Подземный ремонт скважин. Виды подземных ремонтов, применяемая техника, оборудования. Коэффициент эксплуатации скважин

Билет №119. Эксплуатация нефтяных скважин глубинными насосами.

Глубиннонасосный способ эксплуатации скважин наиболее распространен. Две трети фонда действующих скважин СССР (примерно 25% от всего объема добычи нефти) эксплуатируется глубинными насосами. Дебит скважин при этом составляет от десятков килограмм в сутки до нескольких сот тонн. Насосы спускают на глубины от нескольких десятков метров до 3000 м, а в отдельных скважинах на 3200— 3400 м. Глубиннонасосная эксплуатация скважин осуществляется в основном: 
а) глубинными штанговыми насосами с приводом от станка-качалки; б) погружными центробежными электронасосами с электроприводом через специальный шланговый кабель. К наземной части насосной установки (рис. 11.12) относятся оборудование устья скважины и станок-качалка, к подземной — насосные трубы, штанги, глубинный насос и защитные приспособления.

Насос в скважину спускают на глубину ниже уровня жидкости на колонне насосных труб 16. 
Глубинный насос состоит из цилиндра 19 и полого поршня (плунжера) 20. На нижнем конце цилиндра неподвижно укреплен узел всасывающего клапана 22, называемого также приемным клапаном, а на нижнем (или верхнем) конце плунжера — нагнетательный клапан 21. Всасывающий и нагнетательный клапаны по устройству одинаковы и открываются только вверх. Плунжер подвешивается на колонне насосных штанг 17 при помощи клетки 18. Верхний конец колонны штанг присоединяют подвеской 4 через сальниковый шток 3 к головке 5 балансира 6 станка-качалки. Балансир станка-качалки качается на опоре (оси) 7, укрепленной на стойках. Вращение от шкива электродвигателя 9 (частота вращения от 730 до 1400 об/мин) передается посредством клиноременной передачи редуктору 11, при этом частота вращения снижается до 6—15 об/мин. Редуктор представляет собой зубчатую передачу, колеса которой помещены в металлическую коробку, заполненную маслом. Вращение приводного вала редуктора станка-качалки при помощи зубчатых колес передается кривошипному валу, на концах которого насажены кривошипы 13. С кривошипами шарнирно соединены шатуны 10. Другой" конец каждого шатуна также шарнирно соединен с траверсой 8 балансира. Таким образом, с помощью описанного кривошипно-шатунного механизма 13, 10, 6 вращательное движение преобразуется в чередующееся движение — вверх и вниз (качание). Такое непрерывное чередующееся  движение балансира станка-качалки, а следовательно, штанг и плунжера насоса,  При ходе плунжера вверх под давлением жидкости на всасывающий клапан 22 снизу и вследствие образования вакуума в цилиндре насоса шарик поднимается и жидкость, проходя через этот клапан, заполняет цилиндр. В это время верхний нагнетательный клапан 21 закрыт, так как на него давит столб жидкости, находящейся в насосных трубах. При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, а нагнетательный открывается. При этом плунжер как бы выдавливает в насосные трубы жидкость, поступившую в цилиндр глубинного насоса. При последующих ходах плунжера уровень жидкости в подъемных трубах постепенно повышается, достигает устья и затем поступает в выкидную линию через тройник 2. 

Билет №121. Установка  погружных центробежных электрических насосов. Схема принципиального действия.

Применяемые на нефтегазодобывающих предприятиях страны глубинные бесштанговые насосы делятся на погружные центробежные электронасосы (ЭЦН — наиболее распространенные) и гидропоршневые (ГН). Для эксплуатации скважин, в жидкости которых содержится песок, эти насосы выпускают в износоустойчивом исполнении (ЭЦНИ и ГНИ). Производительность ЭЦН колеблется в пределах от 20 до 2000 м3/сут, а напор — от нескольких метров до 3000 м. Важным преимуществом этих насосов является высокий межремонтный период их работы (в 3—4 раза превышающий межремонтный период ШГН), а также простота обслуживания. Гидропоршневые насосы рекомендуется применять для эксплуатации скважин глубиной до 4000 м при де-битах 25—30 м3/сут. Ввиду ограниченного применения гидропоршневые насосы в дальнейшем не рассматриваются. Погружные насосы ЭЦН (рис. 11.22) состоят из центробежного насоса 4 и электродвигателя 1 специальной конструкции с протектором 2 и бронированного кабеля 5 в специальном антикоррозионном исполнении. Шлицевыми муфтами валы двигателя и центробежного насоса через протектор соединены в одно целое. Насос ЭЦН спускают в скважину на обычных насосных трубах. Параллельно им спускают бронированный гибкий кабель, разматываемый с барабана 7 и прикрепляемый к трубам специальными хомутами 10. Питание электроэнергией двигателя ЭЦН в скважине осуществляется от обычной сети напряжением 380 В, которое регулируют автотрансформатором 8. Контроль и автоматическое управление работой ЭЦН осуществляются от станции управления 9. Погружной электродвигатель (ПЭД) для насоса ЭЦН (рис. 11.23) представляет собой асинхронный двигатель трехфазного тока в герметичном исполнении. Помещается он в стальной трубе, заполненной маслом (во избежание контактирования с насосно-компрес-сорными и обсадными трубами и поражения током обслуживающего персонала). Длина ПЭД в зависимости от его мощности колеблется в пределах 0,5—10 м. Статор ПЭД собирают из активных пакетов (секций) 9 статорного железа и немагнитных секций 8 (из листовой латуни или немагнитной стали), чередующихся между собой. Обмотка статора (общая для всех пакетов) изготавливается из масло- и теплостойких материалов. Из нескольких секций (пакетов), имеющих самостоятельную обмотку, собирается также и ротор двигателя. Между роторными секциями на валу смонтированы промежуточные подшипники. Мощность двигателей ПЭД колеблется в пределах 17—46 кВт. Центробежный многоступенчатый электронасос (рис. 11.24) собирают из рабочих колес (в среднем по 80—140 на каждый насос), с прокладками между ними (для уменьшения трения) на одном валу (на шпонке) методом скользящей посадки и помещают в стальной трубе в целях защиты от ударов о колонну при спуске и подъеме. При этом рабочие колеса лежат на валу, как на подпятниках. Вал поддерживается в вертикальном состоянии подшипниками. В верхней части подшипник — скользящий, в нижней — устанавливаемый в подшипниковом узле. На нижнем конце корпуса ЭЦН помещается всасывающая сетка длиной от 5,1 до 10,8м (в зависимости от числа ступеней). Для защиты двигателя ПЭД от попадания скважинной жидкости через неплотности сальника насоса служит протектор (рис. 11.25). С помощью протектора, кроме того, происходит также постоянная смазка подшипников насоса ЭЦН. В верхней камере протектора содержится густое масло, в нижней — жидкое. В верхней камере помещается поршень с пружиной, а в корпусе протектора на уровне чуть ниже поршня имеется отверстие, через которое гидростатическое давление из скважины передается на поршень. В этом суть механизма смазки подшипников насоса и его сальника: масло через перепускной клапан 8 в процессе работы насоса выдавливается поршнем в нижнюю камеру насоса и далее к подшипникам и сальнику.Жидкое масло расходуется на смазку электродвигателя и периодически поступает из нижней камеры в ПЭД. Запас масла в последней рассчитан на работу насоса в скважине в течение 6 месяцев. 

Билет №56. Особенности  конструкций и  оборудование газовых  скважин.

Физические свойства газа отличаются от соответствующих  свойств; нефти: гораздо меньшие  вязкость и плотность и большая  сжимаемость. Кроме того, газ от нефти  отличается и товарными качествами. Вследствие небольшой вязкости он очень  подвижен и со снижением давления сильно расширяется. Свойства газа позволяют  эксплуатировать газовые скважины фонтанным способом. Поэтому в  конструкции и оборудовании газовых  скважин, освоении и регулировании  режима их работы много общего с  фонтанными нефтяными скважинами. Конструкция  газовой скважины определяется конкретными  условиями ее бурения и последующей  эксплуатации — глубиной и характером вскрываемых газовых залежей, наличием или отсутствием водоносных горизонтов, свойствами добываемого газа и т. д. В большинство газовых скважин  после кондуктора спускают одну колонну  — эксплуатационную диаметром 146 или 168 мм. Обвязка обсадных колонн между  собой на устье осуществляется при  помощи обычных или клиновых колонных головок (см. рис. II.2, а). 
В зависимости от числа скважин, их дебита, пластового давления и других факторов применяют две схемы обвязки: индивидуальную и групповую. При индивидуальной схеме обвязки оборудование для регулирования работы, отделения примесей, измерения дебита газа и конденсата и предотвращения образования гидратов размещают на устье скважины и около него. При групповой схеме на устье устанавливают только фонтанную арматуру, остальное же оборудование и приборы для группы скважин монтируют в одном месте — групповом пункте, где производят смену штуцеров, отделение примесей из газа и сбор конденсата, осуществляют мероприятия против гидратообразования, измерение дебитов газа и конденсата всех подключенных скважин. Каждая скважина связана с групповым пунктом коллектором высокого давления; состояние оборудования устья скважин периодически контролируется. 
При групповой схеме обвязки скважин облегчается их обслуживание, создается возможность широкой автоматизации процесса добычи газа и эффективного использования энергии дросселирования для получения конденсата и применения эжекции газа. Фонтанная арматура на устье чаще всего используется крестового типа с фланцевыми соединениями. Она удобна для монтажа и обслуживания и устойчива, так как имеет небольшую высоту. Конструкция забойной зоны зависит от характеристики продуктивных пород. Если газоносный пласт сложен плотными породами (известняками, песчаниками), забой оставляют открытым, т. е. эксплуатационную колонну спускают до кровли продуктивного пласта (схема а); если газоносный пласт выражен рыхлыми неустойчивыми породами (песками, слабо сцементированными песчаниками), то забой скважины оборудуют по схеме б или в (см. рис. II.1). 
Газовые скважины осваивают теми же способами, что и нефтяные. Часто применяют компрессорный способ, используя газ высокого давления из соседних скважин или воздух, подаваемый с передвижных компрессорных установок. Эксплуатируют газовые скважины, как правило, при спущенных до середины фильтра фонтанных трубах, через которые газ поступает на поверхность. Фонтанные трубы спускают с целью: освоения скважины и глушения ее при необходимости подземного ремонта; исследования скважины, связанного со спуском глубинных приборов; предохранения эксплуатационной колонны от истирания и коррозии, при наличии в газе твердых примесей (песок, кристаллы солей) и корродирующих компонентов; выноса жидкостей и механических примесей с забоя на поверхность. 

Билет №60. Исследование скважин  на приток при установившемся режиме.

Исследование  скважин проводят для изучения геолого-физиче-«ких свойств пласта, пластовых жидкостей и газов с целью получения исходных данных для проектирования разработки новых месторождений, выбора методов искусственного воздействия на залежи ж призабойную зону скважин, установления, контроля и регулирования режима работы пластов и скважин. Сущность гидродинамических методов исследования скважин заключается в определении характеристик пластов и скважин по данным измерений дебитов скважин и забойных давлений при установившихся и неустановившихся процессах фильтрации жидкости и газов в пласте. Метод установившихся отборов (его часто называют методом пробных откачек) применяется при исследовании всех видов скважин (нефтяных, нефтегазовых, газовых и т. д.). Сущность его заключается в том, что путем промысловых измерений устанавливаются зависимости между дебитом скважины и величиной •ее забойного давления. 
Пластовое давление замеряют заранее с учетом того, что оно длительное время остается постоянным. 
После замера дебита изменяют режим работы скважины, т. е. увеличивают или уменьшают ее дебит и через некоторое время, когда давление на забое скважины установится в соответствии^ этим дебитом, вновь повторяют измерения. Затем вновь изменяют режим работы скважины и, дождавшись установившегося дебита, вновь замеряют его. Такие измерения выполняют три или четыре раза. 
Режим работы скважины изменяют по-разному в зависимости от способа ее эксплуатации. При глубиннонасосной эксплуатации изменения режима работы скважины производят путем изменения длины хода плунжера насоса или числа ходов, при фонтанной эксплуатации — путем изменения противодавления на устье скважины (смены штуцеров), при компрессорной эксплуатации*— изменением количества закачиваемого в скважину сжатого газа (воздуха). _____Дебит 0. Продолжительность работы скважины •§ на каждом режиме при проведении иссле- | дования определяется опытным путем и зависит от дебита скважины, харак- с теристики пласта и насыщающих его 5 жидкостей и газа. По данным исследования строят гра- , фики (рис. 11.26) зависимости дебита скважины Q от забойного давления рваб или Рис. 11.26. Виды индика-от величины депрессии Ар, т. е. перепада торных щ>ивых между пластовым и забойным давлениями (Др = рпл — Рзаб)- Такие графики называют индикаторными диаграммами скважин. По форме линии индикаторных диаграмм могут быть прямыми (линия 1), выпуклыми (линия 2) и вогнутыми (линия 3) относительно оси дебитов (см. рис. 11.26). Для эксплуатационных скважин могут быть построены прямолинейные диаграммы (когда эксплуатируется пласт с водонапорным режимом, когда приток однородной жидкости в скважину происходит по линейному закону фильтрации и т. д.); криволинейные — с выпуклостью, обращенной к оси дебитов; и диаграммы, одна часть которых прямолинейна, а другая при увеличении депрессии и дебитов — криволинейна. Это 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. 
Нагнетательные скважины могут иметь диаграммы прямолинейные, криволинейные с выпуклостью, обращенной к оси дебитов или к оси давлений, и диаграммы прямолинейно-криволинейные. 
Индикаторная линия, вогнутая по отношению к оси дебитов, может получиться в результате неправильных измерений забойных Давлений и дебитов. Поэтому при получении вогнутых индикаторных линий исследование на приток считается неудовлетворительным и его необходимо повторить. Приток жидкости к забою скважины, изображаемый индикаторными линиями, приведенными на рис. 11.26, определяется зависимостью: где К — коэффициент продуктивности; п — коэффициент, показывающий характер фильтрации жидкости через пористую среду. 
При линейном законе фильтрации ге = 1 и индикаторная линия — лрямая. Линия, выпуклая к оси дебитов, получается при п > 1, а вогнутая линия — при п << 1 . 
При линейном законе фильтрации уравнение (II. 1) принимает вид: 
Q = K(pnn-p3a6). (11.2) Коэффицие щт ом' продуктивности эксплуатационной скважины ^называется отношение ее дебита к перепаду (депрессии) между пластовым и забойным давлениямил соответствующему этому дебиту - - - -г-. (П.З) V 'Аналогом коэффициента продуктивности для нагнетательных скважин является коэффициент приемистости К' Q'Рзаб — Рпл. Если дебит измерять в т/сутки, а перепад давлений в Паскалях,, то размерность коэффициента продуктивности будет т/сут-Па. Однако величина «паскаль» чрезмерно мала, поэтому для промысловых измерений давления лучше пользоваться кратными единицами — мегапаскалем МПа или килопаскалем кПа. Соотношение между этими и внесистемными единицами — 1 кгс/см2 = 100 кПа = = 0,1 МПа. Коэффициент продуктивности обычно определяют по данным индикаторной линии. Если индикаторная линия имеет прямолинейный участок, который затем переходит в криволинейный, то для определения коэффициента продуктивности используется только прямолинейный участок. При определении коэффициента продуктивности на криволинейном участке необходимо знать перепад давления, соответствующий этому коэффициенту. Если забойное давление равно нулю, то Эту максимально возможную производительность скважины при Рзав = 0 называют потенциальным дебитом. Практически дебит, равный потенциальному, можно получить при условии, что в скважине есть зумпф («карман» — часть ствола скважины ниже нижних отверстий фильтра). Если при этом глубин-лый насос спущен в зумпф, то противодавление на пласт можно поддерживать равным атмосферному и дебит скважины будет потенциальным. По полученной в результате исследования скважины величине коэффициента продуктивности устанавливают режим ее работы, подбирают необходимое эксплуатационное оборудование. По изменениям коэффициента продуктивности 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. 

Билет №68. Исследование фонтанных  скважин.

Исследование  фонтанных скважин проводят как  методом пробных откачек, так  и по кривой восстановления давления. Особенно широко применяется первый метод. Сущность его заключается  в следующем. При каком-то установившемся режиме работы исследуемой скважины замеряют забойное давление и ее дебит. По расходомеру, установленному на газопроводе, отводящем газ из трапа, определяют количество выделившегося 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 данном режиме замеряют забойное давление и дебит. Режим считается установившимся (при данном штуцере), когда при повторяющихся подряд замерах дебиты жидкости и газа изменяются не более чем на 10%. При исследовании фонтанной скважины методом пробных откачек достаточно получить четыре-пять точек кривой зависимости дебита от забойного давления. Одновременно с замерами дебитов и давлений при каждом режиме работы скважины определяют газовый фактор и отбирают пробы жидкости для установления процента обводненности и содержания песка в ней. 
На основе результатов исследования скважин строят индикаторную линию и определяют коэффициент продуктивности. Строят также графики зависимости между диаметром штуцера и дебитами нефти, воды и газа и содержанием песка в продукции скважины. Сравнивая построенные кривые и исходя из величины газового фактора, процента содержания воды и песка в жидкости при различных темпах ее отбора, устанавливают режим работы скважины. Режим фонтанирования (диаметр штуцера) выбирают так, чтобы скважина имела высокий дебит при небольшом газовом факторе, давала бы меньше воды и песка, фонтанировала спокойно, без больших пульсаций. Если возникает опасность обводнения, отбор уменьшают. При соблюдении этих условий удается обеспечить наиболее рациональное расходование пластовой энергии и длительное бесперебойное фонтанирование скважины. На рис. 11.27 для примера показаны кривые, полученные в результате исследования фонтанной скважины, по которым можно устанавливать технологический режим ее эксплуатации. Если, например, забойное давление должно быть не ниже давления насыщения, которое равно (120-105Па), то оптимальным диаметром штуцера будет 6 мм. При этом диаметре дебит нефти составляет 50 т/сут,. Рис. 11.27. Регулировочные кривые фонтанной скважины: 1 — пластовое давление рП1]; 2 — забойное давление psa6; 3 — дебит скважины Q; 4 — газовый фактор; 5 — содержание песка в продукции скважины, %; 6 — депрессия Др 
газовый фактор не более 60 м3/т при депрессии 30-Ю5 Па, что дает Рзаб — 135-10вПа (выше давления насыщения), содержание песка в струе жидкости составляет <[0,3%. Технологический режим эксплуатации фонтанных скважин устанавливается геологической службой НГДУ ежемесячно. Изменяют режим в основном по результатам исследований скважин, которые повторяются не реже одного раза в три месяца.