Отчет по практике в ОАО «Кыргызнефтегаз»

Замена скважинной жидкости. Замена осуществляется при спущенных в скважину НКТ и герметизированном устье, что предотвращает выбросы и фонтанные проявления. Выходящая из бурения скважина обычно заполнена глинистым раствором. Производя промывку скважины (прямую или обратную) водой или дегазированной нефтью.

Компрессорный способ освоения. Этот способ нашел наиболее широкое распространение при освоении фонтанных, полуфонтанных и частично механизированных скважин. В скважину спускается колонна НКТ, а устье оборудуется фонтанной арматурой. К межтрубному пространству присоединяется нагнетательный трубопровод от передвижного компрессора.

Освоение скважин закачкой газированной жидкости. Освоение скважин путем закачки газированной жидкости заключается в том, что вместо чистого газа или воздуха в межтрубное пространство закачивается смесь газа с жидкостью (обычно вода или нефть). Плотность такой газожидкостной смеси зависит от соотношения расходов закачиваемых газа и жидкости. Это позволяет регулировать параметры процесса освоения. Поскольку плотность газожидкостной смеси больше плотности чистого газа, то это позволяет осваивать более глубокие скважины компрессорами, создающими меньшее давление.

Освоение скважинными насосами. На истощенных месторождениях с низким пластовым давлением, когда не ожидаются фонтанные проявления, скважины могут быть освоены откачкой из них жидкости скважинными насосами, спускаемыми на проектную глубину в соответствии с предполагаемыми дебитом и динамическим уровнем. При откачке из скважины жидкости насосами забойное давление уменьшается, пока не достигнет величины, при которой устанавливается приток из пласта.

 

3. Эксплуатация нефтяных и нагнетательных скважин

 СШНУ — комплекс оборудования для механизированной добычи жидкости через скважины с помощью штангового насоса, приводимого в действие станком-качалкой.

Рис. 4. СШНУ:

1 - станок-качалка; 2 - полированный шток; 3 - колонна  штанг; 4 - обсадная колонна; 5 - насосно-компрессорные  трубы; 6 - цилиндр насоса; 7 - плунжер  насоса; 8 - нагнетательный клапан; 9 - всасывающий клапан.

     Штанговый  насос (рис.4) опускается в скважину  ниже уровня жидкости. Состоит  из цилиндра, плунжера, соединённого  со штангой, всасывающих и нагнетательных  клапанов. Цилиндр невставного штангового  насоса опускается на колонне  насосно-компрессорных труб, а плунжер  — на колонне штанг внутри  насосно-компрессорных труб; цилиндр  вставного штангового насоса  опускается вместе с плунжером  на штангах и закрепляется  на замковой опоре, установленной  на конце насосно-компрессорных  труб или на пакере; штанговый  насос большого диаметра опускается  целиком на колонне насосно-компрессорных  труб и соединяется с колонной  штанг через сцепное устройство. Существуют также: штанговые насосы  с подвижным цилиндром и неподвижным  плунжером, с двумя ступенями  сжатия, с двумя цилиндрами и  плунжерами, с камерой разрежения  и др. Штанги соединяются в  колонну с помощью муфт. Длина  штанги 8-10 м, диаметр 12,7-28,6 мм. Используются  также полые неметаллические  штанги или непрерывные колонны  штанг, наматываемые при подъёме на барабан. Длина колонны до 2500 м. При длине свыше 1000 м колонна штанг делается ступенчатой, с увеличивающимся кверху диаметром для уменьшения массы и достижения равнопрочности.

Станок-качалка преобразует вращение вала двигателя в возвратнопоступательное движение, передаваемое колонне штанг через гибкую подвеску и полированный шток. Применяются в основном механические редукторно-кривошипные, балансирные и безбалансирные, а также башенные и гидравлические станки-качалки. Максимальная длина хода точки подвеса штанг 1-6 м, максимальная нагрузка 1-20 тс, частота ходов в минуту от 5 до 15. Используют электрический, реже газовые двигатели (на нефтяном газе от скважины) мощностью до 100 кВт.

Станок-качалка преобразует вращение вала двигателя в возвратнопоступательное движение, передаваемое колонне штанг через гибкую (канатную, цепную) подвеску и полированный шток. Применяются в основном механические редукторно-кривошипные, балансирные и безбалансирные, а также башенные и гидравлические станки-качалки. Максимальная длина хода точки подвеса штанг 1-6 м (башенные до 12 м), максимальная нагрузка 1-20 тс, частота ходов в минуту от 5 до 15. Используют электрический, реже газовые двигатели мощностью до 100 кВт.

Станция управления штанговой насосной установкой обеспечивает пуск, установку, защиту от перегрузок, а также периодическую работу. Дополнительное оборудование штанговой насосной установки: якорь для предотвращения перемещений нижнего конца насосно-компрессорных труб; хвостовик — колонна насосно-компрессорных труб малого диаметра (25-40 мм) ниже насоса для выноса воды; газовые и песочные якори для защиты насоса от попадания свободного газа и абразивных механических примесей; штанговые протекторы (полимерные или с катками) для уменьшения износа труб и штанговых муфт в наклонных скважинах; скребки на штангах для удаления парафиновых отложений с насосно-компрессорных труб; динамограф, показывающий зависимость нагрузки от перемещения точки подвеса штанг, для технической диагностики узлов штанговой насосной установки.

Продукция скважины (нефть, вода, рассол) подаётся на поверхность по насосно-компрессорным трубам, обсадной колонне либо по полым штангам. Производительность при постоянной откачке до 300 м3/сутки, при меньших дебитах применяется периодическая добыча нефти.

Схема электроцентробежной насосной установки

         Электроцентробежная насосная установка — комплекс оборудования для механизированной добычи жидкости через скважины с помощью центробежного насоса, непосредственно соединённого с погружным электродвигателем. Используют при добыче нефти и воды, в том числе рассолов. Электроцентробежная насосная установка для нефтяных скважин (рис. 5) включает центробежный насос с 50-600 ступенями; асинхронный электродвигатель, заполненный специальным диэлектрическим маслом; протектор, предохраняющий полость электродвигателя от попадания пластовой среды; кабельную линию, соединяющую электродвигатель с трансформатором и станцией управления. Ступень центробежного насоса содержит направляющий аппарат с рабочим колесом (рис. 6).

Рис. 5. Электроцентробежная насосная установка:

1 - электродвигатель; 2 - протектор; 3 - центробежный насос; 4 - кабель; 5 - устьевая арматура; 6 - трансформатор; 7 - станция управления; 8 - датчик.

 

Направляющие аппараты стянуты в цилиндрическом корпусе насоса, а рабочие колёса зафиксированы шпонкой на валу, подвешенном на осевой опоре и вращающемся в концевых и промежуточных радиальных опорах. Детали отливаются из специального чугуна, бронзы, коррозионно- и абразивостойких сплавов и полимерных материалов. Для уменьшения попадания в насос свободного газа перед ним устанавливается гравитационный или центробежный  газосепаратор.

Рис. 6. Ступень электроцентробежного насоса:

1 - направляющий  аппарат; 2 - рабочее колесо.

 

Электродвигатель состоит из статора, содержащего цилиндрический корпус, с запрессованными пакетами электротехни-ческой стали, в пазах которых размещена обмотка, и подвешенного на осевой опоре ротора с закреплёнными на валу стальными пакетами, где размещена короткозамкнутая обмотка типа "беличье колесо"; между пакетами расположены радиальные опоры.

Протектор содержит уплотнение вала  систему компенсации температурного расширения масла, в некоторых случаях гидравличес-кий затвор с жидкостью большей плотности, чем скважинная среда и нейтральной по отношению к ней и маслу электродвигателя.

Трехжильный бронированный плоский или круглый кабель большого сечения имеет герметичный ввод в электродвигатель и соединяет последний через трансформатор со станцией управления. Станция осуществляет управление, контроль и электрический защиту электроцентробежной насосной установки от короткого замыкания, перегрузки, срыва подачи напряжения, снижения сопротивления изоляции. Трансформатор преобразует напряжение сети в рабочее, имеет ступенчатую регулировку для подбора режима работы. Применяются также преобразователи частоты для бесступенчатой регулировки частоты вращения электроцентробежной насосной установки и датчики давления и температуры электродвигателя, передающие сигнал об отклонении этих параметров от безопасных значений по силовому кабелю или сигнальной жиле.

Длина электроцентробежной насосной установки 25-30 м. При длине центробежного насоса и электродвигателя свыше 5-8 м (в зависимости от диаметра) они состоят из отдельных секций для удобства транспортировки и монтажа. Электроцентробежная насосная установка монтируется в вертикальном положении непосредственно в процессе спуска в скважину. Корпуса секций соединяют фланцами, валы — шлицевыми муфтами. Установка опускается на заданную глубину на насосно-компрессорных трубах, подвешенных к устьевой арматуре с герметическим вводом кабельной линии в скважину. Кабельная линия крепится к насосно-компрессорным трубам снаружи поясами. При работе электроцентробежной насосной установки продукция подаётся на поверхность по насосно-компрессорным трубам. Реже применяют электроцентробежные насосные установки без насосно-компрессорных труб с пакером, подвеской на кабель-канате и подачей продукции по обсадной колонне. Производительность электроцентробежной насосной установки для нефтяной скважин от 15-20 до 1400-2000 м3/сутки, напор до 2500-3000 м, мощность электродвигателя до 500 кВт, напряжение до 2000 В, температура откачиваемой среды до 180°С, давление до 25 МПа.

Электроцентробежная насосная установка для воды содержит заполненный водой электродвигатель и насос с 5-50 ступенями. Производительность его до 3000 м3/сутки, напор до 1500 м, мощность электродвигателя до 700 кВт, напряжение 3000 В, температура воды до 40°С.

 

 

 

4. Методы увеличения производительности скважин

        Дебиты газовых скважин при одинаковых диаметрах, режимах эксплуатации  пласта,     величине    пластового    давления    можно увеличить   снижением   фильтрационного   сопротивления   при  движении газа в призабойной зоне пласта.    Это    возможно    за счет образования каналов, каверн и трещин в ней, уменьшения содержания твердых частиц и жидкостей в поровых каналах.

Известны следующие методы воздействия на призабойную зону пласта.

1) Физико-химические: солянокислотная  обработка(СКО); термокислотная обработка(ТКО); обработка поверхностно-активными веществами (ПАВ); осушка призабойной зоны сухим обезвоженным газом;

2) Механические: торпедирование; гидравлический разрыв пласта (ГРП); гидропескоструйная перфорация (ГПП); ядерный взрыв;

3) Комбинированные: ГРП+СКО; ГПП+СКО.

Выбор метода воздействия на призабойную зону скважин зависит от литологического и минералогического составов пород и цементирующего материала газоносных горных пород, давления и температуры газа и пород пласта, толщины продуктивного горизонта, неоднородности пласта вдоль разреза.

Солянокислотная и термокислотная обработка призабойных зон скважин дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных породах (известняках, доломитах) и песчаниках с карбонатным цементирующим веществом. В песчаниках с глинистым цементирующим материалом эффективна обработка соляной и плавиковой кислотами (так называемой грязевой кислотой).

Солянокислотная обработка основана на способности соляной кислоты растворять карбонатные породы.

Рис. 7. Схема проведения кислотной обработки.

 

В зависимости от пластовых условий на практике применяют 8—15%-ную соляную кислоту. Техническая соляная кислота поставляется заводами концентрированной, На промысле ее разбавляют водой до нужной концентрации.

Для снижения коррозии металлического оборудования в процессе СКО используют вещества, называемые ингибиторами коррозии, в качестве которых применяют формалин (CH2O), уникол ПБ-5, И-1-А с уротропином, а также сульфонол, ДС-РАС, диссольван 4411, нейтрализованный черный контакт.

Продукты взаимодействия кислоты с породой удаляются из пласта в процессе освоения скважины. Для облегчения этого процесса в кислоту добавляют интенсификаторы, снижающие поверхностное на-тяжение продуктов реакции –  НЧК, спирты, препарат ДС и другие ПАВ.

Порядок добавления различных реагентов в кислоту при подготовке ее к закачке в скважину следующий: вода — ингибиторы — стабилизаторы (уксусная и плавиковая кислоты) — техническая соляная кислота — хлористый барий — интенсификатор.

Кислота нагнетается в скважину в объеме от 0,5—0,7 до 3—4 м3 на 1 м  длины  фильтра с помощью специальных агрегатов, например Азинмаш-30, смонтированных на автомашине КрАЗ-219, а также цементировочных агрегатов ЦА-300, ЦА-320М, 2АН-500. Время реакции кислоты с момента окончания закачки не должно превышать 6—8 ч. Результаты определяют по данным исследований скважин после обработки. Обработка считается успешной, если уменьшается коэффициент С, увеличивается дебит скважины при той же депрессии на пласт.

Торпедирование, гидравлический разрыв пласта, гидропескоструйную перфорацию и ядерные взрывы, обычно применяют в пластах, сложенных крепкими, плотными породами, имеющими небольшие проницаемость, пористость, но высокое пластовое давление.

Сущность гидравлического разрыва пласта — создание на забое скважин высокого давления, которое превышало бы местное горное давление на величину, зависящую от прочностных свойств горных пород. При таком увеличении давления в пласте образуются трещины или расширяются ранее существовавшие, что приводит к значительному увеличению проницаемости пласта. Созданные трещины закрепляют крупнозернистым песком.

Рис. 8. Схема проведения гидравлического разрыва пласта:

1 - продуктивный пласт; 2 - НКТ; 3 - эксплуатационная колона; 4 - пакер.

Давление гидравлического разрыва, ориентация и размеры образующихся при этом трещин зависят от горного давления, т. е. давления вышележащих горных пород, характера и параметров естественной трещиноватости газоносных пород, а также величины пластового давления.

5. В процессе гидравлического разрыва пласта должны быть созданы такие условия, при которых в пласте возникают и закрепляются трещины. Скорости нагнетания жидкости разрыва должны быть такими, чтобы закачиваемый объем превышал приемистость пласта, подвергающегося гидравлическому разрыву. Необходимая скорость закачки зависит от вязкости жидкости разрыва и параметров призабойной зоны. Из  этого следует, что в низкопроницаемых породах гидравлический разрыв может быть при сравнительно малых скоростях закачки с использованием жидкостей небольшой вязкости. В высокопроницаемых породах необходимо применять жидкости разрыва большой вязкости или существенно повышать скорости нагнетания. 
   Текущий и капитальный ремонт скважин