Оборудование устья скважины при эксплуатации погружным центробежным электронасосом состоит из тройника и задвижки, установленной на выкидной линии.
Насосные трубы подвешивают на фланце обсадной колонны при помощи специальной планшайбы.
Крестовина или тройник устьевой арматуры на нижнем конце имеет трубную резьбу, а на остальных фланцы для присоединения задвижек. Верхняя буферная задвижка монтируется в тех случаях, когда необходимо производить очистку труб от парафина. Боковые задвижки, предназначенные для направления газонефтяного потока, обвязываются так же, как и на фонтанных скважинах .
Для отвода газа из затрубного пространства в верхнюю муфту обсадной колонны завинчивается колонный патрубок с боковым отводом и задвижкой, которая соединяется с одной из выкидных линий катушкой. Эту задвижку открывают периодически или же оставляют постоянно открытой. В последнем случае в обвязке затрубной задвижки устанавливается обратный клапан, не допускающий перетока нефти из выкидной линии обратно в скважину.
Насосные трубы с агрегатом, прикрепленным к нижнему концу колонны этих труб, подвешивают на фланце обсадной колонны посредством специальной планшайбы.
Планшайба состоит из основной части, представляющей неполный круг, и дополнительной -- сегмента, крепящегося к первой двумя шпильками. Зазор между этими двумя частями уплотнен прокладкой. В середине разъема имеется отверстие для пропуска в скважину силового кабеля.
В колонне насосных труб над насосом устанавливают обратный и сливной клапаны. Обратный клапан используется для залива насосных труб жидкостью перед пуском насоса, что облегчает пуск насоса и контроль за его работой после пуска. Во время работы насоса обратный клапан находится в открытом положении под действием давления снизу.
Сливной клапан монтируют над обратным клапаном и пользуются им для спуска жидкости из насосных труб перед подъемом их из скважины
4.3 Осложнения при эксплуатации скважин
Наиболее эффективным мероприятием по увеличению темпа отбора нефти из залежи и получению повышенных коэффициентов нефтеотдачи, характерных для напорных режимов, является искусственное поддержание пластовой энергии.
Производительность нефтяных и газовых скважин и поглотительная способность нагнетательных зависят главным образом от проницаемости пород, складывающих продуктивный пласт. Чем выше проницаемость пород в зоне действия той или иной скважины, тем больше производительность или приемистость ее, и наоборот.
Проницаемость пород одного и того же пласта может резко изменяться в различных его зонах или участках. Иногда при общей хорошей проницаемости пород пласта отдельные скважины вскрывают зоны с пониженной проницаемостью, в результате чего ухудшается приток нефти и газа к ним.
При эксплуатации нефтяных и газовых скважин проницаемость пород в призабойной зоне может резко ухудшиться из-за закупорки пор парафинистыми и смолистыми отложениями, а также глинистыми частицами.
5. Специальная часть по Пограничному месторождению
Пограничное месторождение открыто в 1982 году поисковой скважиной №62.
В 1984 году институтом УкргипроНИИнефть составлена технологическая схема разработки пласта БС11 на запасы категории С1, находившихся на балансе ВГФ на 01.01.84 г. (по результатам бурения семи разведочных скважин). Этот проектный документ был утвержден Центральной комиссией по разработке (протокол №1076 от 05.06.84 г.) в качестве технологической схемы опытно-промышленной разработки.
В ноябре 1984 года СибНИИНП выполнен проект пробной эксплуатации Пограничного месторождения, в котором по результатам бурения 13 разведочных скважин и утвержденному варианту 2 выбраны скважины первоочередного участка.
Месторождение введено в промышленную эксплуатацию в марте 1985 года. Первый подсчет запасов нефти и растворенного газа был произведен Главтюменьгеологией в 1985 году по пластам БС11, БС11-1, БС14, БС15 и ЮС1, который был утвержден ГКЗ СССР (протокол №9768 от 17.07.85 г.). На базе утвержденных запасов категории С1 институтом УкргипроНИИнефть выполнена технологическая схема, которая утверждена Центральной комиссией по разработке МНП (протокол № 1204 от 25.06.86 г.) со следующими показателями:
- проектные максимальные уровни добычи нефти -5,1 млн.т;
- проектные максимальные уровни добычи жидкости - 15,4 млн.т;
- проектные максимальные уровни добычи ресурсов нефтяного газа - 219 млн.т;
- проектные максимальные уровни закачки - 19,8 млн.мЗ;
- выделение двух эксплуатационных объектов (БС11 и ЮС 1);
- применение на объекте БС11 блоковой трехрядной системы разработки с размещением скважин по сетке 500x500 м, общий фонд скважин - 810, в том числе добывающих - 483, нагнетательных - 180, контрольных - 7, водозаборных - 8, резервных -132;
- применение на объекте ЮС1 площадной девятиточечной системы разработки с размещением скважин по сетке 500x500 м, общий фонд скважин - 48, в том числе добывающих - 36, нагнетательных -10, водозаборных - 2, опытные работы начать на трех элементах площадной системы (24 -добывающих и 3 - нагнетательных скважины);
- механизированный способ эксплуатации скважин (УЭЦН, ШГН);
- давление на устье нагнетательных скважин 15 МПа (БС 11) и 17 МПа (ЮС1).
Мероприятия по разработке пластов БС14 и БС15 не рассматривались.
По результатам разбуривания в период 1985-1988 гг. уточнилось геологическое строение месторождения: на 7,4% сократилась площадь нефтеносности пласта БС11, балансовые запасы уменьшились на 5%; по пласту ЮС1 площадь категории запасов С1 сократилась на 56%; балансовые запасы сократились на 81,6 %, запасы категории С2 - на 100%.
В 1989 году месторождение вышло на максимальный уровень добычи нефти 8087 тыс. т, что выше утвержденного проектного уровня в полтора раза при меньшем фонде добывающих и нагнетательных скважин (фонд реализован на 80%). Дебиты по нефти в 1,6 раза, по жидкости в 1,1 раза выше проектных. Единичные скважины были углублены до объекта ЮС1, в результате чего, значительно сократилась площадь нефтеносности.
Анализируя причины, проведенных ремонтов оборудования за 2002 год, можно отметить следующее: увеличилось количество ремонтов по причине слабого притока, это связано, во-первых, с солевыми отложениями в И.П., во-вторых, с сокращением объемов закачки, что привело к снижению пластового давления. По мероприятиям отдела разработки планируется дальнейшее снижение объемов закачки, что соответственно приведет к дальнейшему падению пластового давления, из чего следует предположить, что количество отказов в 2003 году по причине слабого притока увеличится.
Следует обратить внимание на резкое увеличение числа ремонтов по причине износа рабочих органов насоса. Увеличение числа ремонтов по этой причине стало в связи с длительным сроком эксплуатации нефтепромысла, вследствие чего ухудшается состояние призабойной зоны (ПЗ) скважин. У ряда скважин наблюдается вынос пластового песка из И.П.. В 2002 году по результатам расследования было выявлено 11 скважин, а так же по причине высокой обводненности происходит преждевременный износ рабочих органов ЭЦН. Отсюда, можно сделать вывод, что для уменьшения количества ремонтов и увеличения наработки погружного оборудования следует проводить мероприятия направленные на уменьшение количества ремонтов по причине износа рабочих органов, солевых отложений, как на рабочих органах, так и в интервале перфорации, и с причиной слабого притока. Для Пограничного месторождения рекомендуется проводить промывки и солянокислотные обработки (СКО), ДСКВ.
Выбор оборудования и технологии очистки пробок обусловлен типом пробки, местом ее расположения, состоянием эксплуатационной колонны (степенью ее герметичности и износа), Пластовым давлением.
Технологию очистки пробок выбирают таким образом, чтобы, с одной стороны, ее удалить, а с другой -- свести к минимуму ухудшение гидродинамических свойств пласта, например, в результате попадания в него технологических жидкостей, используемых для промывки.
Образующиеся в процессе эксплуатации скважины песчаные пробки бывают забойными, образующимися на забое скважины, и патронными, располагающимися в средней и верхней части колонны. Пробки бывают рыхлыми и плотными. В засоренные подъемные трубы или эксплутационную колонну спускают колонну промывочных труб и специальными промывочными насосами создают циркуляцию жидкости для размывания пробки и выноса составляющих ее материалов на поверхность.
Необходимо иметь в виду, что при образовании песчаной пробки в случае полного прекращения подачи пластовой жидкости давление в нижней части колонны увеличивается и в процессе удаления пробки может произойти выброс части пробки, нефти, а иногда и оборудования, спущенного в скважину. Поэтому при удалении пробки следует строго выполнять правила техники безопасности.
Для реализации этого способа в скважину опускают колонну промывочных труб, а у устья скважины размещают насосы, резервуары с промывочной жидкостью и другое оборудование, необходимое для промывки по одному из следующих способов: прямой, обратной, комбинированной или непрерывной.
Расположение оборудования у устья скважины, эксплуатирующейся, например, штанговым скважинным насосом, может быть следующим (рис. 11): подъемник устанавливают, как обычно при спускоподъемных операциях,-- по одной оси с мостками, а промывочный агрегат -- напротив станка-качалки, не более чем в 10м от устья скважины так, чтобы его кабина не была обращена к устью. Позади агрегата может быть расположена емкость для промывочной жидкости или автоцистерна.
Рис. 11
Промывочная жидкость, поступающая из скважины, может непосредственно направляться в промысловую канализацию либо в специальную емкость, располагаемую рядом с устьем.
Промывочную жидкость выбирают исходя из индивидуальных особенностей скважины: безводные нефтяные скважины целесообразно промывать только чистой нефтью, поскольку применение воды приводит к осложнениям при последующей эксплуатации; скважины с повышенным пластовым давлением промывают раствором или соленой водой, плотность которых исключает выбросы или фонтанирование. В процессе промывки скважин необходимо следить за удельным весом промывочной жидкости и в случае его уменьшения, например аэрации -- сменить жидкость. Скважины, не склонные к выбросам или фонтанированию, промывают технической или пластовой водой. Скважины с низким пластовым давлением, склонные к поглощению, целесообразно промывать аэрированной жидкостью.
В качестве промывочных труб используют насосно-компрессорные трубы, тип и диаметр которых выбирают в зависимости от конструкции скважины. Если промывочные трубы спускают ниже башмака первого ряда труб, то целесообразно использовать муфты с увеличенной фаской, что позволяет избежать ударов о башмак при подъеме колонны.
Для повышения эффективности процесса разрушения пробки на башмак промывочной колонны навинчивают наконечники, имеющие вид торцевой фрезы или накосо срезанного патрубка.
Прямую промывку осуществляют подачей промывочной жидкости к пробке через спущенную в скважину колонну промывочных труб. При этом материалы, составляющие размываемую пробку, выносятся на поверхность по кольцевому пространству между эксплуатационной колонной и колонной промывочных труб.
Колонну труб привинчивают к вертлюгу, который, в свою очередь, подвешивают на крюк талевой системы. Вертлюг соединяют гибким шлангом со стояком, к которому от насоса подводится промывочная жидкость.
Прямая промывка наиболее эффективна при удалении крепких пробок. Ее недостатком является необходимость обеспечения значительного расхода промывочной жидкости, так как подъем жидкости происходит по кольцевому пространству, площадь поперечного сечения которого велика, а следовательно, скорость подъема жидкости незначительна. Для эффективного удаления песка необходимо, чтобы скорость подъема жидкости превышала скорость падения частиц песка в жидкости. Последовательность операций при прямой промывке следующая.
При подготовительных работах у устья скважины устанавливают агрегат подземного ремонта (или оснащают стационарную эксплуатационную вышку талевой системой), монтируют стояк, устанавливают промывочный агрегат, технологические емкости, оборудуют устье скважины головкой, соединяют трубопроводами все узлы и агрегаты.
После этого спускают колонну промывочных труб таким образом, чтобы насадка, установленная в их нижней части, находилась не выше 10 м от начала пробки. Далее соединяют колонну труб с вертлюгом и включают насос промывочного агрегата. После создания циркуляции промывочной жидкости, т. е. появления потока жидкости из трубопровода, соединенного с кольцевым пространством между эксплуатационной и колонной промывочных труб, начинают с помощью подъемника опускать в скважину колонну промывочных труб. Спуск проводят на минимальной скорости, следя за тем, чтобы колонна промывочных труб не встала на пробку, и одновременно следят за показаниями манометра, установленного на нагнетательной линии промывочного насоса.