Содержание. СОДЕРЖАНИЕ. .......................................................................................... 1 СТРОЕНИЕ ЗЕМЛИ. ................................................................................... 3 ГЕОСФЕРЫ ЗЕМЛИ. ................................................................................. 4 АБСОЛЮТНЫЙ ВОЗРАСТ ГОРНЫХ ПОРОД. ........................................ 5 ГОРНЫЕ ПОРОДЫ. ................................................................................... 5 МИНЕРАЛЫ ЗЕМЛИ. ................................................................................. 6 СВЕДЕНИЯ О ГЕОЛОГИЧЕСКИХ РАЗРЕЗАХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ. ..... 6 ЗАЛЕЖИ НЕФТИ И ГАЗА. ......................................................................... 8 ПРОИСХОЖДЕНИЕ НЕФТИ И ПРИРОДНОГО ГАЗА. ............................. 9 ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ. . 10 ВИДЫ ПОР. .............................................................................................. 11 ПРОДУКТИВНЫЙ ПЛАСТ. ...................................................................... 12 ТИПЫ ПРИРОДНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ. ................................................... 13 РЕЖИМ РАБОТЫ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ. ........................................... 15 ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ. ...................................................................... 15 РАЗРАБОТКА ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ. ПОНЯТИЯ.............................................................. 15 ПРИТОК ЖИДКОСТИ В СКВАЖИНЫ. .................................................... 16 СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ. ................................... 16 ВОРОНКИ ДЕПРЕССИИ. ......................................................................... 18 СТРОИТЕЛЬСТВО СКВАЖИН. ............................................................... 19 КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИН. .................................................................... 20 КЛАССИФИКАЦИЯ СКВАЖИН. .............................................................. 33 БУРЕНИЕ. ................................................................................................. 35 ИСКРИВЛЕНИЕ БУРОВЫХ СКВАЖИН. ................................................ 38 1 КУСТОВОЕ БУРЕНИЕ. ............................................................................ 39 ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН. ................................................................ 39 ПРОМЫСЛОВЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ. .................................................... 39 БУРЕНИЕ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ ВЕЧНОЙ МЕРЗЛОТЫ.41 ГЕРМЕТИЗАЦИЯ. ..................................................................................... 41 ХРАНЕНИЕ НЕФТИ, ГАЗА И ГАЗОКОНДЕНСАТА, А ТАКЖЕ ПРОДУКТОВ ИХ ПЕРЕРАБОТКИ. ......................................... 43 РЕЗЕРВУАРЫ. ......................................................................................... 43 НЕФТЕБАЗЫ............................................................................................ 44 МАГИСТРАЛЬНЫЙ ГАЗОПРОВОД........................................................ 45 РУССКАЯ УСТАНОВКА. .......................................................................... 47 ФРАНЦУЗСКАЯ УСТАНОВКА. ............................................................... 48 Методы повышения производительности скважин ………………………………..52 2 Строение Земли. Строение Земли представляется собой сплюснутый у полюсов и экватора трехосный эллипсоид, поверхность которого имеет сложную форму геоида. Длина земного меридиана lм = 40008548 км, lэкв. = 40075704 км. Радиус средний3см = 6371 км. Земная кора в области океанов 5÷8 км. Ядро Земли - центральное тело планеты, ограниченное поверхностью раздела на глубине 2900 км. Это тело состоит из внешнего ядра, находящегося в расплавленном состоянии, и внутреннего твердого, из железоникелевого состава. Промежуточная оболочка (мантия) - между земной корой и ядром Земли в интервале 50- 2900 км. Земная кора обладает резко изменяющейся мощностью и непосредственным строением. Подошва коры (поверхность Моховича) залегает под континентами на глубине 40 км, а под океанами на глубине 11- 12 км. За вычетом воды, средняя мощность океанической коры составляет около 7 км. Земная кора на континентах (континентальная кора) представлена тремя слоями: верхний - «осадочный», средний - «гранитный», нижний - «базальтовый». Земная кора под дном океанов (океаническая кора) также состоит из трех слоев: верхний - «осадочный», средний - «вулканический», нижний - «базальтовый». Земная кора пологих материковых отмелей (кора переходных областей) или шельфов, по строению, толщине слоев, плотности пород занимает промежуточное положение между континентальной и океанической. Геоид - поверхность, направление силы тяжести, к которой везде 3 перпендикулярно. Форма геоида совпадает с поверхностью морей и океанов. Экватор - линия перпендикулярная оси вращения Земли. Параллель - линии, параллельные экватору. Меридиан - линии, идущие по земной поверхности от северного полюса к южному. Площадь SЗемли = 510 млн. км2 Объем Земли = 1083 млрд. км3 Масса Земли = 6 ∙1024кг Геосферы Земли. Земля состоит из нескольких концентрических оболочек, которые называются геосферами. 1. Внешние: магнитосфера, атмосфера, гидросфера. 2. Внутренние: земная кора, мантия, ядро Земли. Атмосфера состоит (100 км вверх): N = 78,09 % O2= 20,95% CO2= 0,03% Ar = 0,93% 0 T пород земной коры определяется поступлением внутреннего тепла Земли, образующегося при распаде радиоактивных элементов в горных породах, солнечной радиацией и потерей тепла путем излучения с поверхности Земли в космическое пространство. По характеру изменения t0 в земной коре выделяют 3 зоны: 1. Верхняя зона - от 1чм, в которой происходят суточные и сезонные колебания t0 пород в связи с изменением интенсивности солнечной радиации в течении суток (1-1,5 м); 2. Зона постоянных температур, в которой t0 в течение года не изменяется (она равна или несколько выше средней многолетней t0 воздуха в данном пункте); 3. Внутренняя зона, характеризующаяся постепенным ростом t0 с глубиной. Темп роста t0 с глубиной определяется величиной геотермической ступени (глубина в метрах, на протяжении которой t0 увеличивается на 10С) или геотермический градиент (изменение t0C в 0С на единицу глубины). Среднее значение геотермической ступени равно 33 м на 10С, т.е. через каждые 100 м глубины t0 возрастает на 30С. Таким темпом t0 растет до 15м, ниже он замедляется ≈до 400 км t0 = 1750 0C, на границе внутреннего ядра t0≈2500-3000 км. Земную кору слагают (по Г.В. Войткевича) О2 = 46,6% масс; Si = 27,7%; Al = 8,13%; Fe = 5,00%; Ca = 3,63%; Na = 2,83%; К=2,59%; Mg = 2,09%; Ti = 0,44%; Ni = 0,006% В мантии преобладают: О2, Si, Al и значительно возрастает по сравнению с земной корой доли Mg и Fe; Ядро (предполагают) состоит из железо- никелевого сплава или Fe + 20% Si. 4 Фанерозой эон Абсолютный возраст горных пород. Отложения подразделяются на 5 групп и называются эрами: 1 Кайнозойская эра KZ 67 млн. лет 2 Мезозойская эра MZ 175 3 Палеозойская эра PZ 330 4 Протерозойская эон PR 500 млн 5 Архейская эон A >1000 млн. лет Эра подразделяется на системы, системы на отделы, отделы на ярусы. В каждой системе соответствует по времени период, отделу - эпоха, ярусу - век. В основу определения абсолютного возраста пород было положено явление радиоактивного распада элементов: уран - 238, уран - 235, торий - 232 → распадаясь, превращаются в свинец. Горные породы. Земная кора сложена горными породами, состоящими из минералов. По происхождению горные породы подразделяются на: Изверженные (магматические) Осадочные Метаморфические, из которых образуется следующий вид… Метасоматические Изверженные (магматические) образуются в результате застывания на поверхности или в недрах земной коры силикатного расплава (магмой). Это плотные кристаллического строения, очень крепкие, однородные массивы (базальты, граниты). Осадочные образуются в результате механического и химического воздействия воды и ветра на изверженные породы и отложения их частиц различной формы и состава вместе с остатками животных и растительных организмов на дне водных бассейнов и поверхности материков. По способу образования осадочные горные породы делятся на 3 группы: 1. Обломочные Грубообломочные Рыхлые с окатанными обломками (валунник, галечник, гравий); сцементированные с окатанными обломками (конгломерат, гравелит) Песчаные Рыхлые песчаные породы называются песками, сцементированные - песчаниками. Могут состоять из зерен одного минерала (кварц, кварцевый песок или песчаник); в этом случае их называют олигомиктовами. В большинстве случаев песчаные породы состоят из обломков различных минералов (кварца, полевого шпата, слюды, глауконита) - это полимиктовыми. Алевриты Несцементированные (рыхлые) породы - алевриты, а сцементированные 5 алевролиты. Алевриты - супеси, суглинки, лёсс, лёссовидные суглинки (пористые). 2. Химические Образовались в результате химических процессов путем осаждения. Состоят из минеральных веществ: а) Хлориды, сульфиты и др. - минеральные соли. б) Карбонаты - известняки и доломиты и др. кремнистые породы. Это вещества кристаллической структуры. 3. Биогенные Органическое происхождение, т.е. в результате жизнедеятельности организмов: известняки, яшмы, фосфориты, угли и др. У них шламовая структура, где преобладают органические обломки. Метаморфические образовались вновь, т.е. в результате тектонических процессов под действием сильного Р раскаленных паров и газов происходит изменение состава и структуры ранее образованных изверженных и осадочных горных пород. Эти породы лишены окаменелостей, их кристаллически-зернистая структура сходна со структурой изверженных пород. Главное отличие сланцеватость, т.е. свойство породы раскалываться на тонкие параллельные слои. К ним относятся: кварциты, сланцы, гнейсы, мрамор, амфиболы и др. Глина - горная порода, обладающая способностью при смачивании водой приобретать пластичность, т.е. сохраняет приданную ей форму. Глины встречаются как смесь глинистых минералов с примесями песка, карбонатов, различных органических веществ. Глины применяют для приготовления буровых растворов. Метасоматические образуются в результате замещения одних минералов другими с существенным изменением химического состава породы. Океаническая осадочная горная породы на глубине до 100 м. Минералы Земли. Жидкие: вода, нефть, ртуть. Газообразные: природный газ (CH4 и H2S) Твердые: песок, глина, базальты, карбонаты и др. Геология - наука и составе, строении и истории Земли. Сведения о геологических разрезах месторождений. Более детально залежи и месторождения можно охарактеризовать при помощи структурных карт и геологических разрезов. Структурная карта - изображение в горизонталях (изогипсах) рельефа кровли или подошвы продуктивного пласта. Геологический разрез - изображение геологического строения данного участка земной коры в вертикальной плоскости. Геологический профиль графическое изображение строения месторождения по какому-либо выбранному сечению вертикальной плоскости. Геологические профили составляют по разрезам скважин. 6 7 Происходящие движения в земной коре могут быть: 1. Колебательными - движения, связанные с вертикальным перемещением отдельных участков земной коры. 2. Складчатыми - это образование складок, когда пласты изгибаются волнообразно. 3. Разрывными - это комбинация колебательных и складчатых движений, приводящих к образованию складок разрывных форм. Кроме этого возникают сбросы, взбросы, сдвиги, надвиги. В земной коре образуется ряд геологических структур, главные из которых платформы и геосинклинали. Платформа (Кайнозой) - основная тектоническая единица, неспособная к резкому изменению своей первоначальной структуры. Геосинклиналь - наиболее подвижная часть земной коры, состоящая из осадочных горных пород большой толщины - несколько тысяч метров. В связи с этим все месторождения нефти и газа разделяют на два основных класса - первый и второй. 1й -месторождения, сформировавшиеся в геосинклинальных (сводчатых) областях: Сев. Кавказ, Апшеронский п/о, шельф Каспия и Крым, восточные Карпаты, Туркмения, Узбекистан, Таджикистан, Сахалин и др. Курилы. 2й - месторождения, между Волгой и Уралом, Западная Сибирь и т.д. (платформа). 1й этаж - нижний - сложен сильно нарушенными метаморфизованными древними (докембрийскими) породами 2й этаж - верхний - более молодыми (послекембрийскими) осадочными горными породами. Залежи нефти и газа. Подавляющее большинство природных резервов насыщено водой. Скопление нефти и газа подразделяются на две категории: - локальные (залежи, местоскопления) - региональные (зоны нефтегазонакопления) Залежь - естественное локальное (единичное) скопление нефти и газа в проницаемых пористых или трещиноватых коллекторах. Залежь образуется в той части резервуара, в которой устанавливается равновесие между силами, заставляющими нефть и газ перемещаться в природном резервуаре, и силами, которые препятствуют этому. Местоскопление нефти и газа - это совокупность залежей нефти и газа, приуроченных к одной или нескольким естественным ловушкам в недрах одной и той же ограниченной по размерам площади, контролируемой единым структурным элементом. Региональные - это зоны нефтегазонакопления. Зона представляет собой совокупность смежных и сходных по своему геологическому строению местоскоплений нефти и газа, приуроченных к определенной и в целом единой группе генетически связанных между собой локальных ловушек. (А.А. Бакиров, 1959 г.) 8 В природе существуют самые разнообразные виды ловушек. Наиболее распространенными являются сводовые и экранированные ловушки. а) сводовая б) литологически экранированная в) тектонически-экранированная г) стратиграфически экранированная Сводовые ловушки образуются в антиклинальных складках, если в кровле и подошве последних располагаются плохо проницаемые породы. Нефть и газ всплывают над водой в проницаемом пласте, попадают в свод антиклинали и оказываются в ловушке. Литологически экранированные ловушки - ловушка, образованная, когда хорошо проницаемая порода на некотором протяжении ограничена плохопроницаемыми породами (глины, базальты и т.д.) Тектонически экранированные - залежи формируются вдоль разрывных смещений, осложняющих строение локальных структур. Такие залежи могут находится в различных частях структуры: на своде, крыльях и т.д. Происхождение нефти и природного газа. Единого мнения о происхождении нефти и газа в настоящее время не существует. Имеются гипотезы неорганического и органического происхождения нефти и газа. В 1877 г. Д.И. Менделеев сформулировал карбидную гипотезу, которая явилась первой гипотезой неорганического происхождения. По трещинам к металлическому ядру нашей планеты проникает вода, которая, реагируя с карбидами металлов, образует их окислы и у/в: 3FemCn + 4m*H2O → m*Fe3O4 + C3nH5m У/в в газообразном состоянии поднимается в верхние холодные зоны Земли, где конденсируются и скапливаются в трещинах, пустотах, образуя залежи. В 1892 г. В.Д. Соколов предложил космическую гипотезу: у/в содержались в газовой оболочке Земли в бытность ее в огненно- жидком состоянии. По мере остывания Земли у/в поглощались остывающим субстратом и конденсировались в верхних остывших слоях в земной коре. Эти теории в XX в. были пересмотрены и обновлены геологами России Н.А. Кудрявцевым, П.Н. Кропоткиным, В.Б. Перфирьевым и др. В 1955, 1976 гг. П.Н. Кропоткин: у/в, подобно азоту и гелию, является 9 продуктами дифференциации, происходящей в глубоких зонах земной коры. Эти газообразные продукты поднимаются в верхние зоны литосферы по глубинным разломам, где конденсируются в нефть. Но еще Д.И. Менделеев указал, что «изначального существования нефти никак нельзя допустить, т.к. она испарилась бы, окислилась, сгорела и вообще пропала бы». Неорганическое: В недрах земли, в результате химических реакций, между H2 и C в условиях высоких t0 и P при отсутствии органических веществ. Органическое: 1. Предполагает образование нефти и газа из останков животных и растительных организмов в условиях высоких t0 и P при отсутствии O2. 2. Первичная нефть. Водоросли, мелкие организмы накапливаются на дне водоема, образуя органических ил- сапропель. Сапропель + гумус = t0,P + O2 и минерализации воды происходит реакция гидролиза жиров → образуются жирные кислоты, глицерин и др. продукты, которые превращаются в у/в (метановые, нафтеновые, ароматические) и кислородные соединения (кетоны). Это и есть нефть. Характеристика нефтяных и газовых месторождений. В 60 годах 19 в. Д.И. Менделеев высказывал идею о том, что вместилищами жидкости и газа в земной коре являются осадочные горные породы с большим числом мелких сообщающихся пустот. Пористость - объем пор в породе. Абсолютная (теоретическая) пористость - суммарный объем всех пустот в породе (пор, каверн, трещин) Коэффициент пористости - отношение суммарного объема пустот в породе ко всему объему породы Vn Rn= ------- 100% V где Vn - суммарный объем всех пустот в породе; V - объем породы. Эффективная пористость - место скопления пор в коллекторе, которое необходимо дополнительно разработать (пробурить). Открытая пористость - объем всех пор, сообщающихся между собой. Обычно открытые поры в горной породе насыщаются водой, нефтью, газом, а изолированные поры на том же участке могут содержать другие вещества. Коэффициент насыщения - отношение общего объема всех пустот в породе Vn1 , заполненные нефтью, газом, водой, 1 Vn к суммарному объему всех пустот в Rn= -------- 100% породе Vn. Vn В поры большого диаметра жидкость проникает легко; под влиянием силы тяжести она может перемещаться по поровым каналам на значительные х 10 расстояния. Для проникновения жидкости в поры малого Ø, (капиллярные поры) требуются P больше. Виды пор. ромбоидальные; высокопористая порода b1- ромбоидальные b2- тетраэдрические, очень хорошая пористость ромбоидальные, тетраэдрические и другие хорошо отсортированная, но сцементированная порода пониженной пористости (по О.Е. Мейцер) ячеистые каналовидные; низкопористые породы. карбонатная порода с порами; образуются в результате выщелачивания (по С.Д.Пирсону); Акаверна, каналы; В - трещинный; С плоскостей напластования; Д растворения. Под действием давления изменяется форма порового пространства. Уменьшается проницаемость, причем значительно. кроме того, межзерновой коллектор, залегающий на больших глубинах, подвергается процессам трещинообразования, и чем больше глины в коллекторе, тем трещиноватость будет выше(2000÷4000 м). Проницаемость - способность проникновения жидкости или газа через породу. Это породы: пески, рыхлые песчаники, кавернозные и трещиноватые известняки. Плохопроницаемые - глины, гипсы, ангидриты, сланцы, глинистые известняки, песчаники и конгломераты с глинистым цементом. Единицами измерения проницаемости служат дарси и миллидарси (1мд= 1/1000 д) Дарси- проницаемость, при которой через образец породы с поперечным сечением в 1 см2, длиной 1 см и при переправе давления 1 кГ/см2 проходит 1 см3 жидкости с вязкостью 1 спз. Проницаемость горных пород характеризуется коэффициентом проницаемости, который определяется из формулы линейного закона Дарси (закон фильтрации): R ∆ρ 11 ύ= ----- * ----µ ∆L прямопропорционально перепаду давления и обратнопропорционально вязкости (1м3/с) Абсолютная проницаемость пористой среды, наблюдающаяся при фильтрации только 1- ой какой- либо фазы (газ, жидкость) которой заполнена пористая среда. Эффективная (фазовая) проницаемость пористой среды только для жидкости или газа при одновременной фильтрации многофазовой системы зависит от физико-химических свойств самой пористой среды. Относительная - отношение эффективной (фазовой) проницаемости к абсолютной. Пористые и трещиноватые горные породы, проницаемые для жидкостей и газа, способные быть их вместилищем, называются коллекторами. В недрах земной коры вместилищем для нефть, газ, воду служит коллектор пласт, кровлю и подошву которого составляют пласты, сложенные плохо проницаемыми породами. Такой коллектор называют природным резервуаром. Продуктивный пласт. Продуктивный пласт - горные породы, в трещинах, пустотах, порах которых имеются промышленные скопления газа и нефти. Коллектор - горные породы, имеющие способность вмещать нефть, газ, воду и отдавать при разработке. Продуктивный пласт имеет мощность 24 - 113 м, эффективная мощность изменяется от 10 до 92 м и составляет в среднем 36 м. Геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов: 1. Состав 2. Коллекторские свойства 3. Газонасыщенность 4. Неоднородность 5. Прочность 6. Устойчивость при движении в них газа 1. Состав - пески, рыхлые песчаники, известняки, доломиты, галечники и др. 2. Коллектор см. выше 3. Газонасыщенность - насыщение открытых (сообщающихся) пор в 12 осадочных горных породах жидкостью, газом. Для характеристики объема сообщающихся пор в осадочных горных породах введено понятие коэффициент насыщения, который представляет собой отношение общего объема пор и пустот, заполненных нефтью, газом, водой к суммарному объему всех пустот. Чем больше коэффициент насыщения, тем больше нефти и газа может разместиться в продуктивном пласте. При оценке пригодности горных пород для накапливания и перемещения нефти и газа необходимо учитывать показатели: 1. Пористость - объем пор в породе 2. Проницаемость - возможность проникновения нефти, газа, воды в данном коллекторе 3. Гранулометрический (механический) состав пород. Понимается количественное содержание в ней разных по размеру зерен, составляющих горную породу. Состав породы обычно выражают как процентное содержание отдельных фракций (по размеру зерен) в образце породы. От гранулометрического состава породы зависят многие свойства пористой среды: проницаемость, пористость, удельная поверхность, капиллярные свойства и т.д. Выделяют фракции механического состава породы по диаметру зерен: а) галька и щебень - более 1 см б) гравий - от 1 до 2 см в) грубый песок - от 2 до 1 мм г) крупный песок - от 1 до 0,5 мм д) средний песок - от 0,5 до 0,25 мм е) мелкий песок - 0,25-0,1 мм ж) крупный алеврит - 0,1 до 0,05 мм з) мелкий алеврит - от 0,05- 0,01 мм и) глинистые частицы - менее 0,01 мм 4. Удельная поверхность породы - это суммарная поверхность частиц, содержащихся в единице объема породы. Вследствие малых размеров отдельных зерен и большой плотности их укладки общая поверхность порового пространства горной породы достигает огромных размеров. Удельная поверхность нефтесодержащих пород от 500 до 2300 1/см, а если свыше 2300 - то это слабопроницаемые или непроницаемые породы. 5. Механические свойства горных пород - это упругость, прочность на сжатие и растяжение и пластичность. А) упругость - свойства пород изменять свой объем с изменением давления, влияющие на перераспределение давления в пласте в процессе его эксплуатации. Б) пластичность - способность твердых пород деформироваться под большим давлением без образования трещин или видимых нарушений. В) прочность на сжатие. Зависит от зернистости, плотности, влажности и т.д. Типы природных резервуаров. В земной коре существуют природные резервуары различных типов: 13 А) пласт - заключенный плохопроницаемыми породами. между Б) массивный мощная толща трещиноватых известняков, ограниченная в кровле и подошве глинистыми пластами. В) литологически ограниченный - в которых проницаемая порода окружена со всех сторон плохо проницаемой породы. Промышленная газоносность месторождения Западной Сибири связана с отложениями Сеноманского и Валанжинского ярусов. Сеноманский продуктивный горизонт залегает на глубине 1040 м; представляет собой толщу переслаивающихся песчано-алевролитовых и глинистых пород мощностью до 218 м. коллекторами газа являются песчаники, пески, алевролиты. Валанжинский - отложения залегают на глубине 2700 м и глубже; представлены песчано-глинистыми морскими образованиями. Характеризуются сокращенным разрезом и невыдержанностью песчаных пластов по сравнению с более южными районами платформы. Мощность осадочных образований платформенного чехла составляет 5-6 км, а в наиболее погруженных частях - 10 км. В газовых залежах до начала разработки обычно устанавливается гравитационное (по силе тяжести) разделение фаз: в своде залежи - газ; ниже нефть (нефтяная оторочка) и еще нижепластовая - вода. Границу раздела газа и воды называют газоводяным контактом (ГВК). Если ГВК ограничен пределами пласта воды называют пластовыми (краевыми), если ГВК распространен по всей площади залежи воды подошвенные. В зависимости от условий залегания и количественного соотношения нефти и газа залежи подразделяются на: Нефтяные Газовые Газонефтяные Газоконденсатные 14 Режим работы нефтяных залежей. Пластовое давление. Нефть, газ и газонефтяные смеси в зависимости от их состава, соотношения, P 0 и t могут находится в залежи в различных состояниях: в жидком газообразном или в виде газожидкостных смесей. При большом количестве газа - газовая шапка, часть жидких у/в в виде паров, т.к. при большом P часть газа растворяется в жидкости. Газовая шапка - газ, который находится в верхней части продуктивного пласта. В продуктивном пласте вода удерживается на стенках тончайших пор и субкапиллярных трещин, силами капиллярного давления. Эта вода называется «связанной» или «остаточной». Жидкости и газ в пласте находятся под давлением P, которое называется пластовым. Pпл.=Hρg, где Pпл. - начальное давление пласта (Па, кгс/см2) H- глубина залегания пласта (м, км) ρ- плотность жидкости (кг/м3) g- ускорение свободного падения тела (g = 9,81 м/с2) «Медвежье» Pпл.нач.=117,3 кгс/см2; t0пл.=31оС в настоящее время: Pпл.нач.≈ 20-25 кгс/см2; t0пл.=10-15оС С увеличением глубины залегания продуктивных пластов повышается P и t0. Расстояние, которое соответствует повышению t0 на 10С, называется геометрической ступенью. В среднем она равна 33 м. Для различных месторождений ступень различна (Северный Кавказ на 1000 м – 90-1000С; Баку 50м, 90-1000С). В районах Севера в зоне вечной мерзлых пород геотермический градиент ниже и может снижаться до 20С/100м. Геотермический градиент - увеличение t0 на единицу глубины (1 м или 100 м). Режим пласта - понятие, которым характеризуют основной источник пластовой энергии, под действием которой газ поступает в скважины. Газовый режим пласта - это энергия сжатого газа. Упруговодонапорный режим пласта - энергия сжатого газа и напор пластовых вод, упругое расширение продуктивного пласта и насыщающей пласт воды. Разработка газовых и газоконденсатных месторождений. Понятия. В зависимости от того, какой вид энергии является основной движущей силой, т.е. влияет на перемещение нефти из пласта к скважинам различают следующие режимы работы нефтяных залежей (газовых). Режимы вытеснения: А) водонапорный 1. жестководонапорный - режим, когда нефть поступает к добывающим 15 скважинам за счет напора краевых вод, который определяется высотой столба воды за контуром нефтеносности, т.е. вода замещает отбираемые нефть и газ (со дна водоема) 2. упруговодонапорный - режим, при котором значительно падает P в начальный период эксплуатации скважин. Затем падение замедляется, т.к. зона понижения P со временем охватывает все большие площади пласта, обеспечивает постоянный приток жидкости за счет упругого расширения пласта и жидкостей. Б) газонапорный - режим при огромном давлении газовой шапки за счет энергии расширения газа. Режимы истощения: А) режим растворенного газа (газовый) характерен для изолированных залежей без газовой шапки при активном напоре краевых и подошвенных вод или слабом их поступлении в нефтяную часть пласта. Б) гравитационный (сила тяжести). Режим появляется в том случае, если в нефтяном пласте P снижено до атмосферного, а нефть не содержит газа. При этом режиме нефть способна стекать в скважины только под действием гравитационной силы. Приток жидкости в скважины. Приток происходит по радиальносходящимся к скважине линиям. Жидкость проходит как бы через ряд концентрически расположенных цилиндрических поверхностей. Дебит- количество газа, которое поступает на устье скважины, приведенное к нормальным условиям (P= 1ат; t0= 200С). Режимы работы продуктивных пластов зависят от начального пластового давления и какой вид энергии влияет на перемещение жидкости. Системы разработки месторождений. Процесс добычи газа состоит из разработки и эксплуатации. Разработка газовых и газоконденсатных месторождений - это управление процессом движения газа и конденсата в недрах посредством размещение, установления числа, последовательности ввода и технологических режимов работы скважин. Эксплуатация - это управление процессами движения газа в скважинах и газосборных сетях, технологическими процессами промысловой обработки и переработки газа и подачи его в магистральные газопроводы или непосредственно 16 потребителям. Давление продуктивного пласта: 1. Горное давление зависит от глубины залегания пласта. 2. Давление газовой шапки. 3. Давление (энергия) растворенных газов в нефти. 4. Водонапорный режим - это когда пластовая вода контурная или подошвенная. Из всех возможных систем разработки необходимо выбирать наиболее рациональную, при которой месторождение разбуривается минимальным числом скважин, обеспечивающим заданные планом темпы отбора газа и высокую конечную отдачу газа при возможно минимальных капитальных вложениях и эксплуатационных затратах. Рациональная система разработка месторождений предусматривает решение и осуществление следующих мероприятий: 1. Выделение эксплуатационных объектов на многопластовом месторождении и определение порядка их ввода в разработку. Эксплуатационные объекты: базисные (основные) - более изученные, высокопроизводительные и сравнительно крупные по запасам нефти пласты. Возвратные - менее продуктивные и с меньшими запасами пласты, разработку которую предусматривается проводить путем возврата скважин с базисного объекта. 2. Определение сетки скважин, размещение их на эксплуатационном объекте и порядок ввода скважин в эксплуатацию. Редкая сетка применима из- за большой глубины залегания продуктивных пластов или сильно пересеченного гористого, заболоченного рельефа местности или в условиях моря. Сгущающая применима при разбуривании и разработки крупных месторождений со сложным геологическим строением продуктивных пластов. Ползущая - при напорных режимах или на месторождениях со сложным рельефом местности. 3. Установление режима работы нефтедобывающих и водонагнетательных скважин сводится к планированию темпов отбора нефти, газа и закачки воды в пласт для поддержания пластового давления на определенный промежуток времени. 4. Регулирование баланса пластовой энергии в залежах нефти и газа проводится воздействием на пласт в целом. На отдельных месторождениях проводят также закачку газа в газовую шапку. Основной метод интенсификации добычи нефти - поддержание пластового давления искусственным заводнением пластов. Заводнение пластов бывает: 1. Законтурное - сравнительно небольших по размерам залежей. Нагнетательные скважины располагают за контуром нефтеносности на 17 расстоянии 100- 200 м и более. 2. Приконтурное. Применяется на месторождениях с низкой проницаемостью продуктивных пластов в водяной части залежи. 3. Внутриконтурное (очаговое, избирательное заводнение пласта) на крупном месторождении разделением его рядами нагнетательных скважин на отдельные эксплуатационные объекты, которые в дальнейшем эксплуатируются как самостоятельные залежи. Оно позволяет значительно увеличить темпы отбора нефти и сократить сроки разработки крупных месторождений. Здесь можно одновременно эксплуатировать только 2ч3 ряда скважин. В настоящее время используют несколько видов внутриконтурного заводнения, отличающихся друг от друга расположением водонагнетательных скважин, последовательностью ввода их в эксплуатацию, темпами и последовательностью закачки воды в пласт и отборами нефти нефтедобывающих скважин. Избирательное заводнение пластов - при этой системе рациональное общее число скважин, которые располагают по равномерной сетке. Затем после корреляции разрезов залежи и гидродинамических исследований. Из числа пробуренных скважин выбирают скважины для нагнетания воды в пласт. Очаговое заводнение - когда на отдельных участках залежи не наблюдаются влияния этого заводнения и происходит падение пластового давления и снижения отбора нефти. Здесь размещение водонагнетательных скважин в середине участка, что дает равномерное воздействие закачиваемой воды на окруженные нефтедобывающие скважины. С целью интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи пластов пласт также нагнетают газ или воздух. Благоприятным фактором закачки газа (воздуха) являются значительные углы наклона пластов и небольшая вязкость нефти. Это бывает редко. Воронки депрессии. До начала разработки в залежи находится некоторое количество (запасы) газа или газа с конденсатом при начальных пластовом P и t0. Затем бурят определенное число скважин и начинают из них отбирать газ (начало разработки). 18 При этом вокруг каждой скважины образуется воронка депрессии (перепад между Pпл. и Pзаб.) ∆P= Pпл. - Pзаб., где Pпл. - давление пластовое Pзаб - давление забойное ∆P- депрессия (разница). Под действием депрессии газ из пласта поступает на забой скважины. В пласте происходит фильтрация газа и истощение области дренирования (дренажа) скважины, т.е. области, на которую распространяется падение давления вокруг скважины. В зависимости от геологического строения месторождения различны и методы разработки. Строительство скважин. До начала бурения на месте возведения скважины подготавливают площадку и монтируют основание под буровую установку. Площадку выравнивают; подводят подъездную дорогу, линию энергоснабжения; оборудуют телефонную или радиосвязь. Буровые вышки монтируют по частям. После этого осуществлют монтаж оборудования и укрытий для него (привышечных сооружений). Затем проводят подготовительные работы к бурению скважин: - сооружение шахтового направления скважины; - оснаску талевого блока и кронблока канатом и подвешивание подъемного крюка; - установку и опробывание средств малой механизации (ограничителя подъема талевого блока, приспособления для правильной навивки каната на барабан лебедки и др.); - сборку и подвеску к крюку вертлюга и ведущей трубы и присоединение гибкого высоконапорного шланга к трубе - стояку и другим концом к вертлюгу; гибкий шланг обязательно обвивают стальным тросом во избежание его падения при возможном разрыве; - центровку вышки относительно центра будущей скважины; - установку ротора с проверкой его горизонтальности по уровню. После окончания подготовительных работ проводят пробное бурение. Производственный процесс бурения скважин состоит из процесса механического бурения (проходки), спуско- подъемных операций (при смене долота на забое и установке обсадных труб) и процесса вскрытия продуктивного пласта и освоения скважины. Скважины по своему назначению подразделяются на нефтепереработывающие, газодобывающие, газо- или водонагнетательные и наблюдательные. Конструкция скважины должна отвечать следующим требованиям: - устойчивость стенок ствола и надежное разобщение нефтеносных, газоносных и водоносных пластов друг от друга; - надежное сообщение ствола скважины с продуктивным пластом; - герметизация устья и направление извлекаемой жидкости в систему сбора и подготовки или нагнетания жидкости и газа в пласт; 19 - возможность спуска в скважину подъемных средств для извлечения из пласта нефти или газа; - возможность проведения различных скважинных исследований и ремонтнопрофилактических работ со спуском приборов и спец. оборудования с целью обеспечения высоких добывающих характеристик скважин. Для обеспечения устойчивости стенок скважины и разобщения пластов друг от друга в скважину спускают стальные трубы, которые называют обсадными. Конструкция скважин. Рациональный расход пластовой энергии может быть достигнут при правильно выбранных диаметрах канала потока газа, конструкции забоя, степени и совершенстве вскрытия продуктивного пласта. Бурение - это процесс строительства (возведения) нефтяных и газовых скважин. Конструкции нефтяных и газовых скважин в принципе одинаковы. Скважина представляет собой вертикальный или наклонный цилиндрический суживающийся к низу ступенчатый канал. Диаметр ступеней (D1 - D4). Скважина - это цилиндрическая горная выработка, производимая механизмами с поверхности земли в глубь с отверстием значительно меньше глубины; это горная цилиндрическая выработка, диаметр которой меньше ее длины. Устье - верхняя часть скважины. Забой - дно скважины. 20 Бурение скважины начинают с шурфа - 4:8 м глубиной, в основном до глубины залегания устойчивых пород. Затем устанавливают трубу соответствующей длины и диаметра. Пространство между стенками шурфа и трубой заполняют бутовым камнем и заливают цементным раствором. Начальный участок - направление. Направление обеспечивает : 1) направление скважины 2) для предотвращения от размыва рыхлых верхних слоёв пород (устойчивость самого верхнего участка скважины). На трубе, опущенной в шурф, в верхней части вырезают окно для пропуска лотка - желоба, по которому из скважины в систему очистки при бурении вытекает буровой раствор. Диаметр = 426мм, длина = 200 м, заколонное цементное кольцо до устья. Кондуктор - участок скважины, пробуренный после направления, диаметром до 900 мм, закрепляется осадной трубой длиной 50:400 м. Пространство между стенкой скважины и наружной поверхностью обсадной трубы заполняют под давлением цементным раствором для разобщения пористых (слабых) пластов со скважиной ( предохранения эксплуатационной колонны от внешнего воздействия горных пород ) . Диаметры : 245 мм,299мм, 324мм. Промежуточная (техническая) - участок скважины, пробуренный после кондуктора, закрепленный обсадными трубами. Служит для перекрытия зон осложнений или горизонтов, которые расположены выше проектной глубины. Диаметр = 219 мм, длина = 1250 м. В скважине в зависимости от ее глубины, виды проходимых горных пород и других факторов может быть различное число промежуточных колонн. Тогда их соответственно называют 1,2,3 и т.д. промежуточной колонной. Зазор между стенкой скважины и наружной поверхностью заполняется цементным раствором не на полную высоту колонны. Последняя ступень скважины закачивается на забое (проектной отметке) и имеет диаметр минимум 75 мм. После окончания бурения последней ступени скважины на всю глубину скважины опускают последнюю колонну обсадных труб – эксплуатационную, для добычи нефти и газа. Колонну могут собирать из труб различного диаметра. Диаметр = 219 мм, 168мм, глубина спуска 1250м . Все эти колонны снаружи цементируются ( обсаживаются ). Конструкция скважины - совокупность данных о расположении обсадных труб с указанием их спуска в скважину и диаметра о глубинах перехода с большего диаметра на меньший, об интервалах цементирования затрубного пространства. Скважина должна быть : 1) герметичной 2) долговечной 3) надёжной 4) недорогой. В зависимости от числа промежуточных колонн, конструкция скважины может быть : Одноколонная - эксплуатационная колонна. 21 Двухколонная - одна эксплуатационная + 1 промежуточная. Трехколонная - одна эксплуатационная + две промежуточные. Герметичность - главное требование к конструкции скважины. Диаметр скважины - основной фактор, определяющий ее стоимость. Конструкция простейшей колонной головки для одной обсадной колонны. 22 Фонтанная крестовая арматура (4АФК-50-700) высокого давления (70 МПа) для однорядного подъемника: 1 - вентиль, 2 - задвижка, 3 - крестовина, 4 - катушка для подвески НКТ, 5 - штуцер, 6 - крестовины ёлки, 7 - буфер, 8 - патрубок для подвески НКТ, 9 – катушка. Масса фонтанной арматуры достигает 3 т, высота 4 м, ширина до 3,3 м. 23 Рис. 8.10. Фонтанная тройниковая арматура кранового типа для подвески двух рядов НКТ (2АФТ-60 x 40 х КрЛ-125): 1 - тройник; 2 - патрубок для подвески второго ряда НКТ; 3 - патрубок для подвески первого ряда НКТ Рис. 8.11. Штуцер быстросменный для фонтанной арматуры высокого давления (ЩБА-50-700): 1 - корпус, 2 - тарельчатая пружина, 3 - боковое седло, 4 - обойма, 5 24 - крышка, 6 - нажимная гайка, 7 - прокладка, 8 - гайка боковая. 9 - штуцерная металлокерамическая втулка Схема обвязки крестовой фонтанной арматуры ПОДЗЕМНОЕ И НАЗЕМНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ СКВАЖИН Подземное оборудование скважин состоит из оборудования забоя и ствола. ОБОРУДОВАНИЕ ЗАБОЯ Оборудование забоя предназначено для предотвращения разрушения продуктивного пласта и выноса на забой твердых частиц, а также для изоляции обводнившихся пропластков. Оборудование забоя должно иметь по возможности наименьшее гидравлическое сопротивление, обеспечивать возможность проведения работ по увеличению производительности скважин. Забой может быть открытым, перфорированным, оборудованным фильтрами, закрепленным смолами (см. рис. 15). Открытый забой оставляют в прочных, устойчивых породах пласта (известняки, доломиты) (см. рис. 15, а). Преимущества такого забоя—наименьшие гидравлические сопротивления при притоке газа и конденсата к скважине. На скважинах с открытым забоем требуется исключительно строго следить за появлением твердых частиц пород пласта в потоке газа. Длительное и устойчивое содержание таких частиц—признак разрушения забоя. В этом случае снижают дебит скважины и, если вынос частиц не прекратится, приступают к капитальному ремонту с целью оборудования забоя. Оператор должен помнить, что на скважинах с открытым забоем недопустимо, даже кратковременно, повышать дебит выше допустимого. Перфорированный забой применяется, когда прочные и крепкие пласты при бурении могут разрушаться при движении газа к скважине, (см. рис. 15,6). Гидравлическое сопротивление выше, чем при открытом забое и возрастает в зависимости от вида перфорации (гидропескоструйной, кумулятивной, пулевой). 25 При такой конструкции забоя присутствие твердых частиц в газе не всегда служит признаком разрушения пласта. Может происходить очистка призабойной зоны, и постепенно количество твердых частиц уменьшится. Характер и причины поступления твердых частиц на забой изучают при газогидродинамических исследованиях скважин. При постоянном, но допустимом поступлении частиц пород принимают меры по выносу твердых частиц с забоя, оставляя прежней конструкцию забоя. При обводнении скважин в отдельные обводненные пропластки закачивают цемент и изолируют их от газоносных пластов. Фильтрами оборудуют забои скважин, вскрывающих рыхлые, неустойчивые, слабосцементированные породы (см. рис. 15, в). Фильтры не пропускают твердые частицы пород пласта на забой, но должны иметь сравнительно небольшое гидравлическое сопротивление. Применяют щелевые, керамические и металлокерамические, гравийные набивные и гравийные намывные фильтры. Диаметр отверстий и пор в фильтрах должен быть меньше основного размера частиц породы и изменяется от 0,5 до 3 мм. При эксплуатации скважин, оборудованных фильтрами, необходимо очень аккуратно и внимательно следить за изменением дебита скважины, чтобы он ни в коем случае не превышал допустимый, не изменять резко дебит, не продувать скважину в атмосферу. Оператор должен регулировать работу скважины так, чтобы не разрушить фильтр. О разрушении фильтра можно судить по резкому увеличению содержания твердых частиц в газе. Признак засорения фильтра— заметное снижение дебита скважины при постоянной депрессии на пласт. Закрепление призабойной зоны пласта смолам и бывает экономически выгоднее применения фильтров (см. рис. 15, г). Процесс крепления достаточно сложный. Поэтому контроль за содержанием частиц в газе должен быть особенно тщательным. Частицы могут выноситься из зон, не заполненных смолами, при разрушении смол и т. д. Повышение депрессий на таких скважинах очень опасно, так как может произойти разрушение закрепленного скелета пласта, а восстановить его сложно и дорого. Оператор должен точно знать оборудование забоя каждой обслуживаемой скважины и все работы на скважине проводить с учетом особенностей конструкции забоя. В промысловой практике и особенно при проектировании в соответствии с оборудованием забоя качественно оцениваются газогидродинамические особенности притока газа к скважине следующим образом (см. рис. 15). Газогидродинамически совершенная скважина вскрывает открытым забоем всю мощность пласта (см. рис. 15, 1), несовершенная по степени вскрытия скважина не вскрывает всю мощность пласта (см. рис. 15, 2) несовершенная по характеру вскрытия скважина не имеет открытого забоя (см. рис. 15, 4, 5, 9), несовершенная по степени и характеру вскрытия скважина не вскрывает всю мощность и не имеет открытого забоя (см. рис. 15, 3, 6, 7. 8). Газогидродинамические сопротивления забоя скважины определяют при исследованиях скважин и рассчитывают теоретически. ОБОРУДОВАНИЕ СТВОЛА СКВАЖИН 26 К оборудованию ствола относится оборудование, размещенное внутри эксплуатационной (обсадной) колонны в пространстве от забоя до устья. При движении газа от забоя до устья в стволе скважины происходит следующее. Потенциальная энергия сжатого в пласте газа переходит в кинетическую энергию движущегося потока. По вертикали снизу-вверх увеличивается скорость газа, снижается его давление, часть энергии затрачивается на преодоление сопротивления трения. В результате этого к устью снижается температура газа. Изменение параметров потока р и Т приводит к переходу из парообразного (газового) в жидкое состояние воды и конденсата. При изменении р и Т нередко создаются условия, благоприятные для гидратообразования в стволе скважины. Присутствие в потоке газа твердых частиц и жидкости может привести к их накоплению на забое, если они не выносятся потоком газа. Коррозия металла агрессивными компонентами H2S, CO2 и другими может нарушить герметичность труб. В результате возможны межпластовые перетоки газа, открытое аварийное фонтанирование, образование грифонов и другие опасные аварии на скважинах. Описанные физико-механические процессы, происходящие в скважине при добыче газа, обусловили необходимость специального оборудования ствола скважин. Назначение этого оборудования многофункционально, а конструкция и набор комплектов разнообразны. Комплектуют подземное оборудование в зависимости от состава и свойств газа и конденсата, глубины скважины, пластовых давлений и температур, свойств пласта, обводнения, режима эксплуатации и т. д. Всегда стремятся эксплуатировать скважину, используя простейшее оборудование, поскольку при этом проще обслуживание, меньше затраты на оборудование, выше технико-экономические показатели добычи газа. Сложное оборудование применяют только в силу необходимости, когда без этого нарушается процесс добычи, возникает опасность остановки скважин, возможны аварийные ситуации. Рассмотрим оборудование ствола. По обсадной эксплуатационной колонне газ добывают в редких случаях, когда в нем нет вредных примесей, очень малое количество твердых частиц и жидкости, небольшие глубины (до 1000 м), давления (6—9 МПа), дебиты (до 100 тыс. м3сут). В стволе нет никакого оборудования, затраты труда и средств на обслуживание скважин наименьшие. Как правило, газ отбирают через колонну фонтанных труб, которую опускают внутри обсадной колонны (см. рис. 16,а). Фонтанные трубы обеспечивают следующее: предохранение обсадных труб от эрозии и коррозии; вынос жидкости и твердых частиц с забоя; эксплуатацию скважины в осложненных условиях (подача в поток газа на забой ингибиторов коррозии и гидратообразования, ПАВ, глушение скважин, отбор газа по затрубному пространству и т. д.); одновременную раздельную эксплуатацию (ОРЭ) нескольких пластов одной 27 скважиной. Колонна фонтанных труб может быть одинакового диаметра по всей длине или ступенчатой с увеличением диаметров к устью. Спускают фонтанные трубы до середины интервала вскрытия пласта, а также ниже или выше интервала вскрытия. На конце колонны делают раструб или ставят сетку 3 (см. рис. 16}. Раструб позволяет опускать ниже фонтанных труб, а затем поднимать приборы, желонки, перфораторы. Сетка удерживает в колонне глубинные приборы при обрыве их подвески (проволоки). Диаметр фонтанных труб подбирают так, чтобы они выполняли свои функции при наименьших потерях давления при движении в них газа. Сифонные трубки опускают в обсадную колонну (если нет фонтанных труб), в фонтанные трубы или параллельно фонтанным трубам. Диаметр их меньше диаметра фонтанных труб (25— 37 мм). Предназначаются для продувки скважины с целью выноса жидкости и песка либо подачи на забой ингибиторов. Установка плунжерного лифта предназначена для удаления жидкости с забоя скважины (см. рис. 16, б). Установка состоит из, верхнего 4 и нижнего 7 амортизаторов, установленных в фонтанных трубах, и летающего клапана (плунжера) 6 с шариком. Под действием перепада давлений в стволе скважины плунжер со столбом жидкости над ним 5 поднимается к устью и подает жидкость на поверхность. Комплексы подземного оборудования типа КПО и КПГ, «Барьер» (см. рис. 16, в) предназначены для эксплуатации скважин в сложных геолого-эксплуатационных условиях: большие глубины, высокие пластовые давления и температуры, наличие в разрезе вечной мерзлоты, содержание в газе коррозионноактивных компонентов (сероводорода и углекислого газа). Комплексы подземного оборудования обеспечивают защиту от коррозии, предотвращают заколонное газопроявление и открытое фонтанирование. В типовом варианте комплексы включают следующее (см. рис. 16,б). Эксплуатационный пакер 13, предназначенный для герметичного разобщения внутренней полости фонтанной колонны от затрубного пространства. Циркуляционный клапан 11—для контролируемого «сообщения— разобщения» внутритрубной и затрубной полостей выше пакера. Ингибиторный клапан 10—для пропуска ингибитора коррозии или гидратообразования из затрубного пространства в фонтанную колонну. Глубинный (забойный) клапан-отсекатель 12—для перекрытия проходного сечения фонтанной колонны в случае аварийного фонтанирования. Телескопическое соединение 8 для компенсации перемещения фонтанных труб вследствие температурных и динамических деформаций; Клапан аварийного глушения 9 для быстрого глушения скважины. В комплект комплекса подземного оборудования также входят переводники, противоэрозионные муфты, специальные патрубки для извлечения подземного оборудования. Применяют съемные подземные устройства (клапаны-отсекатели, ингибиторные клапаны, глухие пробки) и инструменты, спускаемые в газовой среде в скважину, находящуюся под давлением, на проволоке или канате малого 28 диаметра. В телескопическом соединении СТ 8 (см. рис. 16) при изменении длины фонтанных труб вследствие тепловых и механических деформаций цилиндр занимает разное положение относительно поршня и тем самым ликвидирует дополнительные напряжения. В клапане аварийного глушения 9 (см. рис. 16) прорези во внутреннем цилиндре закрыты внешним цилиндром, закрепленным срезными винтами. При избыточном давлении в затрубье более 30 МПа, создаваемом насосами цементировочного (задавочного) агрегата, внешний цилиндр перемещается вниз, срезает винты и открываются окна, через которые раствор поступает в фонтанные трубы. Клапан ингибиторный 10 (см. рис. 16) состоит из шариковых клапанов (см. рис. 17,6), вставленных в корпус 5 и прижатых плашкой 7. Шарики прижаты к седлам внутренним давлением в фонтанной колонне и пружинами. При создании давления ингибитора в затрубье, превышающем внутреннее на 0,1—5 МПа, шарики отжимаются и ингибитор поступает в фонтанную колонну. Расход ингибитора зависит от диаметра отверстий клапана и перепада давлений и может достигать 5 м3сут и более. Клапан циркуляционный 11 (см. рис. 16) состоит из неподвижной и передвижной втулки с прорезями. В рабочем положении прорези не совпадают, клапан закрыт, втулки удерживаются от самопроизвольного перемещения фиксаторами. Открывается и закрывается циркуляционный клапан при помощи ударника-толкателя (механического и гидравлического действия), спускаемого в скважину на проволоке. Клапан-отсекатель забойный 12 (см. рис. 16) срабатывает при определенном расчетном перепаде давления в фонтанных трубах ниже заданного. Под действием перепада давления внутренняя труба (см. рис. 17,в) перемещается вверх, дает возможность передвинуться вверх штуцеру 14, при этом освобождается хлопушка 15 которая потоком газа захлопывается и перекрывает проходное сечение клапана. Пакеры (разобщители) 18, 20 (см. рис. 16) состоят из уплотняющих резиновых манжет, гидравлического или механического привода для сжатия манжет, фиксирующего устройства, клапана гидропривода, узла отсоединения и извлечения пакера. После спуска пакера в комплекте подземного оборудования в скважине заменяют буровой раствор водой и сбрасывают в фонтанные трубы стальной шар, который садится на срезаемое седло, размещенное на пакере. Насосами цементировочных агрегатов ЦА-320; ЦА-400, АН-500 создают давление внутри фонтанных труб до 20 МПа или другого, соответствующего техническим условиям давления, под действием которого плавно перемещаются гидроприводы пакера, сжимающие резиновые манжеты. Манжеты плотно прижимаются к внутренней поверхности обсадных труб. Далее повышают давление до 30 МПа или другого соответствующего давления, под действием которого седло срезается и вместе с шаром падает на забой. После этого создают давление в затрубном пространстве, испытывая пакер на герметичность. Давление посадки для пакеров разных 29 конструкций различно. При замене фонтанных труб их отсоединяют и присоединяют к пакеру при помощи устройства для съема пакеров. Установки для одновременной раздельной эксплуатации ОРЭ двух и трех пластов в одной скважине находят все более широкое применение на промыслах (см. рис. 16, г). Пласты разобщают гидравлическими пакерами двух- и однопроходными 18, 20 (см. рис. 16). Спуск и посадка каждого пакера, проверка герметичности проводятся раздельно с использованием устройства для съема пакеров 19. В состав комплекса подземного оборудования входят: клапан-отсекатель 15, ингибиторные 16 и циркуляционные 17 клапаны. В поток газа вводятся ингибиторы через клапаны 16. при промывках скважины и глушении срабатывают циркуляционные клапаны 17 механического или гидравлического действия. Циркуляционный клапан гидравлического действия используется для экстренного глушения скважины в аварийных ситуациях. Клапан-отсекатель 15 предотвращает открытое фонтанирование при нарушениях в оборудовании устья скважины. Для ОРЭ используют специальные установки типа УГ-168-260, ГУ-Э2ГМ и др. В комплект при необходимости включают телескопические соединения, цанговые фиксаторы, замки, ниппели, обратные клапаны, штуцеры съемные и другое оборудование. 2 . Наземное оборудование скважин К наземному оборудованию скважин относят: оборудование устья, прискважинные установки и сооружения (рис. 19). Оборудование устья скважины предназначено для подачи газа из ствола скважины в газосборную сеть, подвески фонтанных труб, герметизации и обвязки обсадных колонн, для установления, регулирования и контроля за технологическим режимом эксплуатации скважины. Оборудование устья должно обеспечить возможность глушения-скважины, проведение ремонтов и мероприятий по увеличению: производительности, исследование скважины. Для удобства обслуживания (открытия и закрытия задвижек замены штуцеров, проведения ремонтов и исследований) на устье монтируют специальные мостки. Оборудование устья состоит из головки колонной ГК и арматуры фонтанной АФ, состоящей в свою очередь из головки трубной ГТ и фонтанной елки Е (см. рис. 18). Применяют фонтанные елки тройниковые АФТ и крестовые АФК (см. рис. 18, а. б). Фонтанная арматура выпускается в соответствии с ГОСТ 13846—74 на рабочие давления 14, 21, 35, 70 МПа с диаметрами условного прохода 65, 80, 100 мм. Арматура изготовляется в обычном и хладостойком исполнении, а отдельные ее типоразмеры—в углекислотостойком и сероводородостойком исполнениях. Соединения узлов арматуры фланцевые. В фонтанной арматуре на р=14 МПа применяются крановые запорные устройства, а остальная арматура укомплектована прямоточными задвижками с уплотнением «металл по металлу» с принудительной или автоматической подачей смазки. На некоторых месторождениях эксплуатируется арматура,. закупленная у фирм «Люсеат» (Франция), «Добиас» (Австрия),. «Бреда» (Италия) и др. Колонная головка ГК предназначена для обвязки (соединения) верхних 30 концов обсадных колонн (кондуктора, технических и обсадных труб), герметизации межколонных (межтрубных) пространств и служит опорой для фонтанной арматуры (см. рис. 18). Применяют колонные головки для одно-, двухи трехколонных конструкций скважин. Подвеску колонн на ГК обычно делают на резьбе, шлипсовую подвеску в газовых скважинах не применяют. Колонные головки оборудуют специальными отводами. На одном устанавливают вентиль с манометром 4 для измерения межколонных давлений, на втором — постоянно открытую задвижку. Через второй отвод цри необходимости закачивают спецжидкости (в межколонное пространство). При нарушениях герметичности межколонных и резьбовых соединений межколонные давления начинают увеличиваться. Обнаружив рост межколонных давлений, принимают меры по предотвращению опасных газопроявлений и: возможных аварий. Трубная головка ГТ предназначена для обвязки одного или двух рядов фонтанных труб, герметизации межтрубного пространства между эксплуатационной колонной и фонтанными трубами, проведения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважин. Трубная головка состоит из корпуса, трубной подвески и боковых отводов (см. рис. 18). Боковые отводы на трубной головке 8 позволяют закачивать в затрубное пространство воду и глинистый раствор при глушении; скважины, ингибиторы гидратообразования и коррозии, измерять затрубное давление 7, а также отбирать газ из затрубного пространства. Подвеска фонтанных труб осуществляется на резьбе или шлипсах (клиньях) 10. Второй способ предпочтительнее, так как в этом случае возможно перемещение колонны труб под действием температурных и динамических напряжений. Трубные головки комплектуются с елкой в соответствии с диаметром фонтанных труб. Фонтанная елка Е предназначена для управления и регулирования потока продукции скважины, установки приспособлений для спуска и подъема глубинных приборов и для размещения манометров и термометров, измеряющих параметры устьевого потока (см. рис. 18). Елка состоит из вертикального ствола и боковых отводов — выкидов (струн) 29, 30. На каждом отводе устанавливают по две задвижки: рабочую 16 и резервную или контрольную (ближайшую к стволу) 14. На стволе установлены коренная (главная, центральная) 11, межструнная 26 и буферная 18 задвижки. На струнах имеются термокарманы для термометров и штуцеры для манометров 15, штуцеры для регулирования расхода 17, обратные клапаны. Ствол заканчивается буфером с манометром 19. Применяют одно- (см. рис. 18, а) и двухъярусные (см. рис. 18,6) елки. На одноярусных «елках» один отвод (струна) рабочий, второй резервный. Если отводы присоединены к крестовине, фонтанную арматуру называют крестовой, если к тройнику — тройниковой. На двухъярусных елках нижняя струна 29 резервная, верхняя 30—рабочая. Елки крестового типа (см. рис. 18, а) меньше по высоте, устойчивее к вибрации, удобнее в обслуживании. Елки тройникового типа требуют меньше задвижек, труб и соединительных частей, т. е. менее металлоемки. Выбор фонтанной арматуры и ее компоновка зависят от условий эксплуатации 31 скважины и ее технологического режима. При работе скважины коренная, межструнная и резервные задвижки должны быть полностью открыты. Пуск и остановка скважин, регулирование режимов осуществляют при помощи рабочих задвижек. При выходе их из строя закрывают резервные задвижки и заменяют рабочие. Если требуется ремонт или замена рабочей струны, закрывают межструнную задвижку, поток направляют по нижней резервной струне. Таким образом, ремонт и замену рабочей струны проводят без прекращения добычи газа. При сборке фонтанной арматуры, при замене отдельных ее элементов необходимо быть очень внимательным и аккуратным, следить за правильным и полным креплением всех шпилек и болтов. Особо тщательно должна крепиться трубная головка, поскольку для ее ремонта и замены требуется остановка и глушение скважины. Необходимо помнить, что неисправность арматуры может привести к открытому фонтанированию. Трубная и колонная головки должны быть обязательно спрессованы на прочность и герметичность на испытательные давления эксплуатационной колонны. Фонтанная елка при закрытой коренной задвижке должна быть испытана на давление, не менее чем в два раза превышающее ожидаемое рабочее, но не более испытательного давления, предусмотренного техническими условиями заводаизготовителя. Прискважинные установки и сооружения предназначены для подачи в скважину или шлейфы ингибиторов коррозии и гидратообразования, ПАВ для удаления жидкости с забоя скважин, а также для регулирования и автоматического управления режимом эксплуатации скважин (см. рис. 18, 19). При централизованной подаче ингибиторов к устью подходят только ингибиторопроводы; насосы, дозировочные устройства и другое оборудование находится на специальных площадках вдали от устья скважин. Вблизи устья скважины размещают установки с индивидуальной настройкой и регулировкой (см. рис. 18, 19). Простейшее устройство для подачи ингибитора в скважину состоит из бачка с регулировочным вентилем, через который ингибитор самотеком поступает в затрубное пространство скважины. Количество ингибитора зависит от проходного сечения вентиля. Более сложные устройства — автоматические системы для подачи в затрубье ПАВ с целью удаления жидкости с забоя скважин. Используются пневматические реле, срабатывающие при определенном снижении давления газа в рабочей струне фонтанной арматуры. Автомат состоит из емкости с ингибитором и промежуточной дозировочной емкости, блоков управления и питания. Периодически при помощи пневматического реле открывается клапан и порция ПАВ заполняет промежуточную емкость, затем открывается клапан на отводе из затрубья и туда поступает заданное количество ПАВ. В системе «Лотос-1» количество подаваемого в затрубье ПАВ регулируется продолжительностью открытия клапана по времени от 0,5 до 5 мин. Автоматическая система «Ласточка-73» — многофункциональное устройство. Применяется для управления плунжерным лифтом, непрерывного и 32 периодического выноса жидкости с забоя, для поддержания заданного режима работы скважины. Система «Ласточка-73» состоит из блока пневмоавтоматики, регулирующего клапана (штуцера), блока измерения расхода газа (диафрагма и дифманометр ДМПК-100), регулятора давления, блока автоматического и ручного управления, каталитического нагревателя НГК-4С. Размещается система на устье скважины или на газосборном пункте. Устье скважины должно быть оборудовано специальным отводом (факельной линией) длиной не менее 100 м, предназначенным для сброса продукции скважины и промывочной жидкости в атмосферу. Конец линии размещают в земляном амбаре емкостью не менее 2—3 объемов раствора, заполняющего при задавке скважину. При выпуске продукции скважины в атмосферу газ обязательно поджигают. Факельная линия надежно крепится или укладывается под землей и спрессовывается на давление, в полтора раза превышающее устьевое. Для задавливания скважины к затрубью прокладывается аварийная линия длиной не менее 100 м, оборудованная на конце приспособлением, которое обеспечивает быстрое и надежное соединение с цементировочным агрегатом. Аварийная линия опрессовывается на давление, превышающее затрубное в полтора раза. Порядок проведения перфорации После того, как обсажена эксплуатационная колонна, вниз спускают на пластине кумулятивные заряды и простреливают цементный стакан. При необходимости простреливание повторяют. Перфорация скважин с применением кумулятивных перфораторов. Схема образования отверстия кумулятивным зарядом. 1. заряд 2. Детонатор 3. Кабель 4. зона распространения горения заряда 5. металлическая облицовка 6. коллектор 7. перфорационное отверстие в коллекторе 8. цементный камень 9. обсадная труба Для пробивки отверстий в обсадной колонне и соединения их с пластом применяются различные методы перфорации скважин: 1. торпедная, 2. кумулятивная, 3. гидропескоструйная. Кумулятивные перфораторы бывают двух видов: корпусные и без корпусные. Корпусные перфораторы выпускаются двух диаметров 100мм и 80мм. Преимущество кумулятивной перфорации - это её высокая пробивная способность. После поступления сырья в скважину - быстро задавливают глинистым раствором . Вниз опускают пакер и устанавливают на клиньях. Накручивают колонную головку , затем трубную и подвешивают на подвесном барабане НКТ , соответствующего диаметра, обтягивают фланцевые соединения. Трубную головку герметизируют превентером. 33 ТИПЫ фонтанной арматуры БРЕДА – ФУГИНИ ( Италия ) FMC – Европа ( США ) Хюбнер – ВАМАГ ( Австрия ) АФК – 6 150 х 100 х 210 х 1 АФБ – 6 150 х 100 х 210 х 1 ДКГЕС 100 х 50 х 100 ( Венгрия ) Порядок пуска и останова скважины Перед пуском скважины в работу необходимо предупредить операторов пульта и машинистов ДКС. До пуска скважины обязательно проверить исправность оборудования и приборов на фонтанной арматуре и шлейфов. Только убедившись в исправности, можно приступить к пуску скважины в работу. Сначала проверяют на устье скважины, в каком состоянии ( открытом или закрытом ) находятся все задвижки. Если закрыты обе задвижки, контрольная и рабочая, необходимо соблюдать последовательность открытия. Открывают по ходу движения газа, начиная с ближайшей к источнику газа ( давление ). Рабочую задвижку открывают медленно, обращая внимание на давление в шлейфе. Через некоторое время показания стабилизируются и можно считать , что скважина выведена на соответствующий режим эксплуатации. Задвижки должны быть полностью открыты. ОСТАНОВКА скважины Задвижки закрывают в строгой последовательности : также, предупреждается операторы пульта и ДКС. Задвижки следует закрывать медленно во избежание образования волны обратного давления, которое может разрушить оборудование забоя (фильтр , пакер ). ГЛУШЕНИЕ скважины В процессе подготовки скважин к ремонту обычно необходимы операции по глушению скважин, которая проводится для предотвращения открытого фонтанирования при снятии устьевого оборудования и подъёме труб из скважины. Для глушения используют жидкость повышенной плотности, чтобы создать противодавление на пласт . Жидкость должна быть однородной и соответствующей вязкости не вызывать коррозию труб и оборудования, не отступать в химическую реакцию с породой пласта и образовывать твёрдые осадки, не замерзать зимой, не быть огнеопасной и ядовитой. Это : пластовая вода , Хлорид кальция водный раствор, 34 Глинистый раствор. На «Медвежьем» месторождении в связи с маленьким давлением применяют жидкость ( раствор = 0,6 ; 0,7 ; 0,8 ). Глинистый раствор = 1, 1,3 , 3,5 г/см3 . Для повышения плотности добавляют утяжелители ( бариты и гематиты ). Классификация скважин. Скважины на нефть и газ имеют различное значение: 1. Опорные - разбуриваются для определения состава и глубины залегания пластов. При этом с каждого пласта берется керн (проба). 2. Параметрические - для изучения глубинного строения горных пород. 3. Поисковые - пробуривают по данным результатов параметрических скважин и геофизических исследований. 4. Разведочные - пробуриваются после того, как поисковые скважины покажут наличие нефти и газа. Оценка промышленного значения месторождения. 5. Добывающие - извлекают нефть и газ из продуктивных пластов. Нефтяные переводят в нагнетательные. Бурение. Разведочные и эксплуатационные скважины на нефть, газ и воду бурят вращательным способом тяжелыми установками. Существуют методы: 1. Роторное бурение - бурение, при котором привод вращения долота располагается на поверхности и придает вращение долоту через колонну буровых труб. Вращение колонных бурильных труб с долотом производит специальный механизм, установленный над устьем - ротором. Снаряд для роторного бурения собирается из долота, утяжеленных бур. труб с муфтово - замковыми соединениями, ведущей трубы квадратного сечения и вертлюга. Породоразрушающий инструмент - шарошечные, лопастные и алмазные долота. Шарошечные - зубчатые и штыревые твердоплавкие. Долото состоит из трех секций (лап), на цапфах которых на шарико-роликовых опорах вращаются шарошки с фрезерными зубьями или армированные твердосплавными штырями. При вращении долота шарошки передвигаются по забою и разрушают породу. Ведущие трубы служат для передачи вращения от ротора бур. трубам и имеют квадратную или шестигранную наружную поверхность диаметрами: 65, 80, 112, 140, 155мм. Бурильные трубы при глубоком бурении несут очень большую нагрузку и изготовляются из высококачественной стали диаметром: 60,3 ; 60,73 ; 89; 114; 141; 168 мм, длиной 6,8 и 11,7 м. При бурении трубы соединяют в свечи муфтами, а свечи между собой замками. Утяжеленные бурильные трубы (УБТ) применяют: диаметр 95, 108, 146, 178, 197, 203 мм, длиной 6,8 и 12 м. Масса 1 м трубы в зависимости от диаметра от 40 кг до 192 кг. Технический режим роторного бурения устанавливается в зависимости от характера пород геологического разреза и технологических возможностей применяемого оборудования. 2. Турбинное бурение и бурение электробуром, при котором привод движения 35 устанавливается непосредственно в скважину над долотом. Бурение осуществляется гидравлическим забойным двигателем - турбобуром. Бурение электробуром производится электродвигателем. При турбобурении и эл. бурении долотом приводится во вращение от вала забойного двигателя. Колонна бур. труб при этом не вращается. Промывка скважины при бурении в устойчивых породах производится водой, в неустойчивых - глинистым раствором. Количество промывочной жидкости, подаваемой на забой, рассчитывается, исходя из скорости восходящего потока, 0,6 0,8 м/с и диаметром скважины. 3. Метод долбления. Буровой инструмент: Вертлюг, ведущая труба, муфтами, УБТ, долото. ротор, бурильные трубы с 36 37 Осложнения при бурении: 1. Осыпь, обвалы стенки скважины. 2. Потеря бурового раствора в пустотах, щелях породы при бурении. 3. Прихват колонны бур. труб. 4. Поломка бур. труб и долота. 5. Выброс газа, нефти, воды. Меры: 1. Для исключения осыпей и обвалов, стенки скважины обсаживают трубами, а также в бур. раствор добавляют жидкое стекло. 2. При больших потерях бурового раствора - бурильный инструмент вынимают, а скважины заполняют цементным раствором. После затвердения, цементный камень разбуривается пикообразным долотом. Или: сразу устанавливают обсадную трубу и цементируют кольцевой зазор. Если потери бур. раствора незначительны, то в цементный раствор добавляют резиновую крошку, слюду и т.п. 3. Прихват бур. труб происходит при больших обвалах и искривлении труб. Прихват устраняется с помощью гидравлического удара, подачей разной плотности. 4. Поломка бур. труб и долота - ловильные работы (капитальный ремонт скважины). Поднятие обломков с помощью метчика (метчик врезается во внутренние поверхности трубы). Поднятие труб с помощью колокола; с помощью магнитных фрез. 5. Для предотвращения выброса нефти и газа применяется превентор, которым перекрывается устье скважины. Подземное оборудование скважины: 1. Обсадные трубы: направление, кондуктор, эксплуатационная 2. Цементный камень 3. Насосно-компрессорная труба, оснащенная пакером, клапанами, фильтром, хвостком. Искривление буровых скважин. Скважина, запроектированная как вертикальная, в процессе бурения может самопроизвольно искривляться по геологическим причинам: крутое залегание пластов с частым чередованием пород разной твердости, естественных нарушений - трещины, каверны, сбросы, а также при нарушении правил бурения и т.д. Скважины, в которых забой отклонен от вертикали в определенном направлении, а ствол проводится по заранее заданному профилю, называются наклонно- направленными. Для отклонения скважины от вертикали применяют отклоняющие приспособления: кривую трубу, кривой проводник, эксцентричный ниппель и отклонители различных типов. 38 Кустовое бурение. Монтируется вышка и один комплект бурового оборудования так, чтобы насосная находилась на расстоянии 20- 50 м от устья скважины. После окончания бурения первой наклонной скважина передвигается только вышка с оборудованием на расстоянии 8 м, а насосная остается на прежнем месте. Затем подсоединяют выкидные линии от насосов к новому стояку, соединяют новое устье скважины с желобной системой и приступают к бурению второй скважины. Таких скважин может быть до 10- 12 шт. Их называют "кусты". Группирование устьев скважины позволяет разбуривать с наименьшими капитальными вложениями месторождения Западной Сибири, территория которой покрыта болотами. Исследование скважин. Исследование - это комплекс работ по изучению геолого-промысловой характеристики продуктивного пласта и разреза скважины, свойств газов и жидкостей, насыщающих пласты, а также процессов, проходящих в пласте, дебитов, количества воды, газа, показателей пластового и забойного давления, количества песка. Существует несколько видов исследования: 1. Геологические - проводят в процессе бурения скважин. Наблюдают за составом и размерами разбуренных пород, наличием в промывочной жидкости газа, нефти и т.п. 2. Геофизические - проводят в необсаженных и обсаженных трубами скважинах. Изучают электропроводность, поля естественной поляризации и радиоактивности и т.д. Все это связано с пористостью проницаемостью, газонасыщенностью и др. Оценивают коэффициент пористости пласта и др. 3. Акустические - шумометрия (измерение звуковых колебаний в потоке газа) позволяет по записанным данным строить диаграммы интервалов пласта, из которых газ поступает в скважины, и производительность каждого из них. 4. Термометрия (измерение температуры по стволу скважины) позволяет определить места притока газа в скважину, наличие и места утечек газа из скважины при нарушении герметичности колонн или цементного кольца. На Промысловые исследования. газоконденсатных месторождениях исследования скважины на 39 газоконденсатность проводят при помощи сепараторов, устанавливаемых у устья скважины. В сепараторе продукция скважины (Надым -1) разделяется на каждую и газообразную фазу. Глубинные пробы не отбираются, что связано с движением на забое скважины большинства газоконденсатных месторождений двухфазных систем. Методы: - отбор промышленных количеств газа (одноступенчатая сепарация) - с одновременным отбором промышленного количества и представительной пробы (анализ) Исследования подразделяют: а) первичные - определение максимальных допустимых дебитов и параметров пласта, потенциального содержания конденсата, отбор проб газа, воды, конденсата и т.д. Эти исследования проводят на разведочных и добывающих скважинах после окончания их бурения. б) текущие - установление технологического режима эксплуатации газовых (ГК) скважин, параметров пласта, потерь давления и т.д. Частота их проведения - 1 раз в 3 месяца или 6 месяцев. в) контрольные проводят для проверки качества первичных и текущих исследований. г) специальные - исследования скважины с целью определения соотношения газовой и жидкостной фаз при различных давлениях, дебитах, температурах; а также исследования, проводимые с целью установления эффективности методов увеличения дебита скважины, контроля продвижения газоводяного контакта, определения распределения температуры в стволе и т.д. Проведение комплексных исследований при стационарных и нестационарных режимах фильтрации позволяет получить необходимые данные для установления технологического режима работы скважины. Различают следующие технологические режимы эксплуатации скважин: а) оптимальный режим - это максимально возможный дебит скважины, при котором не происходит обильного выноса песка и разрушении призабойной зоны, а депрессии, возникающие при этом на забое, предельные. б) постоянного забойного давления применяются при возможном выпадении конденсата, если режим при давлении ниже определенной величины. в) постоянного давления применяют при необходимости поддерживать постоянным давление в газопроводе при отсутствии штуцера. г) постоянного дебита - временный режим при устойчивых породах. Но в этом случае значительно увеличивается депрессия, поэтому его можно использовать в начальный период эксплуатации. д) постоянной депрессии. На него переходят после режима постоянного дебита. Этот режим бывает в газовых скважинах с коллекторами с несцементированными песками. Технологический режим эксплуатации газовой скважины устанавливают на определенный период, при этом следует учитывать изменившиеся условия работы скважины. 40 Бурение газовых скважин в условиях вечной мерзлоты. На территории Западной Сибири многолетнемерзлые породы выявлены при бурении скважины в долине реки Обь вблизи Салехарда. I слой мерзлых пород находится на глубине 20- 25 м. II слой (мощность до 100 м) на глубине 70- 80 м, а между ними талые породы. Глубокозалегающая толща представляет собой реликт, сохранился до наших дней. Существует 3 зоны: - Северная - сплошное распространение многомерзлых пород. Талики встречаются только под руслами крупных рек. - Центральная - переход от сплошного распространения талых к немерзлым зонам. - Южная - с поверхности распространения талые породы, а реликтовые мерзлые толщи залегают на разных глубинах от поверхности земли. Для предупреждения возможных осложнений при бурении в мерзлых породах представляет интерес процессы формирования пластовых вод и их химический состав, т.к. они находятся в постоянном тепловом взаимодействии с мерзлыми грунтами. Образование пластовых вод и их химический состав в условиях многолетнемерзлых пород неодинаковы. при бурении в мерзлой толще у ствола скважины появляется слой отклоненной породы, который имеет значительно меньшее удельное сопротивление, чем мерзлые породы. Серийные буровые установки были изменены в основном за счет облегчения их общего веса, разбивки на блоки, повышения надежности механизмов и машин в условиях низких температур и повышения их мобильности и монтажеспособности. В условиях Крайнего Севера буровые установки не должны зависеть от энергосистемы района работ. Используют станки Уралмаш 5Д, БУ - 75БрД, БУ- 80 БрД, БУ - 125 БрД. Существенное удешевление буровых работ за счет сокращения расходов на транспортировку оборудования и работы по обустройству площадок достигается методом наклонно- направленного бурения куста скважины с одного искусственного основания. Полный цикл куста из 6 скважин. Бурение осуществляется с насыпей, толщиной не менее 1,5 м и площадью 3 га. Гравийные подушки укрывают сверху полиэтиленовой пленкой, а затем снова насыпают гравий. Конструкция скважин "Медвежье". направление 426(324) глубина 50(200- 240)м кондуктор 324(219) глубина 430(650)м эксплуатационная труба 219(146) глубина 1200(1250)м Герметизация. Использование смазки УС-1 позволяет определить оптимальную высоту подъема цемента, при которой исключались межпластовые перетоки газа. Действие смазок основано на запрессовке наполнителей всех неровностей в 41 замках труб. Уплотнительную способность смазки должны обеспечивать непроницаемость резьбовых соединений обсадных труб, выпускаемых по ГОСТ 632- 64.Наиболее эффективные Р-2, УС-1, созданные ВНИИГазе, основанные на порошках свинца, меди и цинка. Герметизирующее действие уплотнительного состава (УС) основано на его полимеризации, которая проявляется после добавки отвердителя (кубового остатка гексаметилдиамина) к остальным компонентам примерно через 46 ч. при температуре = 200С. После полимеризации в резьбовых соединениях состав УС-1 обеспечивает надежную герметизацию обсадных колонн в газовых скважинах. В этом случае получается практически неразъемным, т.к. для развинчивания требуется нагревать соединения труб до 3000С. Для условий Крайнего Севера разработан фторопластовый уплотнительный материал (лента ФУМ). КОМПАНЕНТЫ СМАЗКА СИЛИКОНОВАЯ Р-2 Масло машинное СУ (индустриальное М-50) Стеарат алюминия Силиконовая жидкость № 5 Графитовый порошок марки П (ГОСТ…) Свинцовый порошок (ЦМТУ 4452 - 54) Цинковая пыль (ЦМТУ 1229 - 45) Медный порошок марки ПМ-2 КОЛ- ВО, % 18,4 4,6 14,0 18,0 29,0 12,0 4,0 100,0 СМАЗКА УС-1 Основа Компаунд К- 153 Отвердитель Наполнители Графитовый порошок П Свинцовый порошок Цинковая пыль Медная пудра Всего наполнителей: Всего уплотнителя: 83,3 55,6 16,7 100,0 31,4 11,1 66,7 10,5 43,6 18,7 6,3 100,0 14,4 6,3 2,1 33,3 100,0 Лента ФУМ характеризуется высокой химической стойкостью к воздействию газов, у/в, кислот и щелочей, не меняет своих свойств в диапазоне t0 (-60+2000С), обладает хорошими смазывающими свойствами. Эта лента двух марок 1 и 2 из фторопласта Д шириной 80- 120 мм и толщиной 5-20 мм. Герметичность не нарушается при давлении до 400 кгс/см2. Слой алюминия повышает герметичность резьбовых соединений обсадных труб посредством нанесения на контактную поверхность его распылением с помощью электрометаллизатора. Металлизации подвергаются последние контактные витки внутренней резьбовой муфты. Расход на одно соединение - 8 гр., время металлизации - 15 секунд. Метод свинцовой подушки герметизации резьбовых соединений (ГРС) 42 направлен или на наружную поверхность резьбового конуса, или внутри муфты. Свинцовая подушка обеспечивает герметичность при давлении равном 160 кгс/см2. Метод довинчивания при двухступенчатом цементировании после окончания твердения цементного раствора нижней ступени или при навинчивании муфты на трубы на неполимеризующейся смазке, а полимеризующуюся смазку при спуске колонны. В целях контроля за качеством крепления обсадных труб, что крутящий момент при свинчивании оценивается по температуре нагревания муфты (70800С). Хранение нефти, газа и газоконденсата, а также продуктов их переработки. Нефть и жидкие нефтепродукты хранят в резервуарах - специально сооружаемых емкостях, вместимость которых составляет 50- 100 тыс. м3. Резервуары для хранения нефти размещают на промыслах головных нефтеперекачивающих станциях, магистральных нефтепроводов и потребителей нефти - на НПЗ, пунктах налива танкеров и пункта налива ж/д цистерн. 1. 2. 3. 4. 5. 1. 2. 3. 1. 2. 1. 2. Резервуары. Они являются одним из важнейших сооружений нефтебаз любого типа. Подразделяются: А) по материалу изготовления металлические, ж/б земляные (в шахтах после выемки грунта) синтетические ледогрунтовые (в мерзлых грунтах) в горных выработках, т.е. в пластах каменной соли путем выщелачивания Б) по внутреннему давлению: без давления (с понтоном, плавающей крышей) низкого давления (до 2 кПа и вакуум до 0,25 кПа) повышенного давления (до 70 кПа и вакуум до 0,25 до 10 кПа) В) по конструкции вертикальные цилиндрические конические сферические с плоскими крышами горизонтальные цилиндрические с плоскими или сферическими крышами каплевидные шаровые сферические прямоугольные Г) по технологическим операциям для хранения маловязких веществ высоковязких веществ 43 3. 4. 5. отстойники смесители буферные емкости Д) подземные - заглубленные в грунт или обсыпанные грунтом и наземные. Вертикальные от 1000 до 50000м3 из стальных листов путем сварки. Для сниженные у/в, имеющих высокую упругость паров применяют шаровые и каплевидные. Наименьшая вместимость 5000 м3. Избыточное давление от 0,25 до 1,8 МПа. Железобетонные - монолитные или из ж/б плит (из сборного железа). 1. Узел дыхательной арматуры. 2. Поплавковый уровнемер. 3. Шлюзовая камера для замера уровня. 4. Быстродействующая задвижка. 5. Дренажный кран (жидкость) 6. Приемо-раздаточный патрубок. 7. Стакан. «шаровидный» «Плавающие» крыши, понтоны и газовая обвязка предотвращают потери от испарения, как при больших, так и при малых «дыханиях». «с плавающей Заглубляют, где суточное крышей» «каплевидный» колебание температуры не существенно влияет на испарение и давление в газовом пространстве. Нефтебазы. 1. 2. 3. 4. 1. 2. 3. 4. 5. 1. 2. Подразделяют: А) по характеру производимых операций: перевалочные распределительные перевалочно-распределительные длительного хранения Б) по транспортным связям ж/д водные трубопроводные водно - ж/д автотранспортные перевозки (глубинные) В) по номенклатуре поступающих и хранимых нефтепродуктов: светлые темные 44 3. 4. масла нефть Для более четкого и удобного проведения всех операций и с учетом противопожарных соображений все объекты нефтебаз обычно располагают в шести зонах: I зона: зона подъема и отпуска (ж/д, подземные пути, сливно- наливные эстакады (СНЭ) и площадки, водные пирсы и причалы, береговые резервуарные парки, насосные станции и технологические трубопроводы) II зона: зона хранения (технологические трубопроводы; система замера и учета количества нефтепродуктов в резервуарах) III зона: зона отпуска (эстакады для налива а/цистерн, ж/д цистерн) IV зона: зона вспомогательных технических сооружений (механическая мастерская, котельная, трансформаторная подстанция, цех ремонта тары, материальный и топливный склад). V зона: административно - хозяйственные сооружения (контора, пожарное депо, помещение охраны, гараж) VI зона: очистные сооружения (установка для приема и очистки производственных, бытовых и ливневых стоков) Т.к. хранить приходиться большие количества нефти, резервуары группируют в резервуарные парки. Вместимость таких парков может достигать 500 тыс. м 3 и более. Резервуарный парк является частью нефтебазы - предприятие для приема, хранения и отпуска нефти или нефтепродукта потребителям. Магистральный газопровод. Основными способами внутриконтинентального транспорта природного газа являются газопроводы (нефтепроводы), по которым этот газ после компримирования (сжатия) и очистки поступает потребителям. Схема газоснабжения от скважины до потребителя представляет собой единую технологическую цепочку. Вся продукция скважины поступает через газосборный коллектор 3 на УКПГ 4. после подготовки газ закачивается ГКС 5 в магистральный газопровод 6 с запорной арматурой 7. Если давление на устье скважины больше, чем рабочее давление газопровода, то оно дросселируется (снижается) до нужной величины введением дополнительного гидравлического сопротивления. Для поддержания давления газа на газопроводе с интервалом в 100- 120 км устанавливаются КС 8. Они в большинстве случаев оборудуются центробежными нагнетателями для компримирования газа с приводом от газотурбинных установок или эл. двигателей. Газовые турбины работают на перекачиваемом газе. На каждой КС устанавливают пылеуловители, т.к. газ в процессе движения по газопроводу засоряется мех. примесями. Перед подачей газа непосредственно потребителю (ТЭЦ, город, поселок) он поступает из магистрального газопровода по отводам 16 на газораспределительные станции (ГРС) 15,26. На ГРС снижается давление газа до рабочего давления ГР системы потребителей, он также подвергается одоризации. 45 При компримировании газа в центробежных нагнетателях на КС его температура в соответствующие с законом термодинамики увеличивается на 50- 60 0 С. По мере движения по газопроводу температура газа несколько снижается вследствие теплообмена с окружающим грунтом. При эксплуатации газопровода диаметром более 1000 мм было замечено, что газ на участке между КС не успевает охладиться до нужных пределов из- за увеличения его количества в газопроводе и его температуры от перегона к перегону повышается. Чрезмерный нагрев газа нежелателен, т.к. при повышении температуры его объем увеличивается и требуется расходовать больше мощности для привода нагнетателей. Поэтому на выходе всех КС газопроводов большего диаметра устанавливают аппараты для охлаждения газа атмосферным воздухом (АВО). Горячий газ после КС проходит по системе трубок, омываемых воздухом, нагнетаемым вентиляторами. В зависимости от температуры окружаемого воздуха число работающих одновременно вентиляторов меняется таким образом, чтобы обеспечить охлаждение газа до нужных пределов. После ГРС газ поступает в городские газовые сети 28, которые непосредственно подают газ к месту потребления. Городские газовые сети транспортируют газ под высоким (1,3 - 0,3 МПа), средним (0,3 - 0,05 МПа) и низким (5-3 кПа) давлениями. Снижение и поддержание в необходимых пределах давление газа в распределительных сетях осуществляется на ГРП 27. Магистральный газопровод. 46 Автоматизация газовых и газоконденсатных промыслов Система автоматизации – часть технического газового и газоконденсатного промысла. Назначение системы : автоматическое регулирование , дистанционный контроль и управление технологическими процессами добычи газа и конденсата. При этом обеспечивается оперативность контроля и управление технологическими процессами добычи газа и конденсата. При этом обеспечивается оперативность контроля и управления рассредоточенными объектами промысла, повышается безопасность и безаварийность работы технологического оборудования , улучшаются условия труда промысловиков. Для типовых технологических схем применяют унифицированные средства автоматизации общепромышленного назначения и специально созданные для промыслов ( клапаны – отсекатели , регуляторы, влагомеры, анализаторы содержания конденсата в газе и др. ) . Система автоматизации промысла состоит из средств контроля, регулирования и управления. К средствам контроля относятся датчики давления, температуры, расхода, уровня, влажности газа и т.п. Регулирование промыслами осуществляется дистанционно-управляемыми и автоматически действующими регуляторами ( уровня, расхода, давлений, температур, и т.д. ) и запорными устройствами ( клапаны -отсекатели, клапаны запорные и т.д.). Применяются также средства сигнализации об отклонениях параметров от заданного технологического процесса или аварийной ситуации ( сигнализаторы уровня, давления. температуры и т.д.). Управление осуществляется при помощи систем управления отдельными модулями и блоками УКПГ, УПГ, ГС. К ним относятся системы «Импульс -2», телемеханики ТМ-301, «Свеча-1» и «Свеча-2». В эти системы составными частями входят системы автоматической подачи и регулирования диэтиленгликоля, триэтиленгликоля , контроля и управления газосборными пунктами «Сигнал-2» и др. Контроль на газовом или газоконденсатном промысле – это периодическое или непрерывное измерение, автоматическая или ручная запись показателей процесса добычи обработки газа и конденсата. Контролируют давление, температуру, расходы, уровни жидкости, качество получаемой продукции. Контролируются как основные ( сепарация, адсорбция, абсорбция, режим скважины , регенерация абсорбентов, обогрев или охлаждение газа ) , так и вспомогательные процессы. Регулирование- это поддержание заданных режимов эксплуатации скважины и процессов комплексной подготовки газа изменением расходов, давлений, температур с помощью регулирующих устройств. Управление на промысле – это выбор рациональных режимов и потоков газа, обеспечивающих надёжность газоснабжения поддержание6м необходимой производительности промысла при заданном качестве товарной продукции промысла. 47 На промыслах применяют типовые панели и пульты с регистрирующими, показывающими и сигнализирующими приборами в блочном исполнении. С целью сокращения числа приборов на центральном щите применяют общие показывающие и регистрирующие приборы с автоматическим и ручным подключением их к контролируемым точкам для одинаковых параметров ( расход, давление, температура и т. д. ) Системы телемеханики Для оперативного контроля и управления технологическими объектами газового и газоконденсатного промысла предназначена система телемеханики «Импульс -2». Система обеспечивает оперативный сбор, первичную обработку и представление диспетчеру информации о технологических процессах на объектах добычи газа и конденсата, а также оперативное управление ими. Система может работать в одном из следующих режимов: Телеуправление; Поиск и регистрация новой информации телесигнализации; Циклический опрос датчиков с регистрацией; Выборочный опрос датчиков ( по программе, устанавливаемой диспетчером на блоке управления). В состав системы входят : аппаратура пункта управления («Запрос- 2» ), аппаратура контролируемых пунктов («Отзыв -2» ) и комплект сервисных контрольно - измерительных приборов . Система «Импульс – 2» может контролировать до 60 пунктов, расположенных на расстоянии до 90 км, связь телефонная. На промыслах могут использовать также систему телемеханики ТМ-301. Система предназначена для комплексной диспетчеризации сосредоточенных технологических объектов газодобывающих предприятий. Система обеспечивает следующее : Автоматический циклический опрос всех контролируемых пунктов; Опрос любого контролируемого пункта по команде диспетчера; Циклический опрос при поступлении аварийного сигнала от контролируемого пункта; Непрерывный автоматический контроль за исправностью основных узлов аппаратуры контролируемых объектов; Связь объектов с вычислительным комплексом ; Число контролируемых пунктов достигает 25, расстояние до них – до 15 км. Технологическая схема адсорбционной осушки газа (Французская установка) Сырой газ из скважин по технологическому шлейфу Ø 325:219; t – 13-360С и давлением 4-7 МПа10(40- 70кг) поступает на входные монифольды четырех аналогичных технологических цехов. Перед входными монифольдами (MOV) установлена распределительная гребенка, предназначенная для равномерного распределения давления и расхода газа по технологическим ниткам. Каждый 48 технологический цех представляет собой самостоятельную технологическую единицу, состоящую из технологической линии очистки и осушки газа и регенерации адсорбента. Сырой газ по трем технологическим ниткам последовательно проходит входные монифольды и поступает в газосборный коллектор Ø508 мм. Из газосборного коллектора проходит входные монифольды ВТ- 501; ВТ – 502; ВТ – 503, проходит шаровой кран MOV – 1- 2 и направляется во всасывающийся коллектор ДКС. На ДКС проходит очистку в пылеуловителях, компремируется в газотурбинных нагнетателях (ГТН- 6) и охлаждается в аппаратах воздушного охлаждения. Из нагнетательного коллектора ДКС Ø820 компремированный и охлажденный газ поступает в горизонтальный сепаратор С- 401 и далее в адсорбер Q- 401 или Q402. Входной монифольд ВТ – 501. Входной монифольд ВТ – 501 установлен в отдельном блок - боксе, предназначен для обеспечения или прекращения подачи газа в технологический цех, сброса давления газа из шлейфа и технологической нитки на факел. Контроль давления и температуры газа. На монифольде установлено: 1. Манометр пневматический. 2. Термометр сопротивления. 3. Штуцер Ø33,4 с ручным вентилем и обратным клапаном для подачи сухого газа низкого давления в шлейф. 4. Изолирующая прокладка для снятия статического электричества. 5. Отсекающий шаровой кран MOV 520.10 (Ø273) с пневматическим и ручным приводом. 6. Обратный клапан, предназначенный для предотвращения давления газа из технологического цеха в сторону скважины. 7. Штуцер Ø168,4 с шаровым краном MOV 521.10 (с пневматическим и ручным приводами) и штуцер Ø114,3 с ручным вентилем, предназначенные для продувки и сброса давления газа из шлейфа и технологической нитки на факел. 8. Баллон сжатого воздуха, емкостью 0,4 м3, предназначен для автономного питания пневматического привода сжатым воздухом. В случае аварии шаровой кран MOV 520.10. перекрывает подачу воздуха из баллона на пневматический привод. ВТ 502 Предназначен для обеспечения или прекращения подачи газа в технологические цеха, а также для контроля и регулирования давления и расхода газа по технологической нитке. ВТ 503 Предназначен для обеспечения подачи газа трех технологических ниток во всасывающий коллектор ДКС. 49 Сепаратор С – 401. Представляется собой горизонтальный сосуд 1500, длинной 4455 мм и имеет две ступени сепарации. Первая ступень: сетчатый коагулятор и отбойная пластина для сепарации капельной жидкости. Вторая ступень: вертикальный сетчатый отбойник и направляющие пластины под углом 450 предназначены для сепарации жидкости мелкой дисперсии. Отсепарированная жидкость и механические примеси поступают в конденсатный сборник 273. Жидкость из конденсата сборника направляется в емкость разгазирования, а накопившиеся механические примеси удаляются. Адсорбер Q- 401. Представляется собой вертикальный сосуд 2700 и высотой 6872 мм, внутренняя часть которого снабжена элементами регулярной и насыщенной насадок: 1. Верхний конический дефлектор предназначен для равномерного распределения потока осушенного газа по сечению адсорбера; 2. Верхняя сетка, размер клетки 17 мм; 3. Слой муллита толщиной 150, гранулометрия 20- 40 мм, служит для защиты слоя крупнопористого силикогеля от механического воздействия, создаваемого потоком осушаемого газа; 4. Разделительная сетка, размер 2 мм; 5. Защитный слой крупнопористого силикогеля толщиной 350 мм, гранулометрия 2,8 – 7 мм; 6. Разделительная сетка, размер клетки 2 мм; 7. Основной слой мелкопористого силикогеля толщиной 3050 мм, гранулометрия 2,8 –7 мм; 8. Разделительная сетка, размер 2 мм; 9. Слой муллита, гранулометрия 20-40 мм; 10.Нижний дифлектор формы усеченного конуса предназначен для равномерного распределения потока газа, цикла подогрева по сечению адсорбера. Под входом и выходом Q- 401; Q- 401 установлен монифольд БТ- 401. Монифольд предназначен для переключения адсорбера в циклы осушки газа, подогрева и охлаждения абсорбент. При прохождении сырого газа через слой адсорбента происходит поглощение водяного пара и газового конденсата. Осушенный газ из Q- 401 поступает в выходной коллектор цеха 508, где производятся замеры давления, температуры, количество и качество осушки газа. Линия регенерации адсорбента. Линия предназначена для восстановления первоначальных свойств адсорбента сухим газом и включает в себя: 1. Подогреватель газа регенерации F- 401. 50 2. Десорбер (адсорбер) Q-401 или Q-402. 3. Холодильник газорегенерации Е-401. 4. Сепаратор газа регенерации С- 402. Процесс регенерации состоит из циклов подогрева и охлаждения. Подогрев адсорбента осушки газа происходит при t 13- 200С, давлении 25- 35 МПа и расходом газа - 8100 м3/час. Газ отбирается из выходного коллектора цеха и направляется в компрессор газорегенерации. Подогреватель газорегенерации F- 401 (печь Борн). Печь, мощностью 854, 8 кВт, представляет собой вертикальный аппарат с пучками труб, 114, смонтированными в конвекционном и рациональном измерениях. На подогревателе установлены: 1. Шибер дымовых газов для регулирования тяги. 2. Термометр сопротивления для измерения температуры дымовых газов. 3. Термопара для измерения температуры в камере между пучками конвекции и радиации с местным регистратором температуры. 4. Пилотная горелка с электрическим запасником. 5. Основная горелка звездно-образной формы. 6. Штуцер 33,9 для ввода инертного газа в полость камеры сгорания. Система защит: 1. Минимальное давление газа на пилотной горелки – 0,4 кг/см2. 2. Минимальное давление газа по основной горелки 0,9 кг/см2. 3. Максимальная температура газа регенерации на выходе из печи +2400С. 4. Максимальная температура в радиоционной камере + 820 0С. 5. Погасание пилотной горелки (срабатывание фотодатчика). При срабатывании перечисленных 5 причин защиты автоматически закрываются краны «вход- выход» печи. Электроклапаны на линии газа на основную и пилотную горелки закрываются, и печь гаснет полностью. На пульт подается звуковой и световой сигнал «неисправность печи F- 401». 6. Минимальный расход от контактора расхода составляет 5800 см3/час. При меньшем расходе отключается основная горелка. Пилотная горелка на пульт подает сигнал «нет расхода». Десорбер Q – 401 или Q- 402. В Q – 401 или Q- 402 происходит подогрев адсорбента. Направление потока снизу вверх. Проектная продолжительность цикла подогрева адсорбента при расходе газа регенерации 8100 м3/час составляет 20 часов в начале эксплуатации адсорбента и 8 часов в конце двухлетнего периода. Значения температуры подогрева газа на входе и выходе десорбера устанавливаются следующие: А) температура на входе: 51 1. в начале эксплуатации адсорбента +1700С; 2. в конце эксплуатации адсорбента +2100С. Б) температура на выходе: 1. в начале +1550С 2. в конце +1800С Подогретый газ десорбирует поглощенные адсорбентом тяжелые углеводороды, влагу и направляется в холодильник газорегенерации Е-401. Холодильник Е- 401. Представляется собой четырехходовой аппарат воздушного охлаждения. На линии входа и выхода холодильника газорегенерации установлены ребренные трубки 25 мм. Газ, охладившись до 500С, и сконцентрированные тяжелые углеводороды и влага поступает в сепаратор газорегенерации С- 402. Сепаратор газорегенерации С- 402. Представляет собой вертикальный сосуд 508 мм, высотой 3267 мм, предназначенный для отделения и улавливания десорбированной жидкости, для очищения частиц жидкости, увлеченных газовой фазой. Внутри сепаратора устанавливается сетчатый отбойник толщиной 150 мм. Охлаждение адсорбента. Линия цикла охлаждения адсорбента работает по той же схеме. газ давлением 25- 35 кг, температурой 12- 200С и расходом газа отбирается из выходного коллектора цеха и направляется в Q- 401 сверху вниз. После газ направляется в С – 401, затем С- 402, далее линию очистки и осушки газа. Осушенный 8100 м3/час или Q- 402 поступает в Технологическая схема абсорбционной осушки газа (Отечественная установка ) Пылеуловитель Пылеуловители предназначены для первичной отбивки влаги и механических примесей; работают проектные и модернизированные. Пылеуловители имеют три секции (зоны). 1. Зона губой очистки: газ входит в штуцер входа газа (1); затем газ ударяется об отбойный лист, наваренный на конусный бункер (6); отбиваются крупные капли влаги и механические примеси, падая вниз; газ получает вращательное движение. 2. Зона тонкой очистки (вода находится в мелкодисперсной фазе): газ, получивший вращательное движение, поднимается вверх и проходит внутри циклонных элементов (7), находящихся в виде батареи на сепарационной тарелке 52 (8)(верхняя решётка). Вращающийся газ ударяется о стенки патрубка, поднимая вверх плёнку влаги. Влага собирается на каплесъёмнике и стекает в бункер (6) через наружную решётку (9). Газ поднимается вверх, походит защитную решётку (10), выходит через штуцер выхода (2). 3. Нижняя зона пылеуловителя: капли влаги из конусного бункера (6) выводятся дренажным штуцером в сборную ёмкость. Через штуцер слива жидкости (4) жидкость собирается в сборной ёмкости. Через штуцер-грязевик (5) механические примеси выводятся в пром. канализацию. Первичный сепаратор. С - 1 Сепаратор представляет собой вертикальный цилиндрический сосуд 1500 мм на 50 мм высотой 4226 мм, состоящий из трёх основных технологических секций: 1. Первая секция предварительной очистки газа. а) Штуцер входа газа. б) Отбойный лист, придающий газожидкостному потоку вращательное движение, со съёмом жидкостей и механических примесей. в) Уловитель примесей г) Сетчатый коагулятор мелкодисперсного аэрозоля. 2. Вторая секция тонкой очистки газа. Представляет собой тарелку с прямоточными центробежными элементами (69 штук); каждый элемент состоит из патрубка диаметром 10 мм, приваренного соосно к нему снизу, тангенциально завихрителя, сверху каплесъёмника. 3. Нижняя секция - сборник жидкостей и механических примесей. В нижней части аппарата установлен успокоительный лист, смонтированный ниже штуцера входа газа, для устранения вторичного уноса газовым потоком жидкостей из нижней секции. Успокоительный лист, в виде полукруга, образует с внутренней поверхностью аппарата кольцевой зазор, через который жидкость и механические примеси стекают в нижнюю секцию аппарата. Тарельчатый абсорбер А-1 Абсорбер А-1 представляет собой вертикальный цилиндрический сосуд, диаметром 1720 мм на 60 мм, высотой 14580 мм; предназначен для осушки газа. Абсорбер состоит из трёх технологических зон: 1. Зона входа газа. 2. Массообменная зона состоит из : глухой тарелки и 12-ти контактных тарелок. Расстояние между тарелками 600 мм. Количество колпачков на каждой тарелке 66 штук. 3. Зона окончательной очистки газа - расположена на выходе из аппарата; включает в себя: Тарелку (13) с фильтр патронами, предназначенную для коагулирования и улавливания ДЭГа, уносимого потоком газа. Количество фильтр патронов на тарелке - 66 штук, высота = 1000 мм, наружный 01010 мм. Сетчатый отбойник, толщиной 150 мм, предназначенный для улавливания ДЭГа . Абсорбция - процесс поглощения жидкостью газа или жидкости. Абсорбер работает следующим образом: Сырой газ через штуцер входа (1) поступает в абсорбер, 53 затем газ через раструб глухой тарелки (12) поступает в массообменную секцию. Газ барботирует через прорези в колпачках контактных тарелок (8) сквозь слой регенерированного ДЭГа (РДЭГ) на тарелках, устанавливаемых высотой (11) переливной планки. РДЭГ подаётся на верхнюю тарелку (12) и, стекая вниз по тарелкам, поглощает из газа влагу. Газ, пройдя через массообменные тарелки, поступает на тарелку с коагулирующими фильтр патронами (9), где происходит коагулирование и улавливание ДЭГа, уносимого потоком газа. Окончательное отделение ДЭГа осуществляется в сетчатом отбойнике (10), после чего осушенный газ выводится из аппарата через штуцер выхода газа (5). Насыщенный влагой ДЭГ (НДЭГ) стекает на глухую тарелку (7), откуда через штуцер выхода НДЭГ (3), по мере накопления уровня, автоматически сбрасывается в выветриватель насыщенного ДЭГа В-1 или Е-1. Осушенный до точки росы to(-20°С в зимний период; 10°С в летний период) газ из абсорбера направляется в фильтр для улавливания ДЭГа. Точка росы – абсолютная влажность, масса выделяемой воды из 1 м3 газа определяется по номограмме в зависимости от давления и температуры. Точка росы - это критическая температура, при которой влага выпадает в осадок и конденсируется. Фильтр для улавливания ДЭГ (Ф-1). Фильтр представляет собой горизонтальный цилиндрический сосуд 1290 мм на 45 мм, длиной 5210 мм, предназначенный для улавливания ДЭГа, унесённого газовым потоком из абсорбера.Фильтр состоит из двух зон: 1-я зона оснащена отбойной пластиной и 48-ми фильтр патронами, предназначенными для отделения и коагуляции мелкодисперсных капель ДЭГа, частичного осаждения их в центральной части аппарата. Каждый фильтр патрон представляет собой перфорированную трубу, О 57х 6 мм, длиной 900 мм с намотанным фильтрующим материалом и рукавной сеткой. 2-я зона представляет собой сетчатый отбойник для улавливания ДЭГа, выносимого газовым потоком из фильтр патронов. ДЭГ, уловленный в зонах 1 и 2 поступает сборник-накопитель, О 426 х 20 мм, разделённый глухой перегородкой на две части, откуда направляется в В - 1А или Е - 1. Очищенный газ из фильтра (Ф-1) направляется в технологическую линию; О трубы = 250 мм. Блок вакуумной регенерации ДЭГа. Предназначен для восстановления свойств осушителя процесса выделения из абсорбента - ДЭГ поглощённых примесей природного газа (пластовой влаги и углеводородного конденсата) методом вакуумной ректификации. Блок вакуумной регенерации ДЭГа состоит из: 1. Выветриватель насыщенного ДЭГ В - 1; 2. Кожухотрубчатый теплообменник Т - 3; 3. Кожухо-трубчатый теплообменник ТЗа; 4. Кожухотрубчатый теплообменник Т - 7; 5. Тарельчатый десорбер Д - 1; 6. Кожухотубчатый испаритель И - 1; 7. Конденсатор воздушного охлаждения Х - 1; 8. Сборник рефлюкса Р-1; 9. Вакуумный насос Н - 6; 10. Насос подачи рефлюкса Н - 7; 11. Насос подачи 54 воды Н - 5; 12. Насос подачи горячего ДЭГа Н - 4, Н - 4а. Регенерация абсорбента (ДЭГа). Осуществляется по следующей схеме: НДЭГ 95% - 97% массовых из А - 1 очистки и осушки газа поступает в выветриватель В - 1 (или Е - 1), где происходит выделение газов за счёт снижения давления. Из В - 1 НДЭГ через фильтры Ф - 3 направляется в трубное пространство Т-1, нагревается встречным потоком РДЭГ, идущего по межтрубному пространству теплообменника, до to = 110°С - 140°С, и подаётся на глухую тарелку Д - 1. В результате противоточного движения неравновесных паров и жидкостей на контактных тарелках, жидкость поглощается ДЭГ, а пары - водой. Частично РДЭГ поступает в И - 1, где происходит его окончательная регенерация (испарение влаги). В качестве теплоносителя используется водяной пар, давлением до 13 кгс/см2 и to = 190°С. Пары воды, углеводородного конденсата, ДЭГ из верхней части десорбера с 1 = 60°С - 80°С отводятся в конденсатор с воздушным охлаждением Х - 1, откуда сконденсировавшаяся жидкость стекает в сборник рефлюкса Р - 1 с to = 20°С 50°С, насосом Н - 7 подаётся на верхнюю тарелку десорбера в качестве орошения. Остальная часть подаётся в замкнутую систему снабжения вакуумного насоса Н 6. Выветриватель НДЭГ В - 1. В - 1 представляет собой горизонтальный сосуд О 1634 Х 12 мм, длиной 6406 мм. В - 1 предназначен для сбора и дегазации (удаления газа) из НДЭГа. Устройство. Внутри аппарата, на выходе газа, горизонтально установлен просечно-вытяжной лист и сетчатый отбойник, предназначенные для стабилизации и полного разделения фаз, а так же для улавливания ДЭГ. На выходе газа из гидроцикла (вода) установлен успокоитель потока в виде сетчатого отбойника. В блоке выветривателя смонтированы два фильтра Ф - 3, предназначенного для очистки ДЭГ от механических примесей. Кожухо-трубчатые теплообменники Т - 3, Т - За, Т - 7. Кожухо-тубчатый теплообменник представляет собой блок аппаратов с плавающей головкой, состоящей из трёх сдвоенных секций, соединённых последовательно. Габаритные и установочные размеры соответствуют ГОСТу. Каждая секция теплообменника О 426 мм ( Т - 7 имеет О 300 мм) имеет трубные решётки, в которые ввальцованы 128 трубок О 20 мм Х 20 мм и длиной 6 м. Перегородка, установленная в разделительной камере, обеспечивает двухходовое движение потока по трубкам. Межтрубная зона секций оснащена 27 сегментными поперечными перегородками, для интенсификации теплообмена. Поверхность теплообмена Т - 3 блоков составляет 282 м2 (3 х 2 х47). Тарельчатый десорбер Д - 1. Д - 1 представляет собой вертикальный цилиндрический сосуд О 1432 мм х 16 мм, высотой 14462 мм, служащий для ректификации НДЭГ. Внутренняя часть после 55 модернизации имеет: Глухую тарелку (3), предназначенную для сбора ДЭГ. Она установлена на расстоянии 1076 мм от низа десорбера. Семь ректификационных тарелок (Т-8 - Т-14) колпачкового типа (2), выполненных из нержавеющей стали., расстояние между тарелками =500 мм. На каждой тарелке установлено 49 колпачков. Тарелку Т - 15 с фильтр патронами (4), предназначенную для коагулирования и улавливания ДЭГ, уносимого паровым потоком. Фильтр патроны установлены вместо демонтированных колпачков. Выполнены фильтр патроны из рукавной сетки толщиной 20 мм. Высота одного фильтр патрона 700 мм, наружный О = 110 мм. Толщина намотки рукавной сетки на корниз патрона 20 мм. Сетчатый отбойник (5), толщиной 150 мм, установленный в верхней части для отделения мелкодисперсных частиц ДЭГ, увлечённых паровой фазой. ДЭГ с глухой тарелки десорбера перетекает в кожухотрубчатый испаритель И - 1 для окончательной регенерации (восстановление физических свойств). Испаритель И - 1. Испаритель представляет собой кожухо-трубчатый аппарат с паровым пространством; О кожуха = 1624 мм х 12 мм. Внутренняя часть испарителя снабжена: (см. рисунок 4) 1. Трубным пучком с неподвижной решёткой (9), в которую ввальцованы 290 U-образных трубок (10), О 20 мм х 2 мм, длиной в 6 м; 2. Распределительной камерой (3), О 824 мм х 12 мм, имеющей штуцер входа пара, О 10 мм (газообразная фаза), и штуцер выхода конденсата О 50 мм (Ж) (см. рисунок 4), перегородку для подачи и распределения пара и отвода конденсата. 3. Перегородкой (5), высотой 965 мм, предназначенной для постоянного поддержания уровня ДЭГа над трубным пучком. В испарителе, за счёт тепла водяного пара, поступающего в трубный пучок, вода, газовый конденсат и часть ДЭГа, отпариваются, и возвращаются в виде паров под глухую тарелку десорбера. Уровень РДЭГ в межтрубном пространстве поддерживается за счёт перегородки (5), а за перегородкой уровень поддерживается автоматическим клапаном - регулятором уровня, установленным на линии выхода РДЭГ из блока теплообменников Т - 3. Конденсатор с воздушным охлаждением Х - 1. Х - 1 представляет собой трех секционный двухходовый четырёхрядный аппарат с горизонтальным расположе-нием поверхности, обдуваемой 2-мя вентиляторами, мощностью электродвигателя 3,0 кВ. Количество труб в одной секции = 94 шт., площадь поверхности = 220 м2, длина труб = 3 м при О = 250 мм Х 2 мм. Коэффициент оребрения труб = 14,6; наружный О оребрённых труб = 49 мм. Секции соединены между собой последовательно. Принцип действия: Пары воды, незначительная часть ДЭГа, газового конденсата и газ, выделившийся из НДЭГа, при его регенерации, из верхней части десорбера, 56 с to = 60°С - 80°С, поступают в секции конденсатора Х - 1, откуда сконденсировавшаяся и охлаждённая до to = 25°С - 50°С смесь перетекает в заборник рефлюкса Р - 1. Сборник рефлюкса Р - 1. Рефлюкс - это пары воды, испарённые из НДЭГа, после осушки газа. Сборник рефлюкса представляет собой горизонтальную ёмкость О 900 мм х 8 мм, длиной 1055 мм, снабжённую люк - лазом, предназначенным для осмотра и ревизии аппарата, и штуцерами входа и выхода рефлюкса, и т.д. Уровень смеси воды и газового конденсата в Р - 1 поддерживается автоматически при помощи клапанарегулятора уровня, установленного на линии откачки рефлюкса в пром. канализацию. 57 МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ СКВАЖИНЫ 1. Назначение методов и их общая характеристика Извлечение нефти из пласта и любое воздействие на него осуществляются через скважины. Призабойная зона скважины (ПЗС) - область, в которой все процессы протекают наиболее интенсивно. Здесь как в единый узел сходятся линии токов при извлечении жидкости или расходятся - при закачке. Здесь скорости движения жидкости, градиенты давления, потери энергии, фильтрационные сопротивления максимальны. От состояния призабойной зоны пласта существенно зависит эффективность разработки месторождения, дебиты добывающих скважин, приемистость нагнетательных и та доля пластовой энергии, которая может быть использована на подъем жидкости непосредственно в скважине. Очень важно сохранить ПЗС в таком состоянии, чтобы энергия, расходуемая на преодоление фильтрационных сопротивлений ПЗС, была бы достаточно мала как при отборе жидкости из пласта, так и при нагнетании в пласт. Само бурение скважины уже вносит изменения в распределение внутренних напряжений в окружающей забой породе. Перфорация обсадной колонны сопровождается кратковременным воздействием на ПЗС ударных волн различных частот, которые воздействуют на кристаллы, слагающие породу, и вызывают пьезоэлектрический эффект на гранях этих кристаллов. Возникающее электрическое поле, в зависимости от его полярности, интенсивности и продолжительности существования, может либо тормозить, либо способствовать фильтрации (явление осмоса), влиять на формирование аномальных жидкостных слоев на границе с поверхностью пор пласта. В процессе добычи нефти вся извлекаемая пластовая жидкость - нефть, вода и газ - проходит через призабойные зоны добывающих скважин и вся нагнетаемая в пласты вода - через ПЗС нагнетательных скважин. Эти процессы происходят при температурах и давлениях, отличных от тех, при которых эти жидкости (или газы) были первоначально на поверхности или в пласте. В результате в ПЗС, как в фильтре, могут откладываться как различные углеводородные компоненты (смолы, асфальтены, парафины .), Так и различные соли, выпадающие из растворов в результате нарушения термодинамического равновесия. Для снижения фильтрационных сопротивлений необходимо осуществлять мероприятия по воздействию на ПЗС для повышения проницаемости, улучшения сообщаемости со стволом скважины и увеличению системы трещин или каналов для облегчения притока и снижения энергетических потерь в этой ограниченной области пласта. Все методы воздействия на ПЗС можно разделить на три основные группы: химические, механические, тепловые. Химические методы воздействия целесообразно применять только в тех случаях, когда можно растворить породу пласта или элементы, отложение которых обусловило ухудшение проницаемости ПЗС, как например, соли или железистые отложения и др. Типичным методом воздействия является простая кислотная обработка. 58 Механические методы воздействия эффективны в твердых породах, когда создание дополнительных трещин в ПЗС позволяет приобщить к процессу фильтрации новые удаленные части пласта. К этому виду воздействия относится ГРП. Тепловые методы целесообразны только в тех случаях, когда в ПЗС произошло отложение твердых пли очень вязких углеводородов, таких как парафина, смол, асфальтенов, а также и при фильтрации вязкой нефти. К этому виду воздействия относятся прогревы ПЗС глубинным электронагревателем, паром или другими теплоносителями. Существуют разновидности методов воздействия на ПЗС, которые сочетают характерные особенности перечисленных трех основных. Например, термокислотная обработка скважин сочетает в себе как химическое воздействие на породу пласта, так и тепловое воздействие в результате выделения большого количества теплоты при химической реакции со специально вводимыми веществами и т. д. Таким образом, выбор метода воздействия основывается на тщательном изучении термодинамических условий и состояния ПЗС, состава пород и жидкостей, а также систематического изучения накопленного промыслового опыта на данном месторождении. 2. Обработка скважин соляной кислотой Обработка скважин соляной кислотой нашла наиболее широкое распространение вследствие своей сравнительной простоты, дешевизны и часто встречающихся благоприятных для ее применения пластовых условий. В нефтесодержащих породах нередко присутствуют в тех или иных количествах известняки, доломиты или карбонатные цементирующие вещества. Такие породы соляная кислота хорошо растворяет, при этом происходят следующие основные реакции. При воздействии на известняк 2HCL CaCO 3 CaCL 2 Н 2 О СО 2 При воздействии на доломит 4HCL CaМgCO3 2 CaCL2 МgCL 2 2Н 2О 2СО2 Хлористый кальций (CaCL2) и хлористый магний (MgCL2) - это соли, хорошо растворимые в воде - носителе кислоты, образующейся в результате реакции. Углекислый газ (CO2) также легки удаляется из скважины, либо при соответствующем давлении (свыше 7,6 МПа) растворяется в той же воде. Рецептуру приготовления раствора отрабатывают либо в промысловых лабораториях, либо в исследовательских институтах. К раствору НСL добавляют следующие реагенты: 1. Ингибиторы - вещества, снижающие коррозионное воздействие кислоты на оборудование, с помощью которого раствор НСL транспортируют, перекачивают и хранят. Обычно ингибиторы добавляются в количестве до 1 % в зависимости от типа ингибитора и его исходной концентрации. В качестве ингибиторов используют: формалин (0,6%), снижающий коррозионную активность в 7 - 8 раз; 59 уникол - липкую темно-коричневую жидкость (например, уникол ПБ-5) (0,25 - 0,5%), снижающую коррозионную активность в 30 - 42 раза. Имеются и другие реагенты, используемые для снижения коррозионной активности раствора НСL. 2. Интенсификаторы - поверхностно-активные вещества (ПАВ), снижающие в 3 - 5 раз поверхностное натяжение па границе нефти нейтрализованная кислота, ускоряющие и облегчающие очистку призабойной зоны от продуктов реакции и от отреагировавшей кислоты. Добавка ПАВ увеличивает эффективность кислотных обработок. Некоторые ингибиторы, такие как катапин А, катамин А, мервелан К (0), одновременно выполняют роль интенсификаторов, так как являются и активными ПАВами. В качестве интенсификаторов используют также такие ПАВы, как ОП-10, ОП-7, 44 - 11, 44 - 22 и ряд других. Учитывая потерю ПАВ на поверхности породы в результате абсорбции в головной части нагнетаемого раствора НСL, концентрацию реагента увеличивают примерно в 2 - 3 раза. 3. Стабилизаторы вещества, необходимые для удерживания в растворенном состоянии некоторых продуктов реакции примесей раствора НСL с железом, цементом и песчаниками, а также для удаления из раствора соляной кислоты вредной примеси серной кислоты и превращения ее в растворимую соль бария H 2SO 4 BaCL 2 BaSO 4 2НCL В этом случае раствор НСL перед закачкой в скважину обрабатывают раствором хлористого бария (BaCL2). Образующийся сернокислый барий (BaSO4) легко удерживается в растворе и удаляется из пор пласта в жидком состоянии вместе с другими продуктами реакции. Соляная кислота, взаимодействуя с глинами, образует соли алюминия, а с цементом и песчаником - гель кремниевой кислоты, выпадающие в осадок. Для устранения этого и используют стабилизаторы - уксусную (СН3СООН) и плавиковую (HF) (фтористоводородную) кислоты, а также ряд других (лимонная, винная и др.). Добавление плавиковой кислоты (HF) в количестве 1 - 2 % предупреждает образование геля кремниевой кислоты, закупоривающего поры коллектора, и способствует лучшему растворению цементной корки. Уксусная кислота (СН3СООН) удерживает в растворенном состоянии соли железа и алюминия и сильно замедляет реакцию раствора НСL с породой, что позволяет закачать концентрированный раствор НСL в более глубокие участки пласта. Рабочий раствор кислоты готовят на центральных промысловых кислотных базах или редко у скважины. Существует строгая последовательность операции приготовления кислоты. Точный рецептурный состав компонентов и их количества определяют по соответствующим руководствам или расчетным таблицам в лабораториях или НИИ. Для приготовления рабочего раствора в расчетное количество воды вводят сначала ингибитор и стабилизатор, затем техническую соляную кислоту. После перемешивания добавляют хлористый барий, снова перемешивают до исчезновения хлопьев хлористого бария, что контролируется анализом проб. Затем 60 добавляют интенсификатор, перемешивают снова и далее дают возможность раствору отстояться до полного осветления и осаждения сернокислого бария. Растворы НСL готовят с обязательным соблюдением правил по технике безопасности, которые предусматривают наличие специальной одежды, резиновых перчаток и очков. Особые меры предосторожности необходимы при обращении с фтористоводородной кислотой (HF), пары которой ядовиты. Соляную кислоту перевозят в гуммированных железнодорожных цистернах или автоцистернах. Иногда для защиты железа цистерн от коррозии их внутри окрашивают в несколько слоев химически стойкой эмалью (ХСЭ-93). Фтористоводородную кислоту транспортируют в эбонитовых 20-литровых сосудах. Различают несколько видов обработки соляной кислотой скважин, вскрывших карбонатные коллекторы: кислотные ванны, простые кислотные обработки и обработки под давлением ПЗС, термокислотные обработки, кислотные обработки через гидромониторные насадки, серийные поинтервальные кислотные обработки. Кислотные ванны применяются во всех скважинах с открытым забоем после бурения и при освоении, для очистки поверхности забоя от остатков цементной и глинистой корки, продуктов коррозии, кальцитовых выделений из пластовых вод и др. Для скважин, забой которых обсажен колонной и перфорирован, кислотные ванны проводить не рекомендуют. Объем кислотного раствора должен быть равен объему скважины от забоя до кровли обрабатываемого интервала, а башмак НКТ, через который закачивают (раствор, спускается до подошвы пласта или забоя скважины. Применяется раствор НСL повышенной концентрации (15 - 20%), так как его перемешивания на забое не происходит. Время выдержки для нейтрализации кислоты для данного месторождения устанавливается опытным путем по замерам концентрации кислоты в отработанном и вытесненном на поверхность через НКТ растворе. Обычно время выдержки составляет 16 - 24 ч. Таблица 4.16.1.1. Рекомендуемые объемы раствора НСL на 1 м толщины пласта Объем раствоpa НСL, м3/м Порода при первичных при вторичных обработках обработках Малопроницаемые тонкопористые 0,4 - 0,6 0,6 - 1,0 Высокопроницаемые 0,5 - 1,0 1,0 - 1,5 Трещиноватые 0,6 - 0,8 1,0 - 1,5 Простые кислотные обработки наиболее распространенные, осуществляются задавкой раствора НСL в ПЗС (табл. 4.16.1.1.). При многократных обработках для каждой последующей операции растворяющая способность раствора должна увеличиваться за счет наращивания объема закачиваемого раствора, повышения концентрации кислоты, а также и за счет увеличения скорости закачки. Исходная концентрация раствора - 12 %, максимальная - 20 %. 61 Простые кислотные обработки, как правило, осуществляются с помощью одного насосного агрегата в тщательно промытой и подготовленной скважине без применения повышенных температур и давления. При парафинистых и смолистых отложениях в НКТ и на забое их удаляют промывкой скважины соответствующими растворителями: керосином, пропан-бутановыми фракциями и другими нетоварными продуктами предприятий нефтехимии. При открытом забое кислотная обработка проводится только после кислотной ванны. После закачки расчетного объема раствора кислоты в НКТ закачивают продавочную жидкость в объеме, равном объему НКТ. В качестве продавочной жидкости обычно используется нефть для добывающих скважин и вода с добавкой ПАВ типа ОП-10 для нагнетательных скважин. В процессе закачки раствора НСL уровень кислоты в межтрубном пространстве поддерживается у кровли пласта. Время выдержки кислоты зависит от многих факторов. Лабораторные опыты показывают, что кислота реагирует с карбонатами очень быстро, особенно в пористой среде. Повышенная температура ускоряет реакцию, а, следовательно, сокращает время выдержки кислоты на забое. При низких температурах, открытом забое и сохранении объема кислоты в пределах обрабатываемого интервала выдержка продолжается от 8 до 24 ч, при задавливании всей кислоты в пласт при пластовой температуре 15 - 30 °С - до 2 ч, при температуре 30 - 60 °С - 1 - 1,5 ч. При более высоких температурах выдержка не планируется, так как перевод скважины на режим эксплуатации потребует больше времени, чем это нужно для полной нейтрализации кислоты. Многочисленные опыты и исследования показали, что кислота в карбонатных породах не образует радиальных равномерно расходящихся каналов. Обычно это промоины - рукавообразные каналы неправильной формы, которые формируются преимущественно в каком-либо одном или нескольких направлениях. В пористых коллекторах с карбонатным цементирующим веществом (растворение протекает более равномерно вокруг ствола скважины или перфорационных отверстий. Но все равно образующиеся каналы растворения далеки от правильной радиальной системы. Увеличение глубины проникновения раствора кислоты в породу достигается увеличением концентрации НСL в исходном растворе и скорости прокачки, а также применением различных добавок, замедляющих реакцию. Увеличение исходной концентрации - недостаточно эффективный способ, так как он вызывает коррозию металла и оборудования, способствует образованию нерастворимых осадков в продуктах реакции. Увеличение скорости закачки считается эффективным средством, но оно лимитируется поглотительной способностью скважины и мощностью применяемого насосного оборудования. Применение добавок - более эффективное средство. Количество уксусной кислоты в растворе, применяемом для замедления, увеличивают в несколько раз по сравнению с необходимым для стабилизации. Так, при ее содержании 4 - 5 % от общего объема раствора скорость нейтрализации замедляется в 4 - 5 раза. Это означает, что раствор сохранит свою активность на расстояниях (при одномерном движении) в 4 - 4,5 раз больших при прочих равных условиях. 62 Кислотная обработка под давлением. При простых солянокислотных обработках (СКО) кислота проникает в хорошо проницаемые прослои, улучшая их и без того хорошую проницаемость. Плохо проницаемые прослои остаются неохваченными. Для устранения этого недостатка, связанного со слоистой неоднородностью пласта, применяют кислотные обработки под повышенным давлением. При этом четко выраженные высокопроницаемые прослои изолируются пакерами или предварительной закачкой в эти прослои буфера высоковязкой эмульсии типа кислота в нефти. Таким способом при последующей закачке кислотного раствора можно значительно увеличить охват пласта по толщине воздействием кислоты. СКО под давлением обычно является третьей операцией после ванн и простых СКО. Сначала на скважине проводятся обычные подготовительные мероприятия: удаление забойных пробок, парафиновых отложений, изоляция обводнившихся прослоев или создание на забое столба тяжелой жидкости в пределах обводнившегося низа скважины. Обычно перед проведением СКО под давлением продуктивный пласт изучается для выявления местоположения поглощающих прослоев п их толщины. Для предохранения обсадной колонны от высокого давления у кровли пласта на НКТ устанавливают пакер с якорем. Для изоляции или для снижения поглотительной способности высокопроницаемых прослоев в пласт нагнетают эмульсию. Эмульсию приготавливают прокачкой смеси 10 - 12%-ного раствора НСL и нефти центробежным насосом из одной емкости в другую. К легким нефтям добавляют присадки с эмульгирующими свойствами, например окисленный мазут, кислый газойль. ГрозНИИ рекомендует добавлять амины, диаминдиолеат и другие вещества. Эмульсия обычно составляется из 70 % по объему раствора НСL и 30 % нефти. В зависимости от способа и времени перемешивания можно получить эмульсии различной вязкости, вплоть до 10 Па-с. При продолжительном перемешивании достигается большая дисперсность эмульсии и увеличение ее вязкости. Объемы нефтекислотной вязкой эмульсии для закачки в проницаемые прослои определяются объемом пор пласта в пределах предполагаемого радиуса закачки R, толщиной проницаемых прослоев h и их пористостью m по формуле Vэ R 2 rс2 h m Обычно на 1 м толщины высокопроницаемого прослоя необходимо 1,5 - 2,5 м3 эмульсии. Рабочий раствор закачивается в тех же объемах, что и при простых СКО. Эмульсия в объеме НКТ и подпакерного пространства закачивается при открытом затрубном пространстве и негерметизированном пакере. Затем спущенным на НКТ пакером герметизируют кольцевое пространство, и в пласт закачивается оставшийся объем эмульсии под меньшим давлением. После эмульсии закачивается рабочий раствор НСL объемом, равным внутреннему объему НКТ, также при умеренном давлении, а по достижении кислотой башмака НКТ закачка продолжается на максимальных скоростях для создания на забое необходимого давления. После рабочего раствора НСL без снижения скорости закачивается продавочная жидкость объемом равным объему НКТ и подпакерного 63 пространства. Время выдержки раствора для полной нейтрализации такое же, как и при простых СКО. После выдержки пакер с якорем и НКТ извлекаются, и скважина пускается в эксплуатацию. 3. Термокислотные обработки Этот вид воздействия на ПЗС заключается в обработке забоя скважины горячей кислотой, нагрев которой происходит в результате экзотермической реакции соляной кислоты с магнием или некоторыми его сплавами (МЛ-1, МА-1 п др.) в специальном реакционном наконечнике, расположенном на конце НКТ, через который прокачивается рабочий раствор НСL. При этом происходит следующая реакция. Mg 2HCL H 2 O MgCL 2 H 2 O H 2 461,8 кДж Хлористый магний (MgCL2) остается в растворе. При взаимодействии 73 г чистой НСL с 24,3 г Mg происходит полная нейтрализация раствора, при которой выделяется 461,38 кДж тепловой энергии. Легко подсчитать, что при взаимодействии 1000 г магния выделится 18987 кДж теплоты. Для растворения 1 кг Mg потребуется 18,61 л 15%-ного раствора НСL. Необходимое количество 15%-ной соляной кислоты для получения различных температур раствора (на 1 кг Mg) приведено ниже. Таблица 4.16.3.1 Количество НСL, л 50 60 70 80 100 120 100 85 75 60 Температура раствора, С Остаточная НСL, % концентрация 9,6 10,5 11 11,4 12,2 Из уравнения баланса теплоты Q V С v t следует что при реализации всей выделившейся теплоты Q кДж на нагрев V л раствора, имеющего теплоемкость Cv (кДж/лС), нагрев раствора произойдет на t °С или t Q /( V С v ) Принимая приближенно теплоемкость раствора 15%-ной НСL, равной теплоемкости воды, т. е. Сv = 4,1868 кДж/лС , получим 18987 t 243,2С 18,61 4,1868 На столько градусов увеличится температура раствора при полном использовании теплоты на нагрев только продуктов реакции. (По некоторым данным температура раствора может достигать 300 С). При таком расчете получается только тепловой эффект и полностью нейтрализованная кислота. Чтобы сохранить активность раствора кислоты для взаимодействия с породой, его количество на 1 кг Mg надо брать не 18,61 л, а больше, однако при этом и температура раствора получится ниже, так как общий 64 объем продуктов реакции увеличится. В табл. 4.16.3.1. приведены количества 15 %-ной кислоты на 1 кг магния и получаемые при этом температура и остаточные концентрации НСL. Обычно в наконечники загружают от 40 до 100 кг магния в зависимости от обрабатываемого интервала пласта и желаемой температуры. При этом прокачивается от 4 до 10 м3 15 %-ного раствора НСL. Существуют два вида обработки. Термохимическая обработка ПЗС - обработка горячей кислотой, при которой для растворения магния подается избыточное количество кислоты для растворения карбонатов породы пласта так, чтобы сохранялась концентрация НСL 10 - 12 %. Термокислотная обработка ПЗС - сочетание термохимической и непрерывно следующей за ней кислотной обработки ПЗС. Причем кислотная обработка может быть как обычной, так и под давлением. Скорость прокачки раствора НСL должна быть такой, чтобы в течение всего процесса на выходе наконечника была одинаковая запланированная температура и постоянная остаточная кислотность раствора. Это условие трудно выполнимо, так как при прокачке кислоты через магний непрерывно изменяются его масса, поверхность соприкосновения с кислотой, температура реакционной среды, концентрация кислоты и др. Это затрудняет расчет режима прокачки кислоты. С помощью опытных прокачек в поверхностных условиях определили, что при давлениях на глубине установки реакционного наконечника, превышающих 3 МПа, рекомендуется применять магний в виде стружки, причем чем больше давление, тем магниевая стружка должна быть мельче и тоньше. При давлениях ниже 3 МПа - в виде брусков квадратного и круглого сечения. Причем чем ниже давление, тем площадь поперечного сечения этих брусков может быть больше. Так, при давлении до 1 МПа используются бруски с площадью 10 - 15 см2. При давлении от 1 до 3 МПа размеры брусков уменьшают так, чтобы площадь сечения каждого была 1 - 5 см2 . Термохимические солянокислотные обработки ПЗС эффективны в скважинах с низкими пластовыми температурами, в призабойной зоне которых наблюдается отложение твердых углеводородов (смолы, парафины, асфальты). Этот вид обработки может быть применен как для карбонатных коллекторов, так и для терригенных при достаточно высокой их карбонатности. 4. Поинтервальная или ступенчатая СКО При вскрытии нескольких самостоятельных прослоев общим фильтром или общим открытым забоем, а также при вскрытии пласта большой толщины, в разрезе которого имеются интервалы с различной проницаемостью, одноразовая солянокислотная обработка всего интервала всегда положительно сказывается на наиболее проницаемом прослое. Другие прослои с ухудшенной гидропроводностью фактически остаются необработанными. В таких случаях применяют поинтервальную солянокислотную обработку, т. е. обработку каждого интервала пласта или пропластка. Для этого намечаемый для обработки интервал изолируется двумя пакерами, которые устанавливаются непосредственно у границ интервала или пропластка. При обсаженном и перфорированном забое используют 65 обычные шлипсовые пакеры типа ПШ5 или ПШ6. Эффективность обработки существенно зависит от герметичности затрубного цементного камня, предотвращающего перетоки нагнетаемого раствора НСL по затрубному пространству в другие пропластки. При открытых забоях намеченный для СКО интервал также выделяют с помощью пакерных устройств, используемых в испытателях пластов. После обработки одного интервала и последующей его пробной эксплуатации для оценки полученных результатов переходят к СКО следующего интервала. 5. Кислотные обработки терригенных коллекторов Особенность СКО терригенных (песчаники, алевролиты и др.) коллекторов заключается в том, что кислота в них не формирует отдельные каналы, проникающие в пласт на различную глубину, как в карбонатных и тем более трещиноватых коллекторах. В данном случае кислотный раствор проникает в пласт более равномерно и контур ее проникновения близок к круговому. Однако радиус такого контура проникновения по толщине пласта будет различный в зависимости от проницаемости и пористости прослоев, которых в данном интервале может быть несколько. Если известны проницаемости, пористости, толщины и карбонатность отдельных прослоев в слоистонеоднородном пласте, то приближенно можно рассчитать глубину проникновения кислоты в пласт по прослоям при закачке данного объема раствора или наоборот, задаваясь глубинами проникновения кислоты по прослоям, можно определить необходимый объем растворов НС1. Другой особенностью СКО является то, что в карбонатных коллекторах кислота реагирует фактически с неограниченной массой карбонатного вещества по всей глубине образующегося канала, тогда как в терригенных карбонаты составляют всего лишь несколько процентов от общего объема породы. Поэтому фронт нагнетаемого раствора растворяет эти карбонаты и нейтрализуется, а последующие порции раствора, двигаясь по порам, в которых карбонаты уже удалены, сохраняет свою первоначальную активность. Это приводит к тому, что при последующем дренировании из скважины сначала поступает концентрированный раствор НСL, а за ним нейтрализованная кислота. Соляная кислота практически взаимодействует только с карбонатными компонентами, не вступая в реакцию с основной массой породы терригенного коллектора, состоящего из силикатных веществ (кварц) и каолинов. Эти вещества взаимодействуют с фтористоводородной кислотой (HF), называемой также плавиковой. Взаимодействие HF с зернистым кварцем протекает чрезвычайно медленно, а с алюмосиликатом H4AL2Si2O9 происходит быстро, но медленнее, чем взаимодействие НСL с карбонатами. Поэтому обработка терригенных коллекторов смесью соляной и фтористоводородной кислот целесообразна как для удаления карбонатных цементирующих веществ, так и для растворения глинистого материала. По этим причинам смесь НСL и HF называют глинокислотой. В пласты кислоты закачивают медленно для лучшего выщелачивания 66 карбонатов и наибольшего растворения силикатных компонентов. Продавочной жидкостью обычно служит пресная вода с добавками ПАВ. 6. Техника и технология кислотных обработок скважин На обустроенных нефтяных промыслах, на которых проектируются кислотные обработки скважин (СКО), как правило, сооружаются кислотные базы с соответствующими подъездными путями (включая железнодорожную ветку), насосными помещениями, лабораторией, гуммированными емкостями, складскими помещениями, душевыми и помещениями для бригады, а также при необходимости и котельными для подогрева растворов в зимнее время. На скважины рабочий раствор доставляется в автоцистернах 4ЦР емкостью 9,15 м3 или УР-20 емкостью 17 м3. Для перевозки концентрированных неингибированных кислот емкости должны быть гуммированы. Для перевозки ингибированных кислот достаточно покрытия этих емкостей химически стойкими эмалями. На скважинах часто используют передвижные емкости (на салазках) объемом 14 м3, которые в зимних условиях работы оборудуют змеевиком для обогрева растворов паром. Для перекачки кислот используются только специальные кислотоупорные центробежные насосы с подачей от 7 до 90 м 3/ч и напора от 8 до 30м. Для закачки ингибированных растворов кислоты в пласт используется, например, специальный насосный агрегат на автомобильном шасси - "Азинмаш30А", рис. 4.16.6.1. с гуммированной резиной цистерной, состоящей из двух отсеков емкостью 2,7 м3 и 5,3 м3, а также с дополнительной емкостью на прицепе с двумя отсеками по 3 м3 каждый. Агрегат снабжен основным трехплунжерным горизонтальным насосом высокого давления 4НК500 одинарного действия для закачки кислоты в скважину. Насос имеет привод через специальную коробку от основного двигателя автомобиля мощностью 132 кВт. Конструкция силового насоса предусматривает сменные плунжеры диаметром 110 и 90 мм. Насосы обеспечивают подачу от 1,03 до 12,2 л/с и давление от 7,6 до 50 МПа в зависимости от частоты вращения вала (5 скоростей от 25,7 до 204 в мин -1). Наряду с этим основным агрегатом при кислотных обработках скважины используют цементировочные агрегаты ЦА-320М, а также насосный агрегат для гидроразрыва АН-700. Для предотвращения быстрого изнашивания агрегатов при прокачке даже ингибированного раствора кислоты необходима обязательная их промывка водой непосредственно после завершения работ. В промывочную воду желательно добавлять тринатрийфосфат в количестве 0,3 - 0,5 % для лучшей нейтрализации остатков кислоты. Схема обвязки скважины при простых кислотных обработках пли в ваннах показана на рис. 4.16.6.2. Силовой насос агрегата «Азинмаш-30А» может забирать жидкость не только из емкостей, установленных на платформе агрегата, но и с помощью резиновых шлангов откачивать ее из емкостей на автоприцепе и из передвижных емкостей. При кислотных обработках используется дополнительно цементировочный агрегат ЦА-320М в качестве подпорного насоса, подающего жидкость на прием силового насоса агрегата «Азинмаш 30А». Кроме того, агрегат ЦА-320М со 67 вспомогательным ротационным насосом низкого давления и двумя емкостями на платформе позволяет перемешивать растворы кислоты при введении в них различных реагентов, а также при необходимости перекачки растворов из одних емкостей в другие. Ротационный насос используют также при приготовлении нефтекислотных эмульсий для закачки в поглощающие интервалы с целью расширения охвата обработкой большой толщины пласта. Для создания более высоких скоростей закачки, если подачи одного агрегата при данном давлении оказывается не достаточно, используют два и более параллельно работающих агрегатов. Устье скважины при обработке под давлением оборудуется специальной головкой, рассчитанной на высокие давления, с быстросъемными соединениями. Головка скважины с обязательным обратным клапаном и задвижкой высокого давления соединяется с выкидом насосного агрегата прочными металлическими трубами. Обычно в этих случаях используется оборудование для гидравлического разрыва пласта или пескоструйной перфорации. При термокислотной обработке используются реакционные наконечники, изготавливаемые из обычных нефтепроводных труб диаметром 100 и 75 мм. Внутренняя полость трубы загружается магнием в виде стружки или в виде брусков, а ее поверхность перфорируется мелкими отверстиями. 7. Гидравлический разрыв пласта Сущность этого процесса заключается в нагнетании в проницаемый пласт жидкости при давлении, под действием которого пласт расщепляется, либо по плоскостям напластования, либо вдоль естественных трещин. Для предупреждения смыкания трещин при снятии давления в них вместе с жидкостью закачивается крупный песок, сохраняющий проницаемость этих трещин, в тысячи раз превышающую проницаемость ненарушенного пласта. Гидравлический разрыв проводится при давлениях, доходящих до 100 МПа, с большим расходом жидкости и при использовании сложной и многообразной техники. На пористый пласт в вертикальном направлении действует сила, равная весу вышележащих пород. Средняя плотность горных осадочных пород обычно принимается равной 2300 кг/м3 . Тогда давление горных пород будет равно Р г п g Н , Поскольку плотность воды 1000 кг/м3, то давление горных пород рг примерно в 2,3 раза больше гидростатического на той же глубине Н залегания пласта. Можно предполагать, что за многие миллионы лет существования осадочных пород внутреннее напряжение породы по всем направлениям стало одинаковым и равным горному. Исходя из этого, следует, что для расслоения пласта, т. е. для образования в пласте горизонтальной трещины, необходимо внутри пористого пространства создать давление Рр, превышающее горное на величину временного сопротивления горных пород на разрыв, так как надо преодолеть силы сцепления частиц породы, т. е. Р р Р г z , 68 Однако фактические давления разрыва часто оказываются меньше горного, т. е. в ПЗС создаются области разгрузки, в которых внутреннее напряжение меньше горного рг, определяемого соотношением (5.1). Это может быть обусловлено причинами чисто геологического характера, например, в процессе горообразования могло произойти не только сжатие пород, но и их растяжение. Но существует и другое объяснение локального уменьшения Pг - сама проводка ствола скважины нарушает распределение напряжении в примыкающих породах, и эти нарушения (уменьшения) тем больше, чем ближе порода к стенкам скважины. Локальное уменьшение внутреннего напряжения особенно сильно, если в разрезе имеются слои глин, обладающие свойствами пластичности, которые в процессе бурения набухают и часто выпучиваются в ствол скважины, вынуждая буровиков перебуривать ее. В результате расщепление пласта, т. е. образование трещин, происходит при давлении меньшем, чем полное горное давление. Давление на забое скважины, при котором происходит гидравлический разрыв пласта (ГРП), называется давлением разрыва Pp. Оно не поддается надежному теоретическому определению, ибо связано с необходимостью знания некоторых параметров пласта, измерение которых недоступно. Существует также ряд других причин, затрудняющих аналитическое определение Pp. Гидроразрыв пласта осуществляется следующим образом. Поскольку при ГРП в большинстве случаев (за исключением мелких скважин) возникают давления, превышающие допустимые для обсадных колонн, то предварительно в скважину спускают НКТ, способные выдержать это давление. Выше кровли пласта или пропластка, в котором намечается произвести разрыв, устанавливают пакер, изолирующий кольцевое пространство и колонну от давления, и устройство, предупреждающее его смещение и называемое якорем. По спущенным НКТ нагнетается сначала жидкость разрыва в таких объемах, чтобы получить на забое давление, достаточное для разрыва пласта. Момент разрыва на поверхности отмечается как резкое увеличение расхода жидкости (поглотительной способности скважины) при том же давлении на устье скважины или как резкое уменьшение давления на устье при том же расходе. Более объективным показателем, характеризующим момент ГРП, является коэффициент поглотительной способности Q kп Р с Р пл , где Q - расход нагнетаемой жидкости; Рн - пластовое давление в районе данной скважины; Рс - давление на забое скважины в процессе ГРП. При ГРП происходит резкое увеличение kп. Однако вследствие трудностей, связанных с непрерывным контролем за величиной Рс, а также вследствие того, что распределение давлений в пласте - процесс существенно неустановившийся, о моменте ГРП судят по условному коэффициенту k. Q kп Ру , где Ру - давление на устье скважины. Резкое увеличение k в процессе закачки 69 также интерпретируется как момент ГРП. Имеются приборы для снятия этой величины. После разрыва пласта в скважину закачивают жидкость-песконоситель при давлениях, удерживающих образовавшиеся в пласте трещины в раскрытом состоянии. Это более вязкая жидкость, смешанная (180 - 350 кг песка на 1 м3 жидкости) с песком или другим наполнителем. В раскрытые трещины вводится песок на возможно большую глубину для предотвращения смыкания трещин при последующем снятии давления и переводе скважины в эксплуатацию. Жидкостипесконосители проталкивают в НКТ и в пласт продавочной жидкостью, в качестве которой используется любая маловязкая недефицитная жидкость. Для проектирования процесса ГРП очень важно определить давление разрыва Pр, которое необходимо создать на забое скважины. Накоплен большой статистический материал по величине давления разрыва пласта Рр по различным месторождениям мира и при различных глубинах скважин, который говорит об отсутствии четкой связи между глубиной залегания пласта и давлением разрыва. Однако все фактические значения Pр лежат в пределах между величинами полного горного и гидростатического давлений. Причем при малых глубинах (менее 1000 м) Рр ближе к горному давлению и при больших глубинах - к гидростатическому. На основании этих данных можно рекомендовать такие приближенные значения для давления разрыва: для неглубоких скважин (до 1000 м) Р п 1,74 2,57 Р ст для глубоких скважин (H > 1000 м) Р п 1,32 1,97 Р ст где Pcт - гидростатическое давление столба жидкости, высота которого равна глубине залегания пласта. Сопротивление горных пород на разрыв обычно мало и лежит в пределах σр = 1,5 3 МПа, поэтому оно не влияет существенно на Pp.. Применяемые жидкости. Применяемые для ГРП жидкости приготавливаются либо на нефтяной, либо на водной основе. Сначала использовались вязкие жидкости на нефтяной основе для уменьшения поглощения жидкости пластом и улучшения песконесущих свойств этих жидкостей. С развитием и усовершенствованием технических средств для ГРП, увеличением подачи насосных агрегатов удается обеспечить необходимые расходы и песконесущую способность при маловязких жидкостях на водной основе. Переход на жидкости на водной основе привел к тому, что гидростатические давления за счет увеличения плотности этих жидкостей возросли, а потери на трение в НКТ уменьшились. Это в свою очередь уменьшило необходимые для ГРП давления на устье. По своему назначению жидкости разделяются на три категории: жидкость разрыва, жидкость-песконоситель и продавочная жидкость. Жидкость разрыва должна хорошо проникать в пласт или в естественную трещину, но в то же время иметь высокую вязкость, так как в противном случае она будет рассеиваться в объеме пласта, не вызывая необходимого расклинивающего действия в образовавшейся трещине. В качестве жидкостей разрыва используют сырые дегазированные нефти с вязкостью до 0,3 Па-с; нефти, 70 загущенные мазутными остатками; нефтекислотные эмульсии (гидрофобные); водонефтяные эмульсии (гидрофильные) и кислотно-керосиновые эмульсии. Эмульсии приготавливаются путем механического перемешивания компонентов центробежными или шестеренчатыми насосами с введением необходимых химических реагентов. Как правило, жидкости на углеводородной основе применяют при ГРП в добывающих скважинах. В нагнетательных скважинах в качестве жидкости разрыва используют чистую или загущенную воду. К загустителям относятся компоненты, имеющие крахмальную основу, полиакриламид, сульфит-спиртовая барда (ССБ), КМЦ (карбоксилметилцеллюлоза). При использовании жидкости на водной основе необходимо учитывать ее взаимодействие с породой пласта, так как некоторые глинистые компоненты пластов чувствительны к воде и склонны к набуханию. В таких случаях в жидкости на водной основе вводят химические реагенты, стабилизирующие глины при смачивании. Обычно рецептура жидкостей составляется и исследуется в промысловых лабораториях и НИИ. Жидкости-песконосители также изотавливают на нефтяной и водной основах. Для них важна пескоудерживающая способность и низкая фильтруемость. Это достигается как увеличением вязкости, так и приданием жидкости структурных свойств. В качестве жидкостей-песконосителей используются те же жидкости, что и для разрыва пласта. Для оценки фильтруемости используется стандартный прибор ВМ-6 для определения водоотдачи глинистых растворов. При высокой фильтруемости перенос песка в трещине жидкостью ухудшается, так как довольно быстро скорость течения ее по трещине становится равной нулю, и развитие ГРП затухает в непосредственной близости от стенок скважины. Хорошей песконесущей способностью обладают эмульсии, особенно кислотнокеросиновые, обладающие высокой стойкостью, не разрушающиеся в жаркую погоду и выдерживающие длительную транспортировку с наполнителем. Известные трудности возникают при закачке песконосительной жидкости, так как из-за большой вязкости, наличия в ней наполнителя - песка и необходимости вести закачку на большой скорости возникают большие устьевые давления. Кроме того, насосные агрегаты хотя и делаются в износостойком исполнении, при работе на высоких давлениях быстро изнашиваются. Для снижения потерь давления на трение на 12 - 15 % разработаны химические добавки к растворам на мыльной основе, которые хотя несколько увеличивают вязкость, но уменьшают трение при движении жидкости по НКТ. Другим типом таких добавок являются тяжелые высокомолекулярные углеводородные полимеры. Заметим, что недостаточная песконесущая способность жидкости может быть всегда компенсирована увеличением ее расхода. В качестве жидкости-песконосителя как в нагнетательных, так иногда и в добывающих скважинах используется чистая вода. Дешевизна воды, повсеместное ее наличие, присущие ей свойства хорошего растворителя при введении различных облагораживающих добавок привели к тому, что в настоящее время около 90 % операций ГРП осуществляются с использованием жидкостей на водной основе. Продавочные жидкости закачивают в скважину только для того, чтобы 71 довести жидкость-песконоситель до забоя скважины. Таким образом, объем продавочной жидкости равен объему НКТ, через которые ведется закачка жидкости-песконосителя. К расчетному объему НКТ прибавляется объем затрубного пространства между башмаком НКТ и верхними дырами фильтра. В качестве продавочной жидкости используется практически любая недорогая жидкость, имеющаяся в достаточном количестве, и чаще всего обычная вода. Наполнитель служит для заполнения образовавшихся трещин и предупреждения их смыкания при снятии давления. Известны факты эффективного ГРП без применения наполнителя. Однако в этих случаях эффект менее продолжителен. Наполнитель при заполнении трещины воспринимает нагрузку от горного давления после снижения давления жидкости. В результате он частично разрушается, а частично вдавливается в породу стенок трещин. Поэтому он должен обладать высокой прочностью на смятие. В идеале наполнитель должен иметь плотность, равную плотности жидкости-песконосителя. В этом случае перенос его по трещине и ее заполнение были бы наиболее успешными. Размеры зерен наполнителя должны обеспечить его проникновение в самые удаленные части трещины и высокую их проницаемость при последующей эксплуатации скважин. Для ГРП применяют песок размером от 0,5 до 1,2мм. Обычно в первые порции жидкости-песконосителя замешивается более мелкая фракция (0,5 - 0,8 мм), а в последующую часть расчетного объема - более крупные фракции. В качестве наполнителя наиболее часто используется чистый кварцевый песок. Однако песок имеет очень большую плотность (2650 кг/м3), которая сильно отличается от плотности жидкости, что способствует его оседанию из потока жидкости и затрудняет заполнение трещин. Кроме того, его плотность на смятие в ряде случаев бывает недостаточной. В связи с этим в мировой практике в последнее время находят применение в качестве наполнителя стеклянные шарики, а также зерна агломерированного боксита соответствующего размера и молотая скорлупа грецкого ореха. Плотность стеклянных шариков примерно равна плотности кварца, т. е. 2650 кг/м3, но они прочнее и меньше вдавливаются в породу. Плотность порошка агломерированного боксита 1400 кг/м3 Производятся промышленные испытания наполнителя из особо прочных искусственных синтетических полимерных веществ, имеющих плотность, близкую к плотности жидкости (1100 кг/м3) песконосителя. В настоящее время современная техника и применяемые жидкости позволяют осуществлять успешную закачку при средней концентрации песка порядка 200 кг/м3 жидкости. Однако применяются как большие, так и меньшие концентрации. Количество закачиваемого песка, расходуемого на одну операцию ГРП, по данным фирмы Халибартон, к настоящему времени доведено в среднем до 22,5 т, а количество закачанной жидкости в среднем (жидкость разрыва + жидкостьпесконоситель) до 151,4 м3 . 8. Осуществление гидравлического разрыва Осуществление ГРП рекомендуется в следующих скважинах. 1. Давших при опробовании слабый приток. 72 2. С высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью коллектора. 3. С загрязненной призабойной зоной. 4. С заниженной продуктивностью. 5. С высоким газовым фактором (по сравнению с окружающими). 6. Нагнетательных с низкой приемистостью. 7. Нагнетательных для расширения интервала поглощения. Не рекомендуется проводить ГРП в скважинах, технически неисправных и расположенных близко от контура водоносности или от газовой шапки. Очевидно, что эффективность ГРП зависит от размеров трещины. У стенки скважины ширина трещины наибольшая и к концу убывает до нуля. При закачке в пласт маловязкой жидкости, легко проникающей в горизонтальный проницаемый прослой, возникает, как правило, горизонтальная трещина, в которой давление превышает локальное горное. В результате происходит упругое расщепление пласта по наиболее слабым плоскостям. При закачке нефильтрующейся жидкости образуются вертикальные трещины, так как вслед-ствие отсутствия фильтрации в пласт явление разрыва становится подобным разрыву длинной трубы с бесконечно толстыми стенками. При наличии в пласте естественных трещин разрыв будет происходить по их плоскостям независимо от фильтруемости жидкости. По различным оценкам ширина трещин может достигать нескольких сантиметров. Имеются факты закачки в трещины при ГРП шариков диаметром более 1 см, которые заклинивались в трещинах и не извлекались при последующей эксплуатации скважины. Количество закачиваемого песка при обычном однократном разрыве составляет 2 - 6 т. Известны успешные операции ГРП, при которых количество закачанного песка достигало нескольких десятков тонн. Все это подтверждает, что раскрытие трещин и их протяженность получаются достаточно большими. Скорость движения жидкости-песконосителя с увеличением радиуса трещины также уменьшается. Следует, однако, иметь в виду, что не вся жидкость, закачиваемая агрегатами, движется по трещине. Часть отфильтровывается через стенки трещины в пласт, что снижает скорость движения жидкости по трещине, затрудняя или вовсе прекращая перенос песка по трещине. Поэтому важно для достижения положительных результатов ГРП применять песконосительную жидкость с низкой фильтруемостью и закачивать ее с большой скоростью. Для оценки гидродинамической эффективности ГРП необходимо знать уравнение радиального притока жидкости к скважине, имеющей в призабойной зоне трещину. Эта задача в строгой постановке сложна. Достаточно точные результаты в свое время были получены автором методом электролитического моделирования для различных случаев расположения горизонтальных и вертикальных трещин, их размера и их проницаемости. Если пласт сложен из нескольких самостоятельных пропластков, эффективность ГРП в таком пласте будет значительно меньше, так как образование трещины (хотя и большой) в одном пропластке может существенно изменить приток жидкости только из этого пропластка, но не суммарный приток из всех пропластков. В таком случае надлежащий эффект в многослойном пласте или в 73 пласте со слоистой неоднородностью по разрезу может быть достигнут двумя методами: 1. Либо созданием одной вертикальной трещины, рассекающей все прослои, за одну операцию ГРП. 2. Либо созданием горизонтальных трещин в каждом пропластке при поинтервальном или многократном ГРП. К сожалению, управлять процессом образования трещин практически невозможно. Имеются основания полагать (вытекающие из теоретических предпосылок), что вероятность образования вертикальной трещины больше при закачке нефильтрующейся жидкости разрыва. Многократный разрыв - это осуществление нескольких разрывов в пласте за 'одну операцию. В этом случае после регистрации разрыва какого-то прослоя и введения в него нужного количества наполнителя в нагнетаемый поток жидкости вводятся упругие пластмассовые шарики, плотность которых примерно равна плотности жидкости. Потоком жидкости шарики увлекаются и закрывают те перфорационные отверстия, через которые расход жидкости наибольший. Диаметр этих шариков примерно 12 - 18 мм, так что один шарик может перекрывать одно перфорационное отверстие. Этим достигается уменьшение или даже прекращение потока жидкости в образовавшуюся трещину. Давление на забое возрастает и это вызывает образование новой трещины в другом прослое, что регистрируется на поверхности изменением коэффициентов поглотительной способности скважины. После этого в поток снова вводятся шарики без снижения давления через специальное лубрикаторное устройство, устанавливаемое на устье скважины для закупорки второй образовавшейся трещины. Разработаны и иные технологические приемы многократного ГРП с использованием закупоривающих шаров, а также с помощью временно закупоривающих мелкодисперсных веществ (нафталин), которые растворяются в нефти при последующей эксплуатации скважины. При последующем дренировании скважины закачанные шарики вымываются на поверхность и открывают все образовавшиеся трещины. Поинтервальный разрыв - это ГРП в каждом прослое, при котором намеченный для ГРП интервал изолируется сверху и снизу двумя пакерами и, таким образом, подвергается обработке только намеченный интервал. После окончания операции ГРП пакеры освобождаются и устанавливаются в пределах второго интервала, который обрабатывается как самостоятельный. Поинтервальный разрыв возможен в случаях, когда общим фильтром разрабатываются несколько пластов или пропластков, изолированных друг от друга слоями непроницаемых пород, имеющих толщину несколько десятков метров, с хорошим перекрытием - цементным камнем заколонного пространства. Это необходимо для размещения пакеров и якорей выше и ниже намеченного для ГРП интервала, а также для предотвращения ухода жидкости в пласты, не предназначенные для обработки во время данной операции. Для определения места образовавшейся трещины используют активированный радиоактивными изотопами песок, который в небольшом объеме вводят в последние порции закачиваемого наполнителя. Сравнивая результаты гаммакаротажа, снятого до и после ГРП, определяют глубину с повышенной по 74 сравнению с естественным фоном интенсивностью гамма-излучения. Для той же цели используют специальные шарики из синтетического материала диаметром 3 5 мм, активированные также радиоактивными изотопами. Перед завершением закачки наполнителя в него вводят через лубрикатор 7 - 10 шт. таких шариков, местоположение которых определяют также с помощью гамма-каротажа. Второй метод определения местоположения трещины заключается в сравнении результатов скважинных измерений дебитомерами в добывающей скважине или интенсивности поглощения вдоль перфорированного интервала в нагнетательной скважине, снятых до и после ГРП. 9. Техника для гидроразрыва пласта Гидроразрыв пласта всегда предпочтительно делать через обсадную колонну, если ее состояние, герметичность и прочность позволяют создать на забое скважины необходимые давления (Pр). Потери давления на трение при закачке жидкостей через обсадную колонну малы по сравнению с потерями при закачке через НКТ, поэтому при данном давлении на устье скважины можно получить более высокое давление на забое. Для защиты обсадных колонн от высокого давления в скважину опускают НКТ с пакером и якорем на нижнем конце, которые устанавливаются выше кровли пласта, намеченного для ГРП (рис. 4.16.9.1.). Для того чтобы пакер загерметизировал кольцевое пространство, его эластичный элемент (обычно специальная резина) надо сжать за счет веса труб. Для сжатия пакера необходимо создать опору. Такой опорой могут быть те же НКТ, башмак которых ставится на забой, либо особый подвижный элемент самого пакера с плашками, которые, освобождаясь при повороте НКТ, скользят по специальному конусу пакера, раздвигаются и вдавливаются во внутреннюю поверхность обсадной колонны. В связи с этим все пакеры разделяются на пакеры с опорой на забой (пакеры ПМ6"; ГШ8"; ОПМ6"; ОПМ8") и пакеры без опоры на забой (плашечные пакеры ПШ6", ПШ8", ПШ5"-500, ПШб"-500, ПС5"-500, ПСб"-500, ПГ5"-500, ПГб"-500). Пакеры допускают перепад давления (при правильной посадке) 30 - 50 МПа над ним и под ним и имеют проходное сечение от 47 до 68 мм в зависимости от типа и размера обсадной колонны. При создании под пакером давления Pр на него действует очень большая страгивающая сила Р D 2 d 2 Р р Р г 4 , где D - внутренний диаметр колонны, d - диаметр проходного сечения пакера; Pр - ожидаемое давление под пакером; Pг - гидростатическое давление столба жидкости над пакером в кольцевом пространстве. Это страгивающее усилие может сместить пакер и вызвать продольный изгиб НКТ. Вес части НКТ ниже пакера будет частично уравновешивать страгивающую силу Р. Для разгрузки НКТ от продольных сжимающих усилий и удержания пакера на месте выше пакера устанавливают гидравлические якоря. Якорь (рис. 4.16.9.2.) имеет в теле корпуса 8 - 16 плашек с насечками, которые могут перемещаться в горизонтальном направлении. Плашки удерживаются от выпадания пластинчатыми 75 пружинками. При создании в якоре избыточного (по отношению к внешнему) давления плашки раздвигаются резиновым цилиндром, имеющимся в корпусе якоря, и вдавливаются в обсадную колонну. Чем больше внутреннее (в НКТ) давление, тем сильнее плашки прижимаются к обсадной колонне, предотвращая смещение пакера. Якоря .рассчитаны на те же условия работы, что и пакеры, т. е. на перепады давлений 30 - 50 МПа. Максимальные страгивающие усилия, воспринимаемые якорем (в зависимости от типоразмера) достигают 1250 кН. Длина якорей около 2 м, масса 80 - 140 кг, проходной диаметр 36 - 72 мм. Для осуществления ГРП применяются специальные насосные агрегаты (рис. 4.16.9.3.) в износостойком исполнении, смонтированные на шасси трехосных тяжелых грузовых машин КрАЗ-257 грузоподъемностью 10 - 12 т. В качестве привода к силовому насосу используется дизельный двигатель мощностью 588 кВт. Двигатель установлен на платформе и через коробку скоростей связан с приводным валом силового насоса. Для приготовления жидкости-песконосителя служат пескосмесительные агрегаты, иногда со сложными автоматическими дозирующими жидкость и песок устройствами. Обычный пескосмесительный агрегат ЗПА (рис. 4.16.9.4.) представляет собой смонтированный на шасси тяжелого грузовика КрАЗ-257 бункер 5 с коническим дном. Бункер перегорожен продольной перегородкой для перевозки мелкого и крупного песка. Под дном бункера имеется два горизонтальных шнековых вала, приводимых во вращение тяговым двигателем через коробку отбора мощности. Скорость вращения шнека можно изменять как путем переключения скоростей коробки передачи, так и изменением числа оборотов двигателя автомобиля. Общая емкость бункера - 10 т песка. Горизонтальные шнеки подают песок из одного или другого отсека к наклонному шнеку 4 для подачи песка в смесительную камеру 3, расположенную позади кабины автомашины. Одновременно по трубопроводам в смесительную камеру подается жидкость-песко-носитель из автоцистерн. Смесительная камеры емкостью 0,5 м3 имеет три четырехлопастные мешалки с приводом от бензинового двигателя 2 (ГАЗ-51 мощностью 50 кВт), установленного также позади кабины. Приготовленная песчано-жидкостная смесь центробежным песковым насосом 4ПС9 с приводом от бензинового двигателя (ГАЗ-51) 2 подается на прием главного насосного агрегата высокого давления. Песковой насос 4ПС9 развивает напор до 30м при 1460 оборотах в минуту и имеет подачу при этом напоре 16,6 л/с (60 м3/ч). Песковый насос и двигатель ГАЗ-51 расположены между кабиной водителя и бункером. Кроме пескосмесительпого агрегата ЗПА имеются и другие агрегаты. В зарубежной практике получили распространение мощные агрегаты, служащие только для перевозки наполнителя и подачи его с помощью шнековых винтов ко второму специальному агрегату - смесителю, снабженному шнековыми винтами, насосом, подающим жидкость-песконоситель в смесительную камеру, и различными дополнительными механизмами, автоматизирующими дозировку жидкости и наполнителя в зависимости от установленной нормы (концентрации) и темпов закачки песконосителя в скважину. Бункерный агрегат и смесительная 76 машина монтируются на шасси тяжелых грузовиков. Автоцистерны. Для перевозки жидкостей, необходимых для ГРП, применяют автоцистерны различных конструкций. Автоцистерна ЦР-20 смонтирована на автоприцепе 4МЗАП-552, транспортируемом седельным тягачом КрАЗ-258. На шасси прицепа кроме автоцистерны смонтированы вспомогательный двигатель ГАЗ-51, центробежный насос 8К-18 и трехплунжерный насос 1В. Насосы приводятся в действие через коробку скоростей и (редукторы от двигателя ГАЗ-51. Цистерна имеет емкость 17 м3 поплавковый указатель уровня и змеевик для подогрева жидкости от передвижной паровой установки (ПНУ) при работе в зимнее время. Трехплунжерный насос 1В, снабженный воздушным компенсатором, имеет подачу 13 л/с и наибольшее давление 1,5 МПа при 140 ходах в минуту. Обвязка насоса позволяет переключать его на заполнение цистерны, отбор жидкости из цистерны и перекачку жидкости потребителю из любой другой емкости. Время заполнения цистерны 22 мин. Центробежный насос 8К-18 имеет подачу 60 - 100 л/с (по воде), напор до 20 м и предназначен для подачи жидкости на пескосмесительный агрегат. Промышленностью выпускаются и другие автоцистерны. Для ГРП используются и другие вспомогательные агрегаты на автомобильном ходу. Например, агрегат для транспортировки блока манифольда IBM-700 высокого давления (70 МПа) с подъемной стрелой для погрузки и разгрузки тяжелых деталей манифольда. Манифольдный блок предназначен для обвязки выходных линий нескольких насосных агрегатов высокого давления и присоединения их к арматуре устья скважины. Манифольдный блок транспортируется на специально приспособленной платформе автомобиля ЗИЛ-131 пли 311Л-157К. В комплект входят: 1. Напорный коллектор из кованой стальной коробки с шестью отводами для присоединения шести насосных агрегатов, рассчитанный на давление 70 МПа. Коллектор имеет центральную трубу с датчиками давления, плотномера и расходомера, с дистанционной регистрацией показаний на станции контроля и управления процессом ГРП. На коллекторе также предусмотрено шесть пробковых кранов и шесть предохранительных клапанов. Напорный коллектор присоединяется к устью скважины с помощью двух линий высокого давления. 2. Распределительный коллектор, рассчитанный на давление 2,5 МПа, служит для распределения рабочих жидкостей между насосными агрегатами. Он имеет большое проходное сечение (100 мм), предусматривает возможность подключения десяти присоединительных линий и снабжен предохранительным клапаном на 2,5 МПа. 3. Комплект вспомогательных трубопроводов, состоящий из 23 труб высокого давления с условным диаметром 50 мм и комплект быстросъемных шарнирных соединений, также рассчитанных на высокое давление. 4. Крановая арматура, резиновые шланги высокого давления, вспомогательное оборудование и инструмент для сборки, крепления, опрессовки и разборки соединительных манифольдов. 5. Арматура устья скважины (1АУ-700 или 2АУ-700), герметизирующая затрубное пространство и НКТ. Арматура 2АУ-700 (рис. 4.16.9.5.) отличается от арматуры 1АУ-700 возможностью подключения ее к НКТ диаметром 73 и 89 мм, а 77 также наличием гибких соединений двух боковых отводов. Верхняя трубная головка кроме двух отводов имеет в верхней части манометр с масляным разделителем. Нижняя устьевая головка, рассчитанная на давление 32,0 МПа, имеет две подсоединительные линии с кранами, тройниками и быстросъемными соединениями для сообщения с кольцевым пространством скважины. Общая масса устьевой арматуры 2АУ-700 - 500 кг. Для дистанционного контроля за процессом служит специальная станция контроля и управления на автомобиле, укомплектованная необходимой контрольно-измерительной и регистрирующей дистанционной аппаратурой, а также усилителями и громкоговорителями для звуковой и телефонной связи с отдельными агрегатами и исполнителями. Для соблюдения техники безопасности все агрегаты располагаются радиаторами от скважины (рис. 4.16.9.6.), чтобы можно было беспрепятственно отъехать от нее при аварийной или пожарной опасности. Это особенно важно при использовании жидкостей на нефтяной основе. 10. Тепловая обработка призабойной зоны скважины Тепловая обработка призабойной зоны скважины (ПЗС) целесообразна при добыче тяжелых вязких нефтей или нефтей с высоким содержанием парафина и асфальтосмолистых компонентов (более 5 - 6%). Поскольку тепловая обработка ПЗС, как правило, осуществляется периодически, то скважины должны быть сравнительно неглубокими (до 1300 м), чтобы после извлечения из скважины нагревательного оборудования можно было начать откачку жидкости при достаточно высокой температуре на забое. Отложение парафина и асфальтосмолистых веществ происходит в ПЗС на расстояниях до 2,5 м от стенок скважины, т. е. в зоне наиболее резкого изменения давления. Это приводит к сильному увеличению фильтрационных сопротивлений и снижению дебитов скважин. Призабойную зону скважины прогревают двумя способами: 1. закачкой в пласт на некоторую глубину теплоносителя - насыщенного или перегретого пара, растворителя, горячей воды или нефти; 2. спуском на забой скважины нагревательного устройства - электропечи или специальной погружной газовой горелки. Второй способ проще и дешевле. Кроме того, электропрогрев ПЗС не сопровождается внесением в пласт теплоносителя - воды или пара, конденсата, которые могут взаимодействовать с глинистыми компонентами пласта. Однако электропрогревом, вследствие малой теплопроводности горных пород, не удается прогреть более или менее значительную зону, и радиус изотермы с избыточной температурой 40 °С, как показывают расчеты и исследования, едва достигает 1 м. При закачке теплоносителя радиус зоны прогрева легко доводится до 10 - 20 м, но для этого требуются стационарные котельные установки - парогенераторы. При периодическом электропрогреве ПЗС в скважину на специальном кабеле-тросе спускают на нужную глубину электронагреватель мощностью несколько десятков кВт. Повышение мощности приводит к повышению температуры в зоне расположения нагревателя до 180 - 200 С, вызывающее образование из нефти кокса. 78 Для периодического прогрева ПЗС создана самоходная установка электропрогрева скважин СУЭПС-1200 на базе автомашины повышенной проходимости ЗИЛ-157Е. На машине смонтированы каротажная лебедка с барабаном и приводом от двигателя автомобиля. На барабан наматывается кабельканат КТНГ-10 длиной 1200 м с наружным диаметром 18 мм. Кабель-канат имеет три основные токопроводящие жилы сечением по 4 мм 2 и три сигнальные жилы сечением по 0,56 мм2. Скрутка жил обматывается прорезиненной лакотканью и грузонесущей оплеткой, рассчитанной на разрывное усилие кабеля в 100 кН. Вес 1 м кабеля 8 Н. На одноосном прицепе смонтированы автотрансформатор и станция управления от установки для центробежных электронасосов, применяемых при откачке нефти из скважин. В комплект установки СУЭПС-1200 входят три таких прицепа для обслуживания трех скважин, а также вспомогательное оборудование, состоящее из устьевого ручного подъемника, треноги блока-баланса, устьевых зажимов кабеля и другого оборудования. Нагревательный элемент имеет три U-образные трубки из красной меди диаметром 11 мм, заполненные плавленой окисью магния. В трубках расположена спираль из нихромовой проволоки (рис. 4.16.10.1.). Сверху нагревательные трубки закрыты металлическим кожухом для защиты от механических повреждений. Нагреватель имеет наружный диаметр 112 мм и длину 2,1 м при мощности 10,5 кВт и длину 3,7 м при мощности 21 кВт. В верхней части электронагревателя монтируется термопара, подключаемая к сигнальным жилам кабеля, с помощью которой регистрируется на поверхности забойная температура и весь процесс прогрева. На устье скважины кабель-канат подключается к станции управления и автотрансформатору, который подсоединяется к промысловой низковольтной (380 В) сети. Практика использования электропрогрева ПЗС показала, что температура на забое стабилизируется через 4 - 5 сут непрерывного прогрева. В некоторых случаях стабилизация наступает через 2,5 сут (рис. 4.16.10.2.). Измерения температуры по стволу скважины показали, что нагретая зона распространяется примерно на 20 - 50 м вверх и на 10 - 20 м вниз от места установки электронагревателя. Это объясняется конвективным переносом теплоты в результате слабой циркуляции жидкости в колонне над нагревателем. По данным промысловых электропрогревов ПЗС в Узбекнефти после 5 - 7-суточного прогрева нагревателем мощностью 10,5 кВт и последующего его отключения температура на забое падает со скоростью примерно 3 - 5 °С/ч. Поэтому пускать скважину в работу после электропрогрева необходимо без промедления. Эффект прогрева держится примерно 3 - 4 мес. Повторные прогревы, как правило, показывают снижение эффективности. По результатам 814 электропрогревов в Узбекнефти эффективных было 66,4 %, при этом получено 70,3 т дополнительно добытой нефти на одну успешную обработку. По результатам 558 электропрогревов в Башкирии эффективных было 64,7 %, при этом на каждую эффективную обработку получено 336 т дополнительной нефти. В Сахалиннефти по данным 670 операций средняя эффективность составила 63 т дополнительной нефти на 1 обработку. 79 Тепловая обработка ПЗС с циклической закачкой пара, как правило, показывает большую эффективность, чем электропрогрев, но только при малых глубинах. При закачке пара количество тепловой энергии, введенной в пласт, зависит от глубины забоя, так как от устья до забоя происходят тепловые потери. По данным промысловых работ закачка пара с расходом 1 т/ч при глубине 800 м вообще оказывается неэффективной, так как на забой поступает практически холодный конденсат. Чем выше скорость закачки, тем меньше тепловые потери в НКТ. Теоретические и опытные оценки показывают, что лишь при темпах закачки 4 - 5 т/ч удается уменьшить тепловые потери в НКТ до 20 % от общего количества теплоты, подводимой к устью скважины при ее глубине около 800 м. Таким образом, эффективность циклической закачки пара может быть высокой при малых глубинах. Это хорошо подтверждается опытом закачки пара на Сахалине, где по данным 130 обработок ПЗС средняя эффективность обработки составила 385 т дополнительной нефти, тогда как при электропрогреве - только 63 т. Это объясняется как более глубоким прогревом пласта при закачке пара, так и глубиной скважин, которая составляла всего лишь 90 - 140 м. Для паротепловой обработки ПЗС используются передвижные парогенераторные установки, отечественные ППГУ-4/120М, ДКВР-10/39 и зарубежные «Такума», KSK и др. Передвижные парогенераторные установки имеют большой вес, состоят из нескольких блоков, нуждаются в прокладке к месту установки водяных и газовых линий и поэтому практически превращаются в стационарные котельные. Обычно они устанавливаются среди группы обрабатываемых скважин и соединяются с ними временными паропроводами. Скважинное оборудование включает специальную термостойкую арматуру для обвязки устья скважин, термостойкий пакер для изоляции затрубного пространства, специальные трубные температурные компенсаторы для компенсации удлинении паропроводов НКТ и обсадной колонны. Сопоставление результатов электропрогрева и циклической закачки пара по большому числу обработок показывает, что при обработке ПЗС паром на получение 1 т дополнительно добытой нефти расходуется в среднем в 2,8 раза больше теплоты, чем при электропрогреве (333 тыс. кДж на 1 т нефти при обработке паром и 120 тыс. кДж на 1 т нефти при электропрогреве). Таким образом, к. п. д. циклических обработок паром ПЗС примерно в 3 раза ниже, чем при электропрогреве. Это объясняется потерями теплоты в стволе скважины при его закачке и возвратом большого количества теплоты вместе с конденсатом при пуске скважины после обработки. Большой опыт паротепловой циклической обработки ПЗС накоплен на промыслах Башкирии, Краснодара и Сахалина, а также при шахтных методах добычи нефти в Ухте. В Башкирии обрабатывались скважины глубиной 730 - 830 м, с дебитом 0,1 - 4 т/сут. Продолжительность паротепловой обработки изменялась от 7,5 до 21 сут при средней 13,85 сут. Время выдержки после закачки пара 0,5 - 0,8 сут. Давление закачки пара на устье 0,24 - 4,5 МПа, в среднем 1,5 МПа. Температура на устье 125 80 - 256 °С, в среднем 186,4 °С. Расход пара на одну обработку 196 - 1904 т при среднем 568,6 т. Температура на забое до обработки 13 - 18 °С, в среднем 16,19 °С. После обработки 72 - 256 °С, в среднем 123 °С. Средний дебит до обработки (по 25 скважинам) 1,212 т/сут при колебаниях от 0,1 до 4 т/сут. Количество введенной в скважину теплоты на одну обработку 5,44 - 931,65 млн. кДж, в среднем 194,72 млн. кДж на 1 обработку. Продолжительность эффекта 48 - 1698 сут, в среднем 711,5 сут. Дополнительно добыто нефти от 28 до 1905 т/скв, в среднем 585 т/скв. Удельный расход пара 0,12 - 9,31 т/т при среднем удельном расходе пара 1,94 т/т. Тепловая обработка ПЗС успешно применяется не только для интенсификации притока в добывающих скважинах, но и для нагнетательных скважин. Тепловая обработка особенно важна при переводе добывающих скважин под нагнетание воды или, другими словами, для освоения нагнетательных скважин разрезающих рядов после отработки их на нефть. Особенно если пластовые температуры низкие и содержание парафинов и асфальтосмолистых веществ в нефти большое. При освоении нагнетательных скважин на Арланском месторождении с помощью установки СУЭПС-1200 происходило не только увеличение приемистости нагнетательных скважин (примерно в 2,5 раза по сравнению со скважинами, не подвергавшимися электропрогрезу), но и существенно увеличился охват толщины пласта воздействия и происходило поглощение теми интервалами и пропластками, которые ранее воду не поглощали вовсе. Такие результаты были получены при введении в пласт 8,4 - 10,4 млн. кДж теплоты от электронагревателя мощностью 10,5 кВт в течение 9 - 11 сут. При тепловой обработке ПЗС иногда используются передвижные паровые установки ППУ для депарафинизации НКТ в скважинах и выкидных линиях. ППУ - это прямоточный паровой котел небольшой производительности, установленный на шасси грузового автомобиля. Производительность такой установки 1 т/ч пара при давлении до 10 МПа. Температура уходящего пара до 310 °С. Вследствие малой пропзводнтельностн для параллельной работы используют до шести ППУ. Это хотя и дает технологический эффект, но в конечном счете экономически не оправдывается. 11. Термогазохимическое воздействие на призабойную зону скважины Термогазохимическое воздействие на призабойную зону скважины (ТГХВ) заключается в сжигании на забое скважины порохового заряда, спускаемого на электрокабеле. Время его сгорания регулируется и может длиться от нескольких минут до долей секунды. В соответствии с этим изменяется и газоприток, т. е. скорость выделения газа при сгорании пороха, что определяет давление и температуру в зоне горения. Кроме того, интенсивность процесса регулируется и количеством сжигаемого наряда, которое может изменяться от 20 до 500 кг. При сгорании порохового заряда специального состава и образовании газов происходит быстрое нарастание давления и температуры в зоне горения. При быстром его сгорании давление на забое достигает 30 - 100 МПа, так как столб жидкости в скважине играет роль уплотнительного поршня, который не успевает 81 быстро сдвинуться с места благодаря своей инерции. При таком быстром процессе горения (доли секунды) осуществляется механическое воздействие на пласт, приводящее к образованию в нем новых трещин и к расширению существующих. Такое воздействие аналогично гидроразрыву пласта, но без закрепления образовавшихся трещин наполнителем. При медленном горении пороховых газов на забое скважины создается высокая температура (до 350 °С), так как на фронте горения заряда она достигает 3500 °С. В результате происходит прогрев призабойной зоны скважины. Нагретые пороховые газы проникают по порам и трещинам в глубь пласта, расплавляют смолы, асфальтены и парафины, выпавшие в призабойной зоне в процессе эксплуатации скважины. Такое воздействие аналогично термическому воздействию на пласт. При горении заряда образуется большое количество газообразных продуктов горения, состоящих главным образом из углекислого газа, который, растворяясь в нефти, снижает ее вязкость н поверхностное натяжение на границе с водой и породой. Это способствует повышению продуктивности скважины. Для усиления химического воздействия на карбонатные коллекторы пороховой заряд целесообразно сжигать в растворе соляной кислоты, предварительно закачанной в скважину. Для ТГХВ разработаны специальные аппараты, спускаемые на бронированном кабеле в скважину. Эти аппараты получили название аккумуляторов давления скважинных (АДС-5, АДС-6). Иногда их называют пороховыми генераторами давления (ПГД). Аккумуляторы давления инициируются электрическими воспламенителями, которые в отличие от пороховых шашек имеют проволочную спираль, нагреваемую электрическим током. Аппарат АДС-5 предназначен преимущественно для прогрева пласта, а аппарат АДС-6 для гидроразрыва пласта. Их принципиальное отличие состоит в различной величине поверхности горения порохового заряда. Выбор соответствующей модели АДС и количества сгорающих элементов зависит от геологотехнических характеристик скважины и схемы обработки в каждом конкретном случае. При необходимости прогрева пласта в скважину опускают снаряд АДС-5 и устанавливают на забой, если расстояние забоя от нижних дыр перфорации скважины не превышает 2 - 3 м. В противном случае делают на забое песчаную подушку. Заряд воспламеняют подачей электрического напряжения по кабелю на спираль накаливания. Горение начинается с верхнего торца порохового заряда, так как распространению горения на боковую поверхность препятствует жидкость, находящаяся в скважине. После сгорания первой шашки, снабженной воспламенителем, горение передается по специальному каналу следующей шашке н т. д. Полное время сгорания заряда в снаряде АДС-5 при давлении 5 МПа и при воспламенении заряда только с одного верхнего торца первой шашки может достигать 200 с. Поэтому давление на забое скважины возрастает постепенно и не приводит к гидроразрыву пласта, зато в месте установки заряда температура достигает 350 °С, что приводит к удалению твердых отложений в призабойной зоне и частичному разрушению твердого скелета пласта. 82 Схема ТГХВ для разрыва пласта в нефтяных или нагнетательных скважинах отличается от описанной тем, что на кабеле спускают снаряд АДС-6, состоящий из нескольких пороховых шашек, соединенных вместе в длинную гирлянду со сквозным внутренним каналом. В верхнем торце верхней шашки и в нижнем торце нижней шашки имеются электрические спирали-воспламенители. Для сокращения продолжительности горения, т. е. для увеличения поверхности горения: такой воспламенитель может устанавливаться п в средней части заряда. При наличии внешнего давления стандартный снаряд АДС-6 сгорает за 3,3 с. Сравнительно быстрое сгорание порохового заряда в скважине позволяет создавать необходимые для ГРП давления без использования пакера, роль которого в этом случае выполняет столб жидкости. При быстром сжигании заряда не исключается тепловое и химическое воздействие на призабойную зону скважины. Применение ТГХВ в нефтяных и нагнетательных скважинах как в карбонатных, так и в терригенных коллекторах показывает высокую эффективность этого метода, составляющую свыше 70%. Продолжительность работы скважины с повышенным дебитом или приемистостью составляет от двух месяцев до двух лет. По данным нефтедобывающих объединений Средней Волги на одну обработку ТГХВ в среднем расходуется 80 кг порохового состава, а дополнительная добыча нефти составляет 9 т/кг, дополнительная закачка воды 418 м3/кг. Это достаточно высокие показатели, учитывая простоту и сравнительную дешевизну операции. Однако эти показатели резко ухудшаются или даже могут быть отрицательными при неправильном выборе скважины для обработки или нарушениии технологии подготовительных работ. Опыт показал, что при глушении скважины водой или глинистым раствором перед обработкой эффективность обработки резко снижается. Нецелесообразно применение ТГХВ в скважинах с низким пластовым давлением в истощенных коллекторах. При быстром сгорании заряда иногда происходят выбросы жидкости, прихваты кабеля и разрывы обсадной колонны. Для предупреждения таких явлений необходимо держать уровень жидкости ниже устья примерно на 50м, а устье герметизировать специальным сальником. В таком случае пространство над уровнем выполняет роль амортизатора или воздушного компенсатора. В нагнетательных скважинах часто не удается понизить уровень. Тогда происходят переливы с большей или меньшей интенсивностью. В таких случаях на устье устанавливают сальник, через который пропускают кабель, а боковые отводы арматуры устья оставляют открытыми на случай выброса. Хорошие результаты в пластах с низкой проницаемостью достигнуты при ступенчатой обработке, когда сжигание большого количества пороха опасно. Ступенчатые обработки производят с постоянным увеличением массы порохового состава н не ранее чем через 2 ч после предыдущей обработки, поскольку из-за повышенной температуры в скважине может произойти преждевременное воспламенение заряда. Известны случаи, когда горящий пороховой снаряд под действием собственного веса и реактивных сил, создаваемых струями горячих газов, отрывается от кабеля, падает в зумпф на забой скважины и там догорает, не оказывая должного воздействия на интервал перфорации. Для исключения подобных явлений целесообразно делать непосредственно ниже интервала перфорации искусственный забой намывом песка 83 или созданием цементной пробки. Конструкция снарядов, спускаеуых в скважины для ТГХВ, изменялась и совершенствовалась. Первоначально это были корпусные аппараты с пороховым зарядом, который воспламеняется от электрической спирали. Сгорание порохового заряда сопровождается выделением газов с интенсивностью 1000 - 1500 л/с. Прочный корпус, в котором происходит горение, имеет в верхней и нижней частях штуцеры для регулировки скорости истечения газов в скважину. Давление газов в камере к концу горения достигает 110 МПа. Масса аппарата 160 кг. Корпус аппарата вместе с кабельной головкой выдерживает до 20 операций. В последнее время появились бескорпусные аппараты, состоящие по существу из одной кабельной головки и гирлянды пороховых шашек. Примером такого аппарата может служить пороховой генератор давления бескорпусный ПГД-БК (рис. 4.16.11.1.). В кабельном наконечнике 1 закрепляется конец кабеля, который присоединяется к воспламенителю 6. Пороховые шашки 5, покрытые снаружи оболочкой, соединяются друг с другом резьбовыми муфтами 2, образующими во всех шашках сквозную вертикальную трубку. Внутри трубок имеется заряд 3, который инициирует горение пороха 5 в каждой шашке (секции). Свинчивая вместе несколько шашек 5, можно изменять интенсивность горения и процесса в целом. После сгорания пороха на кабеле остаются кабельный наконечник 7, головка аппарата 4 и соединительная трубка 2, которые используются повторно. Остальные детали снаряда сгорают. Операция по термогазохнмпче-скому воздействию на забой скважины очень проста. На ее осуществление затрачивают 2 - 3 ч времени, тогда как на обычный гидроразрыв тратится 2 - 3 сут. Это один из эффективных способов воздействия на ПЗП для интенсификации притока. 12. Другие методы воздействия на призабойную зону скважин Кроме описанных основных методов воздействия на ПЗС существуют другие менее распространенные вследствие своей низкой эффективности либо проходящие промышленные испытания и находящиеся в стадии изучения. К ним следует отнести: торпедирование скважин; виброобработку забоев скважин: электрогидравлическое воздействие на ПЗС. Торпедирование применяется, как правило, в крепких породах для создания в ПЗС сети искусственных трещин с целью увеличения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин. Торпедирование, кроме того, широко применяется и при ремонтных работах в скважинах. Существует большое число конструкций торпед в зависимости от целей их использования: а) торпеды кумулятивные осевые ТКО для создания направленного взрыва вдоль какой-либо оси или вдоль горизонтальной плоскости. Они используются главным образом при ремонтных работах для отрыва прихваченных труб или колонн путем взрыва, сфокусированного, например, в горизонтальной плоскости. Такая торпеда предназначена для ремонтных работ, для разрушения посторонних предметов в скважине; б) торпеды из детонирующего шнура ТДШ для развинчивания колонн в заданном месте, встряхивания прихваченных осевшим песком труб, очистки 84 фильтров и поверхности пласта без повреждения обсадной колонны и создания трещин в породе. В этих торпедах используется детонирующий шнур, содержащий в водонепроницаемой оболочке примерно 13 г взрывчатого вещества (ВВ) на каждый 1 м длины шнура. Причем длина заряда (длина шнура) может достигать 100 м. В ряде случаев на поверхности пласта и фильтра наблюдается отложение солей, продуктов коррозии и доугих твердых осадков, мешающих нормальному притоку жидкости из пласта в скважину. В таких случаях использование ТДШ дает хороший эффект, без повреждения элементов конструкции скважины. В скважинах с открытым забоем используются торпеды с детонирующими шнурами, имеющими плотность ВВ более 13 г/м. Шнурковые торпеды могут быть использованы и для очистки ПЗС нагнетательных скважин; в) фугасные торпеды, как правило, большой мощности, несущие в себе до 5 7 кг ВВ в виде шашек. В качестве ВВ обычно используется так называемый флегматизированный дексоген, выделяющий энергию при взрыве, равную 5,5 МДж на 1 кг ВВ. Фугасные торпеды ТШ (торпеда шашечная) и ТШТ (торпеда шашечная термостойкая) используются для вскрытия пласта, образования в обсадной колонне «фонаря» раздутия с системой вертикальных трещин, превышающпх на 10 - 20 см длину заряда. Такое торпеднрованне проводят против пластов с породами средней и высокой прочности. Таблица 1. Техническая характеристика вибраторов Вибратор Длина, мм Диаметр, Оптимальный Частота мм расход, л с пульсации, с 1 ГВЗ-85 ГВЗ-108 ГВЗ-135 494 420 500 85 108 135 10 - 12 15 - 20 30- 35 200 250 500 При правильном выборе заряда, хорошем качестве цементирования проходимость обсадной колонны не нарушается. В некоторых случаях при взрыве фугасных торпед с количеством ВВ, превышающим 5 кг, могут возникнуть повреждения в верхних частях колонны в результате действия ударных волн в столбе жидкости над зарядом. Поэтому место установки торпеды изолируют цементным или песчаным мостом. В таких случаях торпеду снабжают автономным взрывателем замедленного действия с замедлением на несколько суток. После подобного воздействия в ПЗС образуется каверна и много обломочного материала, который необходимо удалить промывкой. В силу относительной сложности технологии воздействия на ПЗС фугасными торпедами большой мощности и ряда других причин последнее время их почти не применяют. Работы по торпедированию скважин выполняются геофизическими конторами и трестами, располагающими необходимым оборудованием, аппаратурой и обученным персоналом. 85 Виброобработка ПЗС для создания на забое скважины с помощью специальных устройств - вибраторов колебаний давления различной частоты н амплитуды в процессе закачки той или иной жидкости в пласт. Процесс отличается от гидравлического разрыва тем, что к спущенным в скважину НКТ привинчивается вибратор - генератор колебаний давления. Вибратор представляет собой два соосных цилиндра с короткими косыми вертикальными прорезями. Наружный цилиндр - золотник может вращаться вокруг вертикальной оси подобно турбинному колесу. Истечение жидкости из наружного цилиндра -золотника происходит под некоторым углом к касательной цилиндра, вследствие чего создается реактивный момент, приводящий этот цилиндр во вращательное движение. При совпадении прорезей жидкость выходит из НКТ, при несовпадении она на мгновение останавливается. Таким образом, создаются импульсы давления, частота которых может изменяться от числа прорезей в золотнике и скорости его вращения, зависящей в свою очередь от расхода жидкости. Операция осуществляется так же, как гидроразрыв пласта при использовании того же оборудования. Кольцевое пространство между НКТ и обсадной колонной герметизируется пакером с установкой якоря. Через НКТ насосными агрегатами закачивают жидкость. Разработаны несколько типов вибраторов (табл. 4.16.12.1.). В качестве жидкости рекомендуется использовать нефть, раствор НС1, керосин и смеси этих жидкостей. На одну виброобработку расходуется до 100 м3 жидкости. Расход раствора НС1 или керосина берется из расчета 2 - 3 м3 на 1 м толщины пласта. Имеются основания считать, что колебания давления будут быстро затухать при удалении от золотника, и в пласте они едва ли будут настолько значительны, чтобы вызвать образование трещин в пласте. Приводимые в литературе сведения об эффективности метода вибровоздействия, возможно, объясняются действием кислоты, промывки ПЗС растворителями (керосин, нефть) и удалением, таким образом, отложений парафина и асфальтосмолистых веществ. 86 Рис. 4.16.6.1. Насосный агрегат для кислотных обработок Азинмаш - 30А: 1 - кабина машиниста (пульт управления); 2 - коробка отбора мощности; 3 емкость для реагента; 4 - насос 4НК-500; 5 - выкидной трубопровод; 6 - редуктор; 7 - шланг для забора раствора кислоты из цистерны; 8 - цистерна для раствора кислоты; 9 - комплект присоединительных шлангов; 10 - ящик для инструментов; 11 - горловина цистерны. 87 Рис. 4.16.6.2. Схема обвязки скважины при проведении простых кислотных обработок: 1 - устье скважины; 2 - обратный клапан; 3 - задвижка высокого давления; 4 - насос 4НК-500; 5 - агрегат Азинмаш 30А; 6 - емкость для кислоты на агрегате; 7 емкость для кислоты на прицепе; 8 - емкость для продавочной жидкости; 9 емкость для кислоты; 10 - линия для обратной циркуляции. 88 Рис. 4.16.9.1. Схема оборудования забоя скважины для ГРП: 1 - обсадная колонна; 2 - насосно-компрессорные трубы; 3 - скважинные манометры; 4 - якорь; 5 - пакер; 6 - продуктивный пласт; 7 - хвостовик для опоры на забой 89 Рис. 4.16.9.2. Якорь плашечный гидравлический для ГРП: 1 - плашки с насечками; 2 - резиновый цилиндр 90 Рис. 4.16.9.3. Насосный агрегат для ГРП 4АН-700: 1 - автомобиль КрАЗ-257; 2 - кабина управления; 3 - силовой агрегат; 4 - коробка скоростей; 5 - муфта сцепления; 6 - насосный агрегат; 7 - выкидной маинфольд; 8 - соединительные трубы высокого давления. 91 Рис. 4.16.9.4. Пескосмесительный агрегат ЗПА: 1 - центробежный насос 4ПС; 2 - силовой блок двигателя ГАЗ-51; 3 смесительное устройство; 4 - наклонный шнек; 5 - бункер для песка; 6 - приемный трубопровод; 7 - раздаточный трубопровод; 8 - автомобиль КрАЗ-257 92 Рис. 4.16.9.6. Схема расположения оборудования при ГРП: 1 - насосные агрегаты 4АН-700; 2 - пескосмесительные aгрегаты ЗПА; 3 - автоцистерны ЦР-20 с технологическими жидкостями; 4 - песковозы; 5 - блок манифольдов высокого давления; 6 - арматура устья 2АУ-700; 7 - станция контроля и управления процессом (расходомеры, манометры, радиосвязь) 93 Рис. 4.16.9.5. Арматура устья скважины 2АУ-700 для гидравлического разрыва пласта 94 Pис. 4.16.10.1. Скважинный электронагреватель: 1 - крепление кабеля; 2 - проволочный бандаж; 3 - кабель-трос; 4 - головка нагревателя; 5 - асбестовая оплетка; 6 - свинцовая заливка; 7 - нажимная гайка; 8 клеммная полость; 9 - нагревательпые трубки. 95 Рис. 4.16.10.2. Изменение температуры на забоях скважины во времени при электропрогреве: 1 - 21 кВт; 2 - 10,5 кВт; 3, 4 - 21 кВт; 5, 6, 7 - 10,5 кВт. Кривые 1, 2 - для скважин Арланского месторождения, остальные - для Ишимбайского 96 Рис. 4.16.11.1. Пороховой генератор давления бескорпусный (ПГД-БК) для термогазохимической обработки забоя скважины 17. МЕТОДЫ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ ГАЗА 17.1. Способы увеличения дебита Дебит отдельных скважин можно в значительной мере увеличить за счет как внедрения методов интенсификации притока газа, так и улучшения техники и технологии вскрытия пласта, усовершенствования оборудования, используемого при эксплуатации скважин. Методы интенсификации притока газа к забою скважины и 97 ограничения на их применение: * гидравлический разрыв пласта (ГРП) и его различные варианты многократный ГРП, направленный ГРП, ГРП на солянокислотной основе и так далее; * соляная обработка и её варианты; * гидропескоструйная перфорация и её сочетание с ГРП и соляной обработкой. * Обработка ПЗС широкой фракцией легких углеводородов Методы интенсификации не рекомендуется проводить в скважинах с нарушенными эксплуатационными колоннами; с колоннами некачественно зацементированными; в обводнившихся скважинах или в тех, которые могут обводниться после проведения в них работ по интенсификации; в приконтурных скважинах и в скважинах, вскрывших маломощные (2-5м) водоплавающие залежи. Работы по интенсификации на газовых месторождениях, как правило, начинают тогда, когда месторождение вступает в промышленную разработку. Более рационально их проводить на стадии разведки и опытно-промышленной эксплуатации. Мероприятия по вскрытию пласта и освоению скважин: * бурение горизонтальных скважин; * бурение скважин с кустовыми забоями; * применение безглинистых растворов при вскрытии продуктивной толщи; * вскрытие продуктивных горизонтов с продувкой забоя газом или воздухом; * приобщение вышележащих продуктивных горизонтов без глушения скважины. Способы усовершенствования техники эксплуатации скважин: * раздельная эксплуатация двух объектов одной скважиной; * эжекция низконапорного газа высоконапорным; * применение плунжерного лифта для удаления с забоя воды; * подача на забой поверхностно-активных веществ для очистки скважин от поступающей из пласта воды; * усовершенствование конструкции подземного оборудования в коррозийных скважинах и установка в них разгрузочных якорей, пакеров, глубинных клапанов для ввода ингибиторов в фонтанные трубы, комбинирование труб разного диаметра и так далее 17.2. Использование горизонтальных скважин Недостатки вскрытия наклонно - направленными скважинами (ННС). В ряде случаев вскрытие пластов ННС приводит к получению низких дебитов, быстрому обводнению скважин, незначительному коэффициенту извлечения, а также к деформации и разрушению призабойной зоны при создании депрессии выше допустимой при попытке получить высокие дебиты. Использование ННС малоэффективно при разработке месторождений с незначительной толщиной пласта, низкой проницаемостью, с наличием преимущественно вертикальных трещин, подошвенной воды, нефтяной оторочки, а 98 также при освоении некоторых шельфовых месторождений. Положительные факторы горизонтального бурения и его целесообразность: * значительно повышается отбор; * создается новая геометрия дренирования пласта; * растет производительность при наличии вертикальных трещин; * создаются условия эксплуатации, при которых повышается компонентоотдача маломощных пластов; * становится рентабельной разработка низкопродуктивных и практически истощенных пластов. Так, например, применение горизонтальных скважин позволяет увеличить коэффициент извлечения нефти минимум на 5%; уменьшить толщину продуктивного пласта до 6м. Кроме перечисленных выше причин следует отметить, что при наличии горизонтального ствола работы по интенсификации притока могут дать больший эффект, чем в вертикальных скважинах, так как по длине горизонтального ствола можно провести несколько операций по гидроразрыву, сделать их селективно или последовательно, начиная от конца горизонтального ствола. Для трещиноватых коллекторов ствол горизонтальной скважины может быть ориентирован с учетом главных направлений трещин. Бурение горизонтальными скважинами позволяет за счет значительного увеличения площади контакта ствола с породой существенно снизить величины депрессии на пласт с получение экономически приемлемых дебитов в случае незначительной мощности пластов при наличии подошвенной воды. Целесообразно бурение горизонтальных скважин и при разработке ограниченных линзовидных пластов, а также при вскрытии несцементированных и неустойчивых к разрушению пластов. Причины пониженной эффективности горизонтальных скважин Понижение эффективности вызывается кальмотацией призабойной зоны; неточностью попадания стволов в продуктивные пласты (из-за несовершенства техники бурения); плохим освоением стволов; отсутствием герметичности в зонах ответвлений и возможности разобщения стволов для селективного воздействия на пласт; коротким межремонтным периодом всех видов глубинно-насосных установок. 17.3. Кислотная обработка призабойной зоны 17.3.1. Области применения кислотной обработки Кислотные обработки скважин применяются в следующих случаях: 1. Для обработки забоя и призабойной зоны пласта газовых скважин на месторождениях с карбонатными и терригенными коллекторами для увеличения их дебитов. 2. Для обработки поверхности забоя с целью удаления глинистой корки как в качестве самостоятельной, так и в качестве подготовительной операции перед 99 осуществлением других процессов (кислотной обработки призабойной зоны, гидравлического разрыва пласта). 3. При наличии слабопроницаемых доломитов, плохо растворимых в холодной соляной кислоте, проводится обработка забоя и призабойной зоны термокислотным методом. 17.3.2. Виды кислотных обработок Среди методов интенсификации притока газа к скважине массовое применение получили солянокислотная и глинокислотная обработки. 17.3.2.1. Солянокислотная обработка Область применения. Применяется, если пласт представлен карбонатными породами - известняками и доломитами. 17.3.2.2. Глинокислотная обработка Область применения. Глинокислотная обработка производится в терригенных (песчано-глинистых) коллекторах с низким содержанием карбонатных пород. Состав кислоты. Глинокислота представляет собой смесь соляной и фтористоводородной (плавиковой) кислот. При глинокислотной обработке следует избегать длительного контакта кислоты с металлом труб. Двухрастворная обработка. Если песчаники сцементированы карбонатами, то вначале надо провести солянокислотную обработку, а затем глинокислотную При двухрастворной обработке пласта скорость закачки, особенно соляной кислоты, должна быть минимальна. 17.3.3. Способы проведения кислотных обработок Существует четыре способа проведения кислотных обработок: кислотная ванна, простая, массированная и направленная кислотная обработка, а также гидрокислотный разрыв пласта. Выбор вида обработки зависит от минерального состава и свойств пласта, цели и очередности проведения кислотной обработки. Кислотная ванна. Кислотная ванна проводится для очищения забоя от глинистой корки. Кислотная ванна может проводиться без давления и под давлением. Без давления кислотная ванна проводится следующим образом: скважина тщательно промывается водой, водным раствором ПАВ, конденсатом и тому подобное, затем кислотный раствор закачивается в интервал вскрытия скважины. После реакции скважина снова промывается. Если кислотная ванна производится в заполненной газом скважине, то требуемый объем раствора 100 закачивается в насосно-компрессорные трубы, а затем устье скважины соединяют с затрубным пространством. По окончании работ скважина продувается на факел. Кислотная ванна под давлением проводится в скважинах, заполненных жидкостью. В этом случае технология аналогична технологии кислотной обработки. Простая кислотная обработка. Простая кислотная обработка производится для воздействия на пласт кислотой в радиусе зоны проникновения буровых растворов или их фильтрата в следующей последовательности. Сначала промывают забой с целью предварительной очистки. Затем проводят кислотную ванну для удаления глинистой корки, после чего забой снова промывают. Далее закачивают в пласт запланированный объем кислоты. После выдержки требуемой продолжительности для реакции кислоты с породой осваивают скважину. Массированная кислотная обработка. Массированная кислотная обработка отличается от простой тем, что объем кислотного раствора, закачиваемого в пласт, должен обеспечить кислотой зоны радиусом в десятки метров. Технология аналогична технологии простой обработки. Направленная кислотная обработка. Направленная кислотная обработка проводится в случае, когда из всей вскрытой толщины необходимо обработать определенный интервал. Технология проведения следующая. После загущения скважины башмак фонтанных труб устанавливают у подошвы запланированного к обработке интервала. Затем заполняют продуктивную часть скважины и фонтанные трубы низкофильтрующейся жидкостью. Продавливают вязкую жидкость кислотным раствором через фонтанные трубы при открытой задвижке затрубного пространства. Кислотный раствор закачивается до заполнения фонтанных труб и ствола скважин в выбранном для обработки интервале. Расчетное количество кислоты закачивается в пласт при закрытой задвижке затрубного пространства вязкой низкофильтрующейся жидкостью. Выдерживают время, необходимое для реакции кислоты с породой, а затем вязкую жидкость замещают промывочной и осваивают скважину. Направленную кислотную обработку можно проводить путем выделения интервала для обработки сдвоенными пакерами, изоляция ниже интервала обработки песчаной пробкой, а сверху - пакером, стимулирования поглощения кислотного раствора давлением, создаваемым струйными перфораторами. Гидрокислотный разрыв пласта. Гидрокислотный разрыв пласта. Если при проведении кислотной и глинокислотной обработке не получена существенная интенсификация притока газа к скважине, то производят гидрокислотный разрыв пласта. 17.3.4. Технология проведения кислотных обработок Различия с кислотной обработкой нефтяных скважин. Газоносные коллектора не покрыты пленкой нефти, и поэтому кислота вступает в реакцию, как только попадает в пласт. Реагируя с породой и расширяя поровые каналы, она под действием собственного веса продвигается вниз, приближаясь к газоводяному контакту. Поэтому время реакции кислоты в газоносных коллекторах значительно меньше, чем в нефтяных. Если возникает необходимость закачать кислоту в 101 газоносный пласт как можно дальше от ствола скважины, например при солянокислотном разрыве, необходимо прежде закачать экранирующую жидкость. Аналогичного результата по закачке кислоты в пласт на большое расстояние от ствола можно добиться при использовании керосино-кислотных или конденсатокислотных эмульсий. Дело в том, что данные эмульсии гидрофобны, а газоносные известняки, особенно при отсутствии нефтяных оторочек, очень плохо принимают гидрофобные жидкости, даже менее вязкие, чем эмульсии. Поэтому эмульсия не фильтруется сквозь стенки трещины, а реагирует непосредственно на стенках до тех пор, пока вся кислота не прореагирует. Затем она распадается на подвижные компоненты. В качестве эмульгатора применяют какое-либо поверхностноактивное вещество. Потеря вязкости после реакции способствует очистке пласта и трещин от закаченных в них жидкостей. Влияние подающего давления. Важнейшим параметром при проведении солянокислотной обработки является давление, при котором кислота подается в пласт, т.к. оно определяет раскрытие микротрещин и трещин, полученных при гидроразрыве пласта. Это давление определяется следующим образом. Если кислота подается в пласт через поровые каналы, то она закачивается в насоснокомпрессорные трубы с максимально возможной скоростью до тех пор, пока давление на устье не начнет увеличиваться. Затем темп закачки снижают так, чтобы не допустить резкого роста давления и не пропустить того момента, когда пласт при каком-то его установившемся значении не начнет принимать кислоту. После этого давление поддерживается на постоянном уровне, изменяя темп подачи кислоты в скважину. Если кислота подается в пласт через систему микротрещин, то после того как определен момент начала приемистости пласта, давление медленно увеличивается до тех пор , пока оно не установится на каком-то определенном уровне. Приемистость скважины при этом резко возрастает, т.к. трещины раскрываются. Дальнейшую закачку кислоты необходимо проводить в режиме, обеспечивающем полученное давление и приемистость. При малых давлениях солянокислотные обработки не эффективны и часто сопровождаются появлением в скважине пластовой воды. Влияние скорости закачки. Если скорость закачки небольшая, то основная масса кислоты реагирует в непосредственной близости от ствола и в отдаленные участки она попадает в значительной мере прореагировавшая, не способная к эффективному воздействию на пласт. Кислота гораздо быстрее реагирует с породой в движении, так как при этом происходит отвод продуктов реакции от места реакции. Поэтому малоэффективны солянокислотные обработки при небольших скоростях, особенно в пластах большой толщины. 17.3.5. Выбор объекта для кислотной обработки пласта Благоприятные объекты: * Карбонатные пласты с хорошо развитой естественной трещиноватостью, продуктивность которых снижена вследствие засорения трещин частицами карбонатов глинистого раствора в процессе бурения. В этом случае кислота, 102 растворяя частицы карбонатных пород, способствует извлечению из пласта глинистого раствора и увеличению дебита. * Карбонатные пласты, в которых трещиноватость развита слабо. Кислота, реагируя с породой, образует вторичные каналы растворения превышающие многократно первичные поры и глубоко проникающие в пласт. * Пористые нетрещиноватые карбонатные пласты, в которых проницаемость призабойной зоны снижена вследствие фациальных изменений или проникновения в пласт промывочных жидкостей и взвешенных материалов, происшедшего в процессе бурения или ремонтных работ. Кислота в этом случае растворяет материалы на стенках поровых каналов, образуя сеть каналов разъедания. * Плотные нетрещиноватые слабопористые низкопроницаемые карбонатные пласты. В этом случае необходимо проводить гидрокислотный разрыв, в результате чего механическое воздействие жидкости-кислоты, обеспечивающее создание трещин разрыва, дополняется химическим воздействием кислоты на пласт. Благоприятными объектами глинокислотной обработки являются плотные низкопроницаемые малопродуктивные песчаники с карбонатным или глинистым цементом. Неблагоприятные условия: * близость подошвенных и контурных вод; * значительное снижение пластового давления (на 60-70% от первоначального); * приток в скважину даже незначительного количества пластовой воды; * нарушения в обсадной колонне и отсутствие возможности изолировать их от обрабатываемого интервала. 17.4. Гидравлический разрыв пласта 17.4.1. Выбор объекта для ГРП Необходимый комплекс данных. При выборе пласта для проведения ГРП необходимо располагать комплексом данных промыслово-геофизических исследований скважин; дебитограмм, данных о коллекторских свойствах пластов (проницаемость, пористость, состав глинистого материала и цемента). Кроме того, необходимо знать свойства глинистого раствора, применённого при вскрытии; мощность пласта-коллектора; расстояние от скважины до контура питания и расстояние до нижних перфорационных отверстий до газоводяного контакта; пластовое давление; остаточные запасы газа. Благоприятные объекты для ГРП. ГРП проводят в крепких малопроницаемых и плотных трещиноватых известняках и доломитах, трещиноватых гидроангидритовых толщах; крепких переслаивающихся песчаноглинистых или карбонатно-глинистых породах и так далее Наиболее благоприятными объектами являются продуктивные пласты, находящиеся в начальной стадии разработки, характеризующиеся низкой 103 проницаемостью (менее 0,1Д), высоким пластовым давлением, близким к начальному. Благоприятными объектами могут быть и высокопроницаемые пласты, находящиеся в длительной разработке, но содержащие большие запасы газа. В случае эксплуатации залежи пластового типа ГРП можно проводить в любых скважинах, если залежь работает в газовом режиме Неблагопрятные условия для ГРП. Если наблюдается движение ГВК, то во всех скважинах крайнего ряда ГРП проводить нельзя. На залежах водоплавающего типа при выборе скважины для гидроразрыва следует учитывать расстояние до ГВК. 17.4.2. Виды и условия проведения ГРП 17.4.2.1. Виды ГРП Направленный ГРП. Рекомендуется проводить в известняковых породах. При этом в трещины песок не закачивается, а в скважины закачивается меловой раствор с фракцией мела до 0,5мм. В намеченном интервале с помощью гидропескоструйного перфоратора нарезают вертикальные и горизонтальные щели (в зависимости от желаемой направленности будущих трещин). В качестве жидкости разрыва используют керосино-кислотную или конденсато-кислотную эмульсию, которые растворяют карбонатные породы на поверхности трещин и расширяют их. Для известняков время реакции эмульсии должно быть не менее суток, а для карбонатных пород с меньшей растворимостью - 2-3 суток. Поинтервально-направленный ГРП. При поинтервальном направленном гидроразрыве способом “снизу-вверх” вначале по карротажной диаграмме намечают интервалы разрыва. В заполненную меловым раствором скважину спускают НКТ с гидропескоструйным перфоратором. Нижний интервал перфорируют в трёх положениях перфоратора, поворачивая его каждый раз на 30 о. Перфорационные каналы располагаются в одной плоскости. Затем НКТ с перфоратором поднимают на поверхность, а в скважину спускают насоснокомпрессорные трубы с пакером, который устанавливают выше проперфорированного интервала. Производят гидроразрыв пласта в надрезанном интервале. После этого НКТ с пакером поднимают на поверхность, а в скважину опускают НКТ с перфоратором, чтобы провести перфорацию второго снизу выбранного для ГРП интервала. Описанные операции повторяют для всех выбранных интервалов. После окончания поинтервального ГРП скважину промывают и спускают насосно-компрессорные трубы до забоя. Затем её осваивают и продувают. Целью удаления из пласта мелового раствора производят соляно-кислотную обработку. Объём закачиваемой кислоты берётся равным поглощенному объёму мелового раствора. Через 6-8 часов скважину вновь осваивают и продувают. Затем скважину передают в эксплуатацию. 104 Поинтервальный направленный ГРП “сверху-вниз” отличается тем, что вначале обрабатывается верхний интервал, затем второй сверху (первый при этом располагается выше пакера) и так далее до самого нижнего интервала. Ненаправленный многократный ГРП. Технология проведения ненаправленного многократного ГРП следующая. Вначале поводят простой ГРП. После закачки песка в первые порции продавочной жидкости вводится закупоривающий материал - резиновые или капроновые шарики, резиновая дробь, крупные дубовые опилки, а также смесь 3%-ного водного раствора КМЦ с вязкостью 90сП с мелом. На 100л такой смеси требуется 30кг мела фракции 5-7 мм и 100 кг мела фракции менее 5 мм. Закупоривающий материал закачивают в количестве необходимом для перекрытия перфорированного участка колонны в интервале 2-2,5м. С помощью указанных веществ перекрывают устье трещины и в скважине вновь производится гидроразрыв в каком-то интервале. Разрыв проводится также обычным способом и по его окончании в скважину вновь вводят закупоривающий материал. Перекрыв устье второй трещины, вновь проводят ГРП и так далее Описанный способ не требует специальных работ по перфорации колонны и дополнительных работ по спуску и подъёму НКТ, но при этом местоположение трещин неуправляемо. 17.4.2.2. Условия проведения ГРП ГРП в маломощных, песчано-глинистых породах. В пластах, представленных переслаивающимися песчано-глинистыми породами, имеющими небольшую мощность - менее 20м, рекомендуется проводить однократный направленный разрыв или многократный ненаправленный. ГРП при отсутствии подошвенной воды. Если в залежи подошвенная вода отсутствует, то лучше проводить направленный вертикальный ГРП. ГРП в не цементированных скважинах. Если нижняя часть обсадной колонны была перфорирована на поверхности и при установке в скважину не цементировалась, то практически можно провести только однократный ненаправленный гидроразрыв. ГРП в пластах большой мощности терригенных, переслаивающих пород. В пластах большой мощности, представленных терригенными, переслаивающимися породами, обычно проводится выборочный направленный многократный ГРП способом “снизу-вверх”. ГРП в трещиноватых коллекторах .В трещиноватых коллекторах большой мощности применяют направленный многократный ГРП из расчета одна трещина на 25-35 м мощности пласта. ГРП в водоплавающих залежах. В водоплавающих залежах применяют только горизонтально ориентированные ГРП по той технологии, которую допускает конструкция скважин. 105 17.5. Основные положения технологии повышения продуктивности газоконденсатных скважин. Продуктивность газоконденсатных эксплуатационных скважин, в призабойных зонах которых произошло выпадения ретроградного конденсата, может быть увеличена путем нагнетания в них жидких или газообразных углеводородов растворителей. Жидкими углеводородными растворителями являются смеси углеводородов пропан – бутановых фракций различного состава; газообразными растворителями являются сухой или обогащенный углеводородные газы и неуглеводородные газы (азот, двуокись углерода, дымовые газы). В зависимости от типа растворителя и особенностей взаимодействия его с пластовой углеводородной системой удаление ретроградного конденсата может носить различный характер и происходить в режиме многократного или однократного смешивающегося вытеснения. При удалении ретроградного конденсата газообразными углеводородными агентами (например, сухим природным газом) нагнетаемый в скважину агент взаимодействует с пластовой углеводородной системой в призабойной зоне скважины. Насыщенность конденсатом этой зоны в редких случаях превосходит критическую, т.е. жидкая фаза при фильтрации газа остается неподвижной и ее содержание в пористой среде постепенно уменьшается за счет испарения промежуточных и, в меньшей степени, тяжелых углеводородов. В результате конденсат удаляется в зоне нескольких метров от скважины (из зоны повышенного газогидродинамического сопротивления потоку). Вследствие этого восстанавливается продуктивность газоконденсатной скважины. При воздействии на призабойную зону скважины жидкими углеводородными растворителями (УР) удаление ретроградного конденсата из ПЗС достигается за счет последовательного нагнетания жидкого углеводородного агента и сухого углеводородного газа. В качестве углеводородного растворителя используется широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ) или один из компонентов этой фракции, например, пропан. При нагнетании углеводородных агентов в призабойной зоне скважины образуется оторочка углеводородной жидкости, продвигаемая вглубь пласта сухим газом. За счет этого на границах обработанной области образуется «вал», состоящий из жидкого растворителя и пластовой жидкости. После пуска скважины в эксплуатацию этот вал перемещается в сторону скважины и размазывается до тех пор, пока насыщенность в нем понижается до величины пороговой подвижности. Обработка ПЗС жидкими УР в газожидкостных зонах газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений дает кратковременный эффект, вследствие значительного вторичного накопления ретроградной углеводородной жидкости в ходе отбора флюидов из пласта. Накопление жидкости в осушенной призабойной зоне объясняется как фильтрацией жидкости, так и переносом промежуточных и тяжелых компонентов в газовой фазе из более удаленных областей пласта и их конденсацией в призабойной зоне. При значительном содержании нефти в начальном составе углеводородной смеси эффект от воздействия оказывается еще более кратковременным. 106 Выбор газоконденсатных скважин для обработки Выбор газоконденсатных скважин для обработки их призабойных зон УР производится в соответствии с двумя положениями: 1. Среднее пластовое давление в ПЗС должно быть ниже давления максимальной конденсации пластовой газоконденсатной смеси на 25 30 %. 2. Основное ухудшение продуктивности скважины в ходе ее эксплуатации вызвано накоплением конденсата в призабойной зоне скважины. Соблюдение первого положения при выборе скважины для обработки позволяет избежать быстрого повторного накопления конденсата у забоя скважины и обеспечить продолжительный эффект от обработки скважины. Выполнение второго положения позволяет исключить из рассмотрения те скважины, ухудшение продуктивности которых было связано не накоплением конденсата в ПЗС, а чисто техническими причинами. Объем нагнетаемых агентов. Давление и темпы нагнетания. Объем нагнетаемых углеводородных растворителей, необходимых для обработки пласта в общем случае определяется расчетами, исходя из необходимости оттесняемого вала ретроградного конденсата за пределы призабойной зоны (зоны динамической конденсации), а также снижения насыщенности конденсатом пористой среды пласта до значений ниже критических (обеспечивающих его подвижность) в пределах призабойной зоны и вне ее. При проведении обработки скважин жидкими углеводородными растворителями соотношение массы нагнетемых в пласт жидкого растворителя и сухого газа должно быть около 1:2. Давление нагнетания и темп нагнетания сухого газа и жидких углеводородных растворителей определяется характеристиками используемого для закачки оборудования и коллекторскими свойствами пласта. В случае обработки скважины жидкими углеводородными растворителями давление нагнетания должно обеспечить полную смешиваемость нагнетаемых агентов и пластовой смеси. Схемы обвязки скважин. Обработка газоконденсатных скважин растворителями не требует внесения существенных изменений в устьевое оборудование скважин и схему обвязки скважин. Нагнетание растворителя, в зависимости от конкретных условий эксплуатации скважин и их технического состояния, может производиться как по затрубью, так и по НКТ. В случае обработки скважин сухим газом дополнительно к скважине подключается линия источника газа высокого давления (компрессор, линия высоконапорного газа и т. д.). При обработке скважины жидкими УР дополнительно к скважине подключается линия от емкости с жидкими УР и оборудование для ее нагнетания в скважину, а также линия от источника газа высокого давления (компрессор, линия высоконапорного газа и т. д.). Последовательность операций при обработке призабойных зон скважин Обработка призабойных зон скважин в зависимости от условий их эксплуатации может включать в себя выполнение различных операций и 107 подготовительные работы. Основной комплекс операций по обработке включает следущее: 1. Подключение к скважине источника газа высокого давления (в частности, передвижного компрессора или линии сухого газа высокого давления), а также емкости с жидкими углеводородными растворителями и нагнетающими ее агрегатами (как правило, в одной линии с источниками газа высокого давления) 2. Закрытие скважины путем перекрытия ее шлейфов (порядок выполнения операций в пунктах 1 и 2 может меняться в зависимости от условий газового промысла). 3. Нагнетание требуемого объема растворителей при заданных расходах и давлениях (при обработке скважины жидкими растворителями производится последовательное нагнетание жидкого растворителя и сухого газа). 4. Отключение от скважины агрегатов высокого давления и емкостей с растворителями. 5. Выдержка скважины после обработки в течение определенного времени для усиления процесса частичного испарения в нагнетаемый газ промежуточных и тяжелых компонентов из пластовой жидкости. Время остановки скважины после ее обработки может составлять несколько суток и уменьшается для скважин, нагнетание газа в которые производилось малыми темпами. 6. Пуск скважины в эксплуатацию с малыми дебитами (на уровне 30 -50 % от их величины до обработки). Продолжительность периода эксплуатации скважин с такими дебитами составляет несколько суток. Тем самым обеспечивается равновесие в призабойной зоне пласта газовой и жидкой фазы и исключается образование «вала» вторичного конденсата в ней. 7. Установка рабочих дебитов, соответствующих намеченным технологическим режимам. 17.6. Применение ПАВ для удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин В газовых скважинах может происходить конденсация парообразной воды из газа и поступление воды на забой скважины из пласта. В газоконденсатных скважинах к этой жидкости добавляется углеводородный конденсат, поступающий из пласта и образующийся в стволе скважин. В начальный период разработки залежи при высоких скоростях газового потока на забое скважин и небольшом количестве жидкости она практически полностью выносится на поверхность. По мере снижения скорости потока газа на забое и увеличения расхода жидкости, поступающей на забой скважины за счет обводнения проницаемых пропластков и увеличения объемной конденсатонасыщенности пористой среды, не обеспечивается полный вынос жидкости из скважины, происходит накопление столба жидкости на забое. Он увеличивает противодавление на пласт, приводит к 108 существенному снижению дебита, к прекращению притока газа из низкопроницаемых пропластков и даже к полной остановке скважины. Для эффективной эксплуатации скважин в этих условиях разработаны различные методы. Периодическое удаление жидкости можно осуществить закачкой ПАВ (поверхностно-активных веществ - пенообразователей) на забой скважины. На подземных хранилищах газа отработан метод изоляции обводненных пропластков закачкой в них ПАВ, препятствующих поступлению воды в скважину. Опытно-промышленные испытания показали, что для получения устойчивой пены «концентрацию пенообразователя» (в пересчете на активное вещество) следует принять равной 1,5 - 2 % от объема закачиваемой жидкости, а стабилизатора пены 0,5 - 1 %. В качестве пенообразователя применяют сульфонол и ДС-РАС, в качестве стабилизатора - КМЦ-500. Для перемешивания ПАВ и воздуха на поверхности применяют специальное устройство аэратор (типа «перфорированная труба в трубе»). Через перфорированный патрубок компрессором закачивают воздух в соответствии с заданным а, в наружную трубу закачивают водный раствор ПАВ насосом с расходом 2 - 3 л/с. Эффективность метода удаления жидкости обосновывается специальными исследованиями скважин и технико-экономическими расчетами. Периодическое удаление жидкости можно осуществлять и при подаче ПАВ на забой скважины. При контакте воды с пенообразующим веществом и барботаже газа через столб жидкости образуется пена. Поскольку плотность пены существенно меньше плотности воды, даже сравнительно небольшие скорости газа (0,2 - 0,5 м/с) обеспечивают вынос пенообразной массы на поверхность. При минерализации вод менее 3 - 4 г/л применяется 3 - 5 %-ный водный раствор сульфонола, при высокой минерализации (до 15 - 20 г/л) используют натриевые соли сульфокислот. Жидкие ПАВ периодически закачиваются в скважину, а из твердых ПАВ (порошки «Дон», «Ладога», Триалон и другие) изготовляют гранулы диаметром 1,5 - 2 см или стержни длиной 60 - 80 см, которые затем подают на забой скважин. Для скважин, имеющих приток воды до 200 л/сут, рекомендуется вводить до 4 г активного вещества ПАВ на 1 л воды, на скважинах с притоком до 10 т/сут эта величина уменьшается. Ввод на отдельных скважинах Майкопского месторождения до 300 - 400 л растворов сульфонола или порошка «Новость» приводил к увеличению дебитов в 1,5 - 2,5 раза по сравнению с начальными, продолжительность эффекта достигала 10 - 15 сут. Присутствие конденсата в жидкости снижает активность ПАВ на 10 30 %, а если конденсата больше, чем воды, пена не образуется. В этих условиях применяют специальные ПАВ. 109 19. Способы эксплуатации газовых скважин. Гидраты и борьба с ними. Скважины газовых и газоконденсатных месторождений эксплуатируются фонтанным способом за счет энергии расширения газа при движении по пласту к забою – с забоя на устье – от ФА скважины в промысловый газосборный коллектор. Конструкция и оборудование газовых и газоконденсатных скважин во многом схожа с фонтанными нефтяными скважинами. Количество обсадных колонн в конструкции газовых скважин определяется глубиной скважины, наличием водо- и газоносных пластов выше продуктивного газового пласта, наличием или отсутствием зон ММП в разрезе ствола скважины. Для «сеноманских» скважин наиболее часто применяется 2-х и 3-х колонная конструкция. Исходя из учета особенностей геологического строения месторождения, предусматриваются дополнительные меры, обеспечивающие надежность работы газовых скважин: спуск пакера на конце колонны НКТ, оборудование забоя забойными клапанами-отсекателями, заполнение затрубного пространства специальными растворами – ингибиторами и т.д. В процессе эксплуатации газовых скважин производится регулярное наблюдение за межколонным давлением. С этой целью колонная головка оборудуется специальным патрубком с вентилем и манометром. При превышении межколонного давления (Рмк) предельно допустимых величин, принимаются меры по его ликвидации вплоть до глушения скважины для ремонта. Эксплуатационные колонны газовых скважин рассчитываются на максимальное допустимое внутреннее давление, соответствующее статическому давлению газа после вызова притока, а промежуточные колонны – на максимальное давление при выбросе газа. Диаметр эксплуатационных колонн как правило составляют 146, 168 и 219 мм, реже (для очень больших Q) – 273 мм. Вскрытие пласта в обсаженных газовых скважинах осуществляется при помощи перфорации. Эксплуатация газовых скважин осуществляется по колонне НКТ, диаметр которой должен обеспечивать заданный рабочий дебит (Q), вынос с забоя на поверхность жидкости и мех.примесей. Фонтанные трубы (НКТ) предохраняют эксплуатационную колонну от абразивного и коррозионного износа, позволяют без особых затруднений производить глушение скважин, проводить необходимые исследования в стволе скважины и т.д. Осваиваются газовые скважины теме же методами что и нефтяные, т.е. заменой жидкости в стволе скважины более легким раствором, аэрированным раствором или продавкой газа высокого давления от компрессора. После возбуждения скважины, очистки забоя и призабойной зоны пласта от промывочной жидкости и других примесей производится продувка скважин с 110 выпуском газа в атмосферу. Продувка осуществляется от нескольких часов до нескольких суток и ведется до полного очищения забоя скважины и призабойной зоны пласта. Для оборудования газовых скважин применяются фонтанные арматуры – устройство и назначение которых мы рассмотрели ранее. Чаще всего на практике применяются фонтанные арматуры крестового типа. После монтажа фонтанной арматуры и перед освоением скважины производится опресовка арматуры на герметичность и прочность технической водой с давлением 150 % от рабочего. Фонтанные елки газовых скважин оборудуются штуцерами, манометрами, термометрами, регуляторами дебита и давления, обратным клапаном, клапаномотсекателем, автоматически закрывающим скважину при аварийном состояние выкидных линий, линий обвязки скважины. Перед подачей газа в магистральные газопроводы его подготавливают на технологических установках различной конструкции. Выбор метода подготовки газа зависит от фракционного состава, наличия в нем конденсата, содержания воды в газе и агрессивных компонентов, давления и температуры газа в пластовых условиях и на устье скважины. Для подготовки газа газоконденсатных месторождений (или при наличии конденсата в газе больше допустимого объёмного процента), необходимо извлекать конденсат из газа, как наиболее ценное химическое сырье. При этом используются три основных способа подготовки газа на промыслах: 1. Низкотемпературная сепарация – получение низких температур при дросселировании газа высокого давления или на установках искусственного холода. 2. Абсорбция – извлечение жидких УВ и воды жидкими поглотителями. 3. Адсорбция – извлечение жидких УВ и воды твердыми поглотителями. Гидраты и борьба с ними. Природный газ газовых месторождений насыщен парами воды, которые конденсируются и скапливаются в скважинах и газопроводах при снижении температуры и давления газа. При определенных термобарических условиях (Р и Т) компоненты природного газа, взаимодействуя с водой образуют кристаллические вещества – гидраты. Это ведет к закупорке скважин, газопроводов, сепараторов, нарушению работы измерительной и регулирующей аппаратуры. Борьба с гидратами заключается в предупреждении их образования и в ликвидации уже образовавшихся гидратов. Для предотвращения образования гидратов применяют следующие меры: 1. На скважинах: устанавливают наилучший температурный режим работы скважины, постоянно (или периодически) подают на забой ингибиторы, гидратообразования, систематически удаляют с забоя скапливающуюся жидкость (продувки, сухие ПАВы и т.д.); устраняют причины пульсации газа в скважине. 2. В фонтанной арматуре скважины, обвязке и технологических трубопроводах системы сбора газа: обогрев отдельных участков и узлов, ввод в поток газа 111 ингибиторов гидратообразования, устранение резких перепадов давления, которые вызывают снижение температуры газа, ведущее к конденсации паров воды и образованию гидратов; систематическое удаление жидкости, скапливающейся в пониженных участках шлейфов через дренажные патрубки и т.д., регулярная продувка газопроводов от грязи и т.п., в местах скопления которых образуются кристаллы гидратов. 4.19.1. Технологические режимы эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин. Технологический режим эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин устанавливается при проектировании разработки месторождения. Режим эксплуатации газовой и газоконденсатной скважины должен обосновываться с учетом ряда факторов: - возможности деформации и разрушения призабойной зоны пласта в процессе эксплуатации, - образования песчано-жидкостной пробки на забое, - подтягивания конуса подошвенной воды (нефти при наличии нефтяной оторочки), - образования гидратов и коррозии оборудования, - выпадения и частичного выноса конденсата из призабойной зоны; - обводнения продукции скважины и отложения солей; - особенностей конструкции скважинного оборудования и обвязки скважин и других факторов. При установлении технологического режима эксплуатации используются данные, накопленные в процессе поиска, разведки и опытной эксплуатации месторождения. Эти данные формируются по результатам геологических, геофизических, газогидродинамических, газоконденсатных исследований и лабораторного изучения образцов коллекторов (керна, шлама), а так же находящихся в них углеводородных жидкостей и газа. На стадии освоения скважин и начальной стадии разработки месторождения устанавливаемый тех. режим эксплуатации должен обеспечить оптимальный дебит скважин при заданных геолого-промысловых и технических характеристиках пласта и скважины. Поскольку в процессе эксплуатации характеристики пласта и скважин изменяются, то и технологический режим должен быть изменен с учетом этих факторов. Изменения технологического режима обусловлено так же проведением геолого-технических мероприятий, направленных на увеличение производительности скважин, ремонтно-профилактических работ, нередко приводящих к снижению этой производительности. Многочисленные факторы, предопределяющие выбор того или иного технологического режима работы скважин, обуславливаются: 112 1. Режимом постоянного градиента давления (дополнительной депрессии) на забое, применяемым при эксплуатации слабосцементированных, легко деформируемых пластов. Градиент давления в условиях разрушения пласта выбирается таким, при котором коллектор не разрушается или разрушение охватывает лишь небольшую призабойную зону пласта. 2. Режимом постоянной депрессии на пласт при отсутствии опасности разрушения пласта, гидратообразования и подтягивания подошвенной воды, устанавливаемым с целью получения максимального дебита газа из скважины. 3. Режимом постоянного забойного давления, принимаемого за основной критерий в том случае, когда дальнейшее снижение приводит к выпадению в призабойной зоне конденсата и ухудшению параметров этой зоны. 4. Режимом постоянного дебита, величина которого выбирается при отсутствии осложняющих факторов: прорыва подошвенных вод, разрушение пласта. 5. Режимом постоянной скорости фильтрации, выбираемым из условия выноса песка с забоя скважины и может поддерживаться достаточно долго независимо от изменения Q и забойного давления в процессе разработки. 6. Безгидратным режимом (температурным) работы скважины, выбираемым в условиях возможного гидратообразования в пласте и стволе скважины. Этот режим легко поддается регулированию путем ввода ингибиторов гидратообразования. 7. Режимом постоянного устьевого давления, выбираемого при необходимости обеспечения сбора, осушки, очистки газа и его транспортировки по трубопроводам до ввода компрессорной станции. 8. Режимом постоянной скорости потока в стволе скважины в условиях коррозии, устанавливаемого в зависимости от интенсивности коррозионных процессов на скважинах, в продукции которых имеются агрессивные компоненты. В зависимости от выбранного определяющего фактора или их сочетания в качестве оптимального технологического режима выбирается один из перечисленных режимов для проекта разработки месторождения. Максимально допустимый дебит (МДД) скважины – максимальный дебит, при котором еще соблюдаются условия избранного оптимального технологического режима эксплуатации скважины, т.е. при котором еще не наступает разрушение (призабойной зоны) пласта, подтяжка подошвенных вод, гидратный режим работы скважин и т.д. Минимально необходимый дебит (МНД) – дебит скважины, при котором так же сохраняются условия избранного оптимального технологического режима, т.е. при Qраб < QМНД, уже не обеспечиваются скорости фильтрации и потока в башмаке НКТ, позволяющие выносить песок с забоя скважины, нарушается оптимальный температурный режим ее работы. Кроме факторов, связанных с характеристикой пласта и содержащихся в нём углеводородов, на технологический режим эксплуатации влияют: - диаметр скважины (т.е. эксплуатационной колонны); 113 - устанавливаемое забойное оборудование; - возможное отложение солей; - изменения, вносимые в систему сбора, осушки и очистки газа в процессе разработки и в параметры ее работы (этой системы), - изменения технико-экономических показателей разработки залежи, т.е. экономических расчетов и экономическое обоснование того или иного технологического режима эксплуатации. Контроль за режимом эксплуатации скважин. Для обеспечения нормальной эксплуатации газовых скважин согласно выбранному оптимальному технологическому режиму требуется осуществлять контроль за режимом их работы. В этих целях проводятся ежемесячные замеры рабочих параметров (Р и Т) скважин, ежеквартальные замеры Рст, с последующим расчетом Рпл., стандартные газодинамические исследования скважин методом установившихся режимов фильтрации с помощью ДИКТа, специальные газодинамические исследования скважин коллектором «Надым-1». Кроме того, в практике разработки газовых и газоконденсатных месторождений РФ, для контроля над режимом работы скважин применяются различные устьевые контрольные установки, обеспечивающие определение дебита скважины во время ее эксплуатации и проводимых газодинамических исследований, контроля над содержанием механических примесей в продукции и других параметров. Например: блочный комплект «Сокол-2», устройство «режим ППА-2», «Поток», «Поток-4»и т.д. 19.2. Одновременная раздельная эксплуатация двух газовых пластов одной скважиной Многие газовые и газоконденсатные месторождения многопластовые. Разработка и эксплуатация таких месторождений возможна двумя методами. При первом методе каждый газовый пласт эксплуатируется самостоятельными сетками скважин, при втором - одновременно, но раздельно два или три пласта одной скважиной. Метод одновременной раздельной эксплуатации (ОРЭ) двух и более пластов одной скважиной имеет следующие технико-экокомические преимущества: уменьшается общее число добывающих скважин для разработки двух пластов; сокращается общая протяженность промысловых газосборных трубопроводов; ускоряется ввод в эксплуатацию новых газоконденсатных залежей; уменьшаются капитальные вложения в строительство скважин и поверхностное оборудование, сокращается численность обслуживающего персонала. Выбор объектов для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной зависит от состава пластовых газов, разности давлений и температур газа в пластах, расстояния по вертикали между пластами, режима эксплуатации пластов. Объединение возможно, если составы пластовых газов однотипны, разность давлений и температур невелика, расстояние между пластами не больше 10 м, одинаковы режимы эксплуатации залежей. 114 Метод одновременной раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной затрудняет исследование пластов в этих скважинах, воздействие на призабойную зону с целью увеличения дебитов пластов, ремонтные работы в скважине, требует увеличения числа наблюдательных скважин и скважин для регулирования систем разработки пластов. Для разобщения пластов в скважине при их одновременной раздельной эксплуатации применяют пакеры, разобщающие межтрубное кольцевое пространство между обсадной колонной и колонной НКТ. Пакер устанавливают ниже верхнего газоносного пласта и закрепляют внизу колонны НКТ. Газ из верхнего пласта отбирают по межтрубному пространству, из нижнего - по колонне НКТ. Для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной на глубине 2000 - 3000 м и более в СевКавНИПИнефти разработана установка ГУЭ2ГП, обеспечивающая надежное разобщение газовых пластов при больших перепадах давлений и температур, независимое регулирование работы каждого пласта. Установка допускает эксплуатацию верхнего пласта по затрубному пространству, нижнего - по НКТ, а при необходимости эксплуатацию обоих пластов по НКТ. Скважинная установка для эксплуатации двух газовых пластов (ГУЭ2ГП) одной скважиной показана на рис. 4.19.2.1. Она состоит из гидравлического переключающего устройства (ГПУВ) Г и шлипсового пакера П. Переключающее устройство предназначено для разобщения трубного и затрубного надпакерного пространств. Управляется устройство гидравлически при помощи шаров, спускаемых в скважину на проволоке через НКТ. Устройство состоит из корпуса 5, в верхний конец которого ввернут сальник 8, а в нижний - переводник 1. Внутри размещен цилиндр 3, который прижат к упорному диску, опирающемуся на торец сальника. В корпусе сальника размещен подвижный поршень 4, который на нижнем конце имеет головку, образованную уплотняющими 115 Скважинная установка для эксплуатации двух газовых пластов одной скважиной ГУЭ2ГП: а - схема размещения ГУЭ2ГП в скважине; б - переключающее устройство установки; 1- переводник; 2, 9 - нижнее и верхнее седло соответственно; 3 цилиндр; 4 - поршень; 5 - корпус; 6 - отверстия; 7 - кожух; 8 - сальник; 9 – седло и упорными кольцами, сжатыми гайками. Длина хода поршня в цилиндре равна 45 мм. Надпоршневое пространство на наружной поверхности цилиндра пазами соединено с трубным пространством ниже седла 2. В корпусе сальника и в верхней части поршня просверлено по шесть отверстий 6 диаметром d = 10 мм. Отверстия по горизонтали совпадают с отверстиями в распорном кольце при крайнем верхнем положении поршня и перекрываются глухим кольцом при нижнем его положении. На корпусе сальника помещен кожух 7, предохраняющий обсадную колонну от прямого воздействия струи при прокачке через НКТ в затрубное пространство. Для сообщения трубного и затрубного надпакерного пространства, т. е. для перевода поршня из нижнего положения в верхнее, через лубрикатор фонтанной арматуры в трубы спускают груз с навинченным на нижнем конце специальным шаром диаметром 38 мм. После того как шар садится на нижнее седло, над ним создается гидравлическое давление, на 6 - 7 МПа выше существовавшего. Это давление, 116 действуя снизу на головку поршня, заставляет его перемещаться в верхнее положение - устройство открыто. Для его закрытия в НКТ спускают груз с шаром диаметром 45 мм до посадки последнего на верхнее седло 9. При создании над шаром давления поршень перемещается в нижнее крайнее положение - устройство закрыто. Благодаря применению в качестве уплотняющих деталей пластмассовых элементов, пакер обладает высокой химической и температурной стойкостью. Установка ГУЭ2ГП прошла промышленные испытания в скважинах Полтавского ГПУ. Метод ОРЭ двух пластов одной скважиной начал применяться в СССР с 1949 г. на Елшано-Курдюмском газовом месторождении и получил распространение на месторождениях Украины, Туркмении, Узбекистана. По схеме ОРЭ было обустроено свыше 140 скважин на месторождениях Укргазпрома, Туркменгазпрома, Узбекгазпрома. 117 20. ГАЗЛИФТНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН 20.1. Общие принципы газлифтной эксплуатации Газлифтная скважина - это по существу та же фонтанная скважина, в которой недостающий для необходимого разгазирования жидкости газ подводится с поверхности по специальному каналу (рис. 4.20.1.). По колонне труб 1 газ с поверхности подается к башмаку 2, где смешивается с жидкостью, образуя ГЖС, которая поднимается на поверхность по подъемным трубам 3. Закачиваемый газ добавляется к газу, выделяющемуся из пластовой жидкости. В результате смешения газа с жидкостью образуется ГЖС такой плотности, при которой имеющегося давления на забое скважины достаточно для подъема жидкости на поверхность. Все понятия и определения, изложенные в теории движения газожидкостных смесей в вертикальных трубах, в равной мере приложимы к газлифтной эксплуатации скважин и служат ее теоретической основой. Точка ввода газа в подъемные трубы (башмак) погружена под уровень жидкости на величину h; давление газа Р1 в точке его ввода в трубы пропорционально погружению h и связано с ним очевидным соотношением Р1 = hρg. Давление закачиваемого газа, измеренное на устье скважины, называется рабочим давлением Рp. Оно практически равно давлению у башмака Р 1 и отличается от него только на величину гидростатического давления газового столба ΔР1 и потери давления на трение газа в трубе ΔР2, причем ΔР1 увеличивает давление внизу Р1, а ΔР2 уменьшает. Таким образом, Р1 Р р Р1 Р 2 или Р р Р1 Р1 Р 2 В реальных скважинах ΔР1 составляет несколько процентов от Р1, а ΔР2 еще меньше. Поэтому рабочее давление Рр и давление у башмака Р1 мало отличаются друг от друга. Таким образом, достаточно просто определить давление на забое работающей газлифтной скважины по ее рабочему давлению на устье. Это упрощает процедуру исследования газлифтной скважины, регулировку ее работы и установление оптимального режима. Скважину, в которую закачивают газ для использования его энергии для подъема жидкости, называют газлифтной, при закачке для той же цели воздуха - эрлифтной. Применение воздуха способствует образованию в НКТ очень стойкой эмульсии, разложение которой требует ее специальной обработки поверхностноактивными веществами, нагрева и или длительного отстоя. Выделяющаяся при сепарации на поверхности газовоздушная смесь опасна в пожарном отношении, так как при определенных соотношениях образует взрывчатую смесь. Это создает необходимость выпуска отработанной газовоздушной смеси после сепарации в атмосферу. Применение углеводородного газа, хотя и способствует образованию эмульсии, но такая эмульсия нестойкая и разрушается (расслаивается) часто простым отстоем без применения дорогостоящей обработки для получения чистой кондиционной нефти. Это объясняется отсутствием кислорода или его 118 незначительным содержанием в используемом углеводородном газе и химическим родством газа и нефти, имеющих общую углеводородную основу. Кислород, содержащийся в воздухе, способствует окислительным процессам и образованию на глобулах воды устойчивых оболочек, препятствующих слиянию воды, укрупнению глобул и последующему их оседанию при отстое. Вследствие своей относительной взрывобезопасности отработанный газ после сепарации собирается в систему газосбора и утилизируется. Причем отсепарированный газ газлифтной скважины при бурном перемешивании его с нефтью при движении по НКТ обогащается бензиновыми фракциями. При физической переработке такого газа на газобензиновых заводах получают нестабильный бензин и другие ценные продукты. Что касается нефти, то она стабилизируется, что уменьшает ее испарение при транспортировке и хранении. Переработанный (осушенный) на газобензиновых заводах газ снова используется для работы газлифтных скважин после его предварительного сжатия до необходимого давления на компрессорных станциях промысла. Таким образом, газлифт позволяет улучшать использование газа и эксплуатировать месторождение более рационально по сравнению с эрлифтом. Единственным достоинством эрлифта является неограниченность источника воздуха как рабочего агента для газожидкостного подъемника. Реальные газлифтные скважины не оборудуются по схеме, показанной на рис. 4.20.1, так как спуск в скважину двух параллельных рядов труб, жестко связанных внизу башмаком, практически осуществить нельзя. Эта схема приведена только лишь для пояснения принципа работы газлифта. Однако ее использование вполне возможно и в ряде случаев целесообразно для откачки больших объемов жидкости, например, из шахт или других емкостей с широким проходным сечением. Для работы газлифтных скважин используется углеводородный газ, сжатый до давления 4 -10 МПа. Источниками сжатого газа обычно бывают либо специальные компрессорные станции, либо компрессорные газоперерабатывающих заводов, развивающие необходимое давление и обеспечивающие нужную подачу. Такую систему газлифтной эксплуатации называют компрессорным газлифтом. Системы, в которых для газлифта используется природный газ из чисто газовых или газоконденсатных месторождений, называют бескомпрессорным газлифтом. При бескомпрессорном газлифте природный газ транспортируется до места расположения газлифтных скважин и обычно проходит предварительную подготовку на специальных установках, которая заключается в отделении конденсата и влаги, а иногда и в подогреве этого газа перед распределением по скважинам. Избыточное давление обычно понижается дросселированием газа через одну или несколько ступеней штуцеров. Существует система газлифтной эксплуатации, которая называется внутрискважинным газлифтом. В этих системах источником сжатого газа служит газ газоносных пластов, залегающих выше или ниже нефтенасыщенного пласта. Оба пласта вскрываются общим фильтром. В таких случаях газоносный горизонт изолируется от нефтеносного пласта одним или двумя пакерами (сверху и снизу), и газ вводится в трубы через 119 штуцерное устройство, дозирующее количество газа, поступающего в НКТ. Внутрискважинный газлифт исключает необходимость предварительной подготовки газа, но вносит трудности в регулировку работы газлифта. Этот способ оказался эффективным средством эксплуатации добывающих скважин на нефтяных месторождениях Тюменской области, в которых над нефтяными горизонтами залегают газонасыщенные пласты с достаточными запасами газа и давления для устойчивой и продолжительной работы газлифта. 20.1.2. Конструкции газлифтных подъемников Два канала, необходимых для работы газлифтной скважины в реальных условиях, создаются двумя рядами концентрично расположенных труб, т. е. спуском в скважину первого (внешнего) и второго (внутреннего) рядов труб. Внешний ряд труб большего диаметра (обычно 73 - 102 мм) спускается первым. Внутренний, меньшего диаметра (обычно 48, 60, 73 мм) спускается вторым внутрь первого ряда. Образуется так называемый двухрядный подъемник, в котором, как правило, сжатый газ подается в межтрубное пространство между первым и вторым рядами труб, а ГЖС поднимается по внутреннему, второму ряду труб (рис. 4.20.1.2.1, а). Первый ряд труб обычно спускается до интервала перфорации, а второй под динамический уровень на глубину, соответствующую рабочему давлению газа, так как погружение башмака НКТ под динамический уровень, выраженное в единицах давления, всегда равно рабочему давлению газа. В газлифтной скважине, оборудованной двухрядным подъемником, реальный динамический уровень устанавливается во внешнем межтрубном пространстве между обсадной колонной и первым рядом труб. Если межтрубное пространство перекрыто и там имеется некоторое давление газа, то действительное, а следовательно, и рабочее давление будет складываться из погружения под уровень и гидростатического давления газа во внешнем межтрубном пространстве: Р1 h g Р з пли Р h h з g Двухрядные подъемники раньше применялись широко, особенно когда эксплуатация скважин осложнялась выделением песка, который нужно было выносить на поверхность. Скорость восходящего потока при движении по первому ряду труб больше, чем при движении по обсадной колонне. Поэтому башмак первого ряда спускался, как правило, до забоя. В то же время при необходимости можно было легко изменять погружение второго ряда труб в связи с изменением динамического уровня, увеличением отбора или по другим причинам. При таком изменении первый ряд труб остается на месте. Однако двухрядный подъемник сооружение металлоемкое, а поэтому дорогое. Лишь при отсутствии герметичности обсадной колонны его применение оправдано как вынужденная мера. Разновидностью двухрядного подъемника является полуторарядный (рис. 4.20.1.2.1, б) в котором для экономии металла трубы первого ряда имеют хвостовую часть (ниже башмака второго ряда) из труб меньшего диаметра. Это существенно уменьшает металлоемкость конструкции, позволяет увеличить 120 скорость восходящего потока, но осложняет операцию по увеличению погружения, т. е. по допуску второго ряда, так как для этого необходимо предварительно изменить подвеску первого ряда труб. Схема однорядного наименее металлоемкого подъемника приведена на рис. 4.20.1.2.1, в. Газ подается в межтрубное пространство и ГЖС поднимается по одному ряду труб, диаметр которых определяется дебитом скважины и техническими условиями ее эксплуатации. Реальный уровень жидкости всегда устанавливается у башмака подъемных труб. Уровень не может быть выше, так как в этом случае газ не будет поступать в НКТ. Он не может быть и ниже башмака, так как тогда в НКТ не будет поступать жидкость. Однако при пульсирующем режиме работы газожидкостного подъемника уровень жидкости колеблется у башмака, периодически его перекрывая. Видимого погружения и динамического уровня жидкости при однорядном подъемнике нет, а гидростатическое давление у башмака подъемных труб, создаваемое погружением его под динамический уровень, заменяется давлением газа Р1. Положение динамического уровня (называемого иногда условным) как обычно определяется рабочим давлением газа pi, пересчитанным в соответствующую высоту столба жидкости (см. рис. 4.20.1.2.1, в). На рис. 4.20.1.2.1, в показан пьезометр, присоединенный к скважине. В таком пьезометре устанавливается реальный динамический уровень, соответствующий рабочему давлению. Недостатком однорядного подъемника является низкая скорость восходящего потока между забоем и башмаком, глубина спуска которого определяется рабочим давлением газа, отбором жидкости, а также коэффициентом продуктивности скважины. Однако при этом упрощается допуск труб или вообще изменение глубины их подвески, если возникает такая необходимость. Поэтому существует разновидность однорядного подъемника - подъемник с рабочим отверстием (см. рис. 4.20.1.2.1, г). Один ряд труб необходимого диаметра спускается до забоя (или до верхних дыр перфорации), но на расчетной глубине, т. е. на глубине, где должен быть башмак (глубина места ввода газа в НКТ), устанавливается рабочая муфта с двумя-четырьмя отверстиями диаметром 5 - 8 мм. Сечение отверстий должно обеспечить пропуск расчетного количества газа при перепаде давлений у отверстий, не превышающем 0,1 - 0,15 МПа. Перепад давления у отверстий удерживает уровень жид кости ниже отверстия на 10 - 15 м и обеспечивает более равномерное поступление газа в трубы. Однорядный подъемник с рабочим отверстием (или муфтой) создает наибольшие скорости восходящего потока, является наименее металлоемким, однако требует подъема колонны труб при необходимости изменения погружения. Положение условного динамического уровня и погружение определяются рабочим давлением газа у рабочих отверстий, пересчитанным в столб жидкости. Однорядная конструкция газлифта, при котором используются 60 или 73-мм трубы, создает широкое межтрубное пространство, размеры которого играют решающую роль в случае использования различных клапанов, широко применяемых в настоящее время. В однорядном подъемнике вместо рабочей муфты с рабочими отверстиями может применяться так называемый концевой рабочий клапан, поддерживающий постоянный перепад давления при прохождении через него газа, равный 0,1 - 0,15 121 МПа, достаточный для того, чтобы постоянно удерживать уровень жидкости ниже клапана на 10 - 15 м. Концевой клапан обычно приваривается к спецмуфте с внешней стороны и имеет пружинную регулировку необходимого перепада давления и расхода газа. Такой клапан снабжается еще специальным шариковым клапаном, который закрывает рабочее отверстие и позволяет осуществлять обратную промывку скважины до забоя (рис. 4.20.1.2.2.). Необходимо отметить, что любая конструкция газлифтного подъемника может работать по двум схемам. В одном случае сжатый газ подается в межтрубное пространство, а ГЖС движется по центральной колонне труб. Эта схема обычная (см. рис. 4.20.1.2.1, а, б, в, г) и называется кольцевой, так как газ направляется в кольцевое пространство. В другом случае сжатый газ можно подавать в центральную колонну труб, а ГЖС в этом случае будет подниматься по кольцевому пространству. Такая схема называется центральной, так как газ закачивается в центральные трубы. Почти все газлифтные скважины работают по кольцевой схеме, так как поперечное сечение кольцевого пространства, как правило, больше сечения центральных труб и оптимальные условия работы по нему могут быть достигнуты только при больших дебитах. Кроме того, при отложении парафина его удаление с внутренних стенок обсадной колонны или первого ряда труб практически невозможно. 20.2. Пуск газлифтной скважины в эксплуатацию (пусковое давление) Эксплуатация скважин не протекает бесперебойно. По различным причинам их приходится останавливать для ремонта и вновь пускать в эксплуатацию. Пуск газлифтных скважин имеет некоторые особенности, связанные с принципом их работы. Рассмотрим пуск газлифтной скважины, оборудованной однорядным подъемником, работающим по кольцевой системе. Процесс пуска состоит в доведении закачиваемого газа до башмака подъемных труб, т. е. в отжатии газом уровня жидкости до башмака. Это означает, что объем жидкости в межтрубном пространстве V1 должен быть вытеснен нагнетаемым газом (рис. 4.20.2.1.). Вытесняемая жидкость перетекает в подъемные трубы, в результате чего уровень в них становится выше статического. Возникает репрессия на пласт, определяемая превышением столба жидкости Δh над статическим уровнем, под действием которой должно произойти частичное поглощение жидкости пластом. При плохой проницаемости пласта или наличии на забое илистых осадков, которые могут играть роль обратного клапана, т. е. пропускать жидкость из пласта и препятствовать ее поглощению, вся вытесняемая жидкость перетечет в подъемные трубы, так что объем V1 будет равен объему жидкости V2 перемещенной в трубы. При частичном поглощении жидкости пластом V2 < V1. 20.3. Методы снижения пусковых давлений В практике эксплуатации газлифтных скважин, особенно в ранние периоды, было выработано много практических приемов пуска газлифтных скважин и преодоления трудностей, связанных с возникновением высоких пусковых давлений. К этим методам можно отнести следующие. 20.3.1. Применение специальных пусковых компрессоров При использовании компрессорных станций в качестве источника сжатого 122 газа для газлифтных скважин на этих станциях устанавливается один или несколько компрессоров (в зависимости от потребности), развивающих повышенное давление, достаточное для пуска скважины. Пусковые компрессоры работают в специальную пусковую линию, соединяющую компрессорную станцию с газораспределительным узлом, в котором путем переключения соответствующих задвижек газ из пусковой линии может быть направлен в любую газлифтную скважину. После пуска скважины на распределительном узле новым переключением задвижек в газовую линию этой скважины направляется газ из рабочей магистрали с давлением, соответствующим рабочему давлению. В особых случаях для пуска скважин применяются передвижные компрессоры на автомобильном ходу или на специальных рамах, перемещаемых вертолетами аналогично тому, как это практикуется при освоении скважин и вызове притока. 20.3.2. Последовательный допуск труб Башмак подъемных труб в этом случае спускается под статический уровень не на проектную глубину, а на такую, при которой можно продавить скважину имеющимся давлением Рк (давление компрессора или в газовой линии). Глубина спуска башмака под уровень находится из формулы пускового давления путем приравнивания ее к величине имеющегося давления Рк f Р к Р пуск h1 g1 г cos fж , откуда h1 Рк f g1 г fж cos После спуска башмака труб под уровень на глубину h1 скважина пускается и продувается до выхода из скважины чистого газа. При этом часть жидкости из скважины выбрасывается. После этого арматура устья снимается, и колонна подъемных труб спускается ниже на величину h2 < h1, после чего снова ставится арматура и скважина снова продувается до чистого газа. Так делается несколько раз, пока башмак труб не достигнет проектной глубины. При каждом очередном допуске труб погружение hi+1 берется на 10 - 30 % меньше, чем погружение hi в предшествующем допуске. Последовательный допуск труб - очень трудоемкий процесс с ограниченными возможностями. Он применим в скважинах, имеющих очень малый коэффициент продуктивности, а следовательно, медленное восстановление уровня в промежутках между очередными продувками скважины, так как после очередной продувки необходимо разобрать устьевую арматуру, осуществить допуск труб и снова собрать арматуру для следующей продувки. 20.3.3. Переключение работы подъемника с кольцевой системы на центральную Переключение скважины с кольцевой системы на центральную только на период ее пуска уменьшает пусковое давление при однорядном подъемнике в 8,49/1,1335 = 7,5 раза. При двухрядном - такое переключение дает незначительный эффект и пусковое давление уменьшается всего лишь на 11 %. Поэтому при 123 однорядном лифте переключение на центральную систему пуска может оказаться очень эффективным средством. После пуска скважины лифт переключается на кольцевую систему для нормальной ее эксплуатации. 20.3.4. Задавка жидкости в пласт Если скважина при репрессии хорошо поглощает жидкость, то закачкой газа и выдержкой скважины под давлением достаточно длительное время можно задавить жидкость в пласт. Уровень опустится, дойдет до башмака и скважина будет пущена. Длительность выдерживания скважины под максимальным давлением зависит от ее поглотительной способности. Чем она больше, тем время выдержки меньше. В принципе этот прием пуска пригоден при условии, что давление компрессора равно или превышает статическое давление у башмака, т. е. при условии Рк > h1ρg. 20.3.5. Применение пусковых отверстий На колонне лифтовых труб ниже статического уровня заблаговременно сверлятся так называемые пусковые отверстия.(рис. 4.20.3.5.1.) При закачке газа в межтрубное пространство опускающийся уровень жидкости обнажает первое отверстие, через которое газ поступает в НКТ, разгазирует в них жидкость до такой степени, что она начинает переливать. Это явление аналогично работе газлифтной скважины с башмаком, установленным на уровне первого отверстия. После перелива жидкости равенство давлений в межтрубном пространстве и в НКТ на уровне отверстия нарушается. Для восстановления равенства давлений уровень в межтрубном пространстве опускается на определенную величину, зависящую от давления компрессора и плотности ГЖС в НКТ. Если на этой глубине сделать новое отверстие, то после его обнажения через него пойдет газ в НКТ из затрубного пространства. Вследствие усиливающегося поступления газа в подъемник (работа двух отверстий) выброс жидкости увеличится, равенство давлений внутри НКТ на уровне второго отверстия и в межтрубном пространстве снова нарушится и для его восстановления уровень в межтрубном пространстве снова опустится на некоторую глубину, где должно находиться третье отверстие. Таким способом можно понизить уровень в межтрубном пространстве до башмака НКТ, после чего газлифт перейдет на нормальную работу через башмак. Однако при установившейся работе газлифта через эти пусковые отверстия, остающиеся все время открытыми, будет происходить дополнительная утечка газа, что приведет к повышенному удельному расходу нагнетаемого газа, а следовательно, к снижению к. п. д. подъемника по сравнению с его работой при поступлении газа только через башмак. Поэтому эти отверстия после перехода на нормальную работу необходимо закрыть. Для этого используют специальные устройства пусковые клапаны. Отсюда видно, что с помощью пусковых отверстий, расположенных соответствующим образом по длине НКТ, можно оттеснить уровень жидкости в межтрубном пространстве до проектной глубины, т. е. до башмака НКТ, и осуществить пуск газлифтной скважины имеющимся давлением Рк. С увеличением глубины расстояния между отверстиями уменьшаются, так как х1 > х2 > х3 > … > хi. Для гарантированного пуска число отверстий делается на 10 - 15 % больше расчетного, причем все они пропорционально смещаются вверх. Размер отверстий 124 рассчитывается по предельному расходу газа (по подаче компрессора), при котором скорость его истечения в отверстии не превышает критических значений (скорости звука). Предельное давление в НКТ Рoimin рассчитывается по формулам работы подъемника на нулевой подаче или находится по специальным графикам. После перехода на нормальный режим работы через башмак отверстия, остающиеся открытыми, увеличивают удельный расход газа, поэтому этот метод снижения пускового давления практически не применяется. Здесь описаны принципиальные возможности пуска скважины с помощью пусковых отверстий и полная методика расчета не приводится, так как она достаточна сложна и содержит много таких деталей, как, например, особенности расчета размещения отверстий при начальном переливе и при вступлении в работу самого пласта. Имеются и другие приемы преодоления трудностей пуска газлифтных скважин, как, например, предварительное понижение уровня жидкости в скважине путем поршневания или оттартывания желонкой. В настоящее время для пуска газлифтных скважин используются более надежные и рациональные методы снижения пусковых давлений с помощью пусковых и рабочих клапанов. 20.3.6. Газлифтные клапаны Современная технология зксплуатации газлифтных скважин неразрывно связана с широким использованием глубинных клапанов специальной конструкции, с помощью которых устанавливается или прекращается связь между трубами и межтрубным пространством и регулируется поступление газа в НКТ. В настоящее время существует большое число глубинных клапанов разнообразных конструкций. Все клапаны по своему назначению можно разделить на три группы. 1. Пусковые клапаны для пуска газлифтных скважин и их освоения. 2. Рабочие клапаны для непрерывной или периодической работы газлифтных скважин, оптимизации режима их работы при изменяющихся условиях в скважине путем ступенчатого изменения места ввода газа в НКТ. При периодической эксплуатации через эти клапаны происходит переток газа в НКТ в те моменты, когда над клапаном накопится столб жидкости определенной высоты и эти клапаны перекрывают подачу газа после выброса из НКТ жидкости на поверхность. 3. Концевые клапаны для поддержания уровня жидкости в межтрубном пространстве ниже клапана на некоторой глубине, что обеспечивает более равномерное поступление через клапан газа в НКТ и предотвращает пульсацию. Они устанавливаются вблизи башмака колонны труб. По конструктивному исполнению газлифтные клапаны очень разнообразны. В качестве упругого элемента в них используется либо пружина (пружинные клапаны), либо сильфонная камера, в которую заблаговременно закачан азот до определенного давления (сильфонные клапаны). В этих клапанах упругим элементом является сжатый азот. Существуют комбинированные клапаны, в которых используются и пружина, и сильфон. По принципу действия большинство клапанов являются дифференциальными, т. е. открываются или закрываются в 125 зависимости от перепада давлений в межтрубном пространстве и в НКТ на уровне клапана. Они используются как в качестве пусковых, так и в качестве рабочих. В отечественной практике нефтедобычи пружинные клапаны были разработаны (А. П. Крылов и Г. В. Исаков) и испытаны на нефтяных промыслах Баку. Пружинный дифференциальный клапан (рис. 4.20.3.6.1.) укрепляется на внешней стороне НКТ. Он имеет основной 1 и вспомогательный 2 штуцера. Газ поступает через отверстия 3, число которых можно изменять. На обоих концах штока 4 имеются две клапанные головки, причем пружины, натяжение которых регулируется гайкой 6, держат шток прижатым к нижнему штуцеру 2. Таким образом, нормально клапан открыт. При его обнажении газ через отверстие 3 и штуцер 1 проникает в НКТ и газирует в них жидкость. В результате давление в НКТ Рт падает, а Рк остается постоянным. Возникает сила, стремящаяся преодолеть натяжение пружины Рп и закрыть клапан. Сильфонные клапаны бывают двух типов: - работающие от давления в межтрубном пространстве Рк; - работающие от давления в НКТ Рт. Сильфонный клапан, управляемый давлением Рк, (рис. 4.20.3.6.2.), состоит из сильфонной камеры 1, заряженной азотом до давления. Эффективная площадь сечения сильфона fс. На штоке 2 имеется клапан 3, сечение седла которого fк. Через штуцерное отверстие 4 газ поступает из межтрубного пространства через клапан в НКТ. Принципиальная схема клапана, чувствительного к изменениям давления в трубах, показана на рис. 4.20.3.6.3. В нем на сильфон всегда действует давление Р т, устанавливающееся в трубах. При накопленни жидкости в НКТ и соответствующем увеличении давления сопротивление сильфона преодолевается, и клапан открывается, впуская газ в НКТ из межтрубного пространства. После открытия давление Рт, будет действовать на всю площадь сильфона fс. При снижении давления в трубах до некоторой величины клапан закроется, так как сила, действующая со стороны сильфона, станет больше, чем сила, дсйствующая со стороны камеры клапана. Комбинированные клапаны имеют в дополнение к сильфону цилиндрическую пружину, которая воспринимает на себя часть нагрузки. Это позволяет делать сильфон более чувствительным к изменениям давления, действующего на него при прямом и обратном ходе. Клапаны этого типа могут применяться при периодической газлифтной эксплуатации. После выброса жидкости клапан закроется и откроется вновь только при накоплении жидкости в НКТ до определенной величины. Газлифтные клапаны в зависимости от конструкции укрепляются на колонне НКТ либо снаружи, либо внутри в специальных камерах, имеющих эллиптическое сечение. При наружном креплении клапанов для их замены при поломке или при необходимости изменения регулировки из скважины извлекают всю колонну труб. При креплении клапанов в эллиптических камерах внутри НКТ они извлекаются с помощью специальной, так называемой канатной техники, а колонна труб остается и скважине. Газлифтные клапаны и особенно его рабочие органы изготавливаются из специальных сталей и сплавов, стойких к действию коррозии и износу. Для того 126 чтобы можно было осуществлять при необходимости промывку скважины, оборудованной газлифтными клапанами, последние снабжаются дополнительным узлом, выполняющим роль обратного клапана. При создании давления внутри НКТ обратный клапан закрывается, и поток промывочной жидкости идет не через газлифтный клапан, а через башмак колонны труб. Газлифтные клапаны, несмотря на их кажущуюся простоту, как это может показаться, если рассматривать их принципиальные схемы, в действительности являются сложными приборами, для изготовления которых нужна совершенная технология и высокая точность производства. Конструкция газлифтного клапана, управляемого давлением в трубах, показана в качестве примера на рис. 4.20.3.6.4. Клапан предназначен для крепления снаружи НКТ. Принципиальная схема такого клапана была показана на рис. 4.20.3.6.3. Такой газлифтный клапан комплектуется обратным клапаном, привинченным к нижнему концу. 20.4. Оборудование газлифтных скважин Арматура, устанавливаемая на устье газлифтных скважин, аналогичная фонтанной арматуре и имеет то же назначение - герметизацию устья, подвеску подъемных труб и возможность осуществления различных операций по переключению направления закачивания газа, операций по промывке скважины и пр. На газлифтных скважинах часто используется фонтанная арматура, остающаяся после фонтанного периода эксплуатации, но обычно применяется специальная упрощенная и более легкая арматура, поскольку возможные неполадки в ней не угрожают открытым фонтаном. Часто арматуру приспосабливают для нагнетания газа либо только в межтрубное пространство, либо в центральные трубы. Когда эксплуатация газлифтных скважин сопровождается интенсивным отложением парафина, арматура устья дополнительно оборудуется лубрикатором, через который в НКТ вводится скребок, спускаемый на проволоке для механического удаления парафина с внутренних стенок труб. Для борьбы с отложением парафина применяются и другие методы, как, например, остеклованные или эмалированные трубы, на гладкой поверхности которых парафин не удерживается и уносится потоком жидкости. На устье газлифтных скважин устанавливается регулирующая аппаратура - обычно клапанрегулятор давления с мембранным исполнительным механизмом, регулирующим давление после себя, для поддержания постоянного давления нагнетаемого в скважину газа, так как в магистральных линиях часто наблюдаются колебания давления, нарушающие нормальную работу скважин, а иногда вызывающие и их остановку. В системах централизованного газоснабжения регуляторы давления, различные расходомеры, а также запорная арматура устанавливаются на газораспределительных пунктах (ГРП). При такой централизации контроля и управления за работой газлифтных скважин улучшается надежность и качество их обслуживания. Важнейшим достижением в области газлифтной эксплуатации было создание н освоение так называемой техники и технологии спуска н извлечения газлифтных клапанов через НКТ, устанавливаемых в специальных эксцентричных камерах, 127 размещенных на колонне насосно-компрессорных труб на расчетных глубинах. Это исключило необходимость извлечения колонны труб для замены пусковых или рабочих клапанов при их отказе или поломке. В расчетных местах на колонне труб устанавливаются специальные эксцентричные камеры с карманом для ввода в него газлифтного клапана. В посадочном кармане спускаемый в него клапан уплотняется с помощью верхних и нижних колец из нефтестойкой резины и стопорной пружинной защелки. На внешней стороне эксцентричной камеры в месте расположения клапана между его уплотнительными кольцами делаются сквозные отверстия. Через эти отверстия газ из межтрубного пространства проходит в посадочный карман, а затем через боковые отверстия в самом клапане и его седло - в насосно-компрессорные трубы. Эксцентричная камера делается таким образом, что проходное сечение колонны труб и их соосность полностью сохраняются. В верхней части эксцентричной камеры (рис. 4.20.4.1.) устанавливается специальная направляющая втулка, ориентирующая инструмент, на котором спускается клапан так, чтобы он при отклонении точно попадал в посадочный карман. На нижнем конце сборки посадочного инструмента имеется захватное пружинное устройство, которое освобождает головку клапана после его посадки в карман. Посадочный инструмент, имеющий шарнирные соединения, после того как он будет правильно ориентирован направляющей втулкой, переламывается в этих шарнирных соединениях с помощью пружинных устройств с тем, чтобы продольная ось спускаемого клапана совпала с продольной осью посадочной камеры. Посадочный инструмент спускается в НКТ на стальной проволоке диаметром от 1,8 до 2,4 мм через устье скважины. Клапаны извлекаются также с помощью канатной техники. Для этого в скважину спускается экстрактор, который, попадая в эксцентричную камеру, после последующего небольшого подъема ориентируется там направляющей втулкой в плоскости посадочной камеры клапана. После ориентации экстрактора его звенья под действием пружин переламываются в сочленениях так, что становятся в положение перед ловильной головкой клапана. Захватное пружинное приспособление на конце экстрактора при посадке на ловильную головку клапана захватывает ее и при подъеме вырывает сам клапан из посадочной камеры. Для замены газлифтных клапанов в эксцентричных камерах или установки вместо газлифтных клапанов просто заглушек, не прибегая при этом к глушению или остановке скважины, на устье скважины устанавливается специальное оборудование устья газлифта ОУГ-80Х350 с проходным диаметром 80 мм и рассчитанное на давление 35 МПа, представляющее собой лубрикатор особой конструкции (рис. 4.20.4.2.). На фланец верхней крестовины 1 газлифтной арматуры или на фланец буферной задвижки устанавливается малогабаритный перекрывающий механизм - превентор 2 с ручным приводом, имеющий эластичные (резиновые) уплотняющие элементы, с помощью которых можно перекрыть скважину даже в том случае, когда в ней остается проволока. На превентор с помощью быстросъемных соединений крепятся секции лубрикатора 3, на верхнем конце которого имеется сальник 4 для пропуска проволоки 5 или тонкого каната и ролик 6. Внизу арматуры укрепляется натяжной шкив 7, через 128 который канатик направляется на барабан лебедки с механическим приводом. Параллельно лубрикатору крепится небольшая съемная мачта 8 с полиспастом 9 для облегчения поднятия и сборки лубрикатора и ввода в него необходимого инструмента или извлечения поднятых клапанов. Натяжной шкив связан механически с датчиком 10, преобразующим силу натяжения канатика в электрические сигналы, передаваемые по кабелю 11 на индикаторное устройство. Датчик показывает натяжение канатика и дает информацию о захвате и извлечении газлифтного клапана из посадочной камеры. Вообще при использовании канатной техники по натяжению канатика можно судить о проводимых операциях на глубине. В связи с этим точности определения натяжения канатика, предотвращению его обрыва придается особое значение при использовании канатной техники. В качестве привода для барабана лебедки используется гидравлический двигатель для более точного и плавного осуществления этих операций. Газлифтные клапаны устанавливаются и извлекаются с помощью гидравлической лебедки, смонтированной в кузове микроавтобуса, либо на специальной раме, переносимой вертолетом при использовании на заболоченных территориях. Такой агрегат (ДГТА-4) разработан проектной организацией Азинмаша. Агрегат смонтирован на шасси автомобиля УАЗ-452 и состоит из масляного насоса с приводом от двигателя автомобиля, двухскоростной лебедки с приводом от гидродвигателя, системы гидрооборудования, включающей клапанные и золотниковые устройства, а также гидросистему управления лебедкой. Перед оператором в кабине установлены индикатор натяжения проволоки и указатель глубины. Гидродвигатель лебедки может работать как насос в режиме торможения и может быть полностью остановлен перекрытием соответствующих клапанов. Агрегат применяется для работ по установке и извлечению газлифтных клапанов в скважинах глубиной до 4600 м при диаметре проволоки до 2,5 мм, а также для спуска измерительных приборов при исследовании скважин глубиной до 7000 м с проволокой 1,8 мм. Скорость подъема инструмента регулируется от 0,2 до 16 м/с. Номинальная мощность гидродвигателя лебедки ~ 27,2 кВт. Гидронасос масляный шестеренчатого типа развивает давление до 13 МПа при подаче 0,0025 м 3/с (150 л/мин). Разработан также вариант агрегата для Западной Сибири на базе гусеничного транспортера ГАЗ-71. 20.5. Системы газоснабжения и газораспределения Технически правильно организованная система газлифтной эксплуатации обязательно должна предусматривать использование отработанного в газлифтных скважинах газа низкого давления или так называемый замкнутый технологический цикл. Сущность его состоит в сборе отработанного газа и подаче его вновь на прием компрессоров, снабжающих газлифтные скважины газом высокого давления. Источником газа высокого давления могут быть как компрессорные станции, так и скважины чисто газовых месторождений. Отработанный газ после интенсивного перемешивания с нефтью в подъемных трубах насыщается тяжелыми газообразными углеводородами и для повторного использования 129 требует предварительной подготовки. Природный газ газовых месторождений так же нуждается в предварительной подготовке - в удалении из газа конденсата и влаги, присутствие которых приводит к образованию в магистралях и в контрольно-измерительной арматуре кристаллогидратов, нарушающих нормальную эксплуатацию системы газоснабжения. Подготовка газа - отделение конденсата и осушка - может производиться различными способами и составляет особую проблему, начиная от сооружения специальных газоперерабатывающих заводов с установками для низкотемпературной сепарации, абсорбционных установок для отделения тяжелых бензиновых фракций, осушки газа от влаги при его прокачке через «молекулярные сита» (твердые адсорбенты - молекулярные сита), очистки от сероводорода, механических примесей и др. до простого подогрева газа в беспламенных газовых печах перед подачей его в скважины. При использовании природного газа важно не допустить снижения давления ниже необходимого уровня в процессе предварительной подготовки газа. В наиболее простом виде подготовка осуществляется на специальных установках и состоит в следующем. 1. Дозированный ввод в поток газа на устье газовых скважин ингибиторов для предотвращения гидратообразования. Такими ингибиторами могут быть растворы хлористого кальция (СаСl2), гликоли, метанол и др. 2. Охлаждение газа с одновременным частичным понижением давления с последующим пропусканием его через сепараторы для отделения сконденсировавшейся капельной жидкой фазы. 3. Дросселирование газа через последовательную систему штуцеров для снижения давления газа до нужных пределов. 4. Подогрев газа в газовых пламенных или беспламенных печах до температуры 60 - 90°С. 5. Пропуск газа через сосуды высокого давления - фильтры-пылеуловители для отделения механических примесей, вызывающих эрозию газлифтных клапанов, контрольно-измерительной и регулирующей аппаратуры и ряд других осложнений в работе всего газлифтного хозяйства. Для стабилизации давления в промысловой газораспределительной сети перед установкой по подготовке газа предусматривают регулятор давления «после себя». При движении по промысловым распределительным сетям газ охлаждается и газоконденсат, который улавливается в сепараторах и автоматически отводится при его накоплении по конденсатопроводам в нефтяную групповую установку. Опыт внедрения газлифта показал, что наиболее простым способом предотвращения осложнений в работе системы газораспределения, связанных с гидратообразованием, является подогрев газа. С этой целью разработаны передвижные подогреватели газа (ППГ-1), состоящие из двух секций трубчатого змеевика. В первой секции змеевик нагревается за счет теплоизлучения от раскаленных панелей беспламенных газовых горелок. Во второй секции - за счет конвективного подогрева отходящими газами. Змеевики, нагревательные элементы, а также вся автоматика подогревателя крепятся на сварной металлической конструкции, снабженной салазками для транспортировки. Нагревательные элементы питаются горячим газом низкого давления. Отклонение 130 температуры уходящего газа от заданной воспринимается регулятором температуры, воздействующим на клапан топливного газа. При увеличении температуры давление топливного газа понижается и наоборот. Установка снабжена необходимой автоматикой, запальным устройством и работает на автоматическом режиме. 20.6. Периодический газлифт Обычно разработка нефтяного месторождения сопровождается снижением пластового давления. Для эффективной работы газлифта необходимо иметь относительное погружение ε = 0,5 - 0,6. При падении пластового давления приходится опускать башмак насосно-компрессорных труб до самого забоя скважины. Относительное погружение при этом уменьшается, что влечет за собой необходимость увеличения удельных расходов нагнетаемого газа. В конце концов эксплуатация скважин газлифтом из-за больших Rн становится невыгодной и возникает вопрос либо о переводе такой скважины на насосный способ эксплуатации, либо на периодический газлифт. Перевод на насосную эксплуатацию не всегда возможен из-за большого пластового газового фактора в условиях приема насоса, даже если его приходится устанавливать на забое, либо из-за обильного поступления песка. Такие скважины целесообразно перевести на периодический газлифт, при котором нагнетаемый в скважину газ подается периодически. Цикл работы периодического газлифта можно разделить на период накопления жидкости в скважине без закачки газа; период закачки сжатого газа в скважину; период расширения закачанного газа и выброса накопившейся в скважине жидкости. Вследствие цикличности работы скважины давление на забой периодически изменяется от минимального в начале периода накопления Тн до максимального к концу этого периода, т. е. перед началом периода выброса жидкости Тв. Уровень жидкости в скважине также изменяется от своего наинизшего положения перед началом периода накопления до наивысшего - к концу этого периода. Периодический газлифт называют еще лифтом замещения, так как накопившаяся жидкость замещается газом и выталкивается по насоснокомпрессорным трубам в виде жидкостной пробки, которая в процессе своего подъема частично, а иногда и полностью смешивается с газом, образуя газожидкостную смесь. Дебит скважины при периодической эксплуатации всегда меньше, чем при непрерывной, при прочих равных условиях, так как среднеийтегральная депрессия на пласт вследствие периодических колебаний динамического уровня всегда меньше постоянной депрессии при непрерывной эксплуатации. Чем больше разница между среднеинтегральными депрессиями при периодической и непрерывной эксплуатациях, тем больше будет потеря добычи нефти при переходе на лифт замещения. Эта разница зависит от частоты циклов. Чем короче периоды, т. е. чем чаще циклы, тем меньше амплитуда колебаний динамического уровня жидкости в скважине и тем ближе его среднеинтегральное значение к уровню, устанавливающемуся при непрерывной работе скважины. Таким образом, переход на периодическую эксплуатацию неизбежно связан с частичной потерей в дебите скважины. Эти потери зависят от частоты циклов, 131 которую можно изменять. Поэтому переход на периодический газлифт оправдан, если экономия от уменьшения удельного расхода газа, энергии и других затрат, связанных с таким переходом, превышает стоимость потерянной нефти. Необходимо заметить, что при определенной комбинации условий эксплуатировать скважину непрерывным газлифтом вообще становится невозможно из-за низких уровней жидкости, слабых притоков, наличия песка и большого удельного расхода газа. Существует несколько разновидностей периодического газлифта: 1. Обычный газлифт с отсекателем на поверхности, действующим периодически. 2. Установка с концевым рабочим клапаном дифференциального действия и пакером, перекрывающим межтрубное пространство. 3. Установка с камерой замещения и двухрядным лифтом. 4. Установки с камерой замещения, однорядным лифтом и пакером. 5. Установки с плунжером. Этим перечнем не исчерпывается все разнообразие периодического и плунжерного газлифта. Однако подавляющая часть перечисленных разновидностей периодического газлифта находит весьма ограниченное практическое применение и поэтому описывается кратко. Следует отметить, что достоинства той или иной схемы периодического газлифта, кроме ее дешевизны, простоты и надежности, расцениваются по удельному расходу газа, а также по тому, воздействует или нет на пласт циклическое нагнетание газа в скважину, так как при таком воздействии сокращается приток и разрушается призабойная часть пласта. Газлифт с отсекателем - это обычная газлифтная скважина, которая работает периодически на режиме повторных пусков, причем циклы задаются клапаном-прерывателем, устанавливаемым на подводящей газовой линии у устья скважины. Программное устройство, имеющее часовой механизм, задает периоды, когда клапан открывает доступ газа в скважину для ее продувки и выброса жидкости и когда клапан находится в закрытом состоянии для накопления жидкости на забое. Такая система периодического газлифта имеет существенные недостатки. 1. При каждой подаче газа в межтрубное пространство давление этого газа передается на забой, в результате чего не только приостанавливается приток, но часть жидкости может поглощаться пластом благодаря возникновению давления больше пластового. 2. После каждого выброса происходит полная разрядка, т. е. выпуск газа из труб и из межтрубного пространства до давления на устье, что существенно увеличивает удельный расход газа. Установка с рабочим клапаном дифференциального действия и пакером (рис. 4.20.6.1.) устраняет оба существенных недостатка обычного периодического газлифта, так как газ отсекается после выброса всей жидкости клапаном 1 у самого башмака НКТ, благодаря чему объем газа в межтрубном пространстве после окончания продувки сохраняется. Пакер 2 и обратный клапан 3 на башмаке НКТ изолируют пласт от давления газа со стороны НКТ в периоды продувки скважины, 132 но одновременно и приостанавливают приток жидкости из пласта, так как на забое нет камеры или пространства, где эта жидкость могла бы накапливаться. Клапан 1 (см. рис. 4.20.6.1.) нормально закрыт. Давление газа в межтрубном пространстве благодаря пакеру 2 и обратному клапану 3 не воздействует на пласт и не препятствует притоку жидкости, которая накапливается в НКТ. Сильфон клапанаотсекателя 1, чувствительный к давлению столба жидкости в НКТ, после достижения ею определенной высоты h сжимается и открывает доступ газа в НКТ. Клапан 3 предотвратит действие давления газа на пласт. После выброса жидкости давление Рт на уровне клапана в НКТ уменьшается практически до давления Ру на устье. При этом перепаде давления клапан-отсекатель закроется, предотвратит «выпуск» газа из межтрубного пространства и будет оставаться закрытым до тех пор, пока в НКТ снова не накопится столб жидкости высотой h, при котором клапан вновь откроется. Недостатком схемы является периодическое прекращение притока жидкости из пласта в скважину в периоды подъема и выброса столба жидкости. Установка с камерой замещения и двухрядным подъемником показана на рис. 4.20.6.2.) На конце внешнего первого ряда труб 3 спускается камера замещения 1 для накопления в ней жидкости. Обратный клапан 2 предохраняет пласт от воздействия сжатого газа в периоды продавки скважины. Приток жидкости при этом не приостанавливается, так как вся притекающая жидкость накапливается не только в камере замещения, но и в межтрубном пространстве 6. Автоматотсекатель 5, установленный на подводящей газовой линии и снабженный программным устройством, в определенные моменты времени открывает доступ газа в пространство между первым и вторым рядами труб. Жидкость из камеры 1 выдавливается во второй внутренний ряд труб 4. После выброса жидкости и падения давления нагнетаемого газа автомат-отсекатель перекрывает доступ газа на период накопления жидкости. Преимуществом этой схемы является непрерывный приток жидкости из пласта в скважину и уменьшение потерь газа при разрядке за счет малого объема межтрубного пространства между рядами труб по сравнению с объемом обсадной колонны. К недостаткам следует отнести наличие двух рядов труб и специального автомата-отсекателя на газовой линии. Установка с камерой замещения и однорядным подъемником показана на рис. 4.20.6.3. По межтрубному пространству, перекрытому в нижней части пакером /, непрерывно подается сжатый газ. Пакер 1, накопительная камера 2 с обратным клапаном 3 и вспомогательной трубкой 4 в нижней части спускаются в скважину на одной колонне НКТ 5. Над пакером устанавливается клапан-отсекатель 6. По мере накопления жидкости в камере 2, межтрубном пространстве обсадной колонны, а также в НКТ растет давление, действующее на клапан 6 со стороны труб. При достижении определенного давления, на которое отрегулирован клапан, последний открывается и впускает газ в накопительную камеру из межтрубного пространства. Обратный клапан 3 закрывается. Происходит выброс жидкости и общее падение давления в системе. Перепад давления в отсекающем клапане достигает максимума, так как давление газа в межтрубном пространстве остается постоянным и равным давлению нагнетания. В этот момент клапан закрывается, предотвращая дальнейшее расходование газа из межтрубного пространства. После 133 выброса и падения давления в НКТ обратный клапан 3 открывается. Жидкость, накопившаяся под пакером, перетекает и заполняет камеру замещения 2 и объем НКТ над клапаном 6. При достижении определенного давления на клапан 6 со стороны НКТ он снова открывается и цикл повторяется. Такая схема периодического газлифта экономична, так как имеет один ряд труб и обеспечивает минимально возможный при данных условиях удельный расход газа. Однако регулировка продолжительности циклов. связанная с изменением регулировки клапана-отсекателя, затруднительна, ибо связана с необходимостью извлечения его на поверхность вместе со всем оборудованием. В связи с этим в последнее время созданы конструкции периодического газлифта, в которых рабочие клапаны-отсекатели устанавливаются в эксцентричных камерах и извлекаются с помощью канатной техники, как это описано ранее. В подобных схемах периодического газлифта возможно использование рабочих клапанов-отсекателей, управляемых с поверхности изменением в определенных пределах давления в межтрубном пространстве клапаном-регулятором давления на питающей газовой линии. При повышении давления в межтрубном пространстве до определенного предела рабочий клапанотсекатель открывается, происходит впуск газа в камеру замещения и НКТ. После выброса жидкости давление в межтрубном пространстве несколько понижается и клапан-отсекатель закрывается для очередного накопления жидкости. Такая система удобна для регулирования периодичности работы газлифта на поверхности и выбора таких периодов накопления жидкости и ее выброса, при которых средний дебит достигает максимума, а удельный расход газа - минимума. Типичной установкой периодического газлифта с плунжером является так называемый плунжерный лифт. При вытеснении газом столба жидкости, накопившейся в камере замещения, по НКТ в установках периодического газлифта происходит неполное вытеснение жидкости на поверхность. Часть жидкости стекает по стенкам труб вниз. Количество стекающей вниз жидкости, очевидно, зависит от высоты подъема, диаметра труб и вязкости жидкости. Чем больше высота подъема и диаметр труб и чем меньше вязкость жидкости и скорость подъема, тем больше жидкости стечет вниз по внутренним стенкам колонны труб назад в камеру замещения. При некоторой комбинаций условий вся поднимаемая жидкость в процессе такого подъема заместится газом и стечет назад по стенкам труб. Это привело к мысли установить подвижную перегородку на границе раздела жидкости и газа. В качестве такой подвижной перегородки используют поршеньплунжер в виде свободно двигающейся в НКТ короткой трубы длиной 0,5 - 0,6 м. На внешней поверхности поршня делаются кольцевые канавки для увеличения гидравлического сопротивления в зазоре между плунжером и трубой, служащие лабиринтным уплотнением. Зазор между поршнем и внутренним диаметром НКТ составляет 1,5 - 2 мм. В нижней части поршня имеется клапан со штоком. При нажатии на шток клапан закрывается и может оставаться в закрытом состоянии, если давление, действующее на него снизу, больше давления, действующего сверху. При выравнивании давлений клапан падает под действием собственной тяжести и устанавливается в специальном посадочном седле, открывая боковые окна для свободного прохода газа через поршень. В таком состоянии (с открытым 134 клапаном) поршень падает вниз по НКТ, достигает уровня жидкости, погружается в нее и доходит до упора на башмаке НКТ. Шток клапана, ударясь об упор, закрывает клапан, а газ, накапливающийся под плунжером, начинает толкать его вверх вместе со столбом жидкости, находящимся над поршнем. Происходит подъем очередной порции жидкости и ее перелив в отводную нефтесборную линию. После слива жидкости давления над и под плунжером выравниваются, клапан открывается и утапливается в свое седло, оставляя каналы открытыми для свободного прохода газа. В таком состоянии плунжер беспрепятственно падает по НКТ вниз до упора на башмаке, при ударе о который он снова закрывается. Цикл повторяется. Наличие такого разделительного поршня между столбом жидкости и подпирающим его газом существенно уменьшает потери жидкости, поскольку ее утечки в малом зазоре (1,5 - 2 мм) между поршнем и подъемными трубами малы. Кроме того, уменьшению этих утечек способствует и то, что давление газа под поршнем всегда несколько больше гидростатического давления столба жидкости над ним. Полет поршня вниз при открытом клапане происходит с большой скоростью. Поэтому для смягчения его ударов в нижней части НКТ вместо жесткого упора устанавливается пружинный амортизатор, не препятствующий проходу жидкости, но смягчающий удары поршня при падении. На буфере скважины, в верхней части колонны НКТ также устанавливается пружинный амортизатор, смягчающий удары поршня при подъеме. Плунжерный лифт может работать как на пластовом газе, так и с подкачкой газа с поверхности. Поэтому обвязка устья предусматривает возможность подачи сжатого газа в межтрубное пространство при недостатке пластового газа. Кроме того, на газовой линии, питающей скважину, устанавливают клапан-прерыватель с мембранным исполнительным механизмом, действующим от давления на буфере, или связанный с часовым механизмом. При такой обвязке газ периодически с заданными циклами подается в межтрубное пространство, продолжительность которых подбирается опытным путем. Плунжерный лифт и его разновидности - так называемый гидропакерный лифт - не нашли широкого применения при добыче нефти. Неустойчивость работы, частые самопроизвольные остановки, необходимость постоянного квалифицированного обслуживания, а также низкий к. п. д. установки, связанный со значительным удельным расходом газа, не способствовали широкому распространению этого вида периодического газлифта. Следует также отметить, что сказанное относится не только к плунжерному лифту, но и к периодической газлифтной эксплуатации вообще. 135 Газлифтный клапан для наружного крепления, управляемый давлением в НКТ: 1 - ниппель дли зарядки сильфоонной камеры азотом, 2 - сильфонная камера, 3 - сильфон, 4 -центрирующий шток, 5 - шток клапана, 6 - клапан, 7 - штуцерное отверстие для поступления газа в НКТ, 8, 9 - каналы, по которым газ поступает в НКТ 136 Рис. 4.20.4.1. Последовательность операций при извлечении газлифтного клапана из кармана эксцентричной камерыс помощью канатной техники 137 Рис. 4.20.4.2. Устьевой лубрикатор для спуска и подъема газлифтных клапанов с помощью канатной техники 138 Схема периодического газлифта с рабочим клапаном-отсекателем и пакером 139 Двухрядный периодический газлифт с камерой замещения 140 Принципиальная схема газлифта 141 Схема конструкций газлифтных подъемников: а - двухрядный подъемник; б полуторарядныи подъемник; в - однорядный подъемник; г - однорядный подъемник с рабочим отверстием 142 Принципиальная схема концевого клапана: 1 - конический клапан; 2 - рабочее отверстие, 3 - регулировочная головка для изменения натяжения пружин; 4 шариковый клапан для промывки скважин . Положение уровней жидкости при пуске газлифтной скважины 144 Схема скважины с пусковыми отверстиями 145 . Принципиальная схема пружинного клапана 146 Принципиальная схема клапана, управляемого давлением в межтрубном пространстве 147 Принципиальная схема клапана, управляемого давлением в трубах 148 . Однорядный периодический газлифт с камерой замещения и пакером 149 21. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН ШТАНГОВЫМИ НАСОСАМИ 21.1. Общая схема штанговой насосной установки, ее элементы и назначение Штанговая насосная установки ШНУ (рис. 4.21.1.1) состоит из наземного и подземного оборудования. Подземное оборудование включает: штанговый скважинный насос (ШСН) со всасывающем клапаном 1 (неподвижный) на нижнем конце цилиндра и нагнетательным клапаном 2 (подвижный) на верхнем конце поршня-плунжера, насосные штанги 3 и трубы. Кроме того, подземное оборудование может включать различные защитные устройства (газовые и песочные якори, хвостовики), присоединяемые к приемному патрубку ШСН и улучшающие его работу в осложненных условиях (песок, газ). Станок-качалка сообщает штангам возвратно-поступательное движение, близкое к синусоидальному. СК имеет гибкую канатную подвеску для сочленения с верхним концом полированного штока и откидную или поворотную головку балансира для беспрепятственного прохода спуско-подъемных механизмов (талевого блока, крюка, элеватора) при подземном ремонте. Балансир качается на поперечной оси, укрепленной в подшипниках, и сочленяется с двумя массивными кривошипами 7 с помощью двух шатунов 8, расположенных по обе стороны редуктора. Кривошипы с подвижными противовесами могут перемещаться относительно оси вращения главного вала редуктора на то или иное расстояние вдоль кривошипов. Противовесы необходимы для уравновешивания СК. Редуктор с постоянным передаточным числом, маслозаполненный, герметичный имеет трансмиссионный вал, на одном конце которого предусмотрен трансмиссионный шкив, соединенный клиноременной передачей с малым шкивом электродвигателя 9. На другом конце трансмиссионного вала имеется тормозной барабан. Опорный подшипник балансира укреплен на металлической стойкепирамиде. Все элементы станка-качалки - пирамида, редуктор, электродвигатель крепятся к единой раме, которая закрепляется на бетонном фундаменте. Кроме того, все СК снабжены тормозным устройством, необходимым для удержания балансира и кривошипов в любом заданном положении. Точка сочленения шатуна с кривошипом может менять свое расстояние относительно центра вращения перестановкой пальца кривошипа в то или иное отверстие, которых для этого предусмотрено несколько. Этим достигается ступенчатое изменение амплитуды качаний балансира, т. е. длины хода штанг. Поскольку редуктор имеет постоянное передаточное число, то изменение частоты качаний достигается только изменением передаточного числа клиноременной трансмиссии и сменой шкива на валу электродвигателя на больший или меньший диаметр. Промышленностью выпускается большое число станков-качалок различных типоразмеров (так называемый нормальный ряд) грузоподъемностью на головке балансира от 10 до 200 кН, в соответствии с широким диапазоном глубин и дебитов скважин, которые приходится оборудовать штанговыми установками (ШСНУ). 150 Типоразмеры СК и их основные параметры регламентируются государственным стандартом. Штанговый скважинный насос состоит из длинного (2 - 4 м) цилиндра той или иной конструкции. На нижнем конце цилиндра укреплен неподвижный всасывающий клапан, открывающийся при ходе вверх. Цилиндр подвешивается на трубах. В нем перемещается поршень-плунжер, выполненный в виде длинной (1 1,5 м) гладко обработанной трубы, имеющей нагнетательный клапан, также открывающийся вверх. Плунжер подвешивается на штангах. При движении плунжера вверх жидкость через всасывающий клапан под воздействием давления на приеме насоса заполняет внутреннюю полость цилиндра. При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, жидкость под плунжером сжимается и открывает нагнетательный клапан. Таким образом, плунжер с открытым клапаном погружается в жидкость. При очередном ходе вверх нагнетательный клапан под давлением жидкости, находящейся над плунжером, закрывается. Плунжер превращается в поршень и поднимает жидкость на высоту, равную длине хода (0,6 - 6 м). Накапливающаяся над плунжером жидкость достигает устья скважины и через тройник поступает в нефтесборную сеть. Отношение Qд к Qт называют коэффициентом подачи насоса, который учитывает все возможные факторы, отрицательно влияющие на подачу ШСН. .Таким образом, коэффициент подачи Qд / Q т . Для каждой конкретной скважины величина η служит в известной мере показателем правильности выбора оборудования и режима откачки установки. Нормальным считается, если η >0.6 – 0.65. Однако бывают условия (большие газовые факторы, низкие динамические уровни), когда не удается получить и этих значений коэффициентов подачи, и тем не менее откачка жидкости с помощью ШСН может оставаться самым эффективным способом эксплуатации. На коэффициент подачи ШСН влияют постоянные и переменные факторы. К постоянным факторам можно отнести: влияние свободного газа в откачиваемой смеси; уменьшение полезного хода плунжера по сравнению с ходом точки подвеса штанг за счет упругих деформаций насосных штанг и труб; уменьшение объема откачиваемой жидкости (усадка) в результате ее охлаждения на поверхности и дегазации в сепарационных устройствах. К переменным факторам, изменяющимся во времени, можно отнести: утечки между цилиндром и плунжером, которые зависят от степени износа насоса и наличия абразивных примесей в откачиваемой жидкости; утечки в клапанах насоса из-за их немгновенного закрытия и открытия и, главным образом, из-за их износа и коррозии; утечки через неплотности в муфтовых соединениях НКТ, которые все время подвергаются переменным нагрузкам. Переменные факторы, сводящиеся к различного рода утечкам, меняются во времени и поэтому их трудно определить расчетным путем, за исключением утечек 151 через зазор между плунжером и цилиндром. Это приводит к тому, что коэффициент подачи η вновь спущенного в скважину насоса, после незначительного его снижения в начальный период в результате приработки плунжера, затем стабилизируется и длительное время остается практически постоянным. Затем он заметно начинает снижаться в результате прогрессирующего износа клапанов, их седел и увеличения зазора между плунжером и цилиндром. Наряду с этим может произойти и резкое уменьшение коэффициента подачи в результате смещения втулок насосов, отворотов и неплотностей в муфтах. Таким образом, результирующий коэффициент подачи насоса можно представить как произведение нескольких коэффициентов, учитывающих влияние на его подачу различных факторов: 1 2 3 4 , где η1 - коэффициент наполнения цилиндра насоса жидкостью, учитывающий влияние свободного газа; η2 - коэффициент, учитывающий влияние уменьшения хода плунжера; η3 - коэффициент утечек, учитывающий наличие неизбежных утечек жидкости при работе насоса; η4 - коэффициент усадки, учитывающий уменьшение объема жидкости при достижении ею поверхностных емкостей. Рассмотрим эти коэффициенты более подробно, а также методы их расчета. 21.2. Факторы, снижающие подачу ШСН 21.2.1. Влияние газа Влияние газа в откачиваемой жидкости учитывается коэффициентом наполнения цилиндра насоса. Он равен отношению объема жидкости Vж, поступившей в насос, ко всему объему смеси Vcм, состоящему из объема жидкости Vж и объема свободного газа Vг: V Vж 1 1 1' ж , Vсм Vж Vг 1 Vг Vж 1 R где R - газовый фактор при температуре Тпр, и давлении Рпр на приеме насоса. 21.2.2. Влияние потери хода плунжера Поскольку теоретическая подача насоса определяется длиной хода точки подвеса штанг S, то всякое уменьшение действительного хода плунжера по сравнению с S непосредственно влияет на фактическую подачу насоса. Таким образом, 2 Sп S , S S где Sп - действительный ход плунжера относительно цилиндра насоса; λ потеря хода плунжера за счет упругих деформации штанг и труб. Эта потеря обусловлена тем, что при ходе вверх штанги дополнительно растягиваются от действия силы, равной произведению площади сечения плунжера на разность давлений над и под плунжером, так как нагнетательный клапан при 152 ходе вверх закрыт. Одновременно насосные трубы сжимаются, так как действовавшая на них при ходе вниз та же сила теперь (при ходе вверх) с труб снимается и воспринимается штангами. Величина этих деформаций может быть определена по формуле Гука. Кроме этого, в штангах, которые двигаются приблизительно по синусоидальному закону, возникают инерционные силы. Эти силы в верхней мертвой точке (м. в. т.) направлены вверх в сторону, противоположную направлению силы тяжести, и поэтому уменьшают силу тяжести штанг. В нижней мертвой точке (н. м. т.) инерционные силы направлены вниз и увеличивают силу тяжести штанг. Это приводит к дополнительному сжатию (в в. м. т.) и удлинению (в н. м. т.) штанг, и в результате чего полезный ход плунжера в цилиндре несколько увеличивается. Это и учитывается коэффициентом выигрыша хода К. С учетом поправки коэффициент потери хода цч запишется следующим образом: S К 2 , S Методы определения К и λ будут изложены ниже. 21.2.3. Влияние утечек Рассмотрим утечки через зазор между плунжером и цилиндром насоса. Утечки в клапанах возникают, как правило, в изношенном насосе и отсутствуют в нормально работающем. Они приводят к перетеканию жидкости под плунжер, при его ходе вверх. Поэтому количество жидкости, поступающей через всасывающий клапан насоса, будет меньше, так как часть цилиндра уже заполнена жидкостью за счет утечки. Утечки учитываются коэффициентом ηз. Утечки происходят под воздействием перепада давлений над и под плунжером. Поскольку этот перепад существует только при ходе плунжера вверх, то утечки происходят в течение половины времени работы насоса. 21.2.4. Влияние усадки жидкости Через ШСН проходит некоторый объем нефти и воды при давлении и температуре на приеме насоса. Когда продукция попадает в товарный парк, она дегазируется и охлаждается. Это учитывается объемными коэффициентами для нефти bн и для воды bв. Объемные коэффициенты - величины непостоянные, они изменяются от изменения температуры, давления и количества растворенного газа. В промысловых лабораториях или отраслевых институтах величины bв и bн определяются экспериментально и результаты представляются в виде таблиц или графиков. 21.3. Оборудование штанговых насосных скважин 21.3.1. Штанговые скважинные насосы Насосы разделяются на невставные или трубные и вставные. Основные особенности их состоят в следующем. Невставные насосы. Цилиндр спускается в скважину на насосных трубах без плунжера. Плунжер спускается отдельно на насосных штангах. Плунжер вводится в цилиндр вместе с подвешенным к плунжеру всасывающим клапаном. Чтобы 153 плунжер довести до цилиндра насоса без повреждений через трубы, последние должны иметь внутренний диаметр больше наружного диаметра плунжера (примерно на 6 мм). Для извлечения невставного насоса в случае замены или ремонта необходимо сначала извлечь штанги с висящим на их конце плунжером, а затем насосные трубы с висящим на их конце цилиндром насоса. Вставные насосы. Цилиндр в сборе с плунжером и клапанами спускается на штангах. В этом случае на конце насосных труб заранее устанавливается специальное посадочное устройство - замковая опора, на которой происходит посадка и уплотнение насоса. Для извлечения вставного насоса в случае ремонта достаточно извлечь только штанги, вместе с которыми извлекается весь насос. Поскольку при вставном насосе через трубы данного диаметра пропускается не только плунжер, но и цилиндр вместе с кожухом, то диаметр плунжера вставного насоса должен быть намного меньше диаметра трубного. Поэтому подача вставного насоса при трубах данного диаметра всегда меньше подачи невставного. Общая характеристика насосов. На рис. 4.21.3.1.1. показаны принципиальные схемы невставных (рис. 4.21.3.1.1, а, б) и вставного (рис. 4.21.3.1.1, в) насосов. Как видно из рисунка (см. рис. 4.21.3.1.1, а), в НГН-1 всасывающий клапан 5 держится в седле конуса 6 и соединен с плунжером 3 специальным штоком 7. Это позволяет при подъеме штанг, а следовательно, и плунжера сразу извлечь всасывающий клапан 5. Такая операция необходима не только для замены или ремонта клапана, но и для спуска жидкости из насосных труб перед их подъемом. Однако наличие длинного штока не позволяет установить в нижней части плунжера второй нагнетательный, клапан для уменьшения вредного пространства и повышения надежности работы насоса. Кроме того, наличие штока внутри плунжера ограничивает ход последнего, и в насосах этой конструкции он не превышает 1 м. В насосах НГН-2 (см. рис. 4.21.3.1.1, б) - два нагнетательных клапана. Это существенно уменьшает (на объем плунжера) объем вредного пространства и повышает коэффициент наполнения при откачке газированной жидкости. У этих насосов для посадки и извлечения всасывающего клапана 5 имеется специальный ловитель 9, которым захватывается шток 10. После спуска плунжера на штангах и посадки всасывающего клапана на конус поворотом штанг ловитель разъединяется от штока, и плунжер может производить возвратно-поступательное движение с любой допускаемой длиной цилиндра величиной хода. Перед подъемом насоса для его ремонта необходимо ловителем захватить шток конуса. Это осуществляется поворотом штанг по часовой стрелке при посаженном плунжере до отказа. Если операция ловли конуса неудачна, то насосные трубы приходится поднимать вместе с жидкостью, что сильно осложняет работу бригады текущего ремонта. Вставные насосы НГВ-1 имеют один или два клапана, размещенные в верхней и нижней части плунжера. Поскольку на штангах извлекается и опускается весь насос в сборе, то отпадает необходимость иметь ловитель или шток для подъема всасывающего клапана. 154 Отечественные насосы имеют следующие номинальные диаметры цилиндров, мм: НГН-1 - 28; 32; 43; 55; 68; НГН-2 - 28; 32; 38; 43; 55; 68; 82; 93; НГВ-1 - 28; 32; 38; 43; 55; 68. Фактические диаметры могут отличаться от номинальных на 1 - 2 мм в большую сторону (для 93-мм насоса фактический диаметр может доходить до 96 мм). Это объясняется повторным использованием как плунжеров, так и цилиндров, а также и других деталей насосов после их реставрации на заводах или в мастерских. Цилиндры насосов. Цилиндры собираются из коротких (0,3 м) стальных или чугунных втулок, вставляемых на специальной оправке в кожух и сжатых с торцов муфтами кожуха. Число втулок в насосах НГН-1 - от 2 до 7, что обеспечивает ход плунжера до 0,9 м; в насосах НГН-2 - от 6 до 24 и в насосах НГВ-1 - от 9 до 27, что обеспечивает ход плунжера до 6 м. В некоторых случаях цилиндры короткоходовых насосов изготовляются из цельной стальной трубы с гладкообработанной внутренней поверхностью. Длинные цельные цилиндры изготовить технически трудно, так как при этом не удается выдержать необходимую точность. Конструктивно вставные насосы несколько сложнее невставных. Все насосы по зазору между плунжером и цилиндром делятся на три группы посадки: Группа посадки ......…….. 1 II III Зазор, мкм ........………… 20 - 70 70 - 120 120 – 170 Насосы III группы посадки, как правило, применяются для неглубоких скважин при откачке вязких нефтей и эмульсий и при больших отборах жидкости. Насосы II группы посадки применяются при средних глубинах и откачке масляной нефти. Насосы I группы применяют для глубоких скважин при откачке масляной нефти при полном отсутствии песка в откачиваемой жидкости. Плунжеры насосов. Плунжеры изготавливаются из стальных труб стандартной длины 1,2 м. Наружная поверхность - полированная хромированная. Плунжеры бывают гладкие (рис. 4.21.3.1.2, а), с кольцевыми канавками (рис. 4.21.3.1.2, б), с винтовой канавкой (рис. 4.21.3.1.2, в) и типа «пескобрей» (рис. 4.21.3.1.2, г). Кроме того, имеются плунжеры, армированные тремя или четырьмя резиновыми кольцами, которые применяются в насосах НГН-2Р, что означает: насос глубинный невставной типа 2 с плунжером, имеющим резиновые кольца (Р). Если цилиндр насоса безвтулочный, а плунжер с резиновыми кольцами, то к шифру будет добавлена буква Б, например, НГН-1РБ (буква Б означает безвтулочный). Насосы с гуммированным (обрезиненным) плунжером разработаны в Грозном и применяются в неглубоких скважинах. Клапаны насоса (рис. 4.21.3.1.3, 4.21.3.1.4.). Наиболее быстро изнашиваемым узлом в насосе является клапан. Непрерывные удары шарика по седлу под действием столба жидкости в течение длительного времени разбивают поверхность контакта, и герметичность клапана нарушается. Особенно тяжелые условия для работы клапана создаются при откачке жидкости с абразивной взвесью (песок) и 155 при наличии коррозионной среды. На верхнем переводнике каждого вставного и невставного насоса выбивается клеймо, на котором отмечаются 1 - товарный знак завода-изготовителя, 2 заводской номер насоса, 3 - шифр насоса, условный диаметр, допустимая длина хода плунжера и максимальная глубина спуска, 4 - год выпуска насоса. Кроме того, на кожухе каждого насоса у верхнего его конца наносится шифр насоса (по трафарету эмалевой краской), например, НГН2-43-4200-II-П-120. Это означает: насос невставной 2-го типа диаметром 43 мм с максимальным ходом плунжера до 4200 мм, II-й группы пригонки с плунжером типа пескобрей (П) с давлением опрессовки 120 атмосфер (12 МПа). Все насосы, кроме того, снабжаются паспортом с указанием всех технических данных. Необходимо также указать на существование специальных насосов, спускаемых на трубчатых штангах. Их шифр содержит букву Т, например НГН2Т. Это означает: насос глубинный невставной типа 2, для трубчатых штанг. При откачке жидкости с большим содержанием песка и взвеси, для предотвращения попадания этой взвеси в зазор между цилиндром и плунжером и заклинивания, откачиваемая жидкость из плунжера попадает не в насосные трубы, а в полые (трубчатые) штанги и по ним поднимается на поверхность. В качестве трубчатых штанг используются те же трубы, но малого диаметра (48 - 60 мм). Принципиальное отличие насосов для трубчатых штанг состоит только в том, что нагнетательный клапан (один или два) располагается в нижней части плунжера. Верхняя часть плунжера через специальный переводник соединяется с трубчатыми штангами. Поэтому жидкость не попадает в пространство между насосными трубами и трубчатыми штангами. В остальном конструкция этих насосов не отличается от обычных. Насосы для трубчатых штанг могут быть как вставные, так и невставные. Кроме того, разработаны конструкции специальных насосов других типов и назначений, например для раздельной добычи нефти. 21.3.2. Штанги Обычные штанги выпускаются четырех номинальных размеров по диаметру тела штанги: 16, 19, 22 и 25 мм. Концы штанги имеют утолщенные головки с квадратным сечением для захвата специальными ключами при свинчивании и развинчивании колонны штанг. Штанги соединяются штанговыми муфтами (рис. 4.21.3.2.1, табл. 4.21.3.2.1.). Кроме штанг нормальной длины (8 м) выпускаются укороченные штанти длиной 1; 1,2; 1,5; 2; 3м стандартных диаметров. Укороченные штанги необходимы для регулировки длины всей колонны штанг с таким расчетом, чтобы висящий на них плунжер перемещался в цилиндре насоса в заданных пределах. Верхний конец колонны штанг заканчивается утолщенным полированным штоком, проходящим через сальниковое уплотнение устья скважины. В зависимости от условий эксплуатации штанги выпускаются с различной прочностной характеристикой. Для их изготовления используются стали марки 40 или никель-молибденовые стали марки 20НМ с термообработкой и последующим поверхностным упрочнением токами высокой частоты (ТВЧ). В табл. 4.21.3.2.2. приводятся характеристики штанг и условия их использования в скважинах. При конструировании колонны штанг используется известная в литературе 156 номограмма Я. А. Грузинова. Несмотря на то что верхние сечения штанг обычно бывают наиболее нагруженными, практика показывает, что поломки и обрывы штанг случаются и в нижних сечениях. При использовании насосов больших диаметров (56, 70, 95 мм), особенно при откачке вязких жидкостей и при больших скоростях плунжера (Sn > 30) нижние штанги могут испытывать продольный изгиб и, как следствие, отвороты и поломки. В таких случаях прибегают к установке «утяжеленного низа», состоящего из 2 - 6 тяжелых штанг или труб общей массой 80 - 360 кг. Это улучшает условия работы нижней части колонны штанг, но одновременно сокращает предельную глубину подвески насоса. При креплении штанг рекомендованы следующие предельные крутящие моменты: Диаметр штанг, мм ………………………… 16 19 22 25 Крутящий момент, Н-м …………………….. 300 500 700 1000 Частые спуски и подъемы штанг приводят к увеличению частоты обрывов штанг. Соответствующими инструкциями регламентируются правила хранения, перевозки и сборки штанг и штанговых колонн. Для тяжелых условий эксплуатации: (большие подвески и форсированная Нормализация + 40 откачка) ТВЧ Для насосов 28, 32, 38, 43 мм σ < 120 Мпа Для насосов 56, 70, 95 мм σ < 100 МПа Для особо тяжелых условий эксплуатации: (искривленные скважины, наличие Нормализация + 20НМ коррозионной среды, больше подвески) ТВЧ Для насосов 28, 32, 38, 43 мм σ < 130 МПа Для насосов 56, 70, 95 мм σ < 110 МПа 21.3.3. Канатная подвеска Сальниковый шток присоединяется к головке балансира с помощью канатной подвески. Конструкция канатной подвески допускает установку прибора динамографа для снятия диаграммы - зависимости силы, действующей в точке подвеса, от хода штока (Р(S)]. Кроме того, с помощью канатной подвески регулируется посадка плунжера в цилиндр насоса для предупреждения ударов плунжера о всасывающий клапан или выхода плунжера из цилиндра. Канатная подвеска (рис. 4.21.3.3.1.) состоит из нижней 1 и верхней 4 траверс. В нижнюю траверсу заделаны с помощью специальных зажимов 2 концы канатной петли 7. На верхней траверсе укреплен клиновой зажим 5, удерживающий сальниковый шток. По краям нижней траверсы имеются винты 3 для подъема верхней траверсы при установке в их разъем динамографа. Элементы конструкции канатных подвесок, входящих в комплект станка-качалки, стандартизованы. Канатная петля одевается на специальный ролик, имеющийся на головке 157 балансира. Изменение места захвата сальникового штока клиновым захватом достигается перестановкой верхней траверсы вдоль штока на требуемое место и повторной затяжкой клинового захвата муфтой 6. 21.3.4. Штанговращатель Штанговращатель - механическое приспособление, закрепляемое на сальниковом штоке для медленного проворачивания колонны штанг и плунжера «на заворот» при каждом ходе головки балансира. Штанговращатели применяются при эксплуатации искривленных скважин для предотвращения одностороннего истирания штанг, муфт и плунжера, для предотвращения отворотов штанговых колонн, а также в случаях применения пластинчатых скребков, укрепляемых на колонне штанг для удаления отли-жений парафина на внутренних стенках насосных труб. Обычно штанговращатель состоит из зубчатого круглого диска, закрепляемого на теле штока горизонтально, и храпового механизма с шарнирным зубом и рычагом, который тросом соединяется с неподвижной точкой. При каждом качании балансира трос натягивается, перемещает рычаг, с помощью которого шарнирный зуб (собачка) поворачивает диск на один шаг. Таким образом, штанги делают один оборот за такое число качаний, сколько зубьев имеется в диске по его периметру. Штанговращатели существенно улучшают работу ШСНУ при осложненных условиях эксплуатации. 21.3.5. Станки-качалки (СК) На нефтяных промыслах в эксплуатации имеются СК различных типоразмеров и конструкций. В настоящее время СК выпускаются по ГОСТ 5866 - 76. В механическом и кинематическом отношении они достаточно совершенны (рис. 4.21.3.5.1.). В отличие от предыдущих СК новые конструкции имеют не откидную головку балансира, а поворотную, что облегчает работу бригады подземного ремонта н сокращает возможность травматизма. Кроме того, предусматривается плавное, механизированное перемещение кривошипных противовесов и ряд других изменений. ГОСТ 5866 - 76 предусматривает широкий ассортимент СК (табл. X.5). В шифре СК указывается грузоподъемность, максимальный ход и допустимый момент на валу редуктора. Пример шифра СКЗ - 1,2 - 630. Это означает: грузоподъемность станкакачалки - 3 т, максимальный ход - 1,2 м, наибольший крутящий момент на валу редуктора - 630 кгс-м. Таким образом, в самом шифре указываются важнейшие характеристики СК (табл. 4.21.3.5.1.). Новые СК имеют только роторное уравновешивание, двухступенчатые редукторы с шевронными зубчатыми колесами с зацеплением Новикова (кроме СК2 и СКЗ, для которых допускается эвольвентное зацепление). Тихоходный вал редуктора имеет два шпоночных паза, расположенных под углом 90°. Это позволяет переставлять кривошип на 90º и перераспределять зону износа зубьев редуктора на менее изношенные участки. Такая мера увеличивает сроки службы редуктора. Новые СК изготавливаются при более жестких технических требованиях к 158 балансировке деталей, точности их изготовления и центровки плоскостей балансира, кривошипов и вертикальности движения канатной подвески. Предусмотрено механизированное плавное перемещение кривошипных противовесов, при котором достигается лучшее уравновешивание СК. Качалки оборудованы двухколодочным тормозом с ручным приводом. Тормозной барабан закреплен на трансмиссионном валу редуктора. С помощью тормоза балансир и противовесы качалки могут быть зафиксированы в любом положении. Электродвигатель устанавливается на салазках, наклон которых регулируется для достижения необходимого натяжения тиксо-тропных ремней трансмиссионной передачи. Изменение длины хода балансира достигается перестановкой пальца шатуна на кривошипе, а изменение числа качаний достигается сменой шкива на валу электродвигателя на другой размер. Кроме описанных балансирных станков-качалок существует много других индивидуальных приводов для штанговых насосных установок, не получивших, однако, широкого распространения. К числу таких приводов можно отнести безбалансирные станки-качалки, в которых возвратно-поступательное движение штанг осуществляется с помощью цепи или канатов, перекинутых через шкивызвездочки, укрепленные на наклонной к устью скважины пирамиде-опоре. Канатная подвеска (или цепь) прикрепляется к штангам, а другим концом к кривошипу редуктора. При вращении вала редуктора и укрепленных на валу кривошипов канаты подвески и колонна штанг совершают возвратно-поступательное движение. Отсутствие тяжелого высоко-поднятого на пирамиде-стойке балансира позволяет уменьшить массу безбалансирных станков и несколько улучшить кинематику привода. Безбалансирные СК уравновешиваются с помощью противовесов, укрепляемых на кривошипе, как и у балансирных СК. Однако центр тяжести противовеса имеет по отношению к точке прикрепления шатунов угловое смещение, зависящее от наклона линии, соединяющей центры вращения шкивов на опоре и оси главного вала кривошипа. Существуют балансирные СК с гидропневматическим и пневматическим уравновешиванием. Эти станки более компактные, чем обычные балансирные, имеют более плавный ход, меньшие инерционные нагрузки. Однако они сложнее в изготовлении, дороже и, несмотря на некоторое уменьшение габаритных размеров, более металлоемки. Уравновешивание в них достигается как за счет использования роторных противовесов, так и за счет сжатия воздуха в специальном цилиндре с перемещающимся в нем поршнем. Кроме того, на СК с пневматическим уравновешиванием обязательно имеется небольшой одноцилиндровый компрессор для подкачки воздуха в систему уравновешивания. Разработаны гидравлические качалки, состоящие из длинного цилиндра и движущегося в нем поршня, соединенного непосредственно с колонной штанг. Цилиндр устанавливается вертикально над устьем скважины. Возвратнопоступательное движение поршня и штанг достигается путем переключения золотниковым устройством нагнетаемой силовым насосом жидкости в полости цилиндра. В качестве силового используется обычно шестеренчатый насос с приводом от электродвигателя. Уравновешивание осуществляется за счет 159 противоположного по фазе перемещения насосных груб с гидравлической подвеской. Гидравлические качалки очень компактны, имеют массу в 2 - 2,5 раза меньшую, чем обычные балансирные СК, плавный ход, однако существенным их недостатком является перемещение НКТ, дополнительные уплотнительные сальниковые элементы и длинные силовые цилиндры, изготовление которых требует совершенной технологии. 21.4. Эксплуатация скважин штанговыми насосами в осложненных условиях При работе штанговых насосных установок часто встречаются особые условия, осложняющие работу этих установок. К ним следует отнести: большое газосодержание на приеме насоса; большое содержание песка в откачиваемой жидкости; отложение парафина в НКТ и на насосных штангах и минеральных солей в узлах насоса и в НКТ, сильное искривление скважин; высокопарафинистые высоковязкие нефти. Очень часто эти осложняющие условия действуют совместно и тогда возникает необходимость борьбы одновременно с несколькими осложняющими факторами. Чаще всего возникают осложнения вследствие влияния газа на работу насоса, уменьшающего коэффициент наполнения цилиндра. Из общей теории работы штангового насоса следует, что коэффициент наполнения зависит от газового фактора в условиях приема насоса и доли вредного пространства по отношению к объему, описанному плунжером. Величина Rж в свою очередь зависит от газового фактора Го, растворимости газа в нефти α, давления на приеме насоса Рпр, коэффициента сепарации m и обводненности продукции n. Такие величины, как обводненность, газовый фактор, растворимость газа, температура на приеме насоса, являются природными факторами и не поддаются изменению. Другие факторы, такие как давление на приеме, коэффициент сепарации и коэффициент вредного пространства, можно изменять. Уменьшение вредного пространства и газового фактора на приеме насоса увеличивает коэффициент его наполнения. Уменьшение вредного пространства достигается применением насоса, имеющего на нижнем конце плунжера дополнительный нагнетательный клапан. Из этого следует, что применение насосов НГН-1 со штоком неэффективно в скважинах с большим газосодержанием на приеме. Существенное уменьшение вредного пространства достигается правильной посадкой плунжера в цилиндре насоса, т. е. такой посадкой, при которой плунжер и его нижний нагнетательный клапан при крайнем нижнем положении головки балансира приближается к всасывающему клапану на минимально возможное расстояние. Увеличение хода при одновременном уменьшении диаметра насоса также уменьшает относительную долю объема вредного пространства. При увеличении давления на приеме насоса Рпр, что достигается увеличением глубины погружения насоса под динамический уровень, уменьшается газосодержание на приеме, т. е. величина Rж, как за счет дополнительного растворения газа в нефти, так и за счет сжатия газа, оставшегося в свободном состоянии. При погружении насоса на глубину, где давление равно давлению 160 насыщения, вредное влияние газа вообще прекращается, так как свободного газа на этой глубине нет. На наполнение насоса в известной мере можно влиять, изменяя коэффициент сепарации газа m на приеме насоса, который зависит от условий всасывания газожидкостной смеси. С помощью особых устройств и приспособлений, называемых газовыми якорями, удается увеличить долю газа, уходящего через межтрубное пространство, а следовательно, уменьшить долю газа, поступающего в цилиндр насоса. Работа газовых якорей основана на различных принципах, например, таких как отделение газовых пузырьков за счет их всплытия в потоке жидкости, направленном вниз, использование принципа центрифугирования при завихрении потока, использование вибрации тарелок на пружинных подвесках и др. В однокорпусном якоре (рис. 4.21.4.1.). ГЖС заходит в кольцевое пространство между корпусом якоря 1 и центральной трубой 2, верхний конец которой присоединяется к приемному клапану насоса 4. Направление потока изменяется, газовые пузырьки всплывают и уходят в межтрубное пространство. Жидкость, обедненная газом, поступает в центральную трубку через отверстия 5 и далее в цилиндр насоса. Газовый пузырек 3 увлекается вниз нисходящим потоком жидкости, скорость которого зависит от дебита скважины и площади сечения кольцевого пространства между корпусом 1 и трубкой 2, так что Q v1 Ff где Q - объемный секундный расход ГЖС в условиях приема насоса; F - f площадь сечения между корпусом и центральной трубкой газового якоря. Скорость всплытия газового пузырька Vг согласно формуле Стокса зависит от диаметра пузырька d и, разности плотностей жидкости ρж и газа ρг и вязкости жидкости μ, так что d 2 ( ж г ) vг 18 Условие эффективной работы газового якоря - Vг > V1. В противном случае газовые пузырьки будут увлекаться потоком жидкости в насос. Если на Vг мы практически не можем воздействовать, то скоростью V1 можно управлять. Ее можно уменьшить разделением потока Q на два или более параллельных потоков. Это осуществляется в двух-, трех- или четырехкорпусных якорях (рис. 4.21.4.2.). В каждую секцию якоря попадает только часть общего расхода. Это означает, что нисходящая скорость потока V1 в корпусе якоря будет меньше. Существуют методы расчета газовых якорей подобного типа (методика А. С. Вирновского), однако эти методы не отличаются необходимой надежностью, так как размеры пузырьков всегда бывают разными, а скорость их всплытия, вследствие стесненности движения, сильно отличается от расчетной, определяемой формулой Стокса. Примером удачной конструкции якоря может служить газовый якорь зонтичного типа (рис. 4.21.4.3.). В этом случае межтрубное пространство перекрывается эластичным пакером 1. Газожидкостная смесь поступает в 161 кольцевой зазор между корпусом якоря 2 и всасывающей трубкой 3. Через отверстия в верхней части корпуса ГЖС попадает в межтрубное пространство, газ поднимается вверх, а внизу над эластичным пакером скапливается жидкость практически без газа. Эта жидкость по каналу 4 поступает на прием насоса. Хорошая сепарация газа получается при спуске насоса в зумпф скважины, который в этих условиях действует по принципу якоря-зонта. Другим фактором, осложняющим работу штанговых насосных установок, является присутствие в откачиваемой жидкости мелкого песка и иной абразивной взвеси. Песок, попадая в насос, разрушает пригнанные поверхности деталей насоса, увеличивает утечки жидкости через клапаны и зазор между цилиндром и плунжером, а иногда вызывает заклинивание плунжера и обрывы штанг. Такие явления наблюдались в неглубоких скважинах нефтяных районов южной Туркмении и Северного Кавказа. Межремонтный период таких скважин составляет несколько недель, после чего необходимы извлечение подземного оборудования и замена насоса. Для борьбы с вредным влиянием песка применяются различные меры, например, крепление призабойной зоны скважины различными смолами, образующими после их кристаллизации на забое прочную проницаемую пористую среду. Для тех же целей используют различные фильтры, а также приспособления, устанавливаемые перед приемным патрубком насоса, называемые песочными якорями. В песочном якоре (рис. 4.21.4.4, а) жидкость изменяет направление движения на 180°, песок отделяется и скапливается в специальном кармане в нижней части якоря. При заполнении кармана песком якорь извлекают на поверхность и очищают. Условием эффективной работы песочного якоря является существование в якоре скорости восходящего потока жидкости, меньшей скорости оседания частиц песка. По опытным данным эффективность обращенного якоря (рис. 4.21.4.4, б) выше прямого, так как в нем благодаря насадке создается повышенная скорость потока с песком, направленная вниз. В результате условия оседания песка улучшаются. Наряду с песочными якорями для борьбы с вредным влиянием песка применяют различные фильтры, привинчиваемые к приемному клапану насоса. При сильном пескопроявлении и для предотвращения оседания песка на забое иногда применяют подлив жидкости в межтрубное пространство скважины. С этой целью часть откачиваемой из скважины жидкости сбрасывают в межтрубное пространство, насос спускают до забоя и таким образом создают повышенную скорость восходящего потока жидкости, при которой песок не оседает на забой и не образует песчаных пробок. Иногда с той же целью устанавливают на поверхности насос, от которого по трубопроводам подливают жидкость в несколько скважин, работа которых осложнена песком. Осложнения, вызванные отложением парафина, устраняют различными методами. 1. Периодической тепловой обработкой скважины, обычно закачкой пара в межтрубное пространство от передвижной паровой установки (ППУ) без остановки работы станка-качалки. Перегретый пар и конденсирующаяся из него горячая вода прогревают НКТ, парафиновые отложения расплавляются и потоком жидкости уносятся в нефтесборный коллектор. 162 2. Закачкой в межтрубное пространство различных растворителей (керосин, солярка, нестабильный бензин). Попадая через насос в трубы, растворитель омывает внутреннюю поверхность НКТ и смывает парафин. 3. Прикреплением к колонне штанг пластинчатых скребков, на расстоянии друг от друга, равном ходу полированного штока. В этом случае штанги медленно вращаются (на заворот) с помощью специального механизма - штанговращателя, укрепляемого на канатной подвеске. 4. В настоящее время для предотвращения отложения парафина на внутренних стенках НКТ в насосных (а также и в фонтанных и газлифтных) скважинах применяют остеклованные трубы, т. е. трубы, внутренняя поверхность которых покрыта слоем стекла толщиной около 1 мм. Это существенно снижает интенсивность запарафинивания труб. Однако при разрушении стеклянной поверхности труб от ударов и особенно в искривленных скважинах их применение приводит к частым заклиниваниям плунжера стеклянной крошкой. 5. Наиболее радикальным средством борьбы с парафином является извлечение из скважины штанг и труб и их пропарка и очистка на поверхности с помощью паровой передвижной установки. Осложнения, вызванные отложением солей (главным образом гипса), устраняются также различными методами, как, например: - периодической закачкой в пласт растворов различных кислот; - применением скважинных дозаторов, с помощью которых в поток ниже приема насоса в малых количествах вводятся растворители солевых отложений или специальные реагенты; - периодической промывкой скважины и насосного оборудования через межтрубное пространство растворителями. Борьба с этим явлением требует тщательного изучения химического состава солей и подбора соответствующих растворителей. При работе насосных установок в наклонных скважинах наблюдается истирание насосных труб и штанг вплоть до образования длинных щелей в трубах или обрыва штанг. Для уменьшения подобных осложнений применяются штанговращатели, а колонна штанг оборудуется специальными муфтамивставками, снабженными роликами, которые могут перекатываться по внутренней поверхности труб, не допуская соприкосновения тела штанги или муфты с трубой. При откачке нефтей с вязкостью, превышающей 0,5 Па-с, сила трения штанг о жидкость при их ходе вниз и особенно при высоких давлениях на устье скважины может превысить собственный вес штанг и привести к «зависанию» штанг при ходе вниз, т. е. к явлению, когда скорость опускания штанг в вязкой жидкости станет меньше скорости движения головки балансира. В таком случае неизбежны рывки и удары в канатной подвеске и возможны обрывы штанг. Кроме того, при откачке вязких жидкостей при ходе плунжера вверх возникают больши'е силы трения жидкости о внутренние стенки труб. Расчеты показывают, что эти силы соизмеримы с собственным весом штанг. В этих случаях традиционные методы расчета штанг и нагрузок, действующих на них, дают заниженные напряжения, а расчет штанг надо вести не на начало хода вверх, как это обычно делается, а на момент, соответствующий середине хода вверх, когда инерционная сила 163 обращается в нуль, а сила трения становится максимальной, так как в этот момент скорость движения штанг максимальна. . Общая схема штанговой насосной установки: В наземное оборудование входит станок-качалка (СК), состоящий из электродвигателя 9, кривошипа 7, шатуна 8, балансира 6, устьевого сальника 5, устьевой обвязки и тройника 4. 164 Принципиальная схема скважинных штанговых насосов: а - невставной насос с штоком типа НГН-1; б - невставной насос с ловителем типа НГН-2; в –вставной насос. 1 - нагнетательные клапаны, 2 - цилиндры, 3 плунжеры; 4 - патрубки-удлинители, 5 - всасывающие клапаны, 6 - седла конусов, 7 - захватный шток, 8 - второй нагнетательный клапан, 9 - ловитель, 10 наконечник для захвата клапана; в - вставной насос типа НГВ-1: 1 - штанга, 2 НКТ, 3 - посадочный конус, 4 - замковая опора, 5 - цилиндр, 6 - плунжер, 7 направляющая трубка 165 Плунжеры, применяемые для штанговых глубинных насосов Клапанные узлы: а - нагнетательный клапан для насосов НГН-1 (43, 55 и 68 мм); б - всасывающий клапан для насосов НГН-1 (43,55 и 68 мм); 1 - клетка клапана; 2 - шарик; 3 - седло клапана; 4 - ниппель или ниппель-конус 166 Нижний нагнетательный клапан насосов НГН-2 с ловителем для захвата штока всасывающего клапана: 1- 3 - см. рис. 10.4; 4 - корпус ловителя; 5 – ловитель Насосная штанга и соединительная муфта 167 Характеристики штанг и муфт Штанги Муфты Масса, кг Масса Площадь соединительные Диаметр, мм в штанги, мм воздухе, см2 HP ПО кг/м Длина, диаметр, длина, мм мм HP ПО HP ПО HP 16 +0,3 38 19 - 0,5 22 +0,4 25 - 0,5 8000 ±50 42 46 ПО 80 - 0,8 55 колонны сечения 82 90 102 ±l штанги муфты 12,93 0,398 1,67 2,01 18,29 0,545 2,35 2,84 24,50 0,640 3,14 3,80 31,65 1,150 4,09 4,91 имечанис. HP - нормальный размер, мм; ПО - предельное отклонение, мм Прочностные характеристики штанг и условия их использования Сталь Термообработка Условия работы в скважине Для легких условий эксплуатации: 40 Нормализация малые подвески, корродирующей среды отсутствие с допускаемым приведенным напряжением σ < 70 МПа Для средних условий эксплуатации: с подвесками насосов всех диаметров при 20НМ » 70 < σ < 90 МПа При откачке коррозионной жидкости σ < 60 МПа 168 Канатная подвеска сальникового штока 169 Схема балансирного станка-качалки: 1 - канатная подвеска; 2 - балансир с поворотной головкой; 3 - опора балансира; 4 стойка; 5 - шатун; 6 - кривошип; 7 - редуктор; 8 - ведомый шкив; 9 клиноременная передача; 10 - электромотор; 11 - ведущий шкив; 12 - ограждения; 13 - салазки поворотные для электромотора; 14 - рама, 15 - противовес, 16 траверса, 17 - тормозной шкив 170 Таблица 4.21.3.5.1. Техническая характеристика станков-качалок Кинематические размеры, м Длина Станок- хода качалка штока, м 1 СК2- 0,3; 0,6-250 0,45; Радиус Наибольший дальнего радиус Длина Ширина Высота комплекта, отверстия кривошипа R l B H кг 0,295 0,365 3,15 1,15 2,0 1600 1,43 0,57 1,0 4,2 1,35 3,3 3850 1,8 0,72 1,3 5,9 1,7 4,8 7200 Заднее Длина плечо шатуна k l 0,74 0,74 0,84 1,2 1,2 2,1 1,5 Переднее плечо k1 Габаритные размеры, м Масса кривошипа l 0,6 2 СКЗ- 0,6; 1,2-630 0,75; 0,9; 1,05; 1,2 3 СК4- 0,9; 1,2; 2,1-1600 1,5; 1,8; 2,1 4 СК5- 1,3; 1,8; 3,0 2,1 2,5 1,0 1,6 7,4 1,85 5,55 9900 2,1 2,1 2,5 1,0 1,6 6,5 1,85 5,1 9600 3,5 2,5 3,0 1,2 1,95 8,5 2,25 6,65 15100 2,5 2,5 3,0 1,2 1,95 7,5 2,25 6,4 14800 3,5 2,5 3,0 1,2 1,95 8,5 2,25 6,65 15600 3,0 2,5 3,0 1,2 1,95 8,0 2,25 6,65 15450 3-2500 2,1; 2,5; 3,0 5 CK6- 0,9; 1,2; 2,1-2500 1,5; 1,8; 2,1 6 CK8- 1,8; 2,1; 3,5-4000 2,5; 3,0; 3,5 7 CK12- 1,2; 1,5; 2,5-4000 1,8; 2,1; 2,5 8 CK8- 1,8; 2,1; 3,5-5600 2,5; 3,0; 3,5 9 CKIO- 1,5; 1,8; 3-5600 2,1; 2,5; 3,0 172 Принципиальная схема двухкорпусного газового якоря Газовый якорь «зонтичного» типа Принципиальная схема обычного однокорпусного газового якоря 174 Принципиальная схема песочного якоря 175 22. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН ПОГРУЖНЫМИ ЦЕНТРОБЕЖНЫМИ ЭЛЕКТРОНАСОСАМИ 22.1. Общая схема установки погружного центробежного электронасоса Центробежные насосы для откачки жидкости из скважины принципиально не отличаются от обычных центробежных насосов, используемых для перекачки жидкостей на поверхности земли. Однако малые радиальные размеры, обусловленные диаметром обсадных колонн, в которые спускаются центробежные насосы, практически неограниченные осевые размеры, необходимость преодоления высоких напоров и работа насоса в погруженном состоянии привели к созданию центробежных насосных агрегатов специфического конструктивного исполнения. Внешне они ничем не отличаются от трубы, но внутренняя полость такой трубы содержит большое число сложных деталей, требующих совершенной технологии изготовления. Погружные центробежные электронасосы (ПЦЭН) это многоступенчатые центробежные насосы с числом ступеней в одном блоке до 120, приводимые во вращение погружным электродвигателем специальной конструкции (ПЭД). Электродвигатель питается с поверхности электроэнергией, подводимой по кабелю от повышающего автотрансформатора или трансформатора через станцию управления, в которой сосредоточена вся контрольно-измерительная аппаратура и автоматика. ПЦЭН опускается в скважину под расчетный динамический уровень обычно на 150 - 300 м. Жидкость подается по НКТ, к внешней стороне которых прикреплен специальными поясками электрокабель. В насосном агрегате между самим насосом и электродвигателем имеется промежуточное звено, называемое протектором или гидрозащитой. Установка ПЦЭН (рис. 4.22.1.1) включает маслозаполненный электродвигатель ПЭД 1; звено гидрозащиты или протектор 2; приемную сетку насоса для забора жидкости 3; многоступенчатый центробежный насос ПЦЭН 4; НКТ 5; бронированный трехжильный электрокабель 6; пояски для крепления кабеля к НКТ 7; устьевую арматуру 8; барабан для намотки кабеля при спуско-подъемных работах и хранения некоторого запаса кабеля 9; трансформатор или автотрансформатор 10; станцию управления с автоматикой 11 и компенсатор 12. Насос, протектор и электродвигатель являются отдельными узлами, соединяемыми болтовыми шпильками. Концы валов имеют шлицевые соединения, которые стыкуются при сборке всей установки. При необходимости подъема жидкости с больших глубин секции ПЦЭН соединяются друг с другом так, что общее число ступеней достигает 400. Всасываемая насосом жидкость последовательно проходит все ступени и покидает насос с напором, равным внешнему гидравлическому сопротивлению. УПЦЭН отличаются малой металлоемкостью, широким диапазоном рабочих характеристик, как по напору, так и по расходу, достаточно высоким к. п. д., возможностью откачки больших количеств жидкости и большим межремонтным периодом. Следует напомнить, что средняя по России подача по жидкости одной УПЦЭН составляет 114,7 т/сут, а УШСН - 14,1 т/сут. Все насосы делятся на две основные группы; обычного и износостойкого 176 исполнения. Подавляющая часть действующего фонда насосов (около 95 %) обычного исполнения. Насосы износостойкого исполнения предназначены для работы в скважинах, в продукции которых имеется небольшое количество песка и других механических примесей (до 1 % по массе). По поперечным размерам все насосы делятся на 3 условные группы: 5; 5А и 6, что означает номинальный диаметр обсадной колонны, (в дюймах), в которую может быть спущен данный насос. Группа 5 имеет наружный диаметр корпуса 92 мм, группа 5А - 103 мм и группа б - 114 мм. Частота вращения вала насосов соответствует частоте переменного тока в электросети. В России это частота - 50 Гц, что дает синхронную скорость (для двухполюсной машины) 3000 мин -1. В шифре ПЦЭН заложены их основные номинальные параметры, такие как подача и напор при работе на оптимальном режиме. Например, ЭЦН5-40-950 означает центробежный электронасос группы 5 с подачей 40 м3/сут (по воде) и напором 950 м. ЭЦН5А-360600 означает насос группы 5А с подачей 360 м3/сут и напором 600 м. В шифре насосов износостойкого исполнения имеется буква И, означающая износостойкость. В них рабочие колеса изготовляются не из металла, а из полиамидной смолы (П-68). В корпусе насоса примерно через каждые 20 ступеней устанавливаются промежуточные резино-металлические центрирующие вал подшипники, в результате чего насос износостойкого исполнения имеет меньше ступеней и соответственно напор. Торцовые опоры рабочих колес не чугунные, а в виде запрессованных колец из закаленной стали 40Х. Вместо текстолитовых опорных шайб между рабочими колесами и направляющими аппаратами применяются шайбы из маслостойкой резины. Все типы насосов имеют паспортную рабочую характеристику в виде кривых зависимостей Н(Q) (напор, подача), η(Q) (К.П.Д., подача), N(Q) (потребляемая мощность, подача). Обычно эти зависимости даются в диапазоне рабочих значений расходов или в несколько большем интервале. Всякий центробежный насос, в том числе и ПЦЭН, может работать при закрытой выкидной задвижке (точка А: Q = 0; Н = Нmax) и без противодавления на выкиде (точка В: Q = Qmax; H = 0). Поскольку полезная работа насоса пропорциональна произведению подачи на напор, то для этих двух крайних режимов работы насоса полезная работа будет равна нулю, а следовательно, и К.П.Д. будет равен нулю. При определенном соотношении (Q и Н, обусловленном минимальными внутренними потерями насоса, К.П.Д. достигает максимального значения, равного примерно 0,5 - 0,6. Обычно насосы с малой подачей и малым диаметром рабочих колес, а также с большим числом ступеней имеют пониженный К.П.Д. Подача и напор, соответствующие максимальному к. п. д., называются оптимальным режимом работы насоса. Зависимость η(Q) около своего максимума уменьшается плавно, поэтому вполне допустима работа ПЦЭН при режимах, отличающихся от оптимального в ту и другую сторону на некоторую величину. Пределы этих отклонений завесят от конкретной характеристики ПЦЭН и должны соответствовать разумному снижению К.П.Д. насоса (на 3 - 5 % ) . Это обусловливает целую область возможных режимов работы ПЦЭН, которая 177 называется рекомендованной областью (см. рис. 11.2, штриховка). Подбор насоса к скважинам по существу сводится к выбору такого типоразмера ПЦЭН, чтобы он, будучи спущен в скважину, работал в условиях оптимального или рекомендованного режима при откачке заданного дебита скважины с данной глубины. Выпускаемые в настоящее время насосы рассчитаны на номинальные расходы от 40 (ЭЦН5-40-950) до 500 м3/сут (ЭЦН6-500-750) и напоры от 450 м (ЭЦН6-500450) до 1500 м (ЭЦН6-100-1500). Кроме того, имеются насосы специального назначения, например для закачки воды в пласты. Эти насосы имеют подачу до 3000 м3/сут и напоры до 1200 м. Напор, который может преодолеть насос, прямо пропорционален числу ступеней. Развиваемый одной ступенью при оптимальном режиме работы, он зависит, в частности, от размеров рабочего колеса, которые зависят в свою очередь от радиальных габаритов насоса. При внешнем диаметре корпуса насоса 92 мм средний напор, развиваемый одной ступенью (при работе на воде), равен 3,86 м при колебаниях от 3,69 до 4,2 м. При внешнем диаметре 114 мм средний напор 5,76 м при колебаниях от 5,03 до 6,84 м. 22.2. Погружной насосный агрегат Насосный агрегат состоит из насоса (рис. 4.22.2.1., а), узла гидрозащиты (рис. 11.3, б), погружного электродвигателя ПЭД (рис. 4.22.2.1., в), компенсатора (рис. 4.22.2.1., г), присоединяемого к нижней части ПЭДа. Насос состоит из следующих деталей: головки 1 с шаровым обратным клапаном для предупреждения слива жидкости из НКТ при остановках; верхней опорной пяты скольжения 2, воспринимающей частично осевую нагрузку из-за разности давлений на входе и выкиде насоса; верхнего подшипника скольжения 3, центрирующего верхний конец вала; корпуса насоса 4; направляющих аппаратов 5, которые опираются друг на друга и удерживаются от вращения общей стяжкой в корпусе 4; рабочих колес 6; вала насоса 7, имеющего продольную шпонку, на которой насаживаются рабочие колеса со скользящей посадкой. Вал проходит и через направляющий аппарат каждой ступени и центрируется в нем втулкой рабочего колеса, как в подшипнике; нижнего подшипника скольжения 8; основания 9, закрытого приемной сеткой и имеющего в верхней части круглые наклонные отверстия для подвода жидкости к нижнему рабочему колесу; концевого подшипника скольжения 10. В насосах ранних конструкций, имеющихся еще в эксплуатации, устройство нижней части иное. На всей длине основания 9 размещается сальник из свинцово-графитовых колец, разде-ляющий приемную часть насоса и внутренние полости двигателя и гидрозащиты. Ниже сальника смонтирован трехрядный радиалыно-упорный шариковый подшипник, смазываемый густым маслом, находящимся под избыточным, по отношению к внешнему, некоторым давлением (0,01 - 0,2 МПа). В современных конструкциях ЭЦН в узле гидрозащиты не имеется избыточного давления, поэтому утечки жидкого трансформаторного масла, которым заполнен ПЭД, меньше, и необходимость в свинцово-графитовом сальнике отпала. 178 Полости двигателя и приемной части разделяет простым торцовым уплотнением, давления по обе стороны которого одинаковые. Длина корпуса насоса обычно не превьшает 5,5 м. Когда же нужное число ступеней (в насосах, развивающих большие напоры) разместить в одном корпусе не удается, их размещают в два или три отдельных корпуса, составляющих самостоятельные секции одного насоса, которые состыковываются вместе при спуске насоса в скважину Узел гидрозащиты - самостоятельный узел, присоединяемый к ПЦЭН болтовым соединением (на рис. 4.22.2.1.) узел, как и сам ПЦЭН, показан с транспортировочными заглушками, герметизирующими торцы узлов) Верхний конец вала 1 соединяется шлицевой муфтой с нижним концом вала насоса. Легкое торцевое уплотнение 2 разделяет верхнюю полость, в которой может быть скважинная жидкость, от полости ниже уплотнения, которая заполнена трансформаторным маслом, находящимся, как и скважинная жидкость, под давлением, равным давлению на глубине погружения насоса. Ниже торцевого уплотнения 2 располагается подшипник скользящего трения, а еще ниже - узел 3 опорная пята, воспринимающая осевое усилие вала насоса. Опорная пята скольжения 3 работает в жидком трансформаторном масле. Ниже размещается второе торцевое уплотнение 4 для более надежной герметизации двигателя. Оно конструктивно не отличается от первого. Под ним располагается резиновый мешок 5 в корпусе 6. Мешок герметично разделяет две полости: внутреннюю полость мешка, заполненного трансформаторным маслом, и полость между корпусом 6 и самим мешком, в которую имеет доступ внешняя скважинная жидкость через обратный клапан 7. Скважинная жидкость через клапан 7 проникает в полость корпуса 6 и сжимает резиновый мешок с маслом до давления, равного внешнему. Жидкое масло по зазорам вдоль вала проникает к торцевым уплотнениям и вниз к ПЭДу. Разработаны две конструкции устройств гидрозащиты. Гидрозащита ГД отличается от описанной гидрозащиты Г наличием на валу малой турбинки, создающей повышенное давление жидкого масла во внутренней полости резинового мешка 5. Внешняя полость между корпусом 6 и мешком 5 заполняется густым маслом, питающим шариковый радиально-упорный подшипник ПЦЭН прежней конструкции. Таким образом, узел гидрозащиты ГД усовершенствованной конструкции пригоден для использования в комплекте с широко распространенными на промыслах ПЦЭН прежних типов. Ранее применялась гидрозащита, так называемый протектор поршневого типа, в которой избыточное давление на масло создавалось подпружиненным поршнем. Новые конструкции ГД и Г оказались более надежными и долговечными. Температурные изменения объема масла при его нагревании или охлаждении компенсируются с помощью присоединения к нижней части ПЭДа резинового мешка - компенсатора (рис. 4.22.2.1., г). Для привода ПЦЭН служат специальные вертикальные асинхронные маслозаполненные двухполюсные электродвигатели (ПЭД). Электродвигатели насоса делятся на 3 группы: 5; 5А и 6. Поскольку вдоль корпуса электродвигателя, в отличие от насоса, 179 электрокабель не проходит, диаметральные размеры ПЭДов названных групп несколько больше, чем у насосов, а именно: группа 5 имеет максимальный диаметр 103 мм, группа 5А - 117 мм и группа 6 - 123 мм. В маркировку ПЭД входит номинальная мощность (кВт) и диаметр; например, ПЭД65-117 означает: погружной электродвигатель мощностью 65 кВт с диаметром корпуса 117 мм, т. е. входящий в группу 5А. Малые допустимые диаметры и большие мощности (до 125 кВт) вынуждают делать двигатели большой длины - до 8 м, а иногда и больше. Верхняя часть ПЭДа соединяется с нижней частью узла гидрозащиты с помощью болтовых шпилек. Валы стыкуются шлицевыми муфтами. Верхний конец вала ПЭДа (рис. 4.22.2.1., в) подвешен на пяте скольжения 1, работающей в масле. Ниже размещается узел кабельного ввода 2. Обычно этот узел представляет собой штекерный кабельный разъем. Это одно из самых уязвимых мест в насосе, из-за нарушения изоляции которого установки выходят из строя и требуют подъема; 3 - выводные провода обмотки статора; 4 - верхний радиальный подшипник скользящего трения; 5 - разрез торцевых концов обмотки статора; 6 секция статора, набранная из штампованных пластин трансформаторного железа с пазами для продергивания проводов статора. Секции статора разделены друг от друга немагнитными пакетами, в которых укрепляются радиальные подшипники 7 вала электродвигателя 8. Нижний конец вала 8 центрируется нижним радиальным подшипником скользящего трения 9. Ротор ПЭДа также состоит из секций, собранных на валу двигателя из штампованных пластин трансформаторного железа. В пазы ротора типа беличьего колеса вставлены алюминиевые стержни, закороченные токопроводящими кольцами, с обеих сторон секции. Между секциями вал двигателя центрируется в подшипниках 7. Через всю длину вала двигателя проходит отверстие диаметром 6 - 8 мм для прохождения масла из нижней полости в верхнюю. Вдоль всего статора также имеется паз, через который может циркулировать масло. Ротор вращается в жидком трансформаторном масле с высокими изолирующими свойствами. В нижней части ПЭДа имеется сетчатый масляный фильтр 10. Головка 1 компенсатора (см. рис. 4.22.2.1., г), присоединяется к нижнему концу ПЭДа; перепускной клапан 2 служит для заполнения системы маслом. Защитный кожух 4 в нижней части имеет отверстия для передачи внешнего давления жидкости на эластичный элемент 3. При охлаждении масла его объем уменьшается и скважинная жидкость через отверстия заходит в пространство между мешком 3 и кожухом 4. При нагревании мешок расширяется, и жидкость через те же отверстия выходит из кожуха. ПЭДы, применяемые для эксплуатации нефтедобывающих скважин, имеют мощности обычно от 10 до 125 кВт. Для поддержания пластового давления применяются специальные погружные насосные агрегаты, укомплектованные ПЭДами мощностью 500 кВт. Напряжение питающего тока в ПЭДах колеблется от 350 до 2000 В. При высоких напряжениях удается пропорционально уменьшить ток при передаче той же мощности, а это позволяет уменьшить сечение токопроводящих жил кабеля, а следовательно, поперечные габариты установки. Это особенно важно при больших мощностях электродвигателя. Скольжение ротора ПЭДа номинальное - от 4 до 8,5 %, К.П.Д. - 180 от 73 до 84 %, допустимые температуры окружающей среды - до 100 °С. При работе ПЭДа выделяется много теплоты, поэтому для нормальной работы двигателя требуется охлаждение. Такое охлаждение создается за счет непрерывного протекания пластовой жидкости по кольцевому зазору между корпусом электродвигателя и обсадной колонной. По этой причине отложения парафина в НКТ при работе насосов всегда значительно меньше, чем при других способах эксплуатации. В производственных условиях случается временное обесточивание силовых линий из-за грозы, обрыва проводов, из-за их обледенения и пр. Это вызывает остановку УПЦЭН. При этом под влиянием стекающего из НКТ через насос столба жидкости вал насоса и статор начинают вращаться в обратном направлении. Если в этот момент подача электроэнергии будет восстановлена, то ПЭД начнет вращаться в прямом направлении, преодолевая силу инерции столба жидкости и вращающихся масс. Пусковые токи при этом могут превысить допустимые пределы, и установка выйдет из строя. Чтобы этого не случилось, в выкидной части ПЦЭН устанавливается шаровой обратный клапан, препятствующий сливу жидкости из НКТ. Обратный клапан обычно размещается в головке насоса. Наличие обратного клапана осложняет подъем НКТ при ремонтных работах, так как в этом случае трубы поднимают и развинчивают с жидкостью. Кроме того, это опасно в пожарном отношении. Для предотвращения таких явлений выше обратного клапана в специальной муфте делается сливной клапан. В принципе сливной клапан - это муфта, в боковую стенку которой вставлена горизонтально короткая бронзовая трубка, запаянная с внутреннего конца. Перед подъемом в НКТ бросается металлический короткий дротик. От удара дротика бронзовая трубка отламывается, в результате чего боковое отверстие в муфте открывается и жидкость из НКТ сливается. Разработаны и другие приспособления для слива жидкости, устанавливаемые над обратным клапаном ПЦЭН. К ним относятся так называемые суфлеры, позволяющие измерять межтрубное давление на глубине спуска насоса скважинным манометром, спускаемым в НКТ, и устанавливающие сообщение межтрубного пространства с измерительной полостью манометра. Следует заметить, что двигатели чувствительны к системе охлаждения, которая создается потоком жидкости между обсадной колонной и корпусом ПЭДа. Скорость этого потока и качество жидкости влияют на температурный режим ПЭДа. Известно, что вода имеет теплоемкость 4,1868 кДж/кг-°С, тогда как чистая нефть 1,675 кДж/кг-°С. Поэтому при откачке обводненной продукции скважины условия охлаждения ПЭДа лучше, чем при откачке чистой нефти, а его перегрев приводит к нарушению изоляции и выходу двигателя из строя. Поэтому изоляционные качества применяемых материалов влияют на длительность работы установки. Известно, что термостойкость некоторой изоляции, применяемой для обмоток двигателя, доведена уже до 180 °С, а рабочие температуры до 150 °С. Для контроля за температурой разработаны простые электрические температурные датчики, передающие на станцию управления информацию о температуре ПЭДа по 181 силовому электрическому кабелю без применения дополнительной жилы. Аналогичные устройства имеются для передачи на поверхность постоянной информации о давлении на приеме насоса. При аварийных состояниях станция управления автоматически отключает ПЭД. 22.3. Элементы электрооборудования установки ПЭД питается электроэнергией по трехжильному кабелю, спускаемому в скважину параллельно с НКТ. Кабель крепится к внешней поверхности НКТ металлическими поясками по два на каждую трубу. Кабель работает в тяжелых условиях. Верхняя его часть находится в газовой среде, иногда под значительным давлением, нижняя - в нефти и подвергается еще большему давлению. При спуске и подъеме насоса, особенно в искривленных скважинах, кабель подвергается сильным механическим воздействиям (прижимы, трение, заклинивание между колонной и НКТ и т. д.). По кабелю передается электроэнергия при высоких напряжениях. Использование высоковольтных двигателей позволяет уменьшить ток и, следовательно, диаметр кабеля. Однако кабель для питания высоковольтного ПЭДа должен обладать и более надежной, а иногда и более толстой изоляцией. Все кабели, применяемые для УПЦЭН, сверху покрыты эластичной стальной оцинкованной лентой для защиты от механических повреждений. Необходимость размещения кабеля по наружной поверхности ПЦЭН уменьшает габариты последнего. Поэтому вдоль насоса укладывается плоский кабель, имеющий толщину примерно в 2 раза меньше, чем диаметр круглого, при одинаковых сечениях токопроводящих жил. Все кабели, применяемые для УПЦЭН, делятся на круглые и плоские. Круглые кабели имеют резиновую (нефтестойкая резина) или полиэтиленовую изоляцию, что отображено в шифре: КРБК означает кабель резиновый бронированный круглый или КРБП - кабель резиновый бронированный плоский. При использовании полиэтиленовой изоляции в шифре вместо буквы Р пишется П: КПБК - для круглого кабеля и КПБП - для плоского. Круглый кабель крепится к НКТ, а плоский - только к нижним трубам колонны НКТ и к насосу. Переход от круглого кабеля к плоскому сращивается методом горячей вулканизации в специальных прессформах и при недоброкачественном выполнении такой сростки может служить источником нарушения изоляции и отказов. В последнее время переходят только к плоским кабелям, идущим от ПЭДа вдоль колонны НКТ до станции управления. Однако изготовление таких кабелей сложнее, чем круглых (табл. 4.22.3.1.). Имеются еще некоторые разновидности кабелей с полиэтиленовой изоляцией, не упомянутые в таблице. Кабели с полиэтиленовой изоляцией на 26 - 35 % легче кабелей с резиновой изоляцией. Кабели с резиновой изоляцией предназначены для использования при номинальном напряжении электрического тока не более 1100 В, при температурах окружающей среды до 90 °С и давлении до 1 МПа. Кабели с полиэтиленовой изоляцией могут работать при напряжении до 2300 В, температуре до 120 °С и давлении до 2 МПа. Эти кабели обладают большей устойчивостью против воздействия газа и высокого давления. Все кабели имеют броню из волнистой оцинкованной стальной ленты, что 182 придает им нужную прочность. Кабель НРБ К КРБП КПБК КПБП Характеристика кабелей, применяемых для УПЦЭН Число жил и Наружные Наружный Масса, площадь размеры плоской диаметр, мм кг/км сечения, мм2 части, мм 3 x 10 27,5 1280 3 x 16 29,3 1650 3 x 25 32,1 2140 3 x 35 34,7 2680 3 x 10 12,6 x 30,7 1050 3 x 16 13,6 x 33,8 1250 3 x 25 14,9 x 37,7 1600 3 x 10 27,0 1016 3 x 16 29,6 1269 3 x 25 32,4 1622 3 x 35 34,8 1961 3x4 8,8 x 17,3 380 3x6 9,5 x 18,4 466 3 x 10 12,4 x 26,0 738 3 x 16 13,6 x 29,6 958 3 x 25 14,9 x 33,6 1282 Кабели обладают активным и реактивным сопротивлением. Активное сопротивление зависит от сечения кабеля и частично от температуры. Сечение, мм ................…………………. 16 25 35 Активное сопротивление, Ом/км ........ 1,32 0,84 0,6 Реактивное сопротивление зависит от соs φ и при его значении 0,86 - 0,9 (как это имеет место у ПЭДов) составляет примерно 0,1 Ом/км. В кабеле происходит потеря электрической мощности, обычно от 3 до 15 % общих потерь в установке. Потеря мощности связана с потерей напряжения в кабеле. Эти потери напряжения, зависящие от тока, температуры кабеля, его сечения и пр., вычисляются по обычным формулам электротехники. Они составляют примерно от 25 до 125 В/км. Поэтому на устье скважины напряжение, подаваемое к кабелю, всегда должно быть выше на величину потерь по сравнению с номинальным напряжением ПЭДа. Возможности такого повышения напряжения предусмотрены в автотрансформаторах или трансформаторах, имеющих для этой цели в обмотках несколько дополнительных отводов. Первичные обмотки трехфазных трансформаторов и автотрансформаторов всегда рассчитаны на напряжение промысловой электросети, т. е. на 380 В, к которой они и подсоединяются через станции управления. Вторичные обмотки рассчитаны на рабочее напряжение соответствующего двигателя, с которым они 183 связаны кабелем. Эти рабочие напряжения в различных ПЭДах изменяются от 350В (ПЭД10-103) до 2000 В (ПЭД65-117; ПЭД125-138). Для компенсации падения напряжения в кабеле от вторичной обмотки делается 6 отводов (в одном типе трансформатора 8 отводов), позволяющих регулировать напряжение на концах вторичной обмотки с помощью перестановки перемычек. Перестановка перемычки на одну ступень повышает напряжение на 30 - 60 В в зависимости от типа трансформатора. Все трансформаторы и автотрансформаторы немаслозаполненные с воздушным охлаждением закрыты металлическим кожухом и предназначены для установки в укрытом месте. Они комплектуются с подземной установкой, поэтому их параметры соответствуют данному ПЭДу. В последнее время трансформаторы находят более широкое распространение, так как это позволяет непрерывно контролировать сопротивление вторичной обмотки трансформатора, кабеля и статорной обмотки ПЭДа. При уменьшении сопротивления изоляции до установленной величины (30 кОм) установка автоматически отключается. При автотрансформаторах, имеющих прямую электрическую связь между первичной и вторичной обмотками, такого контроля изоляции осуществлять нельзя. Трансформаторы и автотрансформаторы имеют К.П.Д. около 98 - 98,5 %. Масса их в зависимости от мощности колеблется от 280 до 1240 кг, габариты от 1060 х 420 х 800 до 1550 х 690 х 1200 мм. Работа УПЦЭН управляется станцией управления ПГХ5071 или ПГХ5072. Причем станция управления ПГХ5071 применяется при автотрансформаторном питании ПЭДа, а ПГХ5072 при трансформаторном. Станции ПГХ5071 обеспечивают мгновенное отключение установки при замыкании токоведущих элементов на землю. Обе станции управления обеспечивают следующие возможности контроля и управления работой УПЦЭН. 1. Ручное и автоматическое (дистанционное) включение и отключение установки. 2. Автоматическое включение установки в режиме самозапуска после восстановления подачи напряжения в промысловой сети. 3. Автоматическую работу установки на периодическом режиме (откачка, накопление) по установленной программе с суммарным временем 24 ч. 4. Автоматическое включение и отключение установки в зависимости от давления в выкидном коллекторе при автоматизированных системах группового сбора нефти и газа. 5. Мгновенное отключение установки при коротких замыканиях и при перегрузках по силе тока на 40%, превышающих нормальный рабочий ток. 6. Кратковременное отключение на время до 20 с при перегрузках ПЭДа на 20 % от номинала. 7. Кратковременное (20 с) отключение при срыве подачи жидкости в насос. Двери шкафа станции управления имеют механическую блокировку с блоком рубильников. Имеется тенденция к переходу на бесконтактные, герметически закрытые станции управления с полупроводниковыми элементами, которые, как показал опыт их эксплуатации, более надежны, не подвержены воздействию пыли, 184 влаги и осадков. Станции управления предназначены для установки в помещениях сарайного типа или под навесом (в южных районах) при температуре окружающей среды от 35 до +40 °С. Масса станции около 160 кг. Габариты 1300 x 850 x 400 мм. В комплект поставки УПЦЭН входит барабан с кабелем, длина которого определяется заказчиком. Во время эксплуатации скважины по технологическим причинам глубину подвески насоса приходится изменять. Чтобы не рубить и не наращивать кабель при таких изменениях подвески, длина кабеля берется по максимальной глубине подвески данного насоса и при меньших глубинах его излишек оставляется на барабане. Этот же барабан используется для намотки кабеля при подъеме ПЦЭН из скважин. При постоянстве глубины подвески и стабильных условиях работы насоса конец кабеля заправляется в соединительную коробку, и необходимость в барабане отпадает. В таких случаях при ремонтах используют специальный барабан на транспортной тележке или на металлических санях с механическим приводом для постоянного и равномерного подтягивания извлекаемого из скважины кабеля и намотки его на барабан. При спуске насоса с такого барабана равномерно подается кабель. Барабан приводится в движение электроприводом с реверсом и фрикционом для предупреждения опасных натяжений. На нефтедобывающих предприятиях с большим числом УЭЦН используют специальный транспортировочный агрегат АТЭ-6 на базе грузового вездехода КаАЗ-255Б для перевозки кабельного барабана и другого электрооборудования, в том числе трансформатора, насоса, двигателя и узла гидрозащиты. Для погрузки и разгрузки барабана агрегат снабжен откидными направлениями для накатывания барабана на платформу и лебедкой с тяговым усилием на канате 70 кН. На платформе имеется также гидрокран грузоподъемностью 7,5 кН при вылете стрелы 2,5 м. Кабель спущенного насосного агрегата пропускают через сальниковые уплотнения устья и герметизируют в нем с помощью специального разъемного герметизирующего фланца в устьевой крестовине. Типичная арматура устья скважины, оборудованной для эксплуатации ПЦЭН (рис. 4.22.3.1.), состоит из крестовины 1, которая навинчивается на обсадную колонну. В крестовине имеется разъемный вкладыш 2, воспринимающий нагрузку от НКТ. На вкладыш накладывается уплотнение из нефтестойкой резины 3, которое прижимается разъемным фланцем 5. Фланец 5 прижимается болтами к фланцу крестовины и герметизирует вывод кабеля 4. Арматура предусматривает отвод затрубного газа через трубу 6 и обратный клапан 7. Арматура собирается из унифицированных узлов и запорных кранов. Она сравнительно просто перестраивается для оборудования устья при эксплуатации штанговыми насосами. 185 22.4. Установка ПЦЭН специального назначения Погружные центробежные насосы применяются не только для эксплуатации добывающих скважин. Они находят применение. 1. В водозаборных и артезианских скважинах для снабжения технической водой систем ППД и для бытовых целей. Обычно это насосы с большими подачами, но с малыми напорами. 2. В системах ППД при использовании пластовых высоконапорных вод (альбсеноманские пластовые воды в Тюменской области) при оборудовании водозаборных скважин с непосредственной закачкой воды в соседние нагнетательные скважины (подземные кустовые насосные станции). Для этих целей используются насосы с внешним диаметром 375 мм, подачей до 3000 м 3/сут и напором до 2000 м. 3. Для внутрипластовых систем поддержания пластового давления при закачке воды из нижнего водоносного пласта в верхний нефтяной или из верхнего водоносного в нижний нефтяной через одну скважину. Для этой цели используются так называемые перевернутые насосные установки, у которых в верхней части двигатель, затем гидрозащита и в самом низу сам центробежный насос. Такая компоновка приводит к значительным конструктивным изменениям, но оказывается необходимой по технологическим причинам. 4. Специальные компоновки насоса в корпусах и с каналами перетока для одновременной, но раздельной эксплуатации двух и более пластов одной скважиной. Такие конструкции по существу являются приспособлениями известных элементов стандартной установки погружного насоса для работы в скважине в сочетании с другим оборудованием (газлифт, ШСН, фонтан, ПЦЭН и т. д.). 5. Специальные установки погружных центробежных насосов на кабельканате. Стремление увеличить радиальные габариты ЭЦЭН и улучшить его технические характеристики, а также стремление упростить спуско-подъемные работы при замене ЭЦЭН привели к созданию установок, спускаемых в скважину на специальном кабель-канате. Кабель-канат выдерживает нагрузку 100 кН. Он имеет сплошную двухслойную (крест накрест) наружную оплетку из прочных стальных проволок, обвитых вокруг электрического трехжильного кабеля, с помощью которого осуществляется питание ПЭДа. Область применения ПЦЭН на кабель-канате как по напорам, так и по подаче шире, чем насосов, спускаемых на трубах, так как увеличение за счет устранения бокового кабеля радиальных габаритов двигателя и насоса при тех же размерах колонн, позволяют существенно улучшить технические характеристики агрегатов. Вместе с тем использование ПЦЭН на кабель-канате по схеме беструбной эксплуатации вызывает и некоторые трудности, связанные с отложениями парафина на стенках обсадной колонны. К преимуществам этих насосов, имеющих шифр ЭЦНБ, что означает беструбный (Б) (например, ЭЦНБ5-160-1100; ЭЦНБ5А-250-1050; ЭЦНБ6-250-800 и др.) следует отнести следующие. 1. Более полное использование поперечного сечения обсадной колонны. 2. Практически полное исключение гидравлических потерь напора на трение в 186 подъемных трубах из-за их отсутствия. 3. Увеличенный диаметр насоса и электродвигателя позволяет повысить напор, подачу и к. п. д. агрегата. 4. Возможность полной механизации и удешевления работ по подземному ремонту скважин при смене насоса. 5. Снижение металлоемкости установки и стоимости оборудования из-за исключения НКТ, благодаря чему масса оборудования, спускаемого в скважину, уменьшается с 14 - 18 до 6 - 6,5 т. 6. Снижение вероятности повреждения кабеля при спуско-подъемных операциях. Наряду с этим необходимо отметить и недостатки беструбных установок ПЦЭН. 1. Более тяжелые условия работы оборудования, находящегося под давлением выкида насоса. 2. Кабель-канат по всей длине находится в жидкости, откачиваемой из скважины. 3. Узел гидрозащиты, ПЭД и кабель-канат подвержены не давлению приема, как в обычных установках, а давлению выкида насоса, которое значительно превышает давление приема. 4. Поскольку подъем жидкости на поверхность происходит по обсадной колонне, то при отложении парафина на стенках колонны и на кабеле возникают трудности с ликвидацией этих отложений. Установка погружного центробежного насоса на кабель-канате: 1 - шлипсовый пакер; 2 - приемная сетка; 3 - клапан; 4 - посадочные кольца; 5 - обратный клапан, 6 - насос; 7 - ПЭД; 8 - штекер; 9 - гайка; 10 - кабель; 11 - оплетка кабеля; 12 - отверстие. 187 Несмотря на это установки на кабель-канате применяются и существует несколько типоразмеров таких насосов (рис. 4.22.4.1.). На расчетную глубину предварительно спускается и закрепляется на внутренних стенках колонны шлипсовый пакер 1, воспринимающий вес столба жидкостей над ним и вес погружного агрегата. Насосный агрегат в сборе на кабельканате опускается в скважину, сажается на пакер и уплотняется в нем. Одновременно патрубок с приемной сеткой 2 проходит через пакер и открывает обратный клапан 3 тарельчатого типа, имеющийся в нижней части пакера. Рис. 4.22.4.2. Рабочие характеристики погружного центробежного насоса ЭЦНБ5А 250-1050, спускаемого на кабеле канате: Н - напорная характеристика; N потребляемая мощность; η - коэффициент полезного действия При посадке агрегата на пакер герметизация достигается за счет касания посадочных колец 4. Выше посадочных колец, в верхней части всасывающего патрубка находится обратный клапан 5. Над клапаном размещается насос 6, затем узел гидрозащиты и ПЭД 7. В верхней части двигателя имеется специальный трехполюсный коаксиальный штекер 8, на который плотно насаживается и закрепляется накидной гайкой 9 присоединительный наконечник кабеля 10. В наконечнике заправлены грузонесущая проволочная оплетка кабеля 11 и электрические жилы, подсоединенные к контактным кольцам состыковочного штекерного устройства. Жидкость, подаваемая ПЦЭН, выбрасывается через отверстия 12 в межтрубное пространство, частично охлаждая ПЭД. На устье скважины кабель-канат герметизируется в устьевом сальнике арматуры и конец его присоединяется через обычную станцию управления к трансформатору. Спускают и поднимают установку с помощью кабельного барабана, расположенного на шасси специально оборудованного тяжелого автомобилявездехода (агрегат АПБЭ-1,2 / 8А). Время спуска установки на глубину 1000 м - 30 мин, подъема - 45 мин. При подъеме насосного агрегата из скважины всасывающий патрубок выходит из пакера и дает возможность захлопнуться тарельчатому клапану. Это позволяет в фонтанных и полуфонтанных скважинах спускать и поднимать насосный агрегат без предварительного глушения скважины. 188 Число ступеней в насосах 123 (УЭЦНБ5А-250-1050), 95 (УЭЦНБ6-250-800) и 165 (УЭЦНБ5-160-1100). Таким образом, за счет увеличения диаметра рабочих колес напор, развиваемый одной ступенью, составляет 8,54; 8,42 и 6,7 м. Это почти в два раза больше, чем у насосов обычной компоновки. Мощности двигателей 46 кВт. Максимальный К.П.Д. насосов - 0,65. В качестве примера на рис. 4.22.4.2. приведены рабочие характеристики насоса УЭЦНБ5А-250-1050. Для этого насоса рекомендуется рабочая область: подача Q = 180 - 300 м 3 /сут, напор H = 1150 - 780 м. Масса насоса в сборе (без кабеля) 860 кг. 189 Общая схема оборудования скважины установкой погружного центробежного насоса 190 Устройство погружного центробежного агрегата а - центробежный насос; б - узел гидрозащиты; в - погружной электродвнгателъ; г - компенсатор 191 Арматура устья скважины, оборудованной ПЦЭН 192 23. ПОГРУЖНЫЕ ВИНТОВЫЕ НАСОСЫ Основным элементом погружного винтового насоса (ПВН) является червячный винт, вращающийся в резиновой обойме специального профиля. В пределах каждого шага винта между ним и резиновой обоймой образуются полости, заполненные жидкостью и перемещающиеся вдоль оси винта. Приводом служит такой же ПЭД, как и для ПЦЭН, с частотой вращения, вдвое меньшей. Это достигается такими соединениями и укладкой статорной обмотки двигателя, что создается четырехполюс-ное магнитное поле с синхронной частотой вращения 1500 мин"1. Если для ПЦЭН увеличение частоты вращения улучшает эксплуатационные характеристики насоса, то для ПВН, наоборот, желательно уменьшение частоты вращения вала, так как в противном случае увеличивается износ, нагрев, снижается к. п. д. и другие показатели. Внешне ПВН мало отличается от ПЦЭН. В комплект установки входят: автотрансформатор или трансформатор на соответствующие напряжения для питания ПЭД; станция управления с необходимой автоматикой и зашитой; устьевое оборудование, герметизирующее устье скважины и ввод кабеля в скважину; электрический кабель круглого сечения, прикрепляемый поясками к НКТ; винтовой насос, состоящий из двух работающих навстречу друг другу винтов с двумя прием-чыми сетками и общим выкидом; гидрозащита электродвигателя; маслонаполненный четырехполюсный электродвигатель переменного тока - ПЭД. Основной рабочий орган винтового насоса (рис. 4.23.1.) состоит из двух стальных полированных и хромированных одно-заходных винтов 2 и 4 с плавной нарезкой, вращающихся в резинометаллических обоймах 1 и 5, изготовленных из нефтестойкой резины особого состава. Внутренняя полость обойм представляет собой двухзаходную винтовую поверхность с шагом в два раза больше, чем шаг винта. Винты соединены с ПЭДом и между собой валом с промежуточной эксцентриковой муфтой 3. Оба винта имеют одинаковое направление вращения, но один винт имеет правое направление спирали, а другой - левое. Поэтому верхний винт подает жидкость сверху вниз, а нижний - снизу вверх. Это позволяет уравновесить винты, так как силы, действующие на них от перепада давления со стороны выкида и приема, будут взаимно противоположны. Любое поперечное сечение стального винта есть правильный круг, однако центры этих кругов лежат на винтовой линии, ось которой является осью вращения всего винта. В любом сечении винта, перпендикулярном к его оси, круговое сечение оказывается смещенным от оси вращения на расстояние е, называемое эксцентриситетом (рис. 4.23.2.). Поперечные сечения внутренней полости резиновой обоймы в любом месте вдоль оси винта одинаковые, но повернуты относительно друг друга. Через расстояние, равное шагу, эти сечения совпадают. Само сечение внутренней полости в любом месте представляет собой две полуокружности с радиусом, равным радиусу сечения винта, раздвинутые друг от друга на расстояние 4е. 193 При работе двигателя винт вращается вокруг собственной оси. Одновременно сама ось винта совершает вращательное движение по окружности диаметром d = 4е. Гребень спирали винта по всей своей длине находится в непрерывном соприкосновении с резиновой обоймой. Между винтом и обоймой образуется полость, площадь сечения которой равна произведению диаметра винта D на 4е, а высота этой полости в направлении оси винта равна шагу обоймы Т ( T = 2t, где t шаг винта). Перекачиваемая жидкость заполняет полость между винтом и обоймой в пределах каждого шага и, так как при вращении винт в осевом направлении не движется, то жидкость будет перемещаться вдоль оси винта на расстояние одного шага при повороте винта на один оборот. Следовательно, суточная подача винтового насоса будет равна Q 4 е D T n 60 24 , где n - частота вращения вала ПЭДа (примерно 1480 мин-1); α - коэффициент подачи насоса: коэффициент подачи насоса, учитывает обратные протечки через линию соприкосновения гребня спирали винта с внутренней полостью обоймы; неполное заполнение полостей за счет наличия газа во всасывающей смеси; усадку нефти при переходе ее от термодинамических условий насоса к условиям на поверхности. На рис. 4.23.3. показаны четыре последовательных положения сечения винта в обойме при одном его повороте. Для того чтобы верхний и нижний винты имели возможность вращаться не только вокруг своей оси, но и по окружности диаметром d = 2е, они соединены между собой специальными эксцентриковыми муфтами (см. рис. 13.1). Конец вала, выходящего из верхнего сальника и подшипника узла гидрозащиты, соединяется с нижним винтом также с помощью эксцентриковых муфт 3. Эксцентриковые муфты работают в жидкости, откачиваемой насосом Насос имеет двухсторонний прием жидкости и общий выкид в пространство между верхним и нижним винтами. Далее жидкость проходит по кольцевому зазору между корпусом металло-резиновой обоймы верхнего винта и кожухом насоса. Затем по специальным косым каналам, минуя приемную сетку верхнего винта, жидкость попадает в головную часть ПВН, в которой имеется многофункциональный предохранительный клапан поршеньково-золотникового типа. Обойдя по сверлению предохранительный клапан, жидкость проходит шламовую трубу и попадает в НКТ. В нижней части насоса, ниже герметизирующего сальника и двухрядного радиально-упорного подшипника размещается пусковая муфта. Она соединяет вал протектора и двигателя с валом насоса только после того, как вал двигателя разовьет число оборотов, соответствующее максимальному крутящему моменту двигателя. Для этого в пусковой муфте имеются выдвижные эксцентриковые кулачки, входящие в зацепление при определенной частоте вращения вала. Такая пусковая муфта обеспечивает надежный запуск насоса при максимальном крутящем моменте двигателя. Кроме того, она не позволяет вращаться валу насоса в сторону, 194 противоположную заданному направлению. В этом случае в муфте происходит свободное проворачивание валов без зацепления, чем предупреждается развинчивание деталей насоса и резьбовых соединений, а резиновые обоймы рабочих органов предохраняются, таким образом, от перегрева и сухого трения, так как при обратном вращении жидкость из НКТ от-качалась бы в кольцевое пространство. Такое обратное вращение может произойти при ошибочной перестановке двух концов электрического кабеля на трансформаторе. Четыре эксцентриковые муфты позволяют за счет подвижности шарниров передавать необходимый крутящий момент и одновременно совершать винтам сложное планетарное движение в резиновых обоймах. Поршеньково-золотниковый предохранительный клапан выполняет следующие функции. Так как сквозной проток жидкости при неподвижном винте в ПВН невозможен, то при его спуске в скважину на НКТ под уровень жидкости возникает необходимость заполнения НКТ жидкостью из межтрубного пространства. В этом случае поршеньково-золотниковый предохранительный клапан устанавливает сообщение внутренней полости НКТ с межтрубным пространством. При подъеме ПВН из скважины жидкость из НКТ по тем же причинам не может перетечь в межтурбное пространство. Поршеньково-золотниковый клапан в этом случае также устанавливает сообщение внутренней полости НКТ с межтрубным пространством и жидкость сливается. При недостаточном притоке жидкости из пласта в скважину или при содержании в жидкости большого количества газа золотник предохранительного клапана устанавливается так, что часть жидкости из колонны НКТ перетекает через боковой клапан в межтрубное пространство. Когда насос разовьет нормальную подачу, золотник клапана перекроет боковой спусковой канал и вся жидкость, подаваемая насосом, будет поступать в НКТ. В противоположность ПЦЭН винтовые насосы, как и все объемные машины, не могут работать при закрытом выкиде. Поэтому при случайном закрытии задвижки на устье ПВН выходит из строя. Для предупреждения подобных явлений золотниковый предохранительный клапан срабатывает и сбрасывает жидкость из НКТ в межтрубное пространство. Для этого клапан регулируется на строго регламентируемую величину давления, при превышении которой происходит сброс. Золотниковый предохранительный клапан позволяет откачивать жидкость из скважин с низким динамическим уровнем и не допускает его снижения до приемных сеток насоса, так как в этом случае клапан сбросит жидкость из НКТ в межтрубное пространство. Это приведет к снижению результирующей подачи и срабатыванию релейной защиты на станции управления, отключающей всю установку. Если по каким-либо причинам установка не отключится, то после накопления жидкости в межтрубном пространстве и повышения ее уровня клапан закроет спусковой канал и установка перейдет на нормальный режим работы с полной подачей жидкости в НКТ. Поскольку слабый приток из пласта сохраняется, то это 195 приведет снова к снижению уровня в межтрубном пространстве, клапан снова сработает и сбросит жидкость из НКТ в межтрубное пространство. Такая вынужденная самопроизвольная периодическая эксплуатация будет продолжаться до тех пор, пока станция управления не отключит установку. Назначением золотникового предохранительного клапана является недопущение сухого трения винта в резиновой обойме и выхода из строя насоса по этой причине. Шламовая труба предохраняет насос от попадания в его рабочие органы твердых частиц окалины со стенок НКТ и стеклянной крошки в случае применения остеклованных или эмалированных НКТ. Она представляет собой обычный патрубок с боковыми отверстиями и заглушенным верхним концом. Оседающие твердые частицы накапливаются между внутренней поверхностью НКТ и наружной поверхностью шламовой трубы. Как видно из описания, ПВН - несложная машина с небольшим числом деталей (в противоположность ПЦЭН) и в настоящее время имеет высокую надежность и достаточно большой межремонтный период. На отечественных промыслах уже прошли широкие промышленные испытания несколько серийных конструкций, рассчитанных на номинальную подачу 40, 80 и 100 м 3/сут при диаметрах обсадных колонн 146 и 168 мм. Благодаря двум винтам с правым и левым направлением их спиралей эти насосы во время работы взаимно гидравлически разгружаются, поэтому их опорные подшипники и пяты не подвергаются большим осевым усилиям. Друг от друга насосы отличаются только размерами винтов и резиновых обойм, благодаря чему достигнута и высокая унификация, и взаимозаменяемость всех остальных деталей и узлов. Наиболее слабым местом в винтовых насосах является резиновая обойма, которая при недостатке смазки сразу выходит из строя. Винтовые насосы на вязкой жидкости работают лучше, чем на сильно обводненной продукции скважин. Они не эмульгируют нефть, как центробежные насосы. К. П. Д. насоса достигает 0,8. Винтовые насосы имеют шифр, подобный шифру центробежных насосов. Например, ЭВНТ5А-100-1000 означает: электровинтовой насос (ЭВН) тихоходный (Т) под колонну 5А с подачей 100 м3/сут, напором 1000 м. Имеются насосы, развивающие напор 1400 м. Насос ЭВНТ5А-100-1000 имеет на воде максимальный к. п. д. 0,68 - 0,7, а при незначительном повышении вязкости жидкости до 0,4 см2/с его максимальный к. п. д. увеличивается до 0,73 - 0,75. На рис. 4.23.4. показаны рабочие характеристики серийного насоса ЭВНТ5А100-1000 при его работе на воде (кривые 1) и глицерине (кривые 2) с вязкостью 1,35 см2/с. Поскольку ПВН является объемной машиной, то его подача гораздо в меньшей степени, чем в ПЦЭН, зависит от напора. Повышение напора увеличивает протечки жидкости через линию контакта гребня винта с внутренней полостью резиновой обоймы, и это несколько снижает подачу. Тем не менее для ПВН характерна более широкая область рекомендованных режимов при сохранении высоких значений к. п. д. Это позволяет один и тот же ПВН применять для эксплуатации скважин с различными динамическими уровнями. Например, для насосов с напором до H = 1000 м и подачами от 40 до 100 м3/сут зона оптимального к. п. д. находится в пределах напоров от 350 до 1000 м. Продолжительность работы 196 ПВН без подъема в некоторых случаях достигла 16 месяцев (Туймазанефть). Применение ПВН весьма эффективно при откачке высоковязких нефтей. Они менее чувствительны к присутствию в нефти газа, а попадание последнего в рабочие органы не вызывает срыва подачи. Глубина подвески ПВН и параметры его работы определяются так же, как это было изложено раньше при изучении ПЦЭН. Винтовой насос с двумя уравновешенными рабочими органами 197 Сечение резиновой обоймы и винта насоса Положение сечения винта в обойме при его повороте на один оборот I - исходное положение, II - положение при повороте на 90°, III - положение при по вороте на 180º, IV - положение при повороте на 270°, V - положение при повороте на 360°; к - фиксированная точка на поверхности винта (вращение против часовой стрелки) 198 Рабочие характеристики винтового насоса типа ЭВНТ5А-100-1000 при работе на воде и глицерине 199 24. ГИДРОПОРШНЕВЫЕ НАСОСЫ 24.1. Принцип действия гидропоршневого насоса Гидропоршневые насосы (ГПН) состоят из двух основных частей: гидравлического поршневого двигателя объемного типа D (рис. 4.24.1.1.) и соединенного с двигателем общим штоком поршневого насоса двухстороннего действия Н. Важным элементом ГПН, управляющим его работой, является золотниковое устройство 3. По принципу действия оно аналогично действию четырехходового крана. Внутренняя часть золотника с каналами может поворачиваться на 90° и занимать два положения (рис. 4.24.1.1., сплошные и пунктирные линии). Такие переключения (повороты) осуществляются автоматически от штока двигателя. Рабочая жидкость нагнетается с поверхности силовым насосом по трубопроводу 1 (НКТ) и при положении золотника, показанном на рисунке, попадает в верхнюю полость цилиндра двигателя D. Одновременно нижняя полость цилиндра двигателя D с помощью золотника сообщается с выкидной линией 2 (кольцевое пространство). Под действием давления рабочей жидкости поршень 3 двигателя совершает ход вниз. Жидкость из-под поршня выходит через золотник в выкидной трубопровод 2 (кольцевое пространство). В конце хода вниз четырехходовой кран (золотник) автоматически поворачивается на 90°, а его каналы занимают положение, показанное на рис. 4.24.1.1. пунктиром. Рабочая жидкость из трубопровода 1 (НКТ) благодаря новому положению золотника получает доступ в нижнюю полость цилиндра двигателя D, а отработанная жидкость из верхней полости цилиндра попадает в выкидную линию 2. Под действием давления рабочей жидкости, поступающей в нижнюю полость, поршень 3 совершает ход вверх. В конце хода вверх золотник, связанный со штоком двигателя, снова поворачивается на 90° в обратную сторону, а его каналы снова занимают первоначальное положение. Это обеспечивает поступление рабочей жидкости в верхнюю полость двигателя и ход вниз. Скорость перемещения поршня двигателя и число его ходов, очевидно, будет зависеть от скорости закачки рабочей жидкости. При малой скорости закачки число ходов поршня двигателя будет малым и наоборот. Однако число ходов не может увеличиваться беспредельно. Инерция поршневой группы агрегата, золотника и жидкости в каналах будет лимитировать число 1 ходов, которое обычно не превышает 100. Жестко со штоком двигателя связан поршень (плунжер) 4 скважинного насоса Н, который также совершает возвратно-поступательное движение. Цилиндр насоса имеет с обеих сторон по одному нагнетательному 5 и всасывающему 6 клапану. При ходе поршня 4 вниз пластовая жидкость под действием давления на глубине погружения насоса будет поступать в верхнюю полость цилиндра насоса, проходя по обводному каналу 7 и через верхний всасывающий клапан 6. Пластовая жидкость из нижней полости цилиндра при ходе поршня 4 вниз будет вытесняться через нижний нагнетательный клапан 5 в выкидной трубопровод 2 (кольцевое пространство), смешиваясь там с отработанной рабочей жидкостью. При ходе поршня 4 вверх в полости под поршнем будет происходить всасывание пластовой 200 жидкости через нижний всасывающий клапан 6, а в полости над поршнем нагнетание пластовой жидкости через верхний нагнетательный клапан 5 в выкидной трубопровод 2, т. е. в кольцевое пространство. Конструктивно золотник выполнен в виде фасонной втулки, сидящей на штоке двигателя, которая может перемещаться в своем цилиндре с подводящими и отводящими каналами. В верхней и нижней частях штока двигателя имеются короткие пазы - каналы, через которые рабочая жидкость попадает в цилиндр золотника и смещает фасонную втулку для сообщения полостей цилиндра двигателя с трубопроводами 1 и 2. Благодаря двойному действию подача насоса почти в 2 раза больше подачи обычного плунжерного насоса одинарного действия при прочих равных условиях (диаметр, ход, габарит). Существуют ГПН одинарного действия или так называемого дифференциального типа, в которых подача насосом пластовой жидкости происходит только при ходе вверх (рис. 4.24.1.2.). Рабочая жидкость подается по каналу 6 в пространство под поршень двигателя и далее через специальный канал 7 в поршне, перекрываемый управляющим клапаном 5, попадает в полость над поршнем 4 (рис. 4.24.1.2., а). Поскольку верхняя площадь поршня 4 больше нижней на величину площади штока, то сила, действующая сверху, будет больше, чем снизу, поэтому поршень 4 двигателя переместится вниз. Вместе с ним получит перемещение вниз плунжер 1 в насосном цилиндре. Нагнетательный клапан 2 в плунжере откроется. При крайнем нижнем положении поршня двигателя управляющий клапан 5 перекроется, и канал 7 закроется (рис. 4.24.1.2.,б). Верхняя полость двигателя через канал 8 и внутреннее сверление в теле штока получит сообщение с пространством над плунжером насоса и по обводному каналу с насосными трубами 9. Давление под поршнем двигателя будет нарастать, пока поршень не сделает ход вверх. При ходе вверх всасывающий клапан 3 откроется и цилиндр насоса будет заполняться пластовой жидкостью. В крайнем верхнем положении управляющий клапан механического действия снова откроет канал 7 и закроет канал 8. Произойдет ход вниз. Работа ГПН одинарного действия сопровождается сильной пульсацией давления рабочей жидкости на поверхности. Замеряя давление рабочей жидкости с помощью самопишущего манометра, можно получить динамограмму работы ГПН. Насос подобного типа американской фирмы «Коуб» носит название «Гидролифта». Он имеет номинальный размер от 50 до 137 мм, ход 1,53 м и производительность, как сообщается в печати, от 24 до 2400 м3/сут. Нагнетательным каналом для подачи рабочей жидкости к ГПН служит обычно колонна НКТ, на конце которых размещается агрегат ГПН. Каналом для возвращения на поверхность отработанной рабочей жидкости, а также для подачи на поверхность пластовой жидкости, откачиваемой насосом, служит кольцевое пространство между первым и вторым рядом НКТ. Таким образом, для обеспечения работы ГПН необходимо два канала, а следовательно, два ряда труб. Однако существуют схемы и с одним рядом труб. В этих схемах вторым каналом для возврата жидкостей на поверхность является кольцевое пространство между НКТ и обсадной колонной. При работе по такой схеме на глубине подвески насоса 201 устанавливается пакер, герметизирующий кольцевое пространство, и весь пластовый газ вынужден проходить вместе с жидкостью через насос. Применение различных сепарационных устройств в виде газовых якорей становится бесполезным. Это приводит к уменьшению коэффициента наполнения насоса. Существуют трехканальные системы, при которых рабочая жидкость подается по внутреннему малому диаметру НКТ, а возвращается на поверхность по кольцевому промежутку между первым и вторым рядом НКТ без смешивания ее с пластовой жидкостью. Пластовая жидкость поступает на поверхность по третьему каналу, между вторым и третьим рядами НКТ. Как видно, при работе по такой схеме нужны три ряда НКТ. В крайнем случае третьим каналом для подачи пластовой жидкости на поверхность может служить кольцевое пространство между вторым - наружным рядом НКТ и обсадной колонной. Трехканальная схема имеет преимущество перед двухканалъной, так как отпадает необходимость отделения рабочей жидкости от пластовой, ее подготовка и регенерация для повторного использования. При трехканальной схеме сепарационные устройства и подготовка рабочей жидкости на поверхности сильно упрощаются. Большим недостатком трехканальных или, как их называют, закрытых систем является большая металлоемкость установки, а следовательно, высокая стоимость оборудования скважины. Спуск и установка ГПН в скважине может осуществляться двумя путями: спуск и подвеска ГПН на НКТ и спуск ГПН и посадка его на рабочее место проталкиванием нагнетаемой жидкостью через НКТ (так называемые свободные ГПН). На рис. 4.24.1.3, а и б показаны возможные схемы установки ГПН в скважине. На НКТ малого диаметра (второй ряд труб) 1 подвешивается ГПН 4, который нижней своей частью, имеющей уплотнительный элемент 7, садится в посадочный конус 5, привинченный к низу первого ряда НКТ 2 большего диаметра (рис. 4.24.1.3, а). Сначала спускается НКТ большего диаметра (первый ряд труб), а затем на НКТ меньшего диаметра спускается ГПН. Рабочая жидкость нагнетается по НКТ малого диаметра. Отработанная жидкость вместе с пластовой поднимается по кольцевому пространству. На рис. 4.24.1.3, б показана однотрубная система. В скважину предварительно спускается и закрепляется на шлипсах пакер 6 с посадочным конусом для ГПН, для герметизации кольцевого пространства. После установки пакера НКТ извлекаются и на них спускается ГПН с посадкой на пакер. Рабочая жидкость нагнетается по НКТ. Отработанная и пластовая жидкости возвращаются по кольцевому пространству. Для ремонта ГПН при его спуске на НКТ необходимо извлекать всю колонну труб из скважины. Эти операции трудоемки и связаны с работой на скважине бригады подземного ремонта. В связи с этим были разработаны и в настоящее время наиболее распространены свободные ГПН (рис. 4.24.1.4.). На устье скважины устанавливается четырехходовой кран - переключатель высокого давления, позволяющий нагнетание жидкости в НКТ и выход жидкости из кольцевого пространства и 202 нагнетание жидкости в кольцевое пространство и выход из НКТ. При оборудовании скважины свободным ГПН в нижней части НКТ обязательно устанавливается обратный клапан. После заполнения НКТ нефтью, удерживаемой обратным клапаном, сбрасывается ГПН, который потоком жидкости, нагнетаемой в НКТ, проталкивается вниз. При этом четырехходовой кран устанавливается в положение «спуск - работа». В нижней части второго ряда НКТ имеется специальный стакан с необходимыми каналами и уплотнительными кольцами для посадки в него ГПН. На корпусе ГПН имеются уплотнительпые резиновые кольца и отверстия для перетоков жидкости, а в верхней части ГПН - эластичный резиновый поршеньманжет диаметром, равным внутреннему диаметру НКТ. Кроме того, имеется коническая ловительная головка. Давлением рабочей жидкости, нагнетаемой в НКТ, ГПН садится в стакан. Приемная часть ГПН внизу корпуса проходит через уплотнитель в стакан. После посадки ГПН на место давление рабочей жидкости возрастает, и насос начинает работать. Для подъема насоса из скважины четырехходовой кран устанавливается в положение «подъем». Рабочая жидкость от силового агрегата начинает поступать в кольцевое пространство между НКТ и создает давление под уплотнительными кольцами насоса. При определенном давлении ГПН выходит из посадочного стакана, проталкивается вверх по НКТ (рис. 4.24.1.4., а). При захвате насоса ловителем (рис. 4.24.1.4., б) одновременно выключается привод силового насоса, после чего устье скважины может быть открыто и насос извлечен на мостки. Скорость спуска и подъема свободного ГПН определяется расходом рабочей жидкости, состоянием уплотнительной манжеты и вообще спуск происходит при малых давлениях. Выпрессовка насоса из его посадочного стакана осуществляется при значительных давлениях. Спуск и подъем свободного ГПН с глубины примерно 2000 м могут быть осуществлены одним человеком за 2 - 2,5 ч. Поднятый насос извлекается из скважины вместе с ловителем с помощью ручной лебедки и небольших талей. Это является большим преимуществом свободных ГПН. Однако наружный диаметр корпуса свободного ГПН должен быть всегда меньше внутреннего диаметра НКТ, поэтому свободные ГПН имеют всегда меньшую подачу, чем насосы, спускаемые на трубах, при прочих равных условиях. На поверхности у устья скважины устанавливается силовой насос, нагнетающий рабочую жидкость в НКТ для привода ГПН. Причем имеются индивидуальные системы, когда на каждой скважине установлен силовой насос и групповые, когда один, более мощный силовой насос предназначен для нескольких скважин, оборудованных ГПН. Обычно в качестве силовых используются трехплунжерные вертикальные и горизонтальные насосы высокого давления различной мощности с приводом от электродвигателя или газового двигателя внутреннего сгорания. Плунжерные насосы снабжаются гильзами и плунжерами разного диаметра. Это позволяет в достаточно широком диапазоне ступенчато регулировать подачу рабочей жидкости и ее давление в пределах установленной мощности. К числу поверхностных сооружений относятся сепарационные устройства и установка по очистке от песка и воды рабочей жидкости, так как для работы такого 203 сложного агрегата с обилием точно пригнанных поверхностей и узких каналов требуется очень чистая рабочая жидкость. Это сильно удорожает и осложняет технику и практику эксплуатации скважин с помощью ГПН. Гидропоршневые насосы - сложные установки. Они требуют размещения на поверхности у скважины силовых насосов, трансформатора, станций управления и защиты. Кроме того, сложны сепарационные и очистные сооружения для подготовки рабочей жидкости. Это является одной из причин, сдерживающих их широкое распространение. Однако с помощью ГПН легко осуществляется эксплуатация наклонных скважин, в которых работа штанговых насосов иногда оказывается совершенно невозможной. В настоящее время на отечественных промыслах эксплуатируется несколько установок ГПН в порядке накопления опыта работы с ними и выяснения возможности их эксплуатации на промыслах Сибири и Севера. Принципиальная схема гидропоршневого насоса двойного действия с золотником, схематично показанного в виде двухходового крана 204 Принципиальная схема ГПН дифференциального типа (одинарного действия): а - ход вниз, б - ход вверх 205 Схема оборудования скважины гидропоршневым насосом: а - при двухрядном подъемнике, б - при однорядном подъемнике 206 Схема подъема из скважины свободного ГПН: а - подъем насоса, б - захват устьевым ловителем. Жидкость под действием: I - рабочего давления, II - забойного давления, III - избыточного гидростатического давления обратным клапаном. 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 Рис. 56. Породоразрушающий инструмент для роторного и турбинного бурения: а — трехшарочное долото с фрезерованными зубьями: 1 — присоединительная резьба,— отверстие для прохода жидкости, 3— лапа (секция), 4 — шарошка, 5 — шарико-роликовая опора, 6 — палец, 7 — зубья; б — долото трехшарошечное штыревое; в— долото трехлопастное: /—лезвие, 2 — промывочная касадка, 3— корпус; г — долото алмазное 223 224
