Отчет по учебной практике в управлении буровых работ(УБР)

   Использование подъемных труб самого малого диаметра— один из способов продления фонтанирования малодебитных cкважин.

3. Предотвращается  образование песчаных пробок  на забое скважин, так как  большие скорости газонефтяной  струи в трубах меньшего сечения  обеспечивают полный вынос на  поверхность песка из скважины.

4. Облегчается  борьба с отложениями парафина, образующимися при добыче нефтей, в которых содержится значительное  количество парафина.

   Устье фонтанных скважин оборудуют  прочной стальной арматурой (трубной  головки и фонтанной елки).

   Трубная головка предназначена для подвески фонтанных труб и герметизации межтрубного пространства, фонтанная елка — для направления газожидкостной струи в выкидные линии, а также для регулирования и контроля работы скважин.

   Так как фонтанные елки по условиям эксплуатации относят к одному из самых ответственных видов промыслового оборудования, их испытывают на давление, вдвое большее паспортного рабочего давления.

   Фонтанные арматуры различают по конструктивным и прочностным признакам:

1) по  рабочему давлению — отечественные заводы выпускают фонтанную арматуру, рассчитанную на давление от 7 до 105 МПа;

2) по  размерам проходного поперечного  сечения ствола — от 50 до 150 мм;

3) по  конструкции фонтанной елки —  крестовые и тройниковые;

4) по  числу спускаемых в скважину  рядов-труб — однорядные и двухрядные;

5) по  виду запорных устройств —  с задвижками или с кранами. 

   Фонтанная арматура с диаметрами ствола, равными 100 и 150 мм, предусмотрена для высокодебитных нефтяных и газовых скважин. Арматуру, рассчитанную на давление 105 МПа, можно использовать для сверхглубоких скважин ил» скважин с аномально высоким пластовым давлением. Для фонтанных нефтяных скважин в основном применяют арматуру, рассчитанную на рабочее давление от 7 до 35 МПа.

   На рис. 1 показана фонтанная арматура для однорядного подъемника а на рис. 2 — тройниковая для двухрядного подъемника с крановыми запорными устройствами. Боковые отводы в этих арматурах при помощи выкидных линий соединяются со сборными и замерными установками.

   Освоение  и пуск в эксплуатацию фонтанной скважины проводится при установленной на ее устье фонтанной арматуры и спущенных фонтанных трубах одним из следующих способов: 1) заменой жидкости, заполняющей ствол скважины после бурения, на более легкую,— например, глинистого раствора на воду, воды на нефть — промывка; 2) насыщение заполняющей скважину жидкости газом или воздухом, нагнетаемым с поверхности,—продавка сжатым газом (воздухом); 3) заменой жидкости в скважине на газожидкосткую смесь — аэрация.

                                Рис.1. Фонтанные арматуры:

а — крестовая; б — тройниковая; 1 — манометр; 2 — трехходовой кран; 3 — верхний буфер; 4 — тройник; 5 — штуцер; 6 — запорное устройство (боковая задвижка, кран); 7 — запорное устройство (стволовая задвижка, кран); 8 — переводник; 9 — крестовик; 10 — колонный фланец; // — нижний буфер; 12 — крестовик елки 

         Рис. 2. Тройниковая фонтанная арматура для двухрядного подъемника 
 
 
 

                             

                            ГАЗЛИФТНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ

   Способ  эксплуатации нефтяных скважин, при котором подъем жидкости из пласта на поверхность осуществляется сжатым газом, нагнетаемым в колонну подъемных труб через башмак или через клапаны, называется газлифтным.

  Для подъема жидкости сжатым газом в  скважине необходимы два канала: 1) для  подачи газа; 2) для подъема на поверхность жидкости.

  В зависимости  от числа рядов труб, спускаемых в скважину, их взаимного  расположения и направления движения газа и газонефтяной смеси применяют  газовые подъемники (газлифты) различных  типов и систем. Если в качестве рабочего агента служит воздух, систему называют воздушным подъемником или эрлифтом.

  В нефтяной скважине можно создать  условия, подобные описанным: скважина — своего рода сосуд, в который может постоянно поступать жидкость из пласта.

  Для создания газового подъемника в скважину спускают насосно-компрессорные трубы, которые применяют при фонтанной эксплуатации. Иногда в качестве рабочего агента для газового подъемника используют газ из газовых пластов с высоким давлением. В этом случае система называется бескомпрессорным газлифтом.

                              Рис.3. Схема обвязки устья газлифтной скважины. 

     На устье газлифтной   скважины устанавливают  арматуру, которая   предназначена для тех же  целей,  что  и  арматура  на фонтанных скважинах, т. е. для подвески спущенных в скважину труб, герметизации межтрубных пространств,   направления   продукции  скважины  в  выкидную линию, а сжатого  газа в скважину.

  Для выполнения операций по пуску и эксплуатации скважин, а также операций, связанных с ликвидацией осложнений в процессе эксплуатации, устье скважины обвязывают с выкидными линиями и воздухогазопроводом.

  Наиболее  простая обвязка устьевого оборудования газлифтной скважины дана на рис. 3. Перекрытием соответствующих задвижек сжатый газ направляется или в подъемные трубы, или в кольцевое пространство между трубами наружного ряда и подъемными трубами.

  Процесс пуска газлифтной скважины в эксплуатацию состоит в вытеснении жидкости воздухом (газом) из труб наружного ряда и 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. Самое высокое пусковое давление достигается в однорядном лифте кольцевой системы при подаче газа в подъемные трубы через их башмак.

  Современная технология газлифтной эксплуатации базируется на однорядных лифтах кольцевой системы, оборудованных пусковыми и рабочими клапанами и пакером на конце подъемных труб. Назначение пакера — разобщение призабойной зоны скважины от затрубного пространства с целью обеспечения более плавной и спокойной (без пульсации) работы скважины.

  Клапаны — приспособления, посредством которых  устанавливается или прекращается связь между межтрубным пространством скважины и подъемными трубами. Широко применяют дифференциальные клапаны различных конструкций, принцип действия которых основан на действии перепада давлений в затрубном пространстве и в подъемных трубах.

  Пусковые  дифференциальные клапаны, установленные  на наружной стороне подъемных труб, спускают в скважину на расчетные  глубины. При нагнетании газа снижается  уровень жидкости в затрубном пространстве и повышается в подъемных трубах. Когда газ в затрубном пространстве достигнет уровня клапана и его давление превысит гидростатическое давление столба жидкости в подъемных трубах, он прорывается через клапан в трубы и газирует жидкость, находящуюся в них. Происходит частичный выброс жидкости, которая находится внутри труб выше клапана. После этого давление в трубах на уровне клапана начинает падать, что приводит к увеличению перепада давлений в затрубном пространстве и в трубах. При определенном перепаде давлений клапан закрывается. В этот момент уровень жидкости в затрубном пространстве должен достигнуть следующего нижележащего клапана или башмака подъемных труб.

                                                   Замер дебитов.

  Определения дебитов газлифтной скважины при  различных расходах газа (построение характеристической кривой) является обязательным комплексом исследований, который необходимо проводить не реже одного раза в квартал. Однако большие трудозатраты (5-6 замеров) при экспериментальном построении характеристических кривых и полученные при этом потери в виде недобора нефти, перерасхода газа и снижения надежности работы газлифтных клапанов требуют оптимального планирования эксперимента с целью получения максимально полезной информации при минимизации потерь нефти, перерасхода газа высокого давления и времени исследований.

  Низкая  надежность групповой замерной установки  типа "Спутник" при высоком  газосодержании добываемой продукции (увеличивается погрешность замера) предопределяет поиск методов корректировки  замеров дебита в зависимости  от газосодержания и обводненности продукции.

  Другим  фактором, снижающим качество замера дебита, является изменение устьевого  давление в момент замера. Устьевое давление может значительно увеличиваться (на 1-3 ат), при установке скважины на замер по сравнению с ее непрерывной работой (постоянной эксплуатацией) в общий коллектор. То есть, необходима корректировка дебита на изменение устьевого давления при его замере на ГЗУ "Спутник".

  В соответствии с инструкцией эксплуатации ГЗУ "СПУТНИК" предполагается делать корректировку замеряемого дебита в зависимости от вязкости добываемой жидкости. К сожалению, это не делается, несмотря на то, что многие скважины работают с обводненностью, приводящей к образованию высоковязких стойких водонефтяных эмульсий.

  В некоторых случаях, когда нет возможности сделать замер дебита на ГЗУ "СПУТНИК", его можно определить расчетным способом по перепаду давления на отдельных элементах скважины:

- призабойная  зона (по коэффициенту продуктивности, пластовому и забойному давлениям);

- скважинный штуцер (клапан, регулятор);

- НКТ  (лифт);

- устьевой  штуцер;

- выкидной  коллектор и пр.

     Предлагается методика и комплекс  программ, позволяющих систематизировать  и учитывать (по возможности  решать) вышеназванные проблемы, при  этом повышается точность поиска оптимальных режимов за счет уменьшения погрешности дебитов при проведении оптимизации распределения газа высокого давления.

   В программном комплексе производится определение дебитов различными расчетными способами и сопоставление  их с фактическими замерами с выбором для каждого из них своего веса. Затем эта информация используется при решении инженерных задач (исследование, анализ работы, диагностика неисправностей, подбор скважинного оборудования, выбор геолого-технических мероприятий, оптимизация технологического режима и пр.).

   Данный  подход позволяет также проводить  адаптивную идентификацию характеристической кривой путем аппроксимации отдельными зависимостями (кусками полинома) пускового  и рабочего диапазонов технологических  режимов с учетом различных весов для каждого из дебитов.

   Отбор жидкости из скважины, равный потенциальному дебиту, практически невозможен, так  как при любых способах эксплуатация в скважине сохраняется какой-то столб жидкости, оказывающий давление на забое.

   При исследовании скважины дебиты жидкости (нефти, воды) замеряют на поверхности с помощью расходомеров различной конструкции или объемным методом — по приросту объема за единицу времени. Дебиты газа определяют газовыми счетчиками— расходомерами. Пластовые и забойные давления замеряют глубинными манометрами, спускаемыми в скважину на высокопрочной стальной проволоке.

   Глубинные манометры выпускают для различных  пределов измерения, причем наивысший  предел для отдельных типов их равен 100 МПа. Максимальная измеряемая температура от 100 до 160° С. Габаритные размеры манометров: длина — до 1800 мм, диаметр 25, 32 и 36 мм.

   2. Эксплуатация нефтяных скважин штанговыми насосами - один из основных способов механизированной добычи нефти. Штанговый насос представляет собой плунжерный насос специальной конструкции, привод которого осуществляется с поверхности через колонну штанг.

   Насосная  установка состоит из насоса, и  станка качалки, установленного на поверхности  у устья. Цилиндр насоса закреплен  на конце спущенных в скважину насосно-компрессорных труб, а плунжер подвешен на колонне штанг. Верхняя штанга соединена с головкой балансира станка-качалки канатной или цепной подвеской. В верхней части цилиндра установлен нагнетательный клапан, а в нижней всасывающий клапан.

   Колонна насосно-компрессорных труб, по которой жидкость от насоса поднимается на поверхность, заканчивается на устье тройником. Сальниковое устройство в верхней части тройника предназначено для предотвращения утечек жидкости вдоль движущегося сальникого штока (верхней насосной штанги). По боковому отводу в средней части тройника жидкость из скважины направляется в выкидную линию. Возратно-поступательное движение колонне насосных штанг передается от электродвигателя через редуктор и кривошипно-шатунный механизм станка-качалки.