксплуатацию каждого пласта и раздельного исследования каждого пласта на приток. При ОРЭ 2-х горизонтов пласты разделяются друг от друга пакером, скважины оборудуют одним или двумя рядами подъемных труб, и эксплуатируют по следующим схемам: фонтан-фонтан; фонтан-насос; фонтан-газлифт; фонтан-закачка; газлифт-насос; г-г ; г-закачка; насос-насос; н-з; з-з.

Условия эксплуатации (величина газового фактора, содержание газового конденсата, уровень пластовых давлений и температур, состав добываемой или закачиваемой продукции, наличие агрессивных примесей, песка, парафина, минеральных солей и т.д.) влияют на конструктивные особенности установок и технологические схемы одновременно-раздельной эксплуатации скважины.