вааааавыа. Разработка понятие о системе разработки залежей нефти. Рациональная система разработки. Параметры системы разработки
 Скачать 4.48 Mb.
|
|
Газлифтная эксплуатация нефтяных скважин. Принцип действия газлифтного подъемника. Технология пуска компрессорной скважины в работу и расчет пускового давления. Оптимизация параметров работы газлифтных скважин. Когда пластовой энергии недостаточно для подъема нефти с забоя на поверхность, скважины прекращают фонтанировать. Но фонтанирование можно искусственно продлить за счет подачи в скважину по НКТ сжатого газа или воздуха. Для сжатия газа до необходимого давления применяются компрессоры. В этом случае эксплуатация скважин называется компрессорным газлифтом. Если в качестве рабочего агента для газового подъемника применяется газ из газовых пластов высокого давления, то в этом случае эксплуатация скважин называется бескомпрессорным газлифтом. Внутрискважинный газлифт является самым эффективным способом, обеспечивающим подъем жидкости. Он производится с помощью перепуска газа из выше или ниже лежащего газового пласта в продуктивный слой посредством специального забойного регулятора. Газовый подъёмник состоит из 2-х трубопроводов. Один из которых служит для подачи газа а другой для подъёма жидкости с забоя на поверхность. В неработающей скважине жидкость будет находиться н одном уровне, который называется статистическим. Нагнетая газ по трубам, он вытеснит вначале всю находящуюся в них жидкость, затем, продолжая поступать в подъёмные трубы, будет перемешиваться с жидкостью. Плотность этой жидкости становиться меньше первоначальной, за счет чего уровень жидкости в подъёмных трубах начнет повышаться. 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, обвязка которой зачастую позволяет подавать газ в затрубное пространство и в НКТ. 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. На устье газлифтных скважин устанавливается регулирующая аппаратура - обычно клапан-регулятор 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. По количеству рядов спущенных в скважину труб, направление движения рабочей среды и газожидкостных смесей различают следующие газлифтные системы: с однорядным подъемником центральной и кольцевой системы; с двухрядным подъемником центральной и кольцевой системы; с полуторарядным лифтом (как правило – кольцевой системы). У каждой из перечисленных систем газлифтных подъемников есть свои достоинства и недостатки. Целесообразность их применения определяется с учетом технологических и геологических и технологических особенностей каждого конкретного объекта эксплуатации. Оборудование газлифтной скважины также можно разделить на подземное и наземное. Главные элементы подземного оборудования: воздушная и подъемная трубы. Наружную трубу называют воздушной. Внутреннюю трубу, по которой нефть в смеси с газом или воздухом поднимается на поверхность, называют подъемной. Подъемная труба имеет меньшую длину по сравнению с воздушной. До закачки газа жидкость в подъемной и воздушной трубах находится на одном уровне. Этот уровень называют статическим –  . В этом случае давление жидкости на забое соответствует пластовому давлению ,отсюда  .по воздушной трубе (затрубному пространству) в скважину под давлением этого газа жидкость полностью вытесняется в подъемную трубу, после этого газ проникает в подъемную трубу и перемешивается с жидкостью. Плотность газированной жидкости уменьшается и по мере ее насыщения газом достигается разность в плотности газированной и негазированной жидкостей. Вследствие этого более плотная (негазированная) жидкость будет вытеснять из подъемной трубы газированную жидкость. Если газ подавать в скважину непрерывно, то газированная жидкость будет подниматься и выходить из скважины в систему сбора. При этом в затрубном пространстве подъемной трубы устанавливается новый уровень жидкости, называемый динамической высотой  .Наземное оборудование представлено устьевой арматурой, обеспечивающей герметизацию устья скважин, подвеску подъемных НКТ, ввод рабочего агента в межтрубное пространство и направление газожидкостной смеси из скважины в выкидную линию. На рисунке показана схема арматуры для однорядного подъемника. На колонную головку 1 устанавливается крестовина 2, на которой через планшайбу 4 подвешиваются НКТ 3. При кольцевой системе рабочий агент из газораспределительной будки по выкидной линии 6 поступает в кольцевое пространство, при этом задвижки 5 и 9 открыты, а задвижки 7, 8 и 14 закрыты. Газожидкостная смесь поднимается по НКТ и через задвижку 9 и выкидную линию 10 направляется к групповым газосепараторным установкам. При эксплуатации скважины по центральной системе задвижки 7 и 8 открыты, а задвижки 5 и 9 закрыты. На крестовик 13 устанавливается буферная заглушка 11 с манометром 12. Когда необходимо проводить исследования и для этого спускать соответствующие приборы, тогда вместо буферной заглушки 11 устанавливается лубрикатор с роликом. Герметизация фланцевых соединений достигается за счет установки стальных овальных колец в овальные канавки фланцев и стягивания болтами.  1 - колонная головка; 2 - крестовина; 3 - НКТ; 4 - планшайба; 5 - задвижка; 6 - выкидная линия; 7 - задвижка; 8 - задвижка; 9 - задвижка; 10 - выкидная линия; 11 - буферная заглушка; 12 - манометр; 13 - крестовик; 14 - задвижка. Пусковое давление Процесс пуска газлифтной скважины в эксплуатацию состоит в вытеснении жидкости воздухом (газом) из труб наружного ряда и в подводе нагнетаемого воздуха к нижнему концу подъемных труб или к рабочему отверстию на этих трубах для разгазирования столба жидкости в них. Максимальное давление при пуске газлифтной скважины в эксплуатацию (пусковое давление) будет в тот момент, когда жидкость в скважине оттеснится сжатым газом до места ввода его в подъемные трубы. Это давление может быть самым различным в зависимости от системы газлифта, глубины скважины, статического уровня жидкости в ней, а также от плотности жидкости и других условий. Наиболее высокое пусковое давление достигается в однорядном лифте кольцевой системы при подаче газа в подъемные трубы через их башмак. При определенных условиях (существенная разница в диаметрах эксплуатационной колонны и подъемных труб, большая глубина скважины, невысокий столб жидкости до статического уровня) пусковое давление может достигать гидростатического давления жидкости в скважине в точке ввода газа в подъемные трубы:  где рпуск- пусковое давление, ПА; ρ — плотность жидкости, кг/м3; g — ускорение свободного падения; L — расстояние от устья до ввода газа в подъемные трубы. Рабочее давление в действующей газлифтной скважине всегда меньше пускового, иногда в несколько раз. Это объясняется тем, что в процессе эксплуатации скважины давление сжатого газа в затрубном пространстве уравновешивает гидростатический столб в подъемных трубах газонефтяной смеси с очень небольшой средней плотностью, а не жидкости, как при пуске скважины. Способы снижения пускового давления Самым эффективным из таких способов является использование устройств, называемых пусковыми газлифтными клапанами. Они ставятся в скважинные камера ниже уровня жидкости. Газлифтные клапаны могут работать как от давления затрубного пространства, так и от давления жидкостного столба в НКТ, а также от перепадов между ними значений давления. Наиболее популярны клапаны, которые управляются затрубным давлением (сильфонный тип серии Г). Их выпускают со следующими наружными диаметрами: 20-ть, 25-ть и 38-мь миллиметров. Диапазон давления зарядки – от 2-х до 7-ми МПа. Преимуществами газлифтного способа является: 1.все оборудование располагается на поверхности, что упрощает его ремонт и обслуживание; 2.простота конструкций оборудования; 3.возможность отбора больших объемов жидкости до 1800 тсут независимо от глубины скважины и диаметра эксплуатационной колонны;4.простое регулирование дебита нефти скважины увеличивая или уменьшая подачу газа в скважину; 5.возможность эксплуатации пескопроявляющих и обводненных скважин; 6.простота исследования скважин. Недостатки:1.большой расход НКТ 2.большая стоимость затрат на строительство компрессорных станций, газораспределительных будок и сети газопроводов в начале обустройства месторождений; 3.большой расход электроэнергии. Но большие капитальные вложения на строительство быстро окупаются, себестоимость добычи нефти из газлифтных скважин быстро снижается и в итоге становится значительно меньше, чем при добыче нефти механизированными способами. Схема УСШН, ее элементы и назначение. Техническая характеристика станков- качалок. Скважинных штанговых насосов. ОСНОВНЫЕ МОМЕНТЫ: СК включает в себя кривошипно-шатунный механизм, преобразующий вращательное движение электродвигателя в возвратно-поступательное движение колонны штанг и плунжера насоса. Перевод работы скважины с одного режима работы на другой осуществляют сменой шкивов на электродвигателе или изменением длины хода полированного штока. Амплитуду движения головки балансира (длина хода устьевого штока) регулируют путем изменения места сочленения кривошипа шатуном относительно оси вращения (перестановка пальца кривошипа в другое отверстие). Теоретическая производительность насоса: Q=1440FSn Где 1440 – число минут в сутках; D-диаметр плунжера насоса, м; S- длина хода полированного штока, м; n-число качаний в мин.; F- площадь поперечного сечения плунжера; Число качаний балансира меняется за счет: -изменение передаточного отношения с помощью изменения диаметра шкива редуктора -замена электродвигателя -изменения местоположения шкива на электродвигателе Прекращение или отсутствие фонтанирования обусловило использование других способов подъема нефти на поверхность, например, посредством штанговых скважинных насосов. Этими насосами в настоящее время оборудовано большинство скважин. Дебит скважин — от десятков килограмм в сутки до нескольких тонн. Насосы опускают на глубину от нескольких десятков метров до 3000 м иногда до 3200 — 3400 м. ШСНУ включает: а) наземное оборудование — станок-качалка (СК), оборудование устья, блок управления; б) подземное оборудование — насосно-компрессорные трубы (НКТ), штанги насосные (ШН), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях. Штанговая глубинная насосная установка состоит из скважинного насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4, насосно-компрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8 устьевой арматуры, сальникового уплотнения 6, сальникового штока 7, станка качалки 9, фундамента 10 и тройника 5. На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра 1. Схема штанговой насосной установки 1 – хвостовик; 2 – скважинный насос; 3 – насосно-компрессорные трубы; 4 – насосные штанги; 5 – устьевая арматура; 6 – устьевой сальник; 7 - полированный шток; 8 – канатная подвеска; 9 – стойка; 10 – фундамент. Станок-качалка , является индивидуальным приводом скважинного насоса.  Станок-качалка типа СКД 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; 15 — траверса; 16 — тормоз; 17 — канатная подвеска. Основные узлы станка-качалки — рама, стойка в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир с поворотной головкой, траверса с шатунами, шарнирно-подвешенная к балансиру, редуктор с кривошипами и противовесами. СК комплектуется набором сменных шкивов для изменения числа качаний, т. е. регулирование дискретное. Для быстрой смены и натяжения ремней электродвигатель устанавливается на поворотной салазке. Монтируется станок-качалка на раме, устанавливаемой на железобетонное основание (фундамент). Фиксация балансира в необходимом (крайнем верхнем) положении головки осуществляется с помощью тормозного барабана (шкива). Головка балансира откидная или поворотная для беспрепятственного прохода спускоподъемного и глубинного оборудования при подземном ремонте скважины. Поскольку головка балансира совершает движение по дуге, то для сочленения ее с устьевым штоком и штангами имеется гибкая канатная подвеска 17. Она позволяет регулировать посадку плунжера в цилиндр насоса для предупреждения ударов плунжера о всасывающий клапан или выхода плунжера из цилиндра, а также устанавливать динамограф для исследования работы оборудования. Амплитуду движения головки балансира (длина хода устьевого штока — 7) регулируют путем изменения места сочленения кривошипа шатуном относительно оси вращения (перестановка пальца кривошипа в другое отверстие). За один двойной ход балансира нагрузка на СК неравномерная. Для уравновешивания работы станка-качалки помещают грузы (противовесы) на балансир, кривошип или на балансир и кривошип. Блок управления обеспечивает управление электродвигателем СК в аварийных ситуациях (обрыв штанг, поломки редуктора, насоса, порыв трубопровода и т. д.), а также самозапуск СК после перерыва в подаче электроэнергии. В шифре, например, СКД8 — 3.0-4000, указано Д — дезаксиальный; 8 — наибольшая допускаемая нагрузка на головку балансира в точке подвеса штанг, умноженная на 10 кН; 3.0 — наибольшая длина хода устьевого штока, м; 4000 — наибольший допускаемый крутящий момент на ведомом валу редуктора, умноженный на 10-2 кН*м. Подземное оборудование включает: штанговый скважинный насос со всасывающим 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 якоря, хвостовики), присоединяемые к приемному патрубку ШСН и улучшающие его работу в осложненных условиях (песок, газ), газопесочные якоря. В колонне НКТ устанавливают скребки и центраторы. Наземное оборудование: станок качалка (СК), состоящий из электродвигателя 9, кривошипа 7 , шатуна 8, балансира 6, устьевого сальника 5, устьевой обвязки и тройника 4, редуктора, тормозного барабана, противовесов. Станок-качалка сообщает штангам возвратно-поступательное движение. СК имеет гибкую канатную подвеску для сочленения с верхним концом полированного штока и откидную или поворотную головку балансира через траверсу. Балансир качается на поперечной оси, укрепленной в подшипниках, и сочленяется с двумя массивными кривошипами с помощью двух шатунов. Кривошипы с противовесами могут перемещаться относительно оси вращения главного вала редуктора на то или иное расстояние вдоль кривошипов. Редуктор с постоянным передаточным числом, маслозаполненный, герметичный трансмиссионнный вал, на одном конце которого предусмотрен трансмиссионный шкив, соединенный клиноременной передачей с малым шкивом электродвигателя. Штанговые скважинные насосы: Разделяются на невставные (трубные) и вставные: Невставные: цилиндр спускается в скважину на насосных трубах без плунжера. Плунжер спускается отдельно на насосных штангах вместе с подвешенным к плунжеру всасывающим клапаном. Для извлечения – извлекают штанги с плунжером, затем насосные трубы с цилиндром насоса. Вставные: цилиндр в сборе с плунжером и клапанами спускается на штангах. На конце насосных труб заранее устанавливается замковая опора для посадки и уплотнения насоса. Для извлечения – извлекаются только штанги вместе с насосом. Подача вставного насоса меньше подачи невставного при трубах одного диаметра. Характеристика насосов 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. Цилиндры насосов собираются из коротких 0,3 м стальных или чугунных втулок, от 2 до 27, что обеспечивает ход плунжера до 6 м. Все насосы по зазору между плунжером и цилиндром делятся на три группы посадки: I- 20-70 мкм II – 70-120 мкм III – 120-170 мкм Плунжеры: из стальных труб длиной 1,2 м. Наружная поверхность полированная хромированная. Бывают гладкие, с кольцевыми канавками, с винтовой канавкой, пескобрей. Клапаны: Состоят из клетки клапана, шарик, седло, ниппель, ловитель. НКТ: бывают с гладкими и высаженными концами. По длине НКТ делятся на 3 группы: I  –от 5,5 до 8 м II – 8-8,5 м III – 8,5-10 м Изготавливаются из стали 5 групп прочности: Д, К, Е, Л, М. Маркировка: условный диаметр, толщина стенки (мм), товарный знак завода, группа прочности, месяц и год выпуска. НКТ несут большую нагрузку: растяжение от собственного веса, столба жидкости и т.д. Насосные штанги: выпускаются 4-х номинальных размеров по диаметру тела штанги: 16, 19, 22 и 25 мм. Соединяются штанговыми муфтами, концы штанг имеют утолщенные головки с квадратным сечением для захвата ключами. Кроме штанг нормальной длины (8 м) выпускаются укороченные длиной 1; 1,2; 1,5; 2; 3 м. Верхний конец колонны штанг заканчивается утолщенным полированным штоком, проходящим через сальниковое устройство. Оборудование для одновременно раздельной добычи и закачки. Внедрение, освоение и эксплуатация скважин по технологиям: УЭЦН+ШГН; УЭЦН+ ШВН; ШГН+ШГН. При добыче нефти часто приходится встречаться с проблемой одновременной эксплуатации нескольких нефтеносных горизонтов, имеющих различные характеристики (пластовое давление, проницаемость, пористость, давление насыщения, вязкость нефти и др.) одной скважиной. Одновременная разработка нескольких пластов одним объектом возможна только при одинаковых физико-химических свойствах нефтей в объединяемых пластах, если приток нефти и газа достаточен из каждого пласта при допустимом забойном давлении в скважине, при близких значениях пластового давления в объединяемых пластах, исключающих перетоки нефти между пластами, и близких значениях обводненности пластов. Если вышеизложенные условия не соблюдаются, то многопластовые месторождения разрабатывают методом одновременно-раздельной эксплуатации одной скважи¬ной (ОРЭ). При принятии решения об использовании метода ОРЭ учитывается степень выработанности запасов, близость контура нефтеносности к скважинам, наличие смол и парафина в добываемых нефтях, толщины продуктивных пластов и разделяющих их непроницаемых пропластков, состояние эксплуатационной колонны скважин и т.д. ОРЭ двух объектов позволяет: Повысить производительность скважины за счет оптимизации работы объектов. Обеспечить равномерность выработки и нефтеотдачу объектов, эксплуатируемых скважиной. Повысить рентабельность отдельных скважин за счет подключения других объектов разработки или разных по продуктивности пластов одного объекта разработки. Сократить объемы бурения за счет использования ствола одной скважины и организации одновременного (совместного) отбора запасов углеводородов разных объектов разработки одной сеткой скважин. Продолжить эксплуатацию низкорентабельного объекта (довыработка запасов) одновременно с рентабельной эксплуатацией другого объекта. Эксплуатировать одновременно объекты с разными коллекторскими характеристиками и свойствами нефтей. Основными требованиями для ОРЭ являются: - разобщение пластов в эксплуатации - разобщение добываемой продукции - возможность постоянного контроля за процессов добычи - регулирование раздельного учета продукции - насосное оборудование должно характеризоваться высокой наработкой на отказ -продуктивные горизонты должны отличаться по пластовому Р, коллекторскими свойствами, свойствами нефтей. -Нефтеносные пласты должны быть сложены из устойчивых пород. Одновременно-раздельная эксплуатация (ОРЭ) позволяет реализовать систему раздельной разработки объектов многопластового месторождения одной сеткой скважин, а также является одним из методов регулирования разработки месторождения при экономии ресурсов Схема ОРЭ пластов по назначению классифицируется на три группы: 1) ОРЭ пластов; 2) одновременно-раздельная закачка рабочей жидкости; 3) ОРЭ пласта и закачки рабочего агента. Раздельно эксплуатируют пласты способами: · оба пласта фонтанным (фонтан-фонтан); · один пласт фонтанными, а другой — механизированным (фонтан-насос, причем это означает, что нижний пласт эксплуатируется фонтаном); · оба пласта механизированным (насос-насос). Недостатки ОРЭ: На сегодняшний день универсального оборудования, которое бы полностью отвечало всем этим требованиям пока нет. Проблема – отсутствие крупных конструкторских предприятий и постановка перед ними задачи по созданию этого оборудования. Преимущества ОРЭ: • Повысить нефтеотдачу и дебит скважин за счет дополнительного вовлечения в разработку низкопроницаемых прослоев • Увеличить степень охвата и интенсивное освоение многопластовых месторождений путем раздельного вовлечения в разработку отдельных низкопроницаемых пластов • Сократить капитальные вложения на бурение скважины • Сократить сроки разработки месторождения • Снизить эксплуатационные затраты. Оборудование для одновременно-раздельной добычи и закачки. Оборудование для ОРЭ пластов состоит из наземных и внутрискважинных узлов. Наземные узлы оборудования, также как фонтанная арматура, насосные установки и др. предназначены для герметизации устья скважин, передачи движения и обеспечения регулирования режимных параметров. Подземные узлы обеспечивают герметизацию пластов, отбор (или закачку) заданного объема жидкости и его подъем на поверхность. Серийно выпускаемое оборудование, обязательный элемент которого - пакер, обеспечивает возможность эксплуатации пластов по одной колонне труб. Для скважин с добычей нефти по схеме фонтан-фонтан известны установки двух типов: с двумя параллельно расположенными рядами насосно-компрессорных труб типа УФ2П (УФЭ, УФП, УФП2) и с концентрически расположенными рядами НКТ — установка УВЛГ, применяемая также для внутрискважинной газлифтной эксплуатации. Для раздельной эксплуатации двух пластов по схеме фонтан-насос и насос-фонтан выпускаются установки с использованием штангового скважинного насоса и погружного центробежного насоса. В установках штангового типа одна из параллельно спущенных колонн НКТ берется большого диаметра, допускающего спуск вставного насоса. Для того чтобы во время спуска или подъема колонны НКТ не происходило зацепления муфт, над ними устанавливаются конические кольца. Схема с применением погружного центробежного насоса представляет более сложную конструкцию подземного оборудования. УЭЦН+ШГН Применяется на месторождениях, где нижний пласт по продуктивности и выработанности значительно превосходит приобщаемые верхние горизонты. Продукция из нижнего пласта поступает через хвостовик в кожух, а из него через входной модуль в центробежный насос. Далее в смеситель скважинной жидкости (ССЖ), где смешивается с продукцией из верхнего пласта, нагнетаемой штанговым насосом. Далее продукция из обоих пластов поднимается по колонне НКТ. Замер жидкости и обводненности производится при отключении одного из насосов. Контроль давлений осуществляется по телеметрии для каждого пласта в отдельности в режиме реального времени. Контроль за работой штангового насоса осуществляется при помощи снятия динамограмм, отбивки динамического уровня. Параметры работы ЭЦНа контролируются с помощью частотного преобразователя на станции управления. При выводе на режим УЭЦН частотным преобразователем подбирается постоянный режим работы. При выводе на режим УШГН параметрами СК подбирается периодический режим работы. При остановке УШГН производится замер параметров УЭЦН: Qж, %обв, Рзаб. При остановке УЭЦН производится замер параметров УШГН: Qж, %обв, Рзаб. ШГН+ШГН Для раздельной эксплуатации двух пластов, по схеме насос-насос используются штанговые установки типа УГР на месторождениях с низким газовым фактором нижнего пласта, УНР — с резко отличающимися давлениями пластов и УГРП — с раздельной транспортировкой продукции каждого пласта. Наземное оборудование включает в себя оборудование устья и станок-качалку, применяемые при обычной добыче нефти скважинными штанговыми насосами из одного пласта. Подземное оборудование выпускается в невставном (рисунок 40, а) и вставном (рисунок 40, б) исполнениях и включает в себя разобщающий пакер, нижний насос обычного типа ПНСВ1 с замковой опорой или НСН2. Насос для эксплуатации верхнего пласта - специальный, имеющий неподвижный плунжер и подвижный цилиндр. Работа верхнего и нижнего насосов синхронна. Возвратно-поступательное движение от станка-качалки передается через колонну насосных штанг цилиндру верхнего насоса, а затем через специальную штангу — нижней колонне штанг и плунжеру нижнего насоса. Жидкость, подаваемая нижним насосом, проходит через продольный канал в посадочном конусе верхнего насоса и попадает в подъемные трубы над верхним насосом. Жидкость, откачиваемая верхним насосом, через полый шток, всасывающий и нагнетающий клапаны, поступает в колонну подъемных труб, где смешивается с жидкостью из нижнего пласта. УЭЦН + электропакер Позволяет замерять дебит при эксплуатации двух пластов в составе одного объекта разработки. Принцип работы установки заключается в регулировании дебита жидкости с помощью частотного преобразователя. Замер дебита жидкости и обводненности по двум пластам производится совместно. Для замера дебита по верхнему пласту необходимо привести пакер в рабочее положение — запакеровать его. Для поддержания динамического уровня при помощи частотного преобразователя снижается частота — как при работе одного пласта. После отсечения нижнего пласта производится прямой замер параметров верхнего пласта: дебита жидкости, обводненности и забойного давления. Для нижнего пласта замеряется пластовое давление и простым математическим путем рассчитываются дебит жидкости и обводненности путём вычета из суммарного замера. В состав системы входят ЭЦН (или ЭВН), электропакер с датчиками, который при помощи геофизического кабеля соединяется с блоком погружной телеметрии ПЭДа, СУ с пультом управления пакера. Установка позволяет производить замер параметров по двум пластам, относящимся к одному объекту разработки. ОРЭ и З Параллельный спуск колонн позволил реализовать схему ОРЭ и добычи. Из верхнего пласта штанговым насосом добывается нефть, а в нижний закачивается вода для ППД. Обычно такая конструкция внедряется на уже действующих нагнетательных скважинах, вскрывается еще один вышележащий продуктивный пласт, и из него ведется добыча. Схема ОРЭ и добычи также обеспечивает получение практически всей информации по пластам: забойное давление, дебит, обводнённость и приемистость пласта, в который ведется закачка. Теоретическая производительность штангового насоса. Коэффициент наполнения и определяющие его факторы. Теоретическая производительность ШГН зависит от диаметра плунжера, длины хода плунжера и числа качаний в минуту. Теоретическая производительность ШГН равна  , м3/сут.,где 1440 - число минут в сутках; D - диаметр плунжера наружный; L - длина хода плунжера; n - число двойных качаний в минуту. Фактическая подача Q всегда < Qt. Насос наполняется жидкостью и свободным газом. Влияние газа на наполнение и подачу насоса учитывают коэффициентом наполнения цилиндра насоса Коэффициент наполнения характеризует долю пространства, т.е. объем цилиндра под плунжером при его крайнем нижнем положении от объема цилиндра, описываемого плунжером. Увеличив длину хода плунжера, можно увеличить степень наполнения насоса жидкостью.  -коэффициент наполнения зависит от глубины погружения насоса под динамический уровень с учетом газонасыщенности нефти, коэффициента обводненности продукции, коэффициента затрубной сепарации и конструктивных особенностей самого насоса, типа захвата всасывающего клапана, размера клапанной клетки. Нормативный коэффициент наполнения насоса зависит от допустимого значения удельного содержания свободного газа на приеме насоса. Для расчета коэффициента наполнения необходимо воспользоваться следующей формулой:  ,  Vг -объем свободного газа на приеме насоса, Vж- объем относительный жидкости поступившей в насос, Г- газовый фактор при давлении и температуре на приеме насоса. Величина Г может быть определена через газовый фактор на поверхности Го, измеренный при стандартных условиях, т. е. при температуре То и атмосферном давлении Pо после полной дегазации нефти.; Vгр- содержание газа в нефти на приеме насоса; zпр- коэффициент сверсжимаемости на приеме насоса; nв- обводненность продукции; σс- коэффициент затрубной сепарации Для вставных и невставных глубинных насосов одинарного действия значение паспортной характеристики допустимого, объемного содержания газа на приеме должно составлять не более 10% с учетом коэффициента сепарации. Коэффициент подачи скважинного насоса – отношение действительной подачи (как правило меньше теоретической, за исключением скважин с периодическими фонтанными проявлениями) к теоретическая подача ШСН. F-площадь плунжера, S-длина хода полированного штока, n-число качаний в минуту. Коэффициент подачи учитывает: - Степень наполнения цилиндра насоса; - Возможные утечки жидкости из труб и насоса обратно в скважину; - Возможное несоответствие истинного хода плунжера и хода полированного штока вследствие упругих деформаций штанг и труб; - Возможное уменьшение объема нефти, замеренного в мернике по сравнению с объемом нефти, прошедшей через насос, вследствие ее разгазирования (усадка нефти). По данным замеров дебита и вычисленным коэффициентам подачи штангового насоса можно судить о правильности установленного для скважины технологического режима или о неполадках в работе насоса. Для каждой конкретной скважины показатель правильности работы и выбора оборудования. Норма вновь спущенного в скважину насоса после незначительного его снижения в начальный период в результате переработки плунжера 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. Теоретические и практические динамограммы. Исследование скважин, эксплуатируемых штанговыми глубиннонасосными установками. Исследование в насосных скважинах проводят как при установившихся режимах, так и при неустановившихся режимах работы скважин. Перевод работы скважины с одного режима работы на другой осуществляют сменой шкивов на электродвигателе или изменением длины хода полированного штока. Остановку работы скважины осуществляют отключением насосной установки от электросети. Дебиты нефти на разных режимах измеряют на групповых замерных установках ГЗУ, а дебит газа замеряют с помощью газовых счетчиков. Забойные давления замеряют малогабаритными скважинными манометрами, которые спускают на забой через межтрубное пространство при работающей скважине. Насосно-компрессорные трубы подвешиваются на специальной планшайбе с отверстием для муфты и вторым отверстием для спуска манометра через межтрубное пространство. Чаше исследования проводят, наблюдая за изменением динамического уровня с помощью эхолота. Эти исследования основаны на принципе измерения скоростей распространения звуковой волны, отраженной от уровня жидкости в межтрубном пространстве. Динамический уровень можно определить с помощью небольшой желонки, спускаемой на скребковой проволоке в затрубное пространство скважины с помощью лебедки. После определения уровня жидкости, пластовое и забойное давление определяют расчетным путем: P=H-Hдинроg При работе штанговой глубинной установки практическое значение имеют суммарные максимальные нагрузки на штанги. Эти нагрузки определяются с достаточно высокой точностью при помощи специального прибора — динамографа. В то же время необходимо уметь подсчитывать нагрузки на штанги. Основными суммарными нагрузками на штанги являются статические нагрузки. При ходе плунжера вверх штанги испытывают максимальную нагрузку от собственной силы тяжести и силы тяжести жидкости в трубах над плунжером. При движении вниз штанги испытывают лишь действие собственной силы тяжести, таким образом, максимальные статические нагрузки будут при ходе вверх в точке подвеса штанг: Рст=Рж+Рштg+Ртр. в общем виде максимальную нагрузку на штанги при ходе вверх записывают так: Рмакс=Рж+Ршт+Рштg , Ршт — сила тяж штанг в жидк, Ршт — сила тяжести штанг, Рж — масса жидкости над плунжером, Ртр — силы трения штанг При работе глубиннонасосной установки на штанги и на трубы действуют различные виды нагрузок – статические от веса штанг и жидкости, силы инерции движущихся масс и др. После закрытия нагнетательного клапана статическая нагрузка от столба жидкости над плунжером перед началом его хода вверх передается на штанги, вызывая их растяжение. При этом трубы разгружаются и сокращаются. Плунжер остается неподвижным относительно труб, и полезный ход его начинается лишь после растяжения штанг и сокращения труб. Всасывающий клапан закрывается, вес жидкости со штанг передается на трубы, нагнетательный клапан открывается, и плунжер движется вниз. При этом статическая (постоянно действующая) нагрузка на головку балансира будет равна весу штанг в жидкости. Так как головка балансира с подвешенной к ней колонной штанг движется неравномерно, возникают ускорения и соответствующие инерционные и другие динамические нагрузки. Кроме того, в начале хода плунжера вверх, когда скорость его движения равна нулю, головка балансира уже движется с некоторой скоростью, которую она набрала в процессе растяжения штанг и сокращения труб. Вследствие этого следует удар плунжера о жидкость, в результате на штанги и головку балансира действуют динамические нагрузки. Очевидно, что максимальная нагрузка на штанги будет при движении плунжера вверх, а минимальная – при ходе вниз. К постоянным или статическим нагрузкам принято относить вес колонны насосных штанг в жидкости, гидростатическую нагрузку, обусловленную разницей давлений жидкости над и под плунжером при ходе его вверх, а также нагрузки от трения штанг о стенки подъемных труб. К переменным нагрузкам относятся: - инерционная нагрузка, обусловленная переменной по величине и направлению скоростью движения системы “штанги-плунжер”; - вибрационная нагрузка, обусловленная колебательными процессами, возникающими в колонне штанг под действием ударного приложения и снятия гидростатической нагрузки на плунжер; - нагрузка от трения штанг в жидкости; - сила гидростатического сопротивления, вызванная перепадом давления в нагнетательном клапане при движении жидкости. Для измерения нагрузок на штанги и определения качественных показателей работы глубинного насоса применяют приборы, называемые динамографами. Эти приборы записывают на бумаге значения нагрузок на сальниковый шток за одно двойное качание (вверх и вниз) в виде диаграммы. Записанная диаграмма называется динамограммой. Простейшая теоретическая динамограмма работы глубинного насоса за один ход вверх и вниз имеет форму параллелограмма. По вертикальной оси отложены (в масштабе) нагрузки, действующие на сальниковый шток, а по горизонтальной (в масштабе) — перемещение сальникового штока. Нагрузка на шток по мере его перемещения вверх и вниз изменяется в следующем порядке.  Теоретическая динамограмма работы глубинного насоса, имеющая форму параллелограмма, получается при работе глубинного насоса в скважине в дега-зированной жидкости при коэффициенте наполнения, равном единице, и при отсутствии динамических нагрузок, т. е. при весьма медленном и плавном движении системы «сальниковый шток — штанги — плунжер» вверх и вниз. Если бы при работе глубинного насоса не было упругой деформации (растяжения и обратного сокращения) штанг и труб, теоретическая динамограмма имела бы вид прямоугольника, т. е. линии АБ и ВГ были бы перпендикулярны линиям БВ и ГА. При работе насосной установки бывают различные неполадки, приводящие к снижению коэффициента подачи глубинного насоса. Причинами этого снижения могут быть утечки жидкости через неплотности в насосе и в трубах, вредное влияние газа на работу насоса, изменения в состоянии притока жидкости в скважину; вследствие этого нарушается нормальный процесс изменения нагрузки на сальниковый шток. Каждому нарушению нормальной работы насоса соответствует своя характерная форма динамограммы. Зная, как изменяется форма динамограммы при тех или иных нарушениях, по динамограмме можно определить эти нарушения, не поднимая насоса на поверхность. Аналогичным сравнением фактических динамограмм с теоретическими можно прийти к определенным выводам о причинах ненормальной работы установки. Вскрытие пласта. Призабойная зона скважины. Гидродинамическое совершенство скважин. Вторичное вскрытие, применяемое оборудование. Разработка нефтяных и газовых месторождений связана с бурением большого числа нефтегазодобывающих и водогазо-нагнетательных скважин. Поэтому одним из самых ответственных моментов строительства скважин является ее заканчивание, включающее в себя вскрытие пласта бурением, крепление скважины обсадными трубами, ее перфорацию и соединение с продуктивным пластом, освоение и пуск скважины в эксплуатацию. Задачи вскрытия продуктивного пласта сводятся к следующему. 1. При вскрытии продуктивных пластов с высокими пластовыми давлениями необходимо предупредить возможность открытого фонтанирования. Это обычно достигается подбором промывочной жидкости (глинистого раствора) соответствующей плотности, обеспечивающей превышение забойного давления над пластовым в среднем до 10 %. 2. При вскрытии пласта должны быть сохранены естественные фильтрационные свойства пород призабойной зоны. Давление столба промывочной жидкости, применяемой при вскрытии продуктивного пласта, бывает всегда выше пластового давления. Поэтому за счет перепада между пластовым и забойным давлениями возможно проникновение фильтрата или самого бурового раствора в призабойную зону пласта. При проникновении фильтрата бурового раствора в поровое пространство может происходить снижение проницаемости пласта из-за образования гидратных пристенных слоев жидкости на поверхностях пор или разбухания глинистого материала, содержащегося в породе. При взаимодействии фильтрата бурового раствора с пластовыми водами или нефтью возможно выпадение нерастворимых осадков в порах пласта, а также образование стойких водонефтяных эмульсий. Поэтому буровые растворы, применяемые при вскрытии пласта, должны иметь низкую водоотдачу, не вызывать набухания глинистого материала пород пласта и не давать осадков в результате взаимодействия их с пластовыми жидкостями, _что достигается тщательным подбором рецептуры растворов с добавкой специальных химреагентов. При вскрытии высокопроницаемых пластов с низкими пластовыми давлениями происходит поглощение и самого глинистого раствора. Поэтому такие пласты вскрывают с применением растворов на углеводородной основе или облегченных растворов путем их аэризации. Проникновение глинистого раствора в призабойную зону может происходить по трещинам, которые образуются в продуктивном пласте в результате возникновения на забое повышенных гидродинамических давлений при быстром спуске бурового инструмента. Поэтому при вскрытии продуктивного пласта бурением нельзя превышать скоростей спуска бурового инструмента выше критических, при которых происходит раскрытие существующих трещин или разрыв пласта вновь. 3. Должна быть обеспечена надлежащая полнота вскрытия пласта, гарантирующая длительную безводную эксплуатацию скважин и максимальное облегчение притока жидкости к забою. Это условие определяется литологическими и физическими свойствами продуктивных пластов и местоположением скважин на залежи. При бурении водонагнетательной скважины, расположенной в законтурной части залежи, пласт следует вскрывать полностью, чтобы добиться высокой поглотительной способности. Если в подошве пласта нет воды, а скважина находится на значительном расстоянии от водонефтяного (ВНК) или газонефтяного контактов (ГНК), целесообразно вскрывать пласт в нефтяной части залежи на всю его толщину. Если нефтедобывающая скважина вскрыла газовую шапку, перфорацию скважины необходимо проводить с отступлением от ГНК и забой ее оборудовать таким образом, чтобы нефть, притекающая в скважину, не увлекала газ из газовой шапки. Призабойной зоной скважины (ПЗС) называют область пласта в интервале фильтра, примыкающую к стволу. Эта область подвергается наиболее интенсивному воздействию различных физических, механических, гидродинамических, химических и физико-химических процессов, обусловленных извлечением жидкостей и газов из пласта или их закачкой в залежь в процессе ее разработки. Через ПЗС проходит весь объем жидкостей и газов, извлекаемых из пласта за все время его разработки. Вследствие радиального характера притока жидкости в этой зоне возникают максимальные градиенты давления и максимальные скорости движения. Фильтрационные сопротивления здесь также максимальны, что приводит к наибольшим потерям пластовой энергии. От состояния ПЗС существенно зависит текущая и суммарная добыча нефти, дебиты добывающих скважин и приемистость нагнетательных скважин. Поэтому в процессе вскрытия пласта при бурении и последующих работах по креплению скважины, оборудованию ее забоя и т.д. очень важно не ухудшить, а сохранить естественную проницаемость пород ПЗС. Однако нередко в процессе работ по заканчиванию скважины и последующей ее эксплуатации проницаемость пород оказывается ухудшенной по сравнению с первоначальной, естественной. Это происходит вследствие отложения в породах ПЗС глинистых час т смолы, асфальтенов, парафина, солей и т.д. В результате резко возрастают сопротивления фильтрации жидкости и газа, снижается дебит скважины и т.д. В таких случаях необходимо искусственное воздействие на ПЗС для повышения ее проницаемости и улучшения сообщаемости пласта со скважиной. Методы воздействия на ПЗС можно разделить на три основные группы: химические, механические и тепловые. Химические методы применяют в тех случаях, когда проницаемость призабойной зоны ухудшена вследствие отложения веществ, которые можно растворить в различных химических реагентах (например, известняк в соляной кислоте). Пример такого воздействия – соляно-кислотная обработка пород ПЗС. Механические методы применяют в малопроницаемых твердых породах. К этому виду воздействия относится гидравлический разрыв пласта (ГРП). Тепловые методы применяют в тех случаях, когда в ПЗС отложились вязкие углеводороды (парафин, смолы, асфальтены), а также при фильтрации вязких нефтей. К этому виду воздействия относят различные методы прогрева ПЭС. Кроме перечисленных существуют методы, представляющие их сочетание. Например, гидрокислотный разрыв представляет собой сочетание ГРП и соляно-кислотной обработки, термокислотная обработка сочетает как тепловые, так и химические воз действия на ПЗС и т.д. Коэффициент гидродинамического совершенства скважины Формула Дюпюи для гидродинамически совершенной скважины:  , где к - проницаемость, мкм2 h– толщина пласта, м ∆P= Pпл-Pз– перепад давления, МПА Pпл, Pз– давление на контуре и на забое соответственно µ - вязкость, Па*с Rк, Rс – радиус контура питания и скважины Скважина называется совершенной, когда она вскрывает пласт на всю толщину, вскрытая область в зоне пласта не крепится обсадной колонной (т. е. пласт - открытый) и проницаемость зоны пласта не ухудшилась при его вскрытии.  Несовершенство по степени вскрытия. Несовершенство по степени обозначается- C1. Это значит, что скважина вскрывает пласт не на всю глубину.  2) Несовершенство по характеру вскрытия. Обозначается – C2. Означает, что пласт крепится обсадной колонной, которая перфорируется.  3) Несовершенство по качеству вскрытия. Обозначается – S. S- скин эффект, явление ухудшения проницаемости в призабойной зоне пласта). S= Sб+ Sп+ Sц , где Sб– первичное вскрытие бурением Sп– вторичное вскрытие перфорацией Sц– цементирование  Формула Дюпюи, для гидродинамически несовершенной скважины:  Коэффициент гидродинамического несовершенства:  |