1232

пластичной жидкости, заполняющей зазор между плунжером и цилиндром). Использование таких насосов уменьшает утечки нефти из труб в скважину через зазор между плунжером и ци­ линдром, тем самым повышает коэффициент наполнения глу­ бинного насоса.

Н а с о с т и п а НС Н1 (рис. II.27). К нижнему концу плунжера присоединен наконечник, а в верхнем конце установ­

подвешивается к нижнему концу плунжера на захватном што­ ке и при работе насоса сажается в седло конуса. Основные детали и сборочные единицы насоса НСН1 унифицированы с насосом НСН2.

В скважину на колонне подъемных труб спускают цилиндр насоса, а на колонне насосных штанг — плунжер вместе со всасывающим клапаном, который сажается в седло конуса. Длина штока обеспечивает длину хода плунжера с учетом запаса для подвешивания колонны насосных штанг.

При демонтаже насоса после подъема колонны насосных штанг с плунжером и всасывающим клапаном жидкость из колонны подъемных труб сливается в скважину через открыв­ шееся седло конуса, после чего поднимают колонну труб с цилиндром насоса.

случаях могут быть как с втулками, так и без них. Манжет­ ные насосы диаметрами 56, 70, 90 и 120 мм применяют для эксплуатации неглубоких (до 400 м) скважин, обводненных и

которые полностью или частично предотвращают вредное воз­ действие песка, газа, парафина и солей на работу глубинного насоса и другого подземного оборудования, а следовательно, я самих скважин. К ним относятся песочные фильтры, газовые якоря, скребки-завихрители и т. д.

При работе штанговых насосных установок чаще всего

например, таких как отделение газовые пузырьков за счет их всплытия в потоке жидкости, направленном вниз, использова­

/~:Л

к

I- :Г

ся эластичным пакером 1. Газожидкостная смесь (ГЖС) посту­ пает в кольцевой зазор 4 между корпусом якоря 2 и всасы­ вающей трубкой 3. Через отверстия в верхней части корпуса ГЖС попадает в межтрубное пространство, газ поднимается вверх, а внизу над эластичным пакером скапливается жидкость,

в специальном кармане в нижней части якоря. При заполне­ нии кармана песком якорь извлекают на поверхность и очи­ щают. Для эффективной работы песочного якоря необходимо, чтобы скорости восходящего потока жидкости были бы мень­ ше скорости оседания частиц песка. По опытным данным эф­ фективность обращенного якоря (рис. 11.29, б) выше прямого, так как в нем благодаря насадке создается повышенная ско­ рость потока с песком. В результате условия оседания песка улучшаются.

Наряду с песочными якорями применяют также различ­ ные фильтры, привинчиваемые к приемному клапану насоса. Для' предотвращения оседания песка на забое иногда в затруб-

:пое пространство подливают жидкость. При этом насос спу­ скают до забоя, часть откачиваемой из скважины жидкости поступает в межтрубное пространство скважины. За счет та­

целью устанавливают на поверхности насос, с помощью кото­ рого по трубопроводам закачивают жидкость в скважины, экс­ плуатация которых осложнена песком.

С осложнениями, вызванными отложением парафина, бо­ рются различными методами: периодической тепловой обра­ боткой скважины (обычно закачкой пара в межтрубное про­ странство), закачкой растворителей (керосина, солярки ит. д.), прикреплением к колонне штанг скребков различной конструк­ ции, которые во время работы насоса медленно вращаются с помощью специального механизма — штанговращателя; остек- -лованием труб (покрытием внутренней поверхности труб слоем стекла толщиной около 1 мм) и т. д.

Осложнения, вызванные отложением солей, также устра­ няют различными методами: периодической закачкой в пласт различных кислот и других ингибиторов; применением сква­ жинных дозаторов, с помощью которых в поток ниже приема насоса в небольших количествах вводят растворители солевых отложений; периодической промывкой скважины и т. д.

Бесштанговые скважинные насосы

Применяемые на промыслах нефтегазодобывающих пред­ приятий страны скважинные бесштанговые насосы делятся на

Для эксплуатации скважин, в жидкости которых содержатся песок и другие абразивные вещества (до 1%), эти насосы выпускают в износоустойчивом исполнении (ПЦЭНИ и ГПНИ, ^уква И означает износостойкость).

Подача ПЦЭН колеблется в пределах 20—2000 м3/сут, а напор — от нескольких метров до 3000 м. Важное преимуще­ ство этих насосов — большой межремонтный период их работы (в 3—4 раза превышающий межремонтный период ШСНУ), а также простота обслуживания.

Гидропоршневые насосы рекомендуется применять также для эксплуатации наклонных скважин (в которых работа штанговых насосов иногда оказывается совершенно невоз­ можной) глубиной до 4000 м при дебитах 25—30 м3/сут.

Гидропоршневые насосы — сложные установки, требующие размещения на поверхности у скважины силовых насосов, трансформатора, станций управления и защиты. Кроме того, для подготовки рабочей жидкости предусмотрены сложные сепарационные и очистные сооружения.

ПЭД 1, звено гидрозащиты, или протектор 2, приемную сетку насоса для забора жидкости 5, многоступенчатый центробежный насос ПЦЭН 4, НКТ 5, бронированный трехжильный электрока­ бель 5, пояски 7 для крепления кабеля к НКТ, устьевую арма­ туру 8, барабан 9 для навивки кабеля при спуско-подъемных ра­ ботах и хранения некоторого запаса кабеля; трансформатор или ■автотрансформатор 10, станцию управления 11 с автоматикой.

Насос, протектор и электродвигатель — отдельные узлы, со­ единенные болтовыми шпильками. Концы их валов имеют шли­ цевые соединения, которые стыкуются при сборке всей установ­ ки. Всасываемая жидкость последовательно проходит все сту­ пени и покидает насос с напором, равным внешнему гидрав­ лическому сопротивлению. УПЦЭН отличается малой метал­ лоемкостью, широким диапазоном рабочих характеристик как по напору, так и по расходу, достаточно высоким к.п.д., воз­ можностью откачки больших количеств жидкости и большим межремонтным периодом.

По поперечным размерам все насосы делятся на три услов­ ные группы: 5; 5А и 6.

росети — 50 Гц при синхронной скорости (для двухполюсной машины) 3000 мин-1.

В шифре ПЦЭН заложены их основные номинальные пара­ метры, такие как подача и напор при работе на оптимальном

Выпускаемые насосы рассчитаны на номинальные расходы от 40 (ЭЦН5-40-950) до 500 м3/сут (ЭЦН6-500-750) и напоры от 450 (ЭЦН6-500-450) до 1500 м (ЭЦН6-100-1500). Кроме то­ го, имеются насосы специального назначения, например, для закачки воды в пласты. Подача таких насосов составляет до 3000 м3/сут, а напор — до 1200 м.

ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Физические свойства газа отличаются от соответствующих свойств нефти, а именно: газ обладает гораздо меньшей вязко­ стью и плотностью и большой сжимаемостью. Кроме того, газ отличается от нефти и товарными качествами. Вследствие ма­ лой вязкости газ очень подвижен и со снижением давления сильно расширяется. Свойства его позволяют эксплуатировать скважины фонтанным способом. Поэтому в конструкции и обо­ рудовании газовых скважин, освоении и регулировании режима их работы много общего с фонтанными нефтяными скважи­ нами.

Конструкция газовой скважины определяется конкретными условиями ее бурения и последующей эксплуатации — глубиной и характером вскрываемых пластов и газовых залежей, нали­ чием водоносных горизонтов, свойствами добываемого газа, пла­ стовым давлением, дебитом газа и т. д.

В зависимости от числа скважин, их дебита, пластового дав­ ления и других факторов применяют две схемы обвязки устье­ вого оборудования: индивидуальную и групповую.

При индивидуальной схеме обвязки оборудование для регу­ лирования работы, отделения примесей, измерения дебита газа и конденсата и предотвращения образования гидратов разме­ щают на устье скважины и около него.

При групповой схеме на устье устанавливают только фон­ танную арматуру, остальное же оборудование и приборы для группы скважин монтируют в одном месте — групповом пунк­ те, где проводят смену штуцеров, отделяют примеси от газа и осуществляют сбор конденсата, а также мероприятия против гидратообразования, измерение дебитов газа и конденсата всех подключенных скважин. Каждая скважина связана с группо­ вым пунктом коллектором высокого давления; состояние обору­ дования устья скважин периодически контролируется.

При групповой схеме обвязки скважин облегчается их об­ служивание, создается возможность широкой автоматизации процесса добычи газа и эффективного использования энергии дросселирования для получения конденсата и эжекции газа.

Фонтанную арматуру, установленную на устье, чаще всего используют крестового типа с фланцевыми соединениями. Она удобна для монтажа и обслуживания и устойчива, так как име­ ет небольшую высоту.

Конструкция забоев скважин зависит от характеристики продуктивных пород. Если газоносный пласт сложен плотными породами (известняками, песчаниками), то забой оставляют от­ крытым, т. е. эксплуатационную колонну спускают до кровли продуктивного пласта (см. рис. II. 1, а); если газоносный пласт выражен рыхлыми, неустойчивыми породами (песками, слабосцементированными песчаниками), то забой скважины обору­ дуют по схеме б или в (см. рис. II.1).

Газовые скважины осваивают теми же способами, что и нефтяные. Часто применяют газлифтный способ, используя газ высокого давления из соседних скважин или воздух, подавае­ мый с передвижных компрессорных установок.

Эксплуатируют скважины, как правило, при спущенных до середины фильтра фонтанных трубах, через которые газ по­ ступает на поверхность. Фонтанные трубы спускают с целью освоения скважины и глушения ее при необходимости подзем­ ного ремонта; исследования скважины, связанного со спуском глубинных приборов; предохранения эксплуатационной колон­ ны от истирания и коррозии, при наличии в газе твердых при­ месей (песок, кристаллы солей) и корродирующих компонентов; выноса жидкостей и механических примесей с забоя на поверх­ ность.

ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН

Исследование скважин проводят для изучения геолого-фи­ зических свойств пласта, пластовых жидкостей и газов с целью получения исходных данных для проектирования разработки новых месторождений, выбора методов искусственного воздей­ ствия на залежи и призабойную зону скважин, установления контроля и регулирования режима работы пластов и скважин.

скважин и забойных давлений при установившихся и неустановившихся процессах фильтрации жидкостей и газов в пласте.

дождавшись установившегося дебита, вновь замеряют его. Та­ кие измерения выполняют три или четыре раза.

Режим работы скважины изменяют по-разному в зависимо­ сти от способа эксплуатации: при глубиннонасосной уменьшают

зависящем от дебита скважины, характеристики пласта и на­ сыщающих его жидкостей и газа, при исследовании определя­ ют опытным путем.

По данным исследования строят графики зависимости деби­

ным режимом, когда приток однородной жидкости в скважину происходит по линейному закону фильтрации и т. д.); криволи­ нейные— с выпуклостью, обращенной к оси дебитов; и диа­ граммы, одна часть которых прямолинейна, а другая при уве­

Нагнетательные скважины могут тметь диаграммы прямо­ линейные, криволинейные с выпуклостью, обращенной к оси де­

битов или к оси давлений, и диаграммы прямолинейно-криво- линейные. Вследствие неправильных определений забойных давлений и дебитов форма индикаторной линии может быть вогнутой по отношению к оси дебитов. Поэтому в тех случаях, когда получают вогнутые индикаторные линии, исследование на приток считают неудовлетворительным и его необходимо повторить.

Приток жидкости к забою скважины определяется зависи­ мостью

< 2 = Я ( Р п л — Рзаб)". (Н .З )

где К — коэффициент продуктивности; п — коэффициент, пока­ зывающий характер фильтрации жидкости через пористую

среду.

При линейном законе фильтрации п= 1 (индикаторная ли­ ния— прямая). Линию, выпуклую к оси дебитов, получают при я>»1, а вогнутую — при п<. 1.

При линейном законе фильтрации уравнение (II.3) прини­

в паскалях, то размерность коэффициента продуктивности бу­ дет т/(сут-Па), или м3/(сут-Па), Однако величина паскаль чрезмерно мала, поэтому для промысловых измерений давле­ ния лучше пользоваться кратными единицами — мегапаскалем (МПа) или килопаскалем (кПа).

Коэффициент продуктивности обычно определяют по дан­ ным индикаторной линии. Если индикаторная линия имеет пря­ молинейный участок, который затем переходит в криволиней­ ный, то коэффициент продуктивности определяют только по прямолинейному участку. Для установления коэффициента продуктивности по криволинейному участку необходимо знать перепад давления, соответствующий этому коэффициенту.

чить при условии, что в скважине есть зумпф (карман — часть

ствола скважины ниже отверстий фильтра). Если при S T O N E скважинный насос спущен в зумпф, то противодавление Hai пласт можно поддерживать равным атмосферному и дебит скважины будет потенциальным.

По полученному в результате исследования скважины коэф­ фициенту продуктивности устанавливают режим ее работы, подбирают необходимое эксплуатационное оборудование. По* изменениям этого коэффициента судят об эффективности обра­ боток призабойной зоны скважин, а также о качестве подзем­ ных ремонтов. Сравнивая газовые факторы'и коэффициенты продуктивности до и после обработки или ремонта скважины,, судят о состоянии скважины.

Исследование фонтанных скважин и установление режима их эксплуатации

Исследование фонтанных скважин проводят как методом! пробных откачек, так и по кривой восстановления давления. Особенно широко применяют первый метод. Сущность его за­ ключается в следующем. При каком-то установившемся режи­ ме работы исследуемой скважины замеряют забойное давление- и ее дебит. По расходомеру, установленному на газопроводе, отводящем газ из сепаратора, определяют количество выделив­ шегося из скважины газа. Уточняют давления на буфере и в затрубном пространстве по контрольным манометрам. После этого изменяют диаметр штуцера на больший или меньший* создавая новый режим работы скважины так, чтобы дебит ее изменился примерно на 20%. Через сутки при этом режиме за­ меряют забойное давление и дебит. Режим считают установив­ шимся (при данном штуцере), когда при повторяющихся заме­ рах (четырех или пяти) дебиты жидкости и газа изменяются} не более чем на 10%.

Одновременно с замерами дебитов и давлений при каждом^ режиме работы скважины определяют коэффициент продуктив­ ности. Строят также графики зависимости между диаметром штуцера и дебитами нефти, воды и газа и содержанием песка в. продукции скважины.

Сравнивая построенные кривые с учетом газового фактора,, содержания воды и песка в жидкости при различимых темпах ееотбора, устанавливают режим работы скважины. Режим фон­ танирования (диаметр штуцера) выбирают так, чтобы скважи­ на имела высокий дебит при небольшом газовом факторе, да­ вала бы меньше воды и песка, фонтанировала спокойно без больших пульсаций. Если возникает опасность обводнения, тоотбор уменьшают. При соблюдении этих условий удается обес­ печить наиболее рациональное расходование пластовой энергия и длительное бесперебойное фонтанирование скважины.

На рис. JI.32 для примера показаны кривые, полученные & результате исследования фонтанной скважины, по которым