Способы эксплуатации скважин

Оборудование  устья штанговой  насосной скважины включает (рис. 7.25) колонный фланец 1, планшайбу 2 с подвешенными к ней на-сосно-компрессорными трубами 3. В верхнюю муфту 4 труб ввинчивают тройник 5 для отвода нефти (в горизонтальной плоскости), а также для вывода наружу устьевого штока 7, связывающего через канатную подвеску насосные штанги с головкой балансира станка-качалки. Место выхода устьевого штока из тройника герметизировано с помощью сальника 6, набивку которого уплотняют крышкой 8 и пружиной.

Рис. 7.23. Фонтанная  арматура тройннковая:

1 - крестовик; 2,4 - переводные втулки; 3 - тройник; 5 - переводная

катушка; 6 - центральная  задвижка; 7 - задвижки; 8 - штуцеры;

9 - буферная заглушка; 10 - манометр; 11 - промежуточная задвижка;

12 - задвижка; 13 - тройники; 14 - буферная задвижка 

Рис. 7.24. Схема  обвязки крестовой фонтанной  арматуры:

1 - регулируемый  штуцер; 2 - вентили; 3 - запорное устройство  для сброса продукции на факел  или в земляной амбар; 4 - тройник; 5 - крестовина; 6 - предохранительный  клапан; 7 - фланцевое

соединение; ГЗУ - групповая замерная установка 

 

 

Рис. 7.26 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,! 6 - тормоз 

В планшайбе  предусмотрены специальные отверстия  для спуска в скважину скважинных приборов, выполнения ремонтных работ  и технологических операций.

Жидкость, подаваемая насосом, направляется через боковой  отвод тройника 5 в выкидную линию  и далее в замерную или газосе-парационную установку.

Станок-качалка  - это балансирный индивидуальный механический привод штангового скважинного насоса. Его основными узлами являются (рис. 7.26) рама 13, стойка 3 в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир 2 с поворотной головкой, траверса 15 с шатунами 4, шарнирно подвешенная к балансиру, редуктор 6 с кривошипами 5 и противовесами 14. Для обеспечения возможности изменения числа качаний станки-качалки комплектуются набором сменных шкивов 7,10.

Станки-качалки  выпускаются в двух исполнениях: СК и СКД, различающихся рядом  конструктивных деталей. В шифре  их типоразмера указываются важнейшие  характеристики привода насоса. Например, обозначение СКЗ-1,2-630 означает: СК - вариант исполнения; 3 - грузоподъемность в тоннах; 1,2 - максимальная длина  хода головки балансира в метрах; 630 - наибольший крутящий момент на валу редуктора в кг • м. Сведения о типоразмерах станков-качалок приведены в табл. 7.5.

Таблица 7.5 Основные характеристики станков-качалок

 

Рис. 7.27. Оборудование устья скважины, эксплуатируемой  глубинными центробежными или винтовыми  насосами:

1 - крестовина; 2 - разъёмный корпус; 3 - резиновый  уплотнитель;

4 - кабель; 5 - эксцентричная  планшайба; 6 - выкидная линия;

7 - обратный клапан; 8, 9 - задвижка; 10,11 - манометр 

Оборудование  устья скважин, эксплуатируемых  глубинными центробежными  и винтовыми насосами, идентично. Оно изображено на рис. 7.27. Крестовина 1 навинчивается на ответную муфту колонной головки и имеет боковые задвижки. Насосный агрегат на НКТ подвешивают на специальной разъемной эксцентричной планшайбе 5, имеющей отверстие для кабеля 4. Места ввода кабеля и НКТ уплотняются разъемным корпусом 2 и резиновым уплотнителем 3, который поджимается разъемным фланцем. Межтрубное пространство соединено с выкидной линией 6, на которой установлен обратный клапан 7 для отвода газа при работе скважины. Задвижка 8 позволяет спускать в скважину различные измерительные приборы и механические скребки для очистки подъемных труб от парафина. Для этого на тройнике устанавливают специальный лубрикатор. Задвижка 9, установленная на выкиде устьевой арматуры, служит для регулирования режима работы скважины. Давления на выкиде и в межтрубном пространстве замеряются манометрами 10, 11.

Одновременная раздельная эксплуатация нескольких пластов  одной скважиной

Опыт разработки нефтяных и газовых месторождений  показывает, что более половины всех капитальных вложений приходится на бурение скважин. Кроме того, не всегда в пластах содержатся рентабельные для извлечения самостоятельной  сеткой скважин запасы нефти и  газа. Уменьшить затраты на бурение  скважин и сделать рентабельной добычу нефти и газа из пластов  с небольшими запасами позволяет  одновременная раздельная эксплуатация нескольких пластов одной скважиной (ОРЭ).

Метод ОРЭ заключается в том, что пласты в скважине разобщаются с помощью специальных устройств (пакеров) и для каждого пласта создаются отдельные каналы для выхода продукции на поверхность, снабженные соответствующим оборудованием.

Принципиальные  схемы ОРЭ приведены на рис. 7.28 (насосное оборудование, фильтры, якори условно не показаны). При одновременной эксплуатации двух пластов с одним пакером (рис. 7.28 а) продукция нижнего пласта отводится на подъемной трубе, нижнего - по межтрубному пространству. В случае одновременной эксплуатации трех пластов с двумя пакерами (рис. 7.28 б) используются две подъемные трубы, а с тремя пакерами (рис. 7.28 в) - три трубы. Раздельная эксплуатация трех пластов одновременно возможна только в наиболее простых случаях и поэтому применяется очень редко. 

Рис. 7.28. Принципиальные схемы ОРЭ:

а) - эксплуатация двух пластов с одним пакером;

б) - эксплуатация трех пластов с двумя пакерами;

в) - эксплуатация трех пластов с тремя пакерами

 

Продукция разных пластов доставляется на поверхность  раздельно, что позволяет не смешивать  разносортные (например, высокосернистые и малосернистые) нефти. Более того, одновременно можно добывать из одного пласта нефть, а из другого - газ. Различными могут быть и способы эксплуатации разных пластов. Согласно принятой терминологии принято для краткости именовать ту или иную технологическую схему совместной эксплуатации названием способа эксплуатации сначала нижнего, а затем верхнего пласта. Например, схема насос-фонтан означает, что нижний пласт эксплуатируется насосным способом, а верхний - фонтанным.

Возможности раздельной эксплуатации пластов через одну скважину существенно зависят от диаметра эксплуатационной колонны. Если он мал (меньше 168 мм), то диаметры подъемных  труб невелики и их гидравлическое сопротивление является повышенным, что отрицательно сказывается на дебите скважин. 
 
 
 
 
 
 
 

Литература 

1. А.А. Коршак A.M. Шаммазов. ОСНОВЫ НЕФТЕГАЗОВОГО ДЕЛА. ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2002 - 544 с.