Шламовая труба предназначена для улавливания твердых частиц, которые могут появляться в колонне НКТ (окалина, стеклянная крошка или кусочки эмали при использовании остеклованных или эмалированных труб), и предотвращения их попадания в насос. В противном случае эти частицы попадают в зазор между ротором и статором, приводя к повреждению статора.
Погружные винтовые насосы предназначены для откачки из скважин жидкостей высокой вязкости. Кроме того, эти насосы, являясь объемными, менее чувствительны к наличию в откачиваемой жидкости свободного газа, чем центробежные насосы, допуская более высокое газосодержание на входе в насос. Отсутствие в винтовых насосах клапанных узлов, малая длина самих насосов и их роторов позволяют им работать в практически горизонтальных скважинах. Винтовые насосы приспособлены к перекачке пластовой жидкости с повышенным содержанием механических примесей (до 400 мг/л).
Наиболее слабым элементом погружного винтового насоса является статор, т.к. при откачке продукции с механическими примесями происходит повреждение поверхности статора; кроме того, статор повреждается при недостаточной его смазке. Наличие резиновой обоймы накладывает температурные ограничения на область применения винтовых насосов, температура откачиваемой жидкости должна быть ниже 90 °С. Кроме того, установка имеет недостаточную гибкость по изменению производительности.
Машиностроительная промышленность выпускает винтовые насосы на подачу от 40 до 240 м3/сут, которые показали в определенных эксплуатационных условиях очень хорошие результаты. Эти насосные установки рекомендуются для эксплуатации скважин со следующими условиями:
-- вязкость нефти до 20 Пас;
-- повышенное содержание свободного газа;
-- большие отклонения скважины от вертикали (до 70°). КПД винтовых насосов достигает 80%. Отечественные
винтовые насосы имеют следующий шифр, например, ЭВНТ5А-100-1000: электрический (Э) винтовой (В) насос (Н), тихоходный (Т), под обсадную колонну 5А, с подачей 100 м3/сут и напором 1000 м.
31. УЭДН
Диафрагменные насосы являются насосами объемного типа. Основным рабочим элементом насоса является диафрагма, которая отделяет откачиваемую жидкость от контакта с другими элементами насоса.
Скважинный диафрагменный насос приводится в действие погружным электродвигателем. Установка состоит из наземного и погружного оборудования. Наземное оборудование аналогично таковому для эксплуатации скважин винтовыми насосами.
Схема погружного агрегата представлена на рис. 6.22. Глубинный насос состоит из двух частей: верхней, в которой размещена круглая диафрагма 5, делящая эту часть на наддиафрагменную полость и являющаяся, по существу, насосом с нагнетательным клапаном 3 и всасывающим клапаном 4, и нижней поддиафрагменной полости А, которая заполнена маслом. Полость А образована диафрагмой 5, а также парой «цилиндр 8--поршень 9», которые размещены в корпусе 10, в верхней части которого имеется осевой канал 6, сообщающийся с камерой А. Сверху поршень подпружинен винтовой пружиной 7. Между погружным электродвигателем 15 и поршнем 9 имеется камера Б, также заполненная маслом. В нижней части поршень 9 контактирует с эксцентриком 11, закрепленным на оси в опоре 12. На этой же оси закреплено зубчатое колесо 13. Второе зубчатое колесо 14 закреплено на выходном валу погружного электродвигателя 15. Зубчатые колеса 13 и 14 образуют угловую зубчатую передачу. В нижней части погружного двигателя имеется компенсационная диафрагма 16. Электродвигатель, камеры А и Б заполнены одним и тем же маслом. Камеры А и Б могут сообщаться через специальный клапанный узел 18, расположенный в корпусе 10. Камера А имеет строго определенный объем, а следовательно, и объем масла в ней. Утечки масла из камеры А через зазор «цилиндр--поршень» в камеру Б приводят к открытию клапанного узла 18 и восполнению масла в камере А. Излишки масла в камере А также сбрасываются в камеру Б клапанным узлом 18. Электрическое питание погружному электродвигателю подается по кабелю 17.
Насос работает следующим образом. Вращение вала двигателя приводит в действие угловую зубчатую передачу. Вместе с вращением зубчатого колеса 13 вращается эксцентрик 11, приводя в возвратно-поступательное движение поршень 9, прижатый к эксцентрику пружиной 7. На схеме рис. 6.22 показано нижнее положение поршня. Так как объем камеры А постоянен, пространство, освобожденное поршнем в цилиндре, заполняется маслом и диафрагма занимает нижнее положение, показанное на рис. 6.22. За время движения поршня вниз давление в наддиафрагменной полости снижается, нагнетательный клапан закрывается, открывается всасывающий клапан, и продукция скважины поступает в наддиафрагменную полость. При ходе поршня вверх давление в камере А повышается, приводя к перемещению вверх и диафрагмы. Давление в наддиафрагменной полости повышается, всасывающий клапан 4 закрывается, а нагнетательный клапан 3 открывается, жидкость из наддиафрагменной полости вытесняется в колонну НКТ. Изменение объема камеры Б при движении поршня изменяет и объем масла в ней. Эти изменения компенсируются компенсационной диафрагмой 16.
Диафрагменные насосные установки предназначены для эксплуатации скважин с агрессивной продукцией, а также содержащей механические примеси. Это связано с тем, что откачиваемая продукция не контактирует с подвижными деталями погружного агрегата, будучи отделенной от них диафрагмой. Установка проста в монтаже и обслуживании.
К недостаткам можно отнести невысокую подачу до 20 м3/сут и очень узкую область применения по подачам и напорам. При подаче 4 м3/сут напор насоса составляет 2000 м, а при подаче 20 м3/сут - всего 600 м.
32. Сущность одновременно раздельной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной
При добыче нефти часто приходится встречаться с проблемой одновременной эксплуатации нескольких нефтеносных горизонтов, имеющих различные характеристики (пластовое давление, проницаемость, пористость, давление насыщения, вязкость нефти, наличие неньютоновских свойств и др.) одной скважиной.
Опыт разработки нефтяных месторождений показывает, что более половины всех капитальных вложений приходится на бурение скважин. В связи с этим всегда возникает проблема объединения тех или иных пропластков, пластов или горизонтов в один или несколько объектов разработки, которые могли бы эксплуатироваться одной сеткой скважин. Решать эту задачу обычно приходится на первых стадиях разработки, а иногда и на стадии разведки или опытной эксплуатации месторождения, когда информация о геологическом его строении ограничена, вследствие малого числа скважин. В связи с этим в скважинах приходится перфорировать несколько пластов и эксплуатировать их, как говорят, «общим фильтром». Это позволяет экономить значительные средства и материальные ресурсы на бурении скважин.
Совершенствование системы разработки многопластовых месторождений и снижение капитальных вложений в этом случае обеспечивается применением одновременной раздельной эксплуатации отдельных пластов одной скважиной (ОРЭ). Сущность ОРЭ состоит в том, что все продуктивные пласты или основные из них разбуривают одной сеткой скважин, которые оснащают специальным оборудованием, обеспечивающим одновременное извлечение нефти и газа из каждого пласта на поверхность в заданном технологическом режиме.
Применение ОРЭ позволяет снизить металлоемкость нефтепромыслового оборудования, себестоимость добычи нефти и газа, сократить время разработки многопластового месторождения, повысить нефтегазоконденсатоотдачу пластов.
33. Выбор объектов для одновременно раздельной эксплуатации
Для достижения наибольшей эффективности ОРЭ важно выявить фонд скважин, соответствующий функциональным задачам раздельной эксплуатации пластов и техническим условиям применяемого оборудования.
Скважины, выбираемые для перевода на ОРЭ, должны удовлетворять следующим требованиям:
> по условиям регулирования разработки месторождения, его участков или блоков необходима раздельная эксплуатация двух пластов (добыча, закачка, закачка-добыча);
> расстояние между разобщаемыми пластами достаточно для установки пакера (не менее 3 м);
> пропластки, разделяющие разобщаемые пласты, представлены непроницаемыми породами с отсутствием литологических «окон», трещин и др.;
> отсутствуют перетоки за эксплуатационной колонной и цементным камнем;
> плановые дебиты по отдельным пластам соответствуют техническим возможностям выпускаемого оборудования;
> эксплуатационная колонна герметична и позволяет спустить в скважину подземное оборудование для ОРЭ.
В скважинах, переводимых на ОРЭ, проводятся геофизические и гидродинамические исследования, а также комплекс подготовительных работ: извлечение ранее установленного подземного оборудования; проведение (при необходимости) мероприятий по увеличению продуктивности скважины, приобщению вышележащих горизонтов; шаблонирование эксплуатационной колонны и исправление обнаруженных дефектов; промывка скважины.
Каждый метод ОРЭ, в зависимости от условий применения может быть осуществлен в нескольких разновидностях, которые отличаются друг от друга:
¦ полнотой технологических операций, осуществляемых без извлечения подземного оборудования, включая различные способы обработки забоя и призабойной зоны пластов, изоляции обводненных участков, вскрытия новых нефтеносных интервалов и др.;
¦ полнотой контроля и регулирования работы пластов;
¦ типами применяемого подземного и наземного оборудования-- пакеров, контрольно-регулирующей аппаратуры, устьевой арматуры и др.
Все применяемые схемы и конструкции оборудования ОРЭ сложны и трудоемки в монтаже и эксплуатации, конструкция пакеров не всегда обеспечивает надежное разобщение нефтяных горизонтов, а посадка и освобождение их связаны с трудоемкими и опасными работами. Особенно затрудняется эксплуатация таких скважин при наличии парафина и коррозионной среды.
34. Гидротехнические сооружения и особенности эксплуатации скважин
Высокая разведанность территорий с благоприятными горно-геологическими и климатическими условиями предопределяет необходимость направления и расширения поисково-разведочных работ на нефть и газ в менее удобные для разработки районы шельфа морей и заболоченных территорий.
Насыпные дамбы строятся на мелководье из бутового камня, щебня и песка. Для защиты от размыва боковые части дамбы обрамляются крупноблоковым камнем. Центральная проезжая часть формируется из щебня и песка. Дамбы -- транспортные артерии, которые на глубоком море переходят в эстакаду при разработке месторождений нефти и газа на заболоченных местах, мелководных озерах или лагунах дамбы строят намывом песка, а для предупреждения размыва волнами боковые части дамб защищают бетонными плитами. Рядом с дамбами намываются площадки, с которых разбуриваются кусты скважин. Использованием дамб и намывных площадок разрабатывается нефтегазовое месторождение Самотлор.
Эстакады представляют собой металлический мост, собранный из ферм, устанавливаемых на металлических трубчатых сваях, забитых в морское дно . Непосредственно к эстакаде примыкают площадки под скважины, пункты для сбора нефти и газа и резервуары для нефти.
По эстакаде сбоку от ее проезжей части прокладываются нефтегазоводопроводы, линии электроснабжения и связи, пожарный водопровод.
С ростом глубин моря стоимость строительства эстакад существенно увеличивается при одновременном нарастании опасностей монтажа этих сооружений в условиях морских волн.
Большую сложность представляет разработка месторождений нефти и газа с отдельных морских оснований и особенно при больших глубинах моря.
В начале освоения метода разработки морских месторождений посредством отдельных оснований их строили забуриванием в дно моря металлических свай, чаще используя для этого отработанные бурильные трубы. К сваям в надводной части приваривалась металлическая площадка, на которой размещались буровая вышка и оборудование для бурения скважин. По завершении бурения скважин на площадке устанавливалось оборудование для добычи нефти. Площадка соединялась с берегом нефтепроводом и линией электропередачи.
С ростом глубин моря и выходом на морские месторождения, значительно удаленные от берега, встал вопрос об индустриализации строительства платформ для морской нефтедобычи. Индустриализация строительства свелась к тому, что отдельные элементы платформ подводной и надводной частей строятся на суше в заводских условиях, а затем на специальных морских судах вывозятся в море, где собираются в мощную платформу. Индустриализация строительства морских платформ позволила освоить разработку нефтяных месторождений при глубинах моря 20 м и более.