Способы эксплуатации скважин

Погружные винтовые насосы стали применяться на практике сравнительно недавно. Винтовой насос - это насос объемного действия, подача которого прямопропорциональна частоте вращения специального винта (или винтов). При вращении винт и его обойма образуют но всей длине ряд замкнутых полостей, которые передвигаются от приема насоса к его выкиду. Вместе с ними перемещается и откачиваемая жидкость.

Применение винтовых насосов особенно эффективно при  откачке высоковязкой нефти. Схема  их установки в скважине такая  же как и при применении ЭЦН.

Для насосной эксплуатации скважин используются также диафрагменные, гидропоршневые и струйные насосы.

Нефтяные, газовые  и газоконденсатные скважины оснащены специальным подземным и наземным оборудованием. К подземному относится оборудование забоя и оборудование ствола скважины, а к наземному - оборудование устья, прискважинные установки и сооружения.

Оборудование  забоя скважин

Оборудование  забоя предназначено для предотвращения разрушения продуктивного пласта и  выноса на забой твердых частиц, а также для изоляции обводнявшихся пропластков. В то же время оно должно иметь возможно меньшее сопротивление и обеспечивать условия для проведения работ по увеличению производительности скважин.

В зависимости  от геологических и технологических  условий разработки месторождений  применяют следующие типовые конструкции забоев скважин (рис. 7.18) 

Рис. 7.18. Конструкции  оборудования забоя скважин:

а) - открытый забой; б) - забой, перекрытый хвостовиком колонны,

перфорированным перед его спуском; в) - забой, оборудованный

фильтром; г) - перфорированный  забой; 

-  открытый  забой;

-  забой, перекрытый  хвостовиком колонны, перфорированным  перед ее спуском;

-  забой, оборудованный  фильтром;

-  перфорированный  забой.

При открытом забое  (рис. 7.18 а) башмак обсадной колонны цементируется перед кровлей пласта. Затем пласт вскрывается долотом меньшего размера, но никаких мер по укреплению ствола скважины в месте ее прохождения через продуктивный пласт не принимается. Такая конструкция забоя обеспечивает наименьшее . сопротивление притоку нефти и газа в скважину, но возможна только при достаточно устойчивых горных породах. Из-за невозможности избирательного вскрытия нужных пропластков и избирательного воздействия на них, а также постоянной угрозы обвалов в призабойной зоне открытым забоем оснащено менее 5 % всего фонда скважин.

Одним из способов укрепления горных пород является устройство забоя, перекрытого хвостовиком колонны, перфорированным перед ее спуском (рис. 7.18 б). В этом случае скважина бурится сразу до подошвы продуктивного пласта и крепится обсадной колонной по всей длине. Но трубы обсадной колонны, расположенные напротив толщи продуктивного пласта, заранее перфорированы и пространство между ними и поверхностью пласта не цементируется. Данная конструкция забоя надежнее предыдущей, но возрастает и сопротивление притоку пластовых флюидов.

Забой, оборудованный фильтром (рис. 7.18 в), применяется в случае, если существует опасность поступления песка в скважину. В этом случае башмак обсадной колонны спускается до кровли пласта и цементируется. Напротив его продуктивной части устанавливается специальный фильтр, а кольцевое пространство между верхней частью фильтра и низом обсадной колонны герметизируется.

Известны щелевые (с продольными щелевыми отверстиями  длиной 50...80 мм и шириной 0,8...1,5 мм), керамические, гравийные (из двух концентричных мелкоперфорированных труб, между которыми утрамбован отсортированный гравий с диаметром частиц 4...6 мм) и металлокерамические (изготовляемые путем спекания под давлением керамической дроби) фильтры. Необходимость в их применении возникает при вскрытии скважинами несцементированных песчаных пластов, склонных к пескообразованию, что встречается достаточно редко.

Скважины с  перфорированным забоем (рис. 7.18 г) составляют более 90 % общего фонда. При их сооружении бурение ведется до подошвы продуктивного пласта, после чего в скважину опускают обсадные трубы и цементируют кольцевое пространство на всей ее длине. И только после этого производят перфорацию обсадной колонны и цементного камня на тех интервалах глубин, где ожидается приток нефти и газа.

Достоинствами скважин с перфорированным забоем являются:

-  упрощение  технологии проводки скважины;

-  устойчивость  забоя и сохранение проходного  сечения скважины в процессе  длительной эксплуатации;

-  надежная  изоляция пропластков, не вскрытых перфорацией;

-  возможность  поинтервального воздействия на  призабойную зону пласта (различные обработки, гидроразрыв и т.д.).

В то же время  перфорированный забой не обеспечивает защиты от проникновения песка в  скважину и создает дополнительное фильтрационное сопротивление потоку пластовой жидкости.

Оборудование  ствола скважин

К оборудованию ствола относится оборудование, размещенное  внутри эксплуатационной (обсадной) колонны  в пространстве от забоя до устья. Набор этого оборудования зависит  от способа эксплуатации скважин.

В стволе фонтанных скважин размещают колонну насосно-компрессорныхтруб. Этим обеспечивается предохранение обсадных труб от эрозии, вынос твердых частиц (и жидкости - при добыче газа) с забоя, возможность использования затрубного пространства для целей эксплуатации (введение ингибиторов коррозии, ПАВ, глушение скважин и т.д.).

В стволе газлифтных скважин размещают воздушную и подъемную трубы. Но в отличие от классической схемы газлифта (рис. 7.13) подъемную трубу в настоящее время оборудуют специальными пусковыми (газлифтными) клапанами, размещаемыми на ее внутренней стороне в расчетных точках. Благодаря этому, при закачке газа в межтрубное пространство газлифт начинает работать, как только нефть будет оттеснена ниже уровня установки первого пускового клапана (рис. 7.19 б). После опускания уровня нефти в межтрубье ниже отметки второго пускового клапана газ начинает проникать в подъемную трубу и через него (рис. 7.19 в). Процесс последовательного срабатывания пусковых клапанов будет продолжаться до тех пор, пока весь столб жидкости в подъемной трубе не будет газирован (рис. 7.19 г).

В стволе штанговых насосных скважин размещаются насос-но-компрессорные трубы, насосные штанги, собственно насос и вспомогательное оборудование. 

Рис. 7.19. Этапы  запуска газлифтной скважины: а) - начало закачки газа; б) - начало работы газлифта;

в) - включение 2'™  пускового клапана; г) - выход лифта  на максимальную производительность;

 

Насосно-компрессорные  трубы (НКТ), как и бурильные, бывают с гладкими и высаженными (равнопрочными) концами. По длине НКТ разделяются на три группы: I - от 5,5 до 8 м; II - 8...8,5 м; III - 8,5... 10 м. Изготавливают НКТ из сталей пяти групп прочности (в порядке возрастания): Д, К, Е, Л, М. Все НКТ и муфты к ним, кроме гладких группы прочности Д, подвергаются термообработке.

Сведения о  диаметрах и толщине стенки насосно-компрессор-

ных труб приведены в табл. 7.1.

Таблица 7.1

Характеристики  насосно-компрессорных труб

Трубы маркируются  у муфтового конца. На клейме указывается  условный диаметр и толщина стенки (в мм), товарный знак завода, группа прочности (буква), месяц и год выпуска.

Для уменьшения собственного веса труб при необходимости  их спуска на большую глубину применяют  ступенчатую колонну НКТ с  малым диаметром внизу и большим  вверху.

Насосные  штанги выпускаются четырех номинальных размеров по диаметру тела штанги: 16, 19, 22 и 25 мм. Концы штанг имеют утолщенные головки квадратного сечения, чем обеспечивается удобство их захвата специальными ключами при свинчивании и развинчивании колонны штанг. Штанги соединяются штанговыми муфтами (рис. 7.20).

Кроме штанг  нормальной длины (8 м) выпускаются укороченные  штанги длиной 1; 1,2; 1,5; 2; 3 м стандартных  диаметров. Они необходимы для регулировки  всей колонны штанг с таким  расчетом, чтобы висящий на них  плунжер перемещался в цилиндре насоса в заданных пределах. Верхний  конец колонны штанг заканчивается  утолщенным полированным штоком, проходящим через сальниковое уплотнение устья  скважины.

При использовании  насосов диаметром 56 мм и выше, больших  скоростях плунжера и высокой  вязкости откачиваемой жидкости в нижней части колонны штанг возникают  повышенные изгибы. 

Рис. 7.20. Насосная штанга и соединительная муфта

Рис.7.21.Якори: а) - газовый; б) - песочный прямой; в) - песочный обратный;

1 - корпус; 2 - центральная  труба; 3 - газовый пузырёк; 4 - приёмный  клапан насоса; 5 - отверстия 

В этом случае, чтобы  предотвратить отвороты и поломки  прибегают к установке «утяжеленного  низа», состоящего из 2...6 толстостенных  штанг общей массой 80...360 кг.

Для изготовления насосных штанг используются стали  марки 40 и никель-молибденовые стали  марки 20НМ с термообработкой и  последующим поверхностным упрочнением  токами высокой частоты (ТВЧ). Условия  их использования приведены в  табл. 7.2.

Таблица 7.2

Характер обработки  и условия использования сталей для изготовления насосных штанг

Штанговые скважинные насосы разделяются на невставные или трубные (типа НН) и вставные (типа НВ). В первом случае сложнее вести их монтаж в НКТ, но, благодаря большему диаметру цилиндра насоса, подача больше.

Штанговые скважинные насосы предназначены для откачивания  из нефтяных скважин углеводородной жидкости обводненностью до 99 %, с температурой не более 130 "С, содержанием сероводорода не более 50 мг/л.

Вспомогательное оборудование ствола скважин предназначено  для обеспечения работоспособности  штанговых насосных установок при  большом содержании свободного газа и песка в откачиваемой жидкости.