18-билет
І. Исследование газовых скважин при стационарных режимах фильтрации. Техника и технология проведения исследований, обработка результатов исследований.
ІІ. Особенности разработки морских месторождений кустовыми скважинами.
ІІІ. Устройство и принцип действия простого штангового насоса.
Исследование газовых скважин при стационарных режимах фильтрации. Техника и технология проведения исследований, обработка результатов исследований.
Исследования этим методом заключаются в непосредственных замерах глубинными манометрами забойных давлений с одновременным замером соответствующих им дебитов на различных установившихся режимах работы скважины. Исследования скважин начинают с кратковременной ее продувки, для очистки забоя от твердых частиц, воды и конденсата. Затем скважину закрывают и измеряют статическое давление и температуру на устье закрытой скважины. При необходимости скважинными приборами измеряют пластовое давление и температуру на забое. Спуск приборов для определения пластового давления и температуры на забое осуществляют с помощью лубрикатора, который устанавливается в верхней части ФЕ, вместо буферного патрубка. Лубрикатор представляет собой трубу, имеющую на одном конце фланец, для соединения с ФЕ, а на другом -сальник для уплотнения проволоки или кабеля, на котором спускают прибор в скважину. Приборы спускают в скважину на проволоке диаметром 1.6-2.2.мм. с помощью лебедки, установленной на автомашине. Давления измеряют скважинными манометрами, пределы измерения рабочего давления достигает до 100Мпа, область рабочих температур от –40 до +100оС.
Далее скважину пускают в работу при малых дебитах, фиксируя дебит, давление и температуру на устье скважины. Увеличивая диаметр штуцера, испытывают скважину при 6-8-ми различных значениях дебита, вплоть до дебита, при котором начинается вынос песка или подтягивание воды. Затем скважину исследуют при уменьшении дебитов. Это осуществляется для контроля при 2-3х значениях дебита. Все значения дебитов, давлений и температур должны соответствовать стационарным (установившимся) условиям.
В результате проведенных исследований полученные данные сводят в таблицу и строят графики зависимости притока нефти от депрессии. Для построения графика берется прямоугольная система координат, где на оси абсцисс откладывают значения дебитов скважины, а на оси ординат- перепад давлений. Нулевая точка соответствует положению статического уровня, при котором дебит скважины равен нулю. т.е. приток жидкости из пласта в скважину отсутствует. График зависимости дебита скважины от перепада давления называют индикаторной диаграммой, а сама линия - индикаторной кривой. Форма индикаторной линии зависит от ряда факторов: 1. от режима пласта; 2. от режима фильтрации; 3. от сопротивлений при движении жидкости из пласта в скважину и внутри самой скважины. В промысловой практике встречается три формы индикаторных кривых.
Индикаторная линия 1 представляет собой прямую линию. Зависимость между дебитом скважины и перепадом давлений, выраженная в виде прямой может быть лишь при одновременном соблюдении следующих условий:
1. жидкость должна в скважину протекать по линейному закону фильтрации, т.е. согласно закону Дарси: V = k F P / L ( скорость фильтрации жидкости прямо пропорциональна перепаду давлений на определенной площади и обратно пропорциональна вязкости фильтрующей жидкости на единицу длины пути ее движения).
2.режим пласта должен быть водонапорный.
3.жидкость должна поступать из скважины однофазным потоком без пузырьков газа.
При прямолинейной зависимости дебита от депрессии показатель степени n=1, характеризует режим фильтрации. Коэффициент продуктивности данной скважины определяется по формуле: К=Q/P.
Индикаторная линия 2 состоит из двух различающихся участков. От начала координат кривая выражена в виде прямой линии и в некоторой точке М она переходит в другой участок в виде выпуклой в сторону оси дебитов. Если на прямом участке показатель степени n является постоянной величиной и равен 1, то за точкой М он делается величиной переменной (n<1) и далее по мере увеличения депрессии становится все меньше и меньше. Для определения коэффициента продуктивности необходимо учитывать только прямолинейный участок, а на криволинейном отрезке Кпр. теряет свое истинное значение, т. к. он не определяет притока жидкости к скважине в каком либо интервале снижения забойного давления. Искривление индикаторной линии обуславливается следующими факторами:
Прямолинейный участок индикаторной линии соответствует начальному периоду притока жидкости к скважине при водонапорном режиме пласта, приток происходит при небольшом снижении пластового давления и характеризуется линейным режимом фильтрации. Далее по мере снижения давления повышается скорость движения жидкости и достигая критической величины линейный режим фильтрации нарушается. Это и обуславливает искривление индикаторной линии. Искривление индикаторной линии может произойти и по следующим причинам:1. если залежь имеет газонапорный режим; 2. из-за неоднородности жидкости (двухфазный или трехфазный поток); 3. из-за потери напора жидкости при прохождении через отверстия фильтра колонны.
Индикаторная линия 3- вогнутая к оси дебитов (n>1). Ее можно считать дефектной и непригодной для анализа. При получении вогнутой индикаторной кривой исследование скважины необходимо повторить, выдерживая интервалы времени на каждом режиме отбора для создания установившихся притоков.
При исследовании скважин данным методом используют диафрагменный измеритель (ДИКТ).
В диафрагменном измерителе критического течения газа (ДИКТе) устанавливают диафрагму с малым диаметром калиброванного отверстия. После этого открывают коренную задвижку, пускают скважину в работу до наступления установившегося состояния, при кото¬ром давление и температура газа перед диафрагмой ДИКТа и в затрубном пространстве не изменяются во времени.
Рисунок 1 - Схема расположения оборудования и приборов при проведении текущих исследований газовой скважины с помощью диафрагменного измерителя критического тече¬ния газа: 1 — диафрагаениый измеритель (ДИКТ); 2 — манометры; 3 — породоулавлива-тель; 4 — термометры.
По давлению и температуре газа перед диафрагмой ДИКТа рассчитывают дебит газа для каждой диафрагмы. По статическому затрубному давлению или динамическому давле¬нию перед диафрагмой ДИКТа рассчитывают давление на забое скважины.
Коэффициент продуктивности скважин определяют с помощью уравнения
Q = K(Pпл – Pзаб)n
где Q – дебит скважины; К – коэффициент продуктивности; Рпл, Рзаб - пластовое и забойное давления, соответственно; n – коэффициент, характеризующий форму индикаторной кривой.
Особенности разработки морских месторождений кустовыми скважинами.
Для освоения и последовательной эксплуатации МНГ месторождений обычно бурят группу кустовых наклоннонаправленных скважин с ограничением площадок (стационарных платформ, приэстакадных площадок, намывных или специальных сооружаемых островов, плавучих палуб). Этот метод бурения является наиболее экономически целесообразным. Кустовой метод бурения и эксплуатации имеет следующие преимущества: сокращаются объемы работ по сооружению индивидуальных морских оснований; снижаются затраты по бурению и обустройству устьев для эксплуатации за счет сокращения использования морского транспорта и плавучих кранов; уменьшаются затраты на строительство и разборку вышек, монтаж и демонтаж оборудования; уменьшаются капиталовложения в прокладку подводных выкидных линий; уменьшаются затраты по обслуживанию скважин в процессе эксплуатации и ремонта. На площадку может выходить устье 40-50 скв, поэтому возникает высокая пожароопасность.
Принцип устройства и действия простого штангового насоса.
Наиболее распространенный способ добычи нефти – применение штанговых скважинных насосных установок. Дебит скважин, оборудованных ШГН, составляет от нескольких сотен килограммов до нескольких десятков тонн. Насосы спускают на глубину от нескольких сотен метров до 2000 метров (в отдельных случаях до 3000 м).
Оборудование ШСНУ включает:
1. Наземное оборудование.
• Фонтанная арматура.
• Обвязка устья скважины.
• Станок-качалка.
2. Подземное оборудование.
• Насосно-компрессорные трубы.
• Насосные штанги.
• Штанговый скважинный насос.
• Различные защитные устройства (газовый или песочный якорь, фильтр и т.д.)
В скважине, оборудованной ШСНУ, подача жидкости осуществляется глубинным плунжерным насосом, который приводится в действие с помощью специального привода (станка-качалки) посредством колонны штанг. Станок-качалка преобразует вращательное движение электродвигателя в возвратно-поступательное движение подвески штанг.
Скважинные штанговые насосы представляют собой вертикальную одноступенчатую и одноплунжерную конструкцию одинарного действия с цельным неподвижным цилиндром, подвижным металлическим плунжером, нагнетательным и всасывающим клапанами.
• Детали насоса изготовлены из высоколегированных сталей и сплавов;
• Цилиндр насоса толстостенный с хромированным покрытием, длина цилиндра 4200мм;
• Плунжер из углеродистой стали с хромированным покрытием;
• Непрямолинейность насоса 0,08мм на длине 1000мм;
• Шероховатость поверхности цилиндра и плунжера 0,2мкм;
• На нижней (внешней) стороне насоса нарезана трубная резьба для подвешивания «хвостовика» или дополнительного оборудования (фильтра, ГПЯ и т.п.)
• В верхней части насоса (не вставного) вкручивается патрубок длиной 0,5м с муфтой для работы с ключами и элеватором при спуске его в скважину.
Показатели для нормальной работы штанговых насосов:
• температура перекачиваемой жидкости - не более 130 С
• обводненность перекачиваемой жидкости - не более 99%
• вязкость жидкости - не более 0,025 Па_с
• минерализация воды - до 10 мг/л
• максимальная концентрация механических примесей - до 1,3 г/л
• содержание свободного газа на приеме насоса - не более 10% по объему, с газосепараторами до 75%.
• концентрация сероводорода - не более 50 мг/л
• водородный показатель попутной воды (рН) 4,2-8
Насос работает следующим образом. При ходе плунжера вверх в межклапанном пространстве цилиндра создается разрежение, за счет чего открывается всасывающий клапан (шарик поднимается с седла) и цилиндр заполняется при закрытом нагнетательном клапане. Последующим ходом плунжера вниз межклапанный объем сжимается, открывается нагнетательный клапан и поступившая в цилиндр жидкость перетекает в зону над плунжером при закрытом всасывающем клапане. Периодически совершаемые плунжером перемещения вверх и вниз обеспечивают откачку пластовой жидкости и нагнетание ее на земную поверхность.
Штанговые скважинные насосы по конструкции и способу установки разделяются на две основные группы: невставные (трубные) и вставные.
Невставные насосы характерны тем, что их основные узлы спускаются в скважину раздельно цилиндр - на насосно-компрессорных трубах, а плунжер в сборе с всасывающими клапанами — на штангах. Подъем невставного насоса из скважины также осуществляется в два приема: сначала извлекают штанги с плунжером и клапанами, а затем — трубы с цилиндром.
Вставные насосы спускают в скважину в собранном виде (цилиндр вместе с плунжером) на насосных штангах и извлекают на поверхность также в собранном виде путем подъема этих штанг. Насос устанавливают и закрепляют при помощи специального замкового приспособления, заранее спускаемого в скважину на трубах. В результате этого для смены вставного насоса (при необходимости замены отдельных узлов или насо¬са в целом) достаточно поднять на поверхность только насосные штанги, а насосные трубы остаются постоянно в скважи¬не, их извлекают при необходимости исправления замкового приспособления, что на практике встречается редко. Таким образом, смена вставного насоса требует значительно меньше времени, чем невставного. Кроме того, при использовании такого насоса меньше изнашиваются насосные трубы, так как нет необходимости их спускать и поднимать, а также отвинчивать и завинчивать при каждой смене насоса. Эти преимущества вставного насоса имеют особое значение при эксплуатации глубоких скважин, в которых на спускоподъемные операции при подземном ремонте утрачивается много времени.
Цилиндры трубных насосов собираются из чугунных втулок длиной 300 мм, а вставных насосов - из стальных вту¬лок такой же длины. В зависимости от хода плунжера число втулок в цилиндре составляет от 6 до 17. С целью повышения износостойкости втулки подвергают термической обработке. При сборке они образуют один сплошной цилиндр с тщательно отшлифованной внутренней поверхностью. Рабо¬чий цилиндр насоса заключают в стальной кожух. Собранные втулки зажимают с двух сторон специальными муфтами навинчиваемыми или ввинчиваемыми в кожух.
Плунжеры штанговых насосов изготовляют длиной 1200 -1500 мм из цельнотянутых бесшовных стальных труб. Наруж¬ная поверхность плунжера шлифуется, хромируется для по¬вышения износостойкости и затем полируется На обоих концах плунжера нарезается одинаковая внутренняя резьба для при¬соединения клапанов или переводников.
В штанговых насосах применяют шариковые клапаны с одним шариком - со сферической фаской седла и двумя шариками — со ступенчато-конусной.
В собранном насосе, плунжер смазанный веретенным маслом, должен плавно и без заеданий перемещаться по всей длине цилиндра в зависимости от группы посадки. Посадка плунжера в цилиндре насоса характеризуется предельными величинами зазоров (на диаметр) между плунжером и цилиндром. В зависимости от предельных величин зазоров насосы выпускаются следующих групп посадки по стандарту АРI (Американский нефтяной институт).
Группа посадки Диапазон зазора (мм).
1 0,025-0,088
2 0,050-0,113
3 0,075-0,138
4 0,100-0,163
5 0,125-0,188
При эксплуатации скважин применяют насосы следующих типоразмеров (по размеру плунжера): 28, 32, 38, 43, 56, 68, 82 и 93 мм. Площадь поперечного сечения плунжера у насоса наибольшего диаметра в 11 раз больше площади поперечного сечения насоса наименьшего диаметра.
Имея восемь стандартных размеров насоса, подачу уста¬новки можно регулировать путем замены насосов. Измене¬ние подачи установки без извлечения насоса на поверхность достигается изменением длины хода или числа качаний.
При поступлении ШГН на промысел насосы проходят входной контроль.
Насосы бракуются в следующих случаях:
• в случае не прохождения плунжера в цилиндр (для не вставных насосов), соединенного с патрубком из НКТ длиной не менее 1200мм;
• в случае несовпадения номера плунжера и его размера, указанного в паспорте с фактическим;
• при нарушении целостности покрытия хромировки (отслоения, риски, трещины и.п.);
• при обнаружении в насосе хотя бы одной детали бывшей в эксплуатации;
• при обнаружении искривления или погнутости цилиндра насоса;
УШГН считается годной к эксплуатации, если при опрессовке насос поднимает давление до 30 атм. и при остановке качания падение давления не превышает 5 атм. за 15 минут. При этом в нижнем сальнике и соединениях фонтанной арматуры пропусков газа и жидкости не должно быть.