Исследования скважин в нгду (динамометрия)

.

где Vж - скорость восходящего потока жидкости,      

 Vсв - скорость свободного осаждения песчинки с расчетным диаметром, равным среднему диаметру наиболее крупной фракции, составляющей около 20% всего объема песка.

Это обеспечивается подбором сочетаний подъемных труб и штанг  либо подкачкой в затрубное пространство чистой жидкости (нефти, воды).

3. Установкой песочных  якорей (сепараторов) и фильтров  у приема насоса достигается  сепарация песка  от жидкости. Работа песчаных якорей основана на гравитационном принципе (рис. 5).

Песочный якорь прямого  действия одновременно является газовым  якорем. Применение песочных якорей - не основной, а вспомогательный метод  борьбы с песком. Метод эффективен для скважин, в которых поступление  песка непродолжительно и общее  его количество невелико.

Противопесочные фильтры, устанавливаемые у приема насоса, предупреждают поступление в насос песчинок средних и крупных размеров (более 0,01 мм в зависимости от соотношения размеров песчинок и каналов   материала фильтра). Известны сетчатые, проволочные, капроновые, щелевые, гравийные, металлокерамические, цементно-песчано-солевые, песчано-пластмассовые, пружинные и другие фильтры. По А.М. Пирвердяну, лучшими являются сетчатые фильтры с размером ячеек 0,25 х 1,56 мм. Вследствие быстрого засорения (забивания, заклинивания) противопесочные фильтры не нашли широкого применения. Их целесообразно помещать в корпус с "карманом" для осаждения песка (не образуется забойная пробка, уменьшается скорость заклинивания) или сочетать с песочным якорем.

Рис. 5. Принципиальная схема песочного якоря прямого действия:

1 – эксплуатационная  колонна, 2 – слой накопившегося  песка, 3 –корпус, 4 – приемная труба,5 – отверстия для ввода смеси  в якорь. 

4. Использование специальных  насосов для песочных скважин.

При большой кривизне ствола скважины наблюдается интенсивное  истирание НКТ и штанг вплоть до образования длинных щелей  в трубах или обрыва штанг. Для  медленного проворачивания колонны  штанг и плунжера "на выворот" при каждом ходе головки балансира с целью предотвращения одностороннего истирания штанг, муфт и плунжера при использовании пластинчатых скребков применяют штанговращатель. Применяют также протекторные и направляющие муфты, скребки-завихрители. Кроме того, принимают режим откачки, характеризующийся большой длиной хода S и малым числом качаний n. 

Основной способ подъема  высоковязких нефтей на поверхность - штанговый скважинно-насосный. В процессе эксплуатации возникают осложнения, вызванные сигналами гидродинамического трения и при движении штанг в жидкости, а также движении жидкости в трубах и через нагнетательный и всасывающий клапаны.

При откачке нефтей с вязкостью более 500 мПа·с может происходить "зависание" штанг в жидкости при ходе вниз. С целью уменьшения влияния  вязкости  применяют различные технические приемы и технологические схемы добычи: применение специальных двухплунжерных насосов, увеличение  диаметра НКТ, насоса и проходных сечений в клапанах насоса, установление тихоходного режима откачки (число качаний до 3¸4 мин-1, длина хода 0,8¸0,9 м) подливом растворителя (маловязкой нефти) в затрубное пространство (10¸15% расхода добываемой нефти или воды), подогревом откачиваемой жидкости у приема насоса или закачкой горячего теплоносителя в затрубное пространство.

Для борьбы с отложениями  парафина применяют такие же методы, как при фонтанной и газлифтной эксплуатации. При добыче парафинистой нефти происходит отложение парафина на стенках НКТ, что ведет к снижению производительности насоса и прекращению извлечения жидкости.  При небольшой интенсивности отложения парафина применяется наземная и подземная пропарка труб с помощью паропередвижной установки.

Широко применяется метод  депарафинизации с помощью пластинчатых скребков. Скребки крепят хомутами к штангам на расстоянии друг от друга не более длины хода плунжера. Ширина скребка на 5 – 8 мм меньше диаметра НКТ. Насосные установки оборудуют штанговращателями. Колонны штанг с укрепленными на них скребками при каждом ходе вниз срезают парафин со стенок труб.

Устье газлифтной скважины оборудуют стандартной фонтанной  арматурой, рабочее давление, которой  должно соответствовать максимальному ожидаемому на устье скважины. Арматуру до установки на скважину опрессовывают в сборном виде на пробное давление, указанное в паспорте. После установки на устье скважины ее опрессовывают на давление, допустимое для опрессовки эксплуатационной колонны, при этом независимо от ожидаемого рабочего давления арматуру монтируют с полным комплектом шпилек и уплотнений. Под ее выкидными и нагнетательными линиями, расположенными на высоте, устанавливают надежные опоры, предотвращающие падение труб при ремонте, а также вибрацию от ударов струи.

Обвязка скважины и аппаратура, а также газопроводы, находящиеся  под давлением, должны отогреваться только паром  или горячей водой.

Рис. 6. Газлифтная установка ЛН:

1 - фонтанная арматура; 2 - скважинная камера; 3 - колонна насосно-компрессорных  труб; 4 - газлифтный клапан; 5 - пакер; 6 - приемный клапан; 7 - ниппель приемного клапана 

Пуск газлифтных скважин (на примере двухрядного подъемника).

При нагнетании газа жидкость в межтрубном пространстве колонн НКТ  оттесняется вниз, а вытесняемая  перетекает в трубы малого диаметра из эксплуатационной колонны, в результате чего уровень в ней становится ниже статического. Поэтому давление на забое становиться выше пластового и часть жидкости поглощается  пластом. На любой момент времени  давление закачиваемого газа соответствует  гидростатическому давлению столба жидкости высотой, равной разности уровней  в трубах малого диаметра (или затрубном пространстве) и межтрубном пространстве.

По мере нагнетания газа увеличивается разность уровней  и возрастает давление заканчиваемого газа.

Давление закачиваемого  газа во время достижения уровня жидкости в межтрубном пространстве башмака  подъемных труб будет максимальным. Это давление называется пусковым - Рпус. Как только начнется, излив газожидкостной смеси, давление на башмаке подъемных труб уменьшится. Среднее давление нагнетаемого газа при установившемся режиме газлифтной скважины называется рабочим Рр

Таким образом, запуск газлифтных скважин осуществляется продавкой газом из газораспределительного пункта (ГРП) или от передвижных компрессоров. Для снижения пускового давления в современных газлифтных установках применяют последовательное газирование участков лифта через пусковые газлифтные клапаны (рис. 6)

Список использованной литературы

1. Зейгман Ю.В., Гумеров О.А., Генералов И.В. Выбор оборудования и режима работы скважин с установками штанговых и электроцентробежных насосов: Учеб. пособие. -Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000. – 120 с.

2. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений: Учеб. для вузов /Ш.К. Гиматудинов, И.И. Дунюшкин, В.М. Зайцев и др.; Под ред. Ш.К. Гиматудинова.-М.: Недра, 1988.-302 с.: ил.

3. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под ред. Ш.К. Гиматудинова/ Р.С. Андриасов, И.Т. Мищенко, А.И. Петров и др. М., Недра, 1983.-455 с.

4. Технология и техника добычи нефти: Учеб. для вузов/А.Х. Мирзаджанзаде, И.М. Аметов, А.М. Хасаев, В.И. Гусев. Под ред. проф. А.Х. Мирзаджанзаде-М.:Недра, 1986.-382 с.