Южно-Гремячное месторождение. Гасайниев И.М. Диплом южно гремячинское месторождение Казахстан.. 1. общие сведения о районе работ
 Скачать 5.77 Mb.
|
3. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ3.1. Оборудование, приборы и технические средства для проведенияисследованийКомплекс измерений в скважине и методика их проведения будут определяться решаемыми задачами и конструкцией исследуемой скважины. В скважинах, в которых закачка агента ведется по нескольким пластам или объектам разработки исследования должны быть направлены на определение характера распределения профиля давления и объемов нагнетаемой воды по ним. Методика проведения исследований должна предусматривать проведение замеров в остановленной, принимающей и самоизливающей скважине. Эта задача предусматривает решение следующих вопросов: определение положения забоя, воронки НКТ, целостности обсадной колонны и НКТ , оценка герметичности затрубного пространства. Комплекс методов для решения этих задач должен включать: а) в скважинах без НКТ - для оценки герметичности обсадной колонны: термометрию, термокондуктивную и механическую расходометрию, локацию муфт; б) для оценки герметичности затрубного пространства в районе перфорированных пластов и газонасыщенных интервалов: термометрию, расходометрию, локацию муфт, методы меченой жидкости изотопы, НКТ-50; в) в скважинах с НКТ, спущенными ниже интервалов перфорации: термометрию, локацию муфт, термокондуктивную расходометрию, ГК, изотопы, НКТ-50. Для определения характера нарушения обсадной колонны рекомендуется скважинный акустический телевизор. Скорости записей различных приборов при общих' и детальных исследованиях: а) без НКТ: при общих исследованиях: масштаб регистрации по глубине 1:500, по температуре 0,1 С/см, скорость регистрации У=2000/Т, где Т - тепловая инерционность датчика термометра; при детальных исследованиях: масштаб регистрации по глубине 1:200, по температуре 0,1С/см, скорость записи У=1200/Т. б) интервалы перекрыты НКТ: скорость записи У=1200/Т -, в интервале общих исследований и 600/Т м/час в интервале детальных исследований. Исследования могут проводиться в работающей (под закачкой и на самоизливе) и остановленной скважине. Перед проведением исследований скважина простаивает. Работы ведутся в следующей последовательности. Замер термометром в стволе остановленной скважины при спуске прибора от устья. Скорость записи У=2000/Т м/час в интервале общих исследований (1:500) и У=1200/Т м/час в интервале детальных исследований (1:200). Проводится запись ЛМ, ГК. Оптималное время простоя скважины для получения наибольшей информации о температурных аномалиях по стволу нагнетательной скважины и для востановления тепового поля для скважин, работающих более года, составляет 24-48 ч. При меньшем времени простоя скважины кривая температуры может быть искажена влиянием на распределение температуры непостоянством диаметра скважины, отсутствием цемента за колонной и т.д., что затруднит интерпретацию получаемого материала. При спуске прибора отбивается уровень жидкости в скважине. Наличие уровня в стволе простаивающей скважины позволяет судить о величине пластового давления на дату исследования. (Рпл.= Нр, где р - плотность воды в скважине, кг/мЗ, Н - разница абсолютных отметок кровли интервала перфорации и уровня воды, м ), а в некоторых случаях (когда Рпл. > Рзаб., где Рзаб.= Нр) является и признаком наличия негерметичности обсадной колонны. В последнем случае кривая температуры может быть искажена наличием перетока в интервале "перфорированные пласты-негерметичность колонны (заколонного пространства)". Наличие на кривой температуры в остановленной скважине отрицательных и положительных аномалий, не связаннных с естественным тепловым полем разреза, является одним из признаков: - либо негерметичности колонны; - либо заколонных перетоков. К неперфорированным интервалам продуктивной части разреза могут быть приурочены как положительные, так и отрицательные аномалии температуры, связанные с конвективным переносом тепла в выше и нижележащих (вырабатываемых соседними скважинами) нефтеносных пластах: например, при движении фронта нагнетаемых вод и т.п. Поэтому, в этих случаях, наличие повторного замера обязательно. Исследования в остановленной скважине термометром по стволу скважины дают различную информацию, которая не всегда является однозначной при решении задач технического состояния скважины (негерметичность колонны, затрубного пространства). Поэтому замер в остановленной скважине является обязательным, но недостаточным для решения задачи. Следует проводить исследования при различных способах воздействия на скважину. Исследования при самоизливе На термограмме в работающей на самоизлив скважине местоположение негерметичности колонны выше перфорированных интервалов отмечается, как правило, наличием ступенек повышенного градиента температур-калометрический эффект. Интенсивность изменения градиента калометрической ступени и ее величина (аномалия) определяются величиной интервала негерметичности, разностью температур и расходов потоков-восходящего и поступающего из интервала негерметичности. Очевидно, что при условии равенства температур восходящего и поступающего потоков калометрический эффект будет отсутствовать. Указанное ограничение может быть обойдено повторным замером температуры при другом режиме самоизлива. Таким образом, исследования техносостояния ствола нагнетательной скважины должно проводиться не менее чем на двух режимах самоизлива потока. Изменение режима самоизлива осуществляется различной степенью открытия задвижки на устье скважины. При пуске простаивающей скважины на самоизлив первый из замеров термометром должен осуществляться не менее чем через 1 час после пуска скважины в работу, второй - также не менее чем 1 час после изменения режима самоизлива. В интервалах детальных исследований: перфорированные пласты и места нарушения обсадной колонны проводится замер термокондуктивным или механическим расходомерами. Скорость записи СТД У=200 м/час, масштаб - m = 1-2 ом/см. Запись механическим расходомером проводится непрерывно или по точкам: при малых дебитах самоизлива - до 100 мЗ/сут пакерным, а при Q > 100 мЗ/сут беспакерным. В последнем случае направление замера - при спуске, т.е. против направления потока. Исследования под закачкой По замеру термометром устанавливается нижняя граница ухода закачиваемой воды, т.е. определяется подошва нижнего принимающего интервала, наличие негерметичности колонны в зумпфе скважины. Время начала записи кривой термометра (после перевода скважины под нагнетание) оценивается следующим образом: термометр устанавливается на 100 м выше интервалов перфорации определяется величина минимальной температуры в интервалах поглощающих пластов (по термограмме остановленной скважины) и скважина переводится под нагнетание. Переодически оценивается температура нагнетаемой воды. Время начала замера - через 20мин. после достижения в точке наблюдения температуры нагнетаемой воды равной (или меньшей), чем величина минимальной температуры перфорированных пластов в интервалах поглощения простаивающей скважины. Механическим расходомером исследования проводятся через два часа после перевода скважины под закачку. Интервалы исследований -перфорированные пласты или негерметичность колонны. Шаг исследований при точечных замерах – 0,4м, в интервалах перфорации; 1м - между интервалами перфорации. При наличии негерметичности в колонне исследования должны обеспечивать, локализацию интервала негерметичности с точностью до 1м и оценку объема уходящей в интервал негерметичности воды. Методы радиоактивного каротажа - ГК и НКТ-50 при наличии нефтегазовых пластов. Интервалы заколонной циркуляции и поглощения пластов по данным этих методов отмечаются (относительно "фонового" замера): - на кривой ГК увеличением интенсивности, а - излучения в принимающих интервалах разреза, за счет адсорбции радиоактивных составляющих закачиваемой воды на поверхности цемента и скелета горных пород; - на кривой НКТ-50 уменьшением показаний за счет изменений пористости (увелечения объемного водородосодержания) разреза в интервалах приемистости и осолонения цементного камня. Условия замера: запись кривых - при подъеме прибора, V =200 м/час, Т=6 сек. Обязательное условие - масштабы записи (дифференциация кривых) фонового замера и замера на дату исследований должны быть идентичны (1:1) вне интервалов поглощения и заколонной циркуляции. Если негерметичность колонны и поглащаюшие интервалы имеются в верхней части разреза (1:500), то скорость записи кривых должна быть не более 400 м/час, а Т=3 сек. Исследования под закачкой без остановки скважины на самоизлив Если перед проведением исследований скважина находится под нагнетанием, то работы проводятся в следующей последовательности. Запись кривых ГК, НКТ-50 в интервале продуктивной части разреза. НКТ-50 на нефтегазовых Южно-Гремячинское месторождениях проводится по всему стволу нагнетательной скважины, если между замерами прошло не менее 6 месяцев. Запись кривых термокондуктивной и механической расходометрии. Запись СТД дает информацию о положении забоя, уровня осадок-жидкость, позволяет выбрать интервалы записи непрерывного и точечного замеров механическим расходомером. Запись термометром в масштабе 1:200 в интервале продуктивных отложений. Затем скважина останавливается и в интерале выше перфорированных пластов на 100 м - забой снимается серия термограмм через 10 мин., 2, 4 и 8 часов после остановки скважины. Скважина пускается в работу на самоизлив. Проводятся исследования термометром, расходомером. При невозможности пуска скважины на самоизлив (отсутствие амбара или скважина не переливается из-за низкого пластого давления) исследование проводятся в оставновлённой скважине с обязательной отбивкой уровня жидкости. Перед проведением исследований скважина простаивает. Проводятся исследования термометром, согласно п.5.2., определяется уровень жидкости в колонне. Скважина ставится под закачку по межтрубному пространству и производится замер термометром. Замер термометром при закачке по НКТ или НКТ и межтрубному пространству не эффективен, т.к. не позволяет определить нижнюю границу ухода закачиваемой воды в пределах перфорированных интервалов. Проводятся исследования ГК и НКТ-50 в нефтегазоносных скважинах. При исследовании скважин под давлением должна, быть предусмотрена возможность проведения измерений при работе скважины на самоизлив по межтрубному пространству. Так как в интервалах перекрыты НКТ дублирование данных термометрии о негерметичности колонны другими методами (СТД, РГД) исключено, то технологическая возможность реализации режима самоизлива должна обеспечиваться заказчиком при подготовке скважины к исследованиям (подготовка выкидной линии, амбара и т.п.). В этих условиях существенно повышаются и требования к проведению термозамеров. Первый замер термометром в самоизливающей скважине должен проводиться не менее чем через 2 часа после пуска скважины на самоизлив. Увеличение времени ожидания связано: с процессом изменения статистического уровня в НКТ при пуске скважины на самоизлив по межтрубью и его стабилизацией, а также с необходимостью передачи термоэффектов в интервалах калориметрии через НКТ. Условия замера: V =600 м/час, m =0,05 С/см, запись при пуске. Второй термозамер проводится не менее, чем через 2 часа после изменения режима самоизлива скважины в межтрубном пространстве. При этом в интервалах калометрии, выделенных при первом замере, скорость записи снижается до 200 м/час; m =0,05 С/см (при необходимости 0,02 С/см ). В интервалах калориметрии данные термометра дублируются замерами СТД и локацию муфт для выдачи однозначного заключения, что же негерметично - НКТ или обсадная колонна. Технология проведения измерений в зависимости от давления закачки и типа применяемой жидкости предусматривает использование различных типов лубрикаторных установок по аналогии с фонтанными скважинами. Однако, кроме этого нагнетательные скважины должны быть оборудованы либо обвязкой, создающей замкнутый цикл, либо сбросовой линией, выведенной за пределы куста в место, позволяющее предотвратить размыв кустового основания и обеспечить охрану окружающей среды при сбросе нагнетательной жидкости из ствола скважины с целью снижения давления. Исследование нагнетательных скважин в зимнее время допустимо до температуры 15оС. На время работы при минусовой температуре заказчик обязан обеспечить обогрев устьевого оборудования, лубрикатора и кабеля, представив на время проведения ГИС ППУ. Присутствие ответственного представителя заказчика или лица уполномоченного им, обязательно, в начале исследований до окончания первого спуска прибора в скважину и в конце исследований. При проведении исследования нагнетательных скважин с целью определения приёмистости и целостности эксплуатационных колонн с помощью расходомеров и меченного вещества, при работе с устьевым инжектором радиактивных изотопов, скважина оборудуется подъёмным механизмом. Нагнетательные скважины должны быть оборудованы центральной задвижкой, задвижками на водоводе и выкидной линии. Все задвижки должны быть исправлены. На скважине с избыточным давлением должен быть установлен лубрикатор с манометром. При подготовке скважины к исследованиям методом радиактивных изотопов путём закачки активированной жидкости с поверхности должны быть выполнены следующие мероприятия: а) на расстоянии 15-25 м от скважины приготавливается яма для захоронения радиактивной жидкости в аварийных ситуациях, размер ямы должен быть таким, чтобы уровень жидкости, подлежащей захоронению, находился на 1,5 м от поверхности, стены ямы обмазываются глиной 3-5 см толщиной; б) приготавливают глинопорошок в количестве 10-15% от веса активизированной жидкости для добавки в жидкость с целью абсорбации радиактивных изотопов. Закачка радиактивных изотопов производится с помощью технически исправного цементировочного агрегата. Перед приготовлением меченной жидкости необходимо убедиться в чистоте агрегата и герметичности продавочной линии. Не допускаектся спуск НКТ в интервал и ниже интервала исследования. Башмак (воронка) НКТ должен быть на 4-6 метров выше исследуемого интервала. Устьевое оборудование скважины должно обеспечивать: подключение насосного агрегата и ввод жидкости в скважину, как через затрубное пространство, так и через НКТ; герметизацию затрубного пространства и входа в НКТ; возможность размещения сальникового устройства для спуска прибора и проведения замеров под давлением. При водогазовом воздействии (ВГВ) с давлением на устье до 30 Мпа присутствие ответственного представителя заказчика обязательно на все время проведения работ. При ВГВ возле устья скважины с противоположной стороны от площадки для установки спецтехники должна быть оборудована дополнительная площадка для установки грузоподъёмного устройства. Заказчик обязан на всё время проведения работ закрепить за геофизической партией грузоподъёмное устройство типа «АЗИНМАШ» и обслуживающий его персонал. Грузоподъёмное устройство должно иметь номинальную грузоподъёмность не менее чем в 2 раза превышающую разрывное усилие геофизического кабеля. Высота устройства должна позволять производить монтаж (демонтаж) лубрикатора и установку подвижного ролика. Грузоподъёмное устройство необходимо для установки лубрикатора на устье скважины и разгрузку его конструкций от изгибающих моментов, возникающих вследствие отклонения лубрикатора от вертикального положения. Лубрикатор, согласно эксплуатационному документу, должен периодически подвергаться испытанию на прочность и герметичность. Испытания должны производиться на предприятиях заказчика с участием представителей геофизического предприятия. Сварочные соединения лубрикатора и мачты грузоплдъёмного устройства должны осматриваться перед началом и после окончания работы. Запрещается проведение работ при обнаружении дефектов. Подвесной ролик должен быть подвешен к крюку грузоподъёмного устройства. Исследования в скважинах ВГВ проводятся по заранее согласованному плану. Установку УЭЦН можно применять при откачке жидкости, содержащих газ, песок, и коррозионо-активные элементы.  Рисунок 3.1.1 – Центробежный насос с передачей осевой нагрузки с рабочих колес на вал 1— головка; 2 — верхний подшипник; 3 — верхнее полукольцо; 4 — стяжная гайка; 5 — вал; 6 — распертое рабочее колесо; 7 — нижнее полукольцо; 8 — корпус; 9 — плавающее рабочее колесо; 10 — направляющий аппарат; 11 — нижний подшипник; 12 — основание; 13 — шлицевая муфта В основу способа эксплуатации скважин штанговыми насосами положено использование объемного насоса возвратно поступательного действия, спускаемого в скважину и приводимого в действие приводом, расположенным на поверхности. Привод и скважинный насос соединены вместе посредством механической связи. Весь этот комплекс оборудования называют скважинкой штанговой насосной установкой (СШНУ).  Рисунок 3.1.2 – Станок-качалка типа СК: 1 – подвеска устьевого штока; 2 – балансир с опорой; 3 – стойка; 4 – шатун; 5 – кривошип; 6 – редуктор; 7 – ведомый шкив; 8 – ремень; 9 – электродвигатель; 10 – ведущий шкив; 11 – ограждение; 12 – поворотная плита; 13 – рама; 14 – противовес; 16 – тормоз. Одним из важнейших методов является электрический каротаж скважин, который позволяет проследить за изменением самопроизвольно возникающего электрического поля в результате взаимодействия скважинной жидкости с породой, а также за изменением так называемого кажущегося удельного сопротивления этих пород. Электрокаротаж и его разновидности, такие как боковой каротаж – БК, микрокаротаж, индукционный каротаж – ИК, позволяют дифференцировать горные породы разреза, находить отметку кровли и подошвы проницаемых и пористых коллекторов, определять нефтенасыщенные пропластки и получать другую информацию о породах. Методы электрического каротажа, основанные на дифференциации горных пород по УЭС, называют методами сопротивления. Их реализуют с помощью измерительных установок – зондов. Существуют нефокусированные и фокусированные зонды.  Рисунок 3.1.3 – Электрический каротаж нефокусированными зондами Электрический каротаж нефокусированными зондами получил название метода кажущегося сопротивления (КС). Обычно зонды КС трехэлектродные. Четвёртый электрод заземляют на поверхности. Два электрода, обозначаемые буквами А и В, соединяют с генератором тока, два других – М и N – включают на вход измерителя разности потенциалов. Иногда в скважину помещают все четыре электрода или только два А и М. Электроды А и В питают переменным током низкой частоты, что позволяет исключить влияние на измеряемый сигнал постоянных или медленно меняющихся потенциалов электрохимического происхождения. Поскольку диапазон частот, применяемых в методе КС, как и в других электрических методах, не превышает нескольких сотен герц, теория метод базируется на законах постоянного тока. Нейтронный каротаж (НК) основан на взаимодействии потока нейтронов с ядрами элементов горных пород. Спускаемый в скважину прибор содержит источник быстрых нейтронов и индикатор, удаленный от источника на заданном (примерно 0,5 м) расстоянии и изолированный экранной перегородкой. Существует несколько разновидностей НК, как, например, нейтронный каротаж по тепловым и надтепловым нейтронам (НГ-Т и НГ-Н), которые дают дополнительную информацию о коллекторе и пластовых жидкостях.  Рисунок 3.1.4 – Схема установок радиоактивного каротажа а – для гамма-каротожа; б – для гамма-гамма-каротожа; в-для нейтронного гамма-каротожа; г – для нейтронного каротажа по тепловым и надтепловым нейтронам; 1 – стальной экран; 2 – свинцовый экран; 3 – парафин; L – длина зонда; I – точка записи результатов измерений; II – индикатор гамма-излучения; III – источник гамма-излучения; IV – индикатор плотности нейтронов; V – источник нейтронов При акустическом каротаже возбуждение упругих колебаний частотой 10 - 20 кГц и 20 кГц - 2 Мгц производится с помощью магнитострикционных (или иных) излучателей. Упругие колебания измеряют с помощью двух пьезоэлектрических сейсмоприемников, расположенных по одной линии на расстояниях 0,5 - 2 м друг от друга и от излучателя (рис. 3). Между излучателем и ближайшим приемником устанавливается звукоизолятор, например, из резины, препятствующий передаче упругих колебаний по зонду. Все перечисленные приборы вместе с электронным усилителем принятых колебаний размещаются в скважинном снаряде акустического каротажа. Остальная аппаратура располагается в каротажной станции. Акустический каротаж выполняется как в необсаженных скважинах, заполненных жидкостью, так и в обсаженных скважинах. Радиус исследования пород от оси скважины не превышает 0,5 - 1 м.  Рисунок 3.1.5 – Схема аппаратуры акустического каротажа а - скважинный снаряд; б - кабель; в - наземная аппаратура; 1 - излучатель; 2 - генератор импульса; 3 - акустический изолятор; 4 - приемники; 5 - электронный усилитель; 6 - блок-баланс; 7 - усилитель; 8 - регистратор; 9 - блок питания Способ эксплуатации, при котором подъем жидкости осуществляется только за счет природной энергии называют фонтанным. Фонтанирование нефтяных скважин происходит при пластовом давлении меньшем, чем гидростатическое давление столба жидкости в скважине, что обусловлено большим количеством растворенного в нефти газа. При движении жидкости из зоны повышенного давления (пласт) в зону пониженного давления (скважина) из нее выделяется газ, который, расширяясь, помогает подъему жидкости. Во время подъема продукции скважины со снижением давления насыщения, в колонне подъемных труб выделяется растворенный в нефти газ и образуется газожидкостная смесь (ГЖС), плотность которой см меньше плотности жидкости ж (см < ж). Условия фонтанирования в этом случае : Рпл > см g H. Забойное давление : Рзаб= см g H +Ртр+Ру. Приток жидкости из пласта тем больше, чем меньше будет давление на забое – Рзаб. В то же время пропускная способность подъемника будет тем выше, чем больше будет давление на забое. В процессе работы пласта и подъемника установится равновесие системы – «пласт-подъемник».  Рисунок 3.1.6 – Устройство скважины для фонтанной добычи. 1 - эксплуатационная колонна; 2 – НКТ; 3 – башмак; 4 – фланец; 5 – фонтанная арматура; 6 – штуцер. По мере эксплуатации естественный приток нефти к скважине постепенно уменьшается. Это связано с уменьшением давления на забое. В связи с этим применяется механизированный способ эксплуатации. В частности компрессорный и бескомпрессорный газлифт. Подъем производится с помощью энергии вводимого в скважину сжатого газа или извлекается различными видами насосов. [3.31]  Рисунок 3.1.7 – Устройство скважины для газлифтной эксплуатации 1 – обсадные трубы; 2 – подъемные трубы; 3 – газовые трубы. Длительная работа УШГН в скважине будет обеспечена грамотно подобранным режимом – системой следующих параметров: типоразмер насоса, глубина спуска, величина погружения под динамической уровень, длина хода и число ходов полированного штока, а также нагрузкой на колонну штанг. Проектирование оптимального режима производится по данным исследованиям, на основании которых рассчитывают добывные возможности скважины Qc. Им должны соответствовать возможности оборудования. Штанговая насосная установка состоит из наземного и подземного оборудования, установленного у устья скважины. [3.48] К наземному оборудованию относятся станок-качалка с приводом и устьевое оборудование. К подземному оборудованию относят глубинный штанговый насос, колонну насосно-компрессорных труб и колонну насосных штанг. Штанговый насос представляет собой плунжерный насос специальной конструкции, предназначенный для работы на больших глубинах. Насос в свою очередь состоит из двух основных узлов: цилиндра и плунжера. Привод насоса осуществляется с поверхности с помощью колонны насосных штанг. Глубинные штанговые насосы по конструкции и способу установки делятся на две основные группы: трубные или не вставные и вставные. Трубные насосы характерны тем, что основные узлы спускаются в скважину по отдельности. Цилиндр на колонне насосно-компрессорных труб, а плунжер на колонне насосных штанг. Подъем осуществляется в том же порядке. Вставной насос, в отличие от трубного, спускают в скважину и поднимают из скважины уже в собранном виде с помощью насосных штанг. Насос закрепляется с помощью специального замкового соединения, установленного на колонне насосно-компрессорных труб. Для замены вставного насоса достаточно поднять колонну насосных штанг. Используются балансирные и безбалансирные штанговые установки. Схема и принцип работы штанговой насосной установки с трубным насосом и балансирным станком-качалкой:  Рисунок 3.1.8 – Схема штанговой скважинно-насосной установки: 1 – эксплуатационная колонна; 2 – всасывающий клапан; 3 – цилиндр насоса; 4 – плунжер; 5 – нагнетательный клапан; 6 – насосно-компрессорные трубы; 7 – насосные штанги; 8 – крестовина; 9 – устьевой патрубок; 10 – обратный клапан для перепуска газа; 11 – тройник; 12 – устьевой сальник; 13 – устьевой шток; 14 – канатная подвеска; 15 – головка балансира; 16 – балансир; 17 – стойка; 18 – балансирный груз; 19 – шатун; 20 – кривошипный груз; 21 – кривошип; 22 – редуктор; 23 – ведомый шкив (с противоположной стороны тормозной шкив); 24 – клиноременная передача; 25 – электродвигатель на поворотной салазке; 26 – ведущий шкив; 27 – рама; 28 – блок управления. Применяются также безбалансирные станки-качалки в которых вместо балансира используют гибкое звено перекинутое через шкив на стойке и соединенное с сальниковым штоком, а также станки с цепным приводом и гидроприводом. В состав насосной установки с цепным приводом входят: корпус преобразующего механизма 1, электродвигатель 2, редуктор 3, звездочки 4 и 5, цепь 6, каретка 7, уравновешивающий груз 8, тормоз 9, подвеска устьево штока 10, канат 11, клиноременная передача 12. Привод устанавливается на основании 13, на нем же размещается станция управления. Передача крутящего момента от электродвигателя осуществляется ременной передачей с возможностью изменения частоты качаний путем замены шкивов. Корпус преобразующего механизма представляет собой сварную металлоконструкцию, в которой перемещается уравновешивающий груз, соединенный канатом через ролики с подвеской устьевого штока. В корпусе размещен редуцирующий преобразующий механизм.  Рисунок 3.1.9 – Схема установки электропривода 1 – корпус; 2 – электродвигатель; 3 – редуктор; 4,5 – звездочки; 6 – цепь; 7 – каретка; 8 – уравновешивающий груз; 9 – тормоз; 10 – подвеска; 11 – канат; 12 – клиноременная передача; 13 – основание; 14 – станция управления. Привод осуществляется следующим способом: движение от электродвигателя через ременную передачу, редуктор, ведущую звездочку, установленную на валу редуктора, передается на тяговую цепь. Тяговая цепь соединена посредством консольно прикрепленной к ней скалки с кареткой и уравновешивающим грузом. В тот момент, когда уравновешивающий груз находится в нижнем положении, а подвеска устьевого штока находится в верхнем положении, каретка находится в среднем положении. При вращении звездочек каретка перемещается вправо и одновременно вверх вместе с уравновешивающим грузом, а подвеска устьевого штока перемещается вниз. При достижении кареткой горизонтальной оси нижней звездочки движение каретки вправо прекращается и она движется только вверх. При достижении кареткой горизонтальной оси верхней звездочки каретка начинает перемещаться влево, продолжая при этом движение вверх. Это движение продолжается до тех пор, пока каретка не перейдет на противоположную сторону звездочки. При этом направление движения уравновешивающего груза и подвески устьевого штока меняется на противоположное. Тем самым обеспечивается возвратно-поступательное движение точки подвески штанг. Мощность подключенного электродвигателя равна 3 и 5 кВт. Преимущества над балансирным приводом постоянная скорость движения штанг на преобладающей части хода; редуктор с меньшим передаточным отношением; меньшая зависимость габаритов и массы привода от длины хода; обеспечение длины хода в широком диапазоне изменения скорости; снижение динамических и гидродинамических нагрузок; снижение энергетических затрат; повышение коэффициента использования мощности. Главной отличительной особенностью бесштанговых скважинных насосов (БШГН), позволяющей выделить их в самостоятельную группу, является отсутствие механической связи между приводом и самим насосом, как это имеет место в установке штангового глубинного насоса. Широкое распространение получили установки с погружными центробежными электронасосами, позволяющие при большей подаче развивать высокий напор достаточный для подъема нефти с больших глубин. Отличительная черта таких установок – перенос двигателя непосредственно к месту работы насоса и отсутствие штанг. Оборудование для эксплуатации скважин с помощью УПЦН включает погружной электродвигатель 2, центробежный насос 5, станцию управления 11 с автотрансфор матором. К нижней части погружного электродвигателя присоединен компенсатор 1. Вал электродвигателя соединен шлицевыми муфтами через протектор 3 с валом насоса. Жидкость всасывается через боковой прием 4 и откачивается насосом по колонне насосно-компрессорных труб 6 на поверхность. Для питания двигателя электроэнергией предназначен бронированный трехжильный кабель 7, который крепится во время спуска насоса к трубам поясками 8. При подъеме насоса кабель наматывается на барабан 10. Устье герметизируется арматурой 9 фонтанного типа.  Рисунок 3.1.10 – Принципиальная схема УПЭЦН 1 – автотрансформатор; 2 – станция управления; 3 – кабельный барабан; 4 – оборудование устья скважины; 5 – колонна НКТ; 6 – бронированный электрический кабель; 7 – зажимы для кабеля; 8 – погружной многоступенчатый центробежный насос; 9 – приемная сетка насоса; 10 – обратный клапан; 11 – сливной клапан; 12 – узел гидрозащиты (протектор); 13 – погружной электродвигатель; 14 – компенсатор. По конструктивному исполнению УЭЦН подразделяются на три группы: а) насосы исполнения 1 предназначены для эксплуатации нефтяных и обводненных скважин с содержанием механических примесей до 0,1 г/л; б) насосы исполнения 2 (износостойкое исполнение) предназначены для эксплуатации сильно обводненных скважин с содержанием механических примесей до 0,5 г/л; в) насосы исполнения 3 предназначены для откачки жидкости с водородным показателем pH=5-8,5 и содержанием до 1,25 г/л сероводорода. По величине поперечного габарита УЭЦН подразделяются на группы: а) группа 5 – насосы с наружным диаметром корпуса 92 мм; б) группа 5А - насосы с диаметром корпуса 103 мм; в) группы 6 и 6А - насосы с диаметром корпуса 114 мм. Вторая часть подготовительных работ заключается в доставке и развертывании на устье скважины необходимого оборудования, обеспечении инструментом, материалами и приспособлениями, демонтажем оборудования после проведенных работ и пр.  Рисунок 3.1.11 – Подъемная установка. 1 – талевая система; 2 – вышка; 3 – силовая передача; 4 – передняя опора; 5 – кабина оператора; 6 – лебедка; 7 – гидроцилиндр подъема вышки; 8 – задняя опора. Мобильный агрегат для производства спускоподъемных операций в подземном ремонте скважин в рабочем и транспортном положении показан на рисунках:  Рисунок 3.1.12 – Самоходная подъемная установка. 1 – оттяжки вышки, 2 – установочные оттяжки, 3- клиновые упоры, 4- винтовой домкрат, 5- поворотный кран, 6- крюкоблок, 7- коробка перемены передач, 8- лебедка, 9- пост управления подъема вышки, 10- гидравлический домкрат, 11- инструментальный ящик, 12- задняя опора вышки. Протяженность трещин в глубь пласта может достигать нескольких десятков метров шириной 1-2 мм, заполненные крупнозернистым песком, обладают значительной проницаемостью. Операция ГРП состоит из следующих этапов: закачка последовательно в пласт жидкости для образования трещин; жидкости насыщенной песком; жидкости для продавливания песка в трещины (рис.5.8). Т.к. в большинстве случаев на всех этапах используется жидкость с одинаковыми свойствами, ее называют жидкость разрыва.  Рисунок 3.1.13 – Схема ГРП I - нагнетание жидкости для разрыва; II - нагнетание жидкости с песком; III-нагнетание жидкости вдавливания. 1 — глины; 2 - нефтяной пласт Метод гидропескоструйной перфорации (ГПП) основан на использовании кинетической энергии и абразивных свойств струи жидкости с песком, истекающей с большой скоростью из насадок перфоратора и направленной на стенку скважины. Струя жидкости с песком образует прорезь в обсадной колонне, в цементном камне и породе пласта. Жидкость с песком направляется к насадкам перфоратора по колонне труб с помощью того же наземного оборудования, что и для гидравлического разрыва пласта.  Рисунок 3.1.13 – Схема ГПП Сущность вибрационного воздействия на призабойную зону скважины состоит в том, что на забое скважины с помощью вибратора формируются волновые возмущения среды в виде резких колебаний давления различной частоты и амплитуды. В результате вибровоздействия образуются новые и расширяются старые трещины и происходит очистка призабойной зоны. В качестве рабочих жидкостей применяют нефть, раствор соляной кислоты, растворы ПАВ и др. |