Методы регулирования режима работы скважин

Регулирование
работы фонтанных скважин

Чтобы
выдержать определенный дебит фонтанной
скважины необходимо

регулировать
степень использования пластовой энергии,
поступающей на забой. Такое регулирование
может быть достигнуто двумя способами:

1. создание
   противодавления на устье;

2. создание
   некоторого перепада давления у башмака
   подъемных труб.

Противодавление
как на устье так и у башмака подъемных
труб может быть создано путем установки
диафрагмы с отверстием — штуцер. Меняя
проходное сечение штуцера можно изменять
в условиях данной скважины отбор жидкости
и газа из пласта.

Противодавление
на устье можно создать также направив
фонтанную струю в особую емкость-
газосепаратор, в котором газ отделяется
от нефти и где можно поддерживать
некоторое повышение давления.

Широкое
применение забойные штуцера не получили
из-за несовершенства их конструкций,
вследствие чего затрудняется их смена
и регулирование. Поэтому регулирование
проводится в основном штуцерами,
установленными на поверхности.

Для
замены штуцера скважину останавливают,
разряжают (снижение давление до
атмосферного) в дренажную систему
избыточное давление в линии и затрубе,
выкручивают штуцерную камеру, выкручивают
щтуцер, закручивают другой. Вставляют
обратно штуцерную камеру, запускают
скважину в работу. Если применяется
двухструнная конструкция фонтанной
арматуры, то замена сужающего устройства
проводится без остановки скважины с
переводом фонтанной струи с рабочей
струны на запасную.

Нормальная
эксплуатация фонтанной скважины
заключается в получении максимального
дебита при небольшом газовом факторе,
наименьших количествах воды и песка,
бесперебойном фонтанировании.

При наблюдении
за работой фонтанной скважины и ее
обслуживании замеряют буферное и
затрубное давления, рабочие давления
на замерных установках, определяют
дебит нефти, содержание воды и песка в
продукции скважины. Кроме того, проверяют
исправность устьевого оборудования,
выкидных линий, скребков, применяемых
для борьбы с образованием отложений
парафина. Желательно все ремонтные
работы с образованием отложений парафина
проводить без остановки скважины.

Регулирование и управление работы установок эцн

Станция
управления
УЭЦН или комплектное устройство
обеспечивает включение установки,
самозапуск после появления исчезнувшего
напряжения и аварийное отключение
(перегрузки (клин), короткое замыкание,
недостаточность притока). Станция
управления при помощи специального
переключателя дает возможность установить
три режима управления:

1. ручной-
   при котором вручную останавливают и
   запускают ПЭД;

2. автоматический,
   при котором
   отключает ПЭД при значительном уменьшении
   подачи жидкости и последующего его
   включения через заданный интервал
   времени от нескольких минут до 10 часов,
   а также самозапуск после кратковременного
   перерыва подачи электроэнергии;

3. программный,
   при котором жидкость откачивается
   периодически от 2 до 20 часов и отключение
   ПЭД происходит либо при срабатывании
   защиты срыва подачи (ЗСП) и последующее
   включение через заданный интервал
   времени, либо через установленное время
   отключения ПЭД и соответствующее
   включение его через определенный
   интервал времени. Этот режим управления
   считается аварийным режимом и применим
   для слабоприточных скважин.

Все
установки должны запускаться оператором
только в ручном режиме и при снижении
пусковых токов, достижения параметров
нормальной работы установки переводиться
либо в автоматический режим, либо в
программный.

Отключение
УЭЦН по недогрузу и перегрузу.

Станция
управления или комплектующее устройство
предусматривает определенные

защиты
в работе погружного оборудования:

—
защита срыва подачи ЗСП—
отключение ПЭД при снижении его рабочих
нагрузок на

определенную
величину (выбирается в зависимости от
газосодержания смеси в

затрубном
пространстве);

—
защита по перегрузу ЗП- отключение
ПЭД при повышении его рабочих нагрузок
на

определенную
величину (короткое замыкание, клин
насоса).

Если
блокировка защиты ЗСП деблокируется
автоматически после определенного
времени (время самозапуска), то деблокировка
ЗП проводится вручную электромонтером
по обслуживанию наземного оборудования.

На
скважинах, оборудованных УЭЦН, в ОАО
«Сибнефть –Ноябрьскнефтегаз»

применяются
следующие типы станций управлений и
комплектных устройств:

—
ШГС -5804 до 55% старого фонда ;

• «
  Электон»;

• «Борец»;

• «Центрилифт»;

• «REDA».

Современные
станции управления комплектные устройства
оснащены приборами,

регистрирующими
работу установки.

При
подборе УЭЦН руководствуются паспортной
характеристикой насоса – зависимостями
напора Н, потребляемой мощности N
и КПД от подачи насоса Q
.

На
практике не всегда удается подобрать
насос с характеристикой, точно
соответствующей характеристике скважины.
Часто приходиться прибегать к
искусственному регулированию работы
насоса, например к ограничению его
подачи. В промысловых условиях подачу
насоса можно ограничить при помощи
штуцера, но этот способ имеет существенные
недостатки:

• резко
  снижает КПД насоса;

• устье
  скважины необходимо оборудовать
  арматурой повышенно давления;

• увеличивается
  осевая нагрузка на вал и рабочие колеса.

Запуск
и вывод УЭЦН на постоянный режим работы.

Запуск и вывод
УЭЦН на постоянный режим работы
производится под контролем мастера по
добыче нефти и газа (технолога) пусковой
бригадой в составе : оператор по добыче
нефти и газа не ниже 4 разряда, электромонтер
по эксплуатации наземного оборудования
(НЦБПО ЭПУ).

Перед
запуском установки пусковая бригада
обязана :

• ознакомиться
  с данными о скважине и УЭЦН по записям
  в эксплуатационном паспорте;

• проверить
  оснащенность скважины обратным клапаном
  между затрубным пространством и выкидной
  линией, патрубком для отбивки уровня
  жидкости в затрубном пространстве,
  манометрами на буфере, выкидной линией
  в затрубном пространстве.

Оператор по
добыче нефти и газа с помощью приборов
определяет перед запуском статический,
а после запуска динамичесий уровни в
скважине с записью в эксплуатационном
журнале УЭЦН, проверяет исправность
замерной установки и пробоотборника,
состояние задвижек на выкиде, в затрубном
пространстве и на ЗУГе.

Электромонтер
НЦБПО ЭПУ проверяет сопротивление
изоляции системы * кабель – двигатель*
( что должно быть не менее 5 МОм ),
соответствие наземного оборудования
спущенному ПЭД, работоспособность
станции управления, защиты от замыкания
на землю, заземление, фазировку кабеля,
производит предварительную настройку
защит: ЗСП – 2,5 ; ЗП – по номинальному
току.

При величине
сопротивления изоляции системы * кабель
– двигатель * менее 5 МОм запуск
ЗАПРЕЩАЕТСЯ.

Электромонтер
НЦБПО ЭПУ по команде оператора по добыче
нефти и газа производит запуск УЭЦН в
работу. Правильность вращения установки
проверяется по величине подачи насоса,
буферного давления, рабочего тока
электромонтером и оператором совместно.

Подача УЭЦН
на выкиде скважины должна появиться за
определенное время после запуска в
зависимости от типоразмера установки,
диаметра НКТ и статического уровня при
минимальной производительности насоса,
ниже которой эксплуатация УЭЦН ЗАПРЕЩЕНА.
Время появления подачи можно определить
из таблиц инструкции по выводу на режим.
В том, что установка подает можно
убедиться по росту Рбуф закрытием
линейной задвижки.

Если подача
не появилась, то дальнейшие работы по
запуску установки прекращаются. Данный
факт сообщается в ЦДНГ и НЦБПО ЭПУ для
принятия решения по дальнейшим действиям.

После появления
подачи на устье производится опрессовка
НКТ на герметичность, для чего закрывается
линейная задвижка и по достижении
буферного давления 4,0 Мпа (40 кгс/см2)
установка отключается. При герметичности
НКТ и обратном клапане, установленном
выше НКТ, темп падения буферного давления
не должен превышать 10% за одну минуту.

Если НКТ
герметичны, установка запускается и
производится отбивка уровня жидкости
в затрубном пространстве через каждые
15-30 минут работы с замером ее
производительности на ЗУГе в зависимости
от типоразмера установки. В первый час
работы установки проводится обкатка
ПЭД с последующим его охлаждением.
Дальнейший вывод на режим производится
согласно «регламента вывода на режим».

Установка
считается выведенной на режим, если
стабилизировался (не изменяется)
динамический уровень, достигнута
устойчивая подача в соответствии с
паспортными характеристиками и получена
пластовая продукция.

Если в процессе
ВНР динамический уровень не стабилизируется,
то необходимо добиться снижения
динамического уровня до максимально-допустимого
динамического уровня для данного
типоразмера и отключить УЭЦН, после
чего необходимо дождаться восстановления
статического уровня до величины 0,5
максимально-допустимого динамического
уровня, после чего УЭЦН запускается.
Откачка до максимально-допустимого
снижения динамического уровня
поддерживается в течение 3 циклов и если
приток из пласта недостаточен для
охлаждения ПЭД, установка останавливается
для принятия решения. При условии, что
приток из пласта достаточен для охлаждения
ПЭД и снижение динамического уровня
происходит с замедлением, установка
оставляется в работе с штуцером.

Проверка
правильности подбора диаметра штуцера
осуществляется замером динамического
уровня (результаты трех замеров через
30минут должны быть одинаковы).

Все данные
замеров, расчетов, полученных в процессе
ВНР, заносятся в паспорт УЭЦН.

В процессе
эксплуатации:

Участки
проката не реже 1 раза в квартал производят
профилактический осмотр наземного
электрооборудования и площадки
обслуживания под него, состояние
заземления, проверяют показания приборов
и параметры защиты ЗП, ЗСП в СУ. Все
данные записываются в журнал выполнения
заявок и при необходимости передаются
в технологическую службу ЦДНГ для
принятия мер по устранению нарушений,
допущенных службами ЦДНГ.

ЦДНГ
не реже 1 раза в неделю производит замер
Qж,
Нд, Рб, Рз, Рл, замер напряжения и силы
тока электродвигателя, один раз в месяц
анализ проб на КВЧ. В случае изменения
режима производить внеочередные
повторные измерения.

Не реже 1 раза в
год ЦБПО ЭПУ по графику, согласованному
с ТПДН, производит ППР и наладку наземного
электрооборудования УЭЦН в объеме «
Регламента работ на ППР и наладку СУ,
ТМПН».

В случае
остановки УЭЦН в процессе эксплуатации
( снижение сопротивления изоляции
системы * ПЭД – кабель * , отключение
защитой ЗП, ЗСП, неисправность наземного
электрооборудования ) ЦДНГ передает
заявку в ЭПУ для выяснения причины
остановки. Заявка выполняется в ЦП ЭПУ
не позднее 2-х часов от заявленного
времени. В случае отключения УЭЦН защитой
ЗП, ЗСП ЦДНГ совместно с ЦП ЭПУ определяют
причины остановки.

В случае остановки
группы кустов скважин УЭЦН из-за
аварийного отключения электроэнергии
технологическая служба ЦДНГ организует
и координирует совместную работу служб
ЦП ЭПУ и СЭН (МЭН) по своевременному
пуску установок после подачи электроэнергии.

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]

• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #

Регулирование — режим — работа — скважина

Cтраница 1

Регулирование режима работы скважины и оборудования осуществляется путей изменения числа и длины качаний балансира, а исследование — с помощью переносного динамографа, эхолота или с помощью глубинных приборов, спускаемых через затрубное пространство.
 [1]

Регулирование режима работы скважины и оборудования осуществляется путем изменения числа и длины качания балансира, а исследование — с помощью переносного динамографа, эхолота или с помощью глубинных приборов, спускаемых через затрубное пространство.
 [2]

Регулирование режима работы скважины осуществляется дросселированием потока рабочей среды путем изменения площади кольце — jBoro прохода.
 [3]

Для регулирования режима работы скважины предусмотрены угловые регулируемые штуцера.
 [4]

Для регулирования режима работы скважины предусмотрены угловые регулируемые штуцеры.
 [6]

Для регулирования режима работы скважины предусмотрены два угловых регулируемых штуцера.
 [7]

Для регулирования режима работы скважины на выкидных линиях после задвижек устанавливают штуцеры — насадки с относительно небольшим проходным сечением. Конструктивно штуцеры подразделяются на два типа — с нерегулируемым и регулируемым сечениями. Штуцеры первого типа просты по конструкции, в промысловых условиях их изготавливают из стального патрубка, которому придается форма усеченного конуса. Такой штуцер можно быстро вставить в соответствующее гнездо, где он прочно закрепляется под действием одностороннего давления газа. Диаметр отверстия в штуцере может быть от 2 3 до 20 мм и более. Чем меньше отверстие, тем большее сопротивление создает штуцер на пути движения газа, тем выше будет буферное и забойное давление скважины и тем меньше, следовательно, ее дебит.
 [8]

Для регулирования режима работы скважины предусмотрен штуцер. Контроль проводится по показаниям манометров на буфере и после дросселя.
 [10]

Для регулирования режима работы скважины предусмотрен штуцер сураханского типа, который при необходимости можно заменить угловым регулируемым штуцером. В данном случае режим работы скважины регулируют путем изменения площади кольцевого прохода между насадкой и наконечником. Контроль проводится по показаниям манометров на буфере и после дросселя. Наличие двуокиси углерода в среде приводит к интенсивной коррозии и выходу из строя нефтепромыслового оборудования.
 [11]

Для регулирования режима работы скважины предусмотрены угловые регулируемые штуцера.
 [12]

Для регулирования режима работы скважины на выкидных линиях после задвижек устанавливают штуцеры-насадки с относительно небольшим проходным сечением. Конструктивно штуцеры подразделяются на два типа-с нерегулируемым и регулируемым сечениями. Штуцеры первого типа просты по конструкции, в промысловых условиях их изготавливают из стального патрубка, которому придается форма усеченного конуса. Такой штуцер можно быстро вставить в соответствующее гнездо, где он прочно закрепляется под действием одностороннего давления газа. Диаметр отверстия в штуцере может быть от 2 3 до 20 мм и более. Чем меньше отверстие, тем большее сопротивление создает штуцер на пути движения газа, тем выше будет буферное и забойное давление скважины и тем меньше, следовательно, ее дебит.
 [13]

Центральный газосборный пункт служит для регулирования режима работы скважин, замера дебита скважин, сепарации и сбора конденсата, осушки газа.
 [14]

Регулирующие устройства ( дроссели) предназначены для регулирования режима работы скважин.
 [15]

Страницы:  

   1

   2

   3

3.2
Расчеты по подбору оборудования и
установлению режима работы фонтанных скважин. Методы регулирования работы
фонтанных скважин

      
При рассмотрении кривых мы видели, что сумма потерь при постоянном расходе
жидкости и газа зависит от диаметра подъемных труб. Чем меньше диаметр, тем
больше потери на трение и, наоборот, чем больше диаметр, тем больше потери на
скольжение.

Из
частного примера (рис. 3.3) мы видели, что при постоянном расходе жидкости в
1.6 л/сек и газа в 15 л/сек минимальные потери имели место при движении смеси
по 2¹/₂» трубе.

    
Отсюда можно сделать вывод, что для любого расхода жидкости и газа можно
подобрать такой диаметр труб, при котором потери будут минимальными.

Установлено,
что по мере подъема газированной смеси от забоя к устью потери напора меняются.
В верхней части колонны подъемных труб при одинаковом диаметре потери всегда
больше, чем в нижней части. Существуют определенные наивыгоднейшие скорости,
при которых потери будут минимальными.

Для
поддержания оптимальных скоростей по всей длине фонтанных труб необходимо,
чтобы диаметр фонтанных труб был переменного сечения. Практически колонну с
непрерывно увеличивающимся кверху диаметром сделать невозможно. Поэтому принято
в случае надобности спускать ступенчатую колонну труб, т. е. вверху помещать
трубы большего диаметра, а ниже трубы меньших диаметров. Такая конструкция
имеет то неудобство, что исключает возможность поршневания для возбуждения
фонтана с глубины ниже большего (верхнего) диаметра труб.

Преимущества
применения фонтанных труб заключаются в следующем:

1) возможность регулирования скорости движения струи вверх;

2) уменьшение   потерь  от  скольжения;

3) фонтанирование   происходит длительное   время и спокойно, без обычных
перебоев, наблюдаемых при фонтанах через обсадные трубы;

4) уменьшение веса столба смеси нефти и газа, вследствие чего фонтанирование может
происходить при меньшем пластовом давлении.

Выбор
диаметра фонтанных труб

   
Фонтанный способ эксплуатации является наиболее экономичным. Поэтому необходимо
стремиться к продлению этого периода.

Обычно
в первоначальный период работы фонтанной скважины количество энергии,
поступающей из пласта, значительно больше потребной для подъема жидкости даже
при минимальном газовом факторе. С течением времени этот избыток энергии
уменьшается, и наступает момент, когда вся поступающая из пласта энергия
расходуется на подъем жидкости. Это — момент окончания фонтанирования скважин.

   
Для увеличения периода фонтанирования необходимо подобрать фонтанные трубы
такого размера, который обеспечивал бы работу по подъему в конце фонтанирования
при максимальном к. п. д. Другими словами, фонтанный подъемник должен быть
рассчитан на условия, соответствующие концу фонтанного периода (дебит, давление
у башмака, газовый фактор). Эти величины могут быть получены на основе данных по
скважинам, ранее вступившим в эксплуатацию.

Путем
соответствующих вычислений можно составить графики изменения во времени
удельного расхода газа, необходимого для подъема жидкости, газового фактора и
дебита скважины. Пересечение кривых удельного расхода и газового фактора
соответствует тому времени, когда скважина должка прекратить фонтанирование.
Зная время, по графику можно определить ожидаемый дебит в конце фонтанирования.

  
Фонтанные трубы в целях создания оптимальных условий движения смеси от забоя до
устья необходимо спускать до самого забоя. На практике же трубы спускают до
верхних отверстий фильтра из опасения, что они могут быть разъедены песком,
поступающим из отверстий фильтра. При отсутствии такой опасности фонтанные
трубы спускают до середины фильтра.

Диаметр
подъемника определяется из условий работы его при режиме к.п.д.=макс по
формуле, выведенной А. П. Крыловым на основании исследований:

(3.14)

где
Q — дебит скважины в т/сутки в конце фонтанирования;

Р₁— давление у башмака в ата в конце фонтанирования:

у — относительный удельный вес жидкости; P₂ — давление на устье в ата
в конце фонтанирования;

L — длина фонтанных труб в м.

Если
полученный размер не совпадает со стандартным, то берут трубы ступенчатые,
состоящие из двух размеров, внизу меньший размер, вверху больший. Количество
труб того и другого размера определяют пропорционально разности диаметров:

где
Н — место   перехода от одного  диаметра к другому от устья в м.

L — длина колонны в м.

d — диаметр, полученный по расчету, в дюймах; dl и d2 — ближайшие стандартные  размеры
труб в дюймах,   причем d2>d>d1.

Прежде
чем остановиться на каком-нибудь размере, необходимо проверить возможность
спуска таких труб в скважину.

В
условиях эксплуатации скважин, когда не исключена возможность образования
песчаной пробки и прихвата фонтанных труб, максимальный диаметр спускаемых в
скважину труб в той части колонны, где возможен прихват, не должен превышать:

в
5″ скважине   ………….. 2¹/2″

в 6″
скважине     ………….. 3″

в
7″ и 8″ скважина ………. 4″

Рассмотрим графический способ выбора оборудования и режима эксплуатации фонтанных скважин.  Этот способ имеет большое
значение при вводе в разработку
новых месторождений, так как на действующих, где в скважинах уже имеются подъемники определенного
диаметра, режим их эксплуатации устанавливают
опытным путем, изменяя диаметр штуцера. Но и в последнем случае графическим
способом можно определить необходимый диаметр НКТ, при котором увеличится дебит
скважин или продлятся сроки фонтанирования.

При расчетах используют номограммы типа представленной на
рис. 3.6 построенные
для труб неодинакового диаметра при разных обводненностях продукции (в условиях
эксплуатации месторождений с поддержанием пластового давления при р₃>р_н
газовый фактор не зависит от дебита скважин). С помощью градиентных кривых строят характеристические
кривые подъемника (зависимость
давления на башмаке подъемника от его дебита при фиксированных давлениях на устье) для диаметров
труб, которые предполагают использовать при разработке месторождения. Для упрощения длину подъемника L принимают постоянной (например, равной
минимальному расстоянию от устья до верхних отверстий фильтра). В глубоких скважинах для установления
дебита системы скважина — подъемник пластовое и
забойное давления приводят к уровню L.

       
Характеристические кривые подъемника приведены на рис. 3.7 для давлений на устье р_у, р_У2 и р_у3.
На рис. 3.6 показано построение такой кривой для давления р_у1. Зная р_у1 по кривой при дебите Q₁ определяют давление p₆₁ на башмаке подъемника, находящемся от устья на расстоянии L
(см. рис. 3.6). По координатам Q₁ и р_б1
на рис. 3.7 наносят точку1. Затем на графике
(см. рис. 3.6) находят давление на башмаке
р_б2 для дебита Q₂ и наносят точку 2 (см.
рис. 3.7). Таким образом определяют точки для дебитов Q₃, Q₄, Q₅. Соединяя их, получают характеристическую кривую
подъемника при давлении на устье р_у1. Такие кривые строят для подъемников разного диаметра при различных
устьевых давлениях.

Рис. 3.6 — Расчетные кривые распределения давления вдоль лифта

Рис. 3.7 — Характеристические кривые подъемника (d=const, L=const)

 Выбор диаметра фонтанных труб

На одном и том же месторождении дебиты скважин могут
сильно различаться вследствие:

1)  большой неоднородности
продуктивного пласта;

2)  несколько продуктивных объектов,
неравномерно распространенных по
площади, эксплуатируются скважинами
совместно

Для обеспечения заданных
отборов спускают НКТ разного диаметра. Диаметр фонтанных труб определяют с помощью графика характеристических кривых газожидкостного подъемника (рис. 3.7), построенных
для диаметров труб, предполагаемых
использовать в процессе разработки месторождения. Кривые строят при минимальном устьевом давлении,
обеспечивающем транспорт продукции
скважин к сборному пункту. На этом же графике строят индикаторные
кривые продуктивного пласта:

1) На оси ординат откладывают данные пластового давления р_{пл ,} 
приве­денного   к   уровню  
башмака   подъемника,   и   забойное   давление     р_з , предусмотренное
проектом   разработки.

2) На уровне р₃ проводят
горизонтальную линию, точки пересечения которой с   характеристическими   кривыми   соединяют   с   точкой  р_пл  
прямыми линиями,  называемыми      индикаторными.     

Точки      пересечения индикаторных линий и
характеристических кривых определяют условия совместной работы пласта и газожидкостного подъемника. Из рис. 3.8 видно, что, чем больше коэффициент
продуктивности скважин К, тем больше диаметр подъемника.

Пусть для оборудования фонтанных скважин на месторождении планируют
использовать трубы условных диаметров, указанных на рис. 3.9. По данным исследования скважины с помощью
аппаратуры комплекта испытательных инструментов (КИИ) определяют коэффициент продуктивности
К.

1)    Если он меньше или равен K₁, то в скважину спускают трубы
диаметром d=60 мм;

2)    если К₁<К<К₂
,то d=73 мм;

3)    при К₂<К<К₃
диаметр d=89 мм.

Если коэффициент продуктивности скважины больше Кз, то
допустимый
отбор не обеспечивается подъемником с условным диаметром 89 мм. По­
этому следует использовать трубы большего
диаметра или эксплуатировать
скважину по кольцевому пространству.

Рис. 3.8 — Кривые зависимости давления отдебита (к определению диаметра лифта)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к технике добычи нефти и может быть использовано в нефтяной промышленности для поддержания стационарного режима работы скважины в процессе добычи нефти.

Известен способ фонтанной добычи нефти, заключающийся в том, что измеряют устьевое и затрубное давление в скважине, открывают нефтепровод при повышении, по меньшей мере, одного из этих давлений до соответствующего верхнего предельного значения, а перекрывают его при понижении, по меньшей мере, одного из этих давлений до соответствующего нижнего предельного значения, а указанные предельные значения устьевого и забойного давлений выбирают из условия создания оптимального забойного давления, обеспечивающего максимальный дебит скважины и нефтеотдачу пласта (RU 2165517 С2, Е21В 43/00, Е21В 43/12, опубл. 20.04.2001 Бюл. №11). Однако указанный способ обеспечивает регулирование забойного давления скважины в относительно широком диапазоне предельно допустимых значений, не решает задачи поддержания оптимального забойного давления, обеспечивающего максимальный дебит скважины. Так например, при повышении устьевого давления значительно выше верхнего предельного значения соответственно повышается забойное давление, уменьшается депрессия и приток флюида в забой, снижается дебит и стимулируется переход скважины на периодический режим работы. При этом погружной насос работает в повторно-кратковременном режиме, что сокращает срок его эксплуатации. Способ целесообразно использовать лишь для малодебитных скважин, работающих в периодическом режиме эксплуатации, что резко ограничивает область его применения.

Известен способ оптимизации работы нефтяной скважины с одновременным измерением ее дебита, использующий запорные органы, каждый из которых выполнен в виде клапана с регулируемой пропускной способностью (RU 49102 U1, Е21В 43/00, опубл. 10.11.2005 Бюл. №31). Недостатком способа является его низкая надежность, связанная с использованием большого количества контрольно-измерительных и регулирующих элементов.

Известен способ эксплуатации малодебитной скважины электронасосом с частотно-регулируемым приводом, основанный на периодическом повторении циклов, включающих запуск насоса при увеличивающейся частоте питающего напряжения и подачу жидкости насосом при заданной частоте, причем после достижения заданной величины давления в колонне труб в текущем цикле уменьшают частоту питающего напряжения до прекращения подачи насоса, с последующим поддержанием для обеспечения притока жидкости из пласта максимальной частоты, при которой насос не возобновляет подачу, а после достижения в процессе притока предусмотренной величины давления на приеме насоса цикл повторяют, восстанавливая подачу насоса переводом его на повышенную частоту, причем в фазе притока текущего цикла осуществляют модуляцию частоты напряжения питания электронасоса в области значений частоты, соответствующих изменяющимся в процессе притока параметрам насоса при прекращении и возобновлении подачи (RU 2119578 С1, Е21В 43/00, опубл. 27.09.1998). Однако недостатком способа является сложность и высокая стоимость оборудования, которая, как правило, сопоставима со стоимостью насосной установки, спущенной в скважину.

В техническом отношении указанный способ является наиболее близким предлагаемому изобретению и принят за прототип.

Перед изобретением была поставлена задача расширения потребительских свойств, повышения надежности и эффективности эксплуатации скважины, увеличения срока эксплуатации оборудования, в том числе, установки электроцентробежного насоса (УЭЦН).

Техническим результатом изобретения является расширение потребительских свойств, повышение надежности и эффективности эксплуатации скважины,. увеличение срока эксплуатации оборудования, в том числе УЭЦН.

Технический результат достигается за счет того, что в способе эксплуатации скважины электронасосом, включающим измерение давления в скважине на приеме электронасоса и поддержание заданной величины давления в колонне труб, в качестве электронасоса используют установку электроцентробежного насоса (УЭЦН), поддержание заданной величины давления в колонне труб осуществляют изменением буферного давления на устье скважины посредством автоматического изменения местного гидравлического сопротивления регулируемого дросселя пропорционально-интегрально-дафференцирующим (ПИД) регулятором на основании данных термоманометрической системы о давлении столба добываемой жидкости на приеме УЭЦН, при этом алгоритм ПИД — регулятора встроен в программное обеспечение станции управления установкой электроцентробежного насоса, регулируемый дроссель установлен после линейной задвижки устьевой фонтанной арматуры, а погружной блок термоманометрической системы выполнен моноблочно с УЭЦН.

На чертеже условно показано устройство регулирования режима работы скважины, оборудованной установкой электроцентробежного насоса.

Устройство регулирования режима работы скважины 1, посредством которой осуществляют добычу жидкости из продуктивного пласта 2, содержит погружной электродвигатель 3, центробежный насос 4, кабельную линию 5, погружной блок 6 термоманометрической системы, станцию управления 7, колонну 8 насосно-компрессорных труб, манометр 10 для измерения буферного давления, буферную задвижку 11, линейную задвижку 12, регулируемый дроссель 13, манометр 14 для измерения линейного давления, электропривод 15, линию связи 16, линию обратной связи 17, источник электропитания 18.

Способ регулирования режима работы скважины, оборудованной УЭЦН, реализуют следующим образом.

УЭЦН включает погружной электродвигатель 3, приводящий в движение центробежный насос 4, откачивающий пластовую жидкость из скважины 1 в выкидную линию с регулируемым дросселем 13. Для обеспечения уровня И, соответствующего оптимальным условиям работы УЭЦН, необходимо на приеме центробежного насоса 4 поддерживать давление пластовой жидкости в определенных, достаточно узких пределах. Для поддержания в указанных пределах уровня пластовой жидкости в скважине 1 предназначен регулируемый дроссель 13. Поддерживать в заданных пределах давление пластовой жидкости необходимо в связи с тем, что длительная работа УЭЦН при низких или высоких давлениях пластовой жидкости приводит к выходу ее из строя и поэтому недопустима.

Постоянным уровень h пластовой жидкости в скважине 1 поддерживают автоматическим способом. В автоматическом режиме информация с установленного на приеме центробежного насоса 4 в верхней его части погружного блока 6 термоманометрической системы поступает по кабельной линии 5 на станцию управления 7, которая вырабатывает управляющий сигнал, передаваемый по каналу связи 16 на электропривод 15, приводящий в движение игольчатый запорно-регулирующий элемент (не показан) регулируемого дросселя 13. Игольчатый запорно-регулирующий элемент регулируемого дросселя 13 устанавливается в положение, изменяющее площадь дросселирующего отверстия и, соответственно, местное гидравлическое сопротивление, которое увеличивает или уменьшает его пропускную способность. Указанное приводит к соответствующему изменению в ту или иную сторону уровня пластовой жидкости h в скважине 1 и давления пластовой жидкости на приеме центробежного насоса 4.

Фактическое давление пластовой жидкости на приеме центробежного насоса 4 прямо пропорционально уровню пластовой жидкости в скважине 1. При понижении уровня h пластовой жидкости в скважине 1 регулируемый дроссель 13 по сигналу со станции управления 7, прошедшему по кабельной линии 5, уменьшает площадь проходного (дросселирующего) отверстия регулируемого дросселя 13 и, таким образом, сокращает поступление откачиваемой пластовой жидкости из скважины 1. Уровень пластовой жидкости в скважине 1 повышается и достигает заданной величины h, необходимой для оптимальной работы УЭЦН. С другой стороны, при повышении уровня пластовой жидкости в скважине 1 регулируемый дроссель 13 по команде со станции управления 7 увеличивает площадь дросселирующего отверстия и увеличивает поступление откачиваемой пластовой жидкости из скважины 1. Последнее приводит к снижению уровня пластовой жидкости и уменьшению давления на приеме центробежного насоса 4 УЭЦН.

Таким образом, регулируемый дроссель с высокой точностью поддерживает в скважине 1 оптимальный для УЭЦН уровень пластовой жидкости путем увеличения или уменьшения объемов ее отбора из скважины вплоть до полного перекрытия проходного отверстия. Совокупность существенных признаков предлагаемого изобретения позволяет получить заявляемый технического результат. К примеру, к повышению надежности и эффективности эксплуатации скважины, увеличению срока эксплуатации оборудования приводит работа УЭЦН в непрерывном режиме. При этом исключается необходимость работы УЭЦН в повторно-кратковременном режиме, увеличивающим энергозатраты и сокращающем срок эксплуатации оборудования. Излишними становятся и частотные преобразователи, предназначенные для изменения частоты электрического тока, питающего УЭЦН с целью изменения ее производительности. К расширению потребительских свойств и более точному поддержанию давления жидкости на приеме насоса приводит применение в качестве датчика давления термоманометрической системы, учитывающей кроме давления пластовой жидкости и температурные ее показатели. Расположение погружного блока термоманометрической системы моноблочно с УЭЦН способствует тому, что он оказывает меньшее сопротивление потоку пластовой жидкости в направлении устья скважины и, одновременно, не мешает ее проникновению на прием УЭЦН. Меньшее сопротивление потоку пластовой жидкости в направлении устья скважины способствует увеличению объема добываемой нефти и, таким образом, приводит к повышению эффективности эксплуатации скважины. Кроме того, в указанном случае параметры пластовой жидкости меньше влияют и на показания приборов. Все это положительно сказывается на режиме работы скважины. К тому же погружной блок подвергается менее агрессивному воздействию и разрушению со стороны окружающей среды, а именно, пластовой жидкости, содержащей различные механические включения. Указанное приводит к увеличению срока его эксплуатации. Известно, что высокая вязкость нефти значительно осложняет разработку нефтяной скважины и особенно затрудняет применение методов поддержания пластового давления. Поэтому использование игольчатого дросселя, главным достоинством которого является незначительное влияние вязкости на его характеристики, позволяет применять его на скважинах с высокой вязкостью добываемой нефти, что является признаком достижения технического результата, а именно, расширения потребительских свойств со стороны предлагаемого способа. Полезным свойством игольчатого дросселя является также плавное регулирование потока пластовой жидкости через проходное отверстие, что является признаком повышения надежности и эффективности эксплуатации скважины. Повышение эффективности эксплуатации скважины, поддержание с высокой точностью заданной величины давления в колонне труб достигается также и за счет использования ПИД-регулятора, алгоритм которого встроен в программное обеспечение станции управления 7. Применение ПИД-регулятора для формирования управляющего сигнала, необходимого для непрерывного управления, повышает точность и качество переходного процесса. Расположение регулируемого дросселя 13 после линейной задвижки 12 устьевой фонтанной арматуры повышает ремонтопригодность оборудования скважины, исключает воздействие на него со стороны пластовой жидкости после закрытия задвижки, повышает срок эксплуатации.

Таким образом, заявляемое техническое решение соответствует критериям патентоспособности изобретения: новизне, изобретательскому уровню, промышленной применимости.

1. Способ эксплуатации скважины электронасосом, включающий измерение давления в скважине на приеме электронасоса и поддержание заданной величины давления в колонне труб, отличающийся тем, что в качестве электронасоса используют установку электроцентробежного насоса (УЭЦН), поддержание заданной величины давления в колонне труб осуществляют изменением буферного давления на устье скважины посредством автоматического изменения местного гидравлического сопротивления регулируемого дросселя пропорционально-интегрально-дифференцирующим (ПИД) регулятором на основании данных термоманометрической системы о давлении столба добываемой жидкости на приеме УЭЦН, при этом алгоритм ПИД-регулятора встроен в программное обеспечение станции управления установкой электроцентробежного насоса, регулируемый дроссель установлен после линейной задвижки устьевой фонтанной арматуры, а погружной блок термоманометрической системы выполнен моноблочно с УЭЦН.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что регулируемый дроссель выполнен с запорно-регулирующим элементом игольчатого типа.

Изменение технологического режима эксплуатации скважин в процессе разработки

Технологический режим эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин, установленный на ранней стадии разработки с учетом определяющего на этой стадии фактора или сочетания факторов изменяется в процессе разработки месторождений. Изменения технологического режима обусловливаются либо изменением определяющего фактора, по которому устанавливался дан­ный режим, либо возникновением и влиянием новых факторов, которые на данном этапе разработки. Необходимость изменения установ­ленного технологического режима обусловливается изменением характеристик пласта и скважин в процессе разработки, проведением ремонтно-профилактических и интенсификационных работ.

Необходимость изменения режима работы скважин возникает:

I. Когда определяющим фактором является подошвенная вода и допустимая пре­дельная депрессия на пласт была выбрана для заданной начальной величины вскрытия пласта и положения газоводяного контакта. С изменением пластового давления и толщины газоносного пласта величина допустимой депрессии линейно умень­шается.

II. Когда определяющим фактором является близость контурных вод и когда критерием выбора режима могут служить несколько параметров, среди которых наиболее существен суммарный отбор газа из месторождения, в особенности с малыми запасами газа до прорыва воды в скважину.

В скважинах, располо­женных близко к контурной воде, ограничение депрессии с целью предотвраще­ния преждевременного прорыва воды является необходимым условием. Величина деп­рессии в приконтурных скважинах на каждом конкретном месторождении и в конкретной скважине выбирается расчетным путем, исходя из расстояния от забоя скважины до контакта газ-вода, коллекторских свойств пласта и их изменения в зоне от скважины до ГВК из-за изменения пластового давления и других геолого-промысловых пара­метров. При наличии нескольких пропластков с различными фильтрационными свойствами эти расчеты производят­ся по наиболее опасному с точки зрения быстрого прорыва контурной воды плас­ту.

III. Когда устойчивость породы к разрушению является основным фактором, кри­терий технологического режима эксплуатации скважин устанавливается в виде пос­тоянного градиента и его изменение в течение всего периода разработки не допус­кается. Если скважина вскрывает коллектор с весьма низкой устойчивостью пород к разрушению, то в процессе разработки требуется поддерживать его постоянным до тех пор, пока не будут проведены определенные мероприятия по предотвращению разрушения пласта.

В большинстве случаев в рыхлых коллекторах практически при любой величине градиента происходит разрушение пласта. Однако, при сравнительно продолжительной работе скважины на данном градиенте после выноса породы из зоны определенного радиуса распространения градиента разрушение пласта должно существенно замедляться в резуль­тате перемещения выбранного градиента от стенки скважины в глубь пласта и отсортировки выносимых частиц породы.

Изменение технологического режима эксплуатации скважин, установленного исходя из условия разрушения пласта при превышении допустимой величины градиента, может происходить при применении меха­нических или гравийных фильтров, проведении ремонтно-профилактических работ скважинного или устьевого оборудования и др.

IV.Когда основным фактором является условие вскрытия пласта и несовершенство скважины по степени и характеру, следует исходить из двух основных условий, которые связаны с необходимостью вскрытия скважины заданной про­мывочной жидкостью и дострел перфорированной части фильтра и уплотнения перфорации до ее оптимальной величины.

V.Когда основным фактором является наличие в составе газа коррозионно-активных компонентов, необходимость изменения технологического режима возникает начи­ная с момента, когда дальнейшее увеличение диаметра насосно-компрессорных труб невозможно. При этом скорость потока газа не должна превышать определенную величину в любом сечении ствола скважины. Превышение допустимой величины ско­рости потока в этом случае оценивается как снятие ограничивающего фактора процесса коррозии скважинного оборудования. Если в про­цессе эксплуатации скважины производится за­качка антикоррозионного ингибитора, то изменение технологического режима эксплуа­тации также становится необходимостью. Технологический режим эксплуатации сква­жины при постоянной скорости движения потока существенно влияющей на интенсивность коррозиии подлежит изменению и в тех случаях, когда необходимо поддержать определенное устье­вое давление и когда увеличение количества влаги в газе приводит к более интен­сивной коррозии оборудования. Как правило, в процессе разработки по мере снижения парциального давления коррозионно-активного компонента интенсивность коррозии снижается.

VI. Когда изменение технологического режима эксплуатации скважин обусловлено измене­нием параметров пласта в призабойной зоне в результате очищения или загрязнения его в процессе разработки. Происходящее изменение параметров призабойной зоны определяется периодическими исследованиями, проводимыми на скважинах. Часто на практике изменение установленного технологического режима происходит в скважинах, выносящих значительное количество жидких компонентов и твердых примесей при заданной конструкции скважины.

VII. Когда изменение технологического режима эксплуатации скважины связано с многопластовостью. Эти изменения обусловливаются степенью истощения от­дельных пластов в процессе разработки, применением системы одновременно-раз­дельной эксплуатации скважин, изменением схемы сбора, очистки и осушки газа на промысле, необходимостью проведения изоляционных работ на одном из пластов и т.д.

Когда технологический режим устанавливается, исходя из возможности образования гидратов. В этом случае выбранный технологический режим, обеспечивающий безгидратный режим эксплуатации скважины, должен быть изменен, если производится ингибирование продукции скважины в призабойной зоне пласта и в стволе.

IX.Когда изменение технологического режима работы скважины обуслов­лено накоплением и выносом столба жидкости или песчаной пробки на забое сква­жин.

В этом случае, когда дальнейшие изменения в конструкции фонтанных труб невозможно или нецелесообразно и поступающая из пласта конденсационная, пластовая вода или тяжелые компоненты углеводородов, переходящие в жидкое состояние в призабойной зоне и в стволе скважин, полностью не выносятся, процесс накопления песчано-жидкостного и жидкостного столба приводит к изменению технологического режима. Удаление столба жидкости производят путем: закачки в ствол скважины ПАВ; повышения депрессии и соответственно дебита скважин; изменения глубины спуска и диаметра насосно-компрессорных труб; установления нового технологического режима.

X. Когда изменение технологического режима эксплуатации обусловлено необходи­мостью поддержания определенной величины устьевого давления или его изменения.

В этом случае величина устьевого давления, а в некоторых случаях – давления в промысловом газосборном коллекторе требует изменения технологического режима по некоторым скважинам.

Время перехода от одного технологического режима к другому в основном зависит от фактора или сочетания факторов, по которым устанавливался данный технологи­ческий режим, от стадии разработки залежи и от условия сбора и транспорта газа.

Время, которое необходимо для изменения режима в зависимости от стадии разработки, диктуется темпом освоения рассматриваемого месторождения, потребностью народного хозяйства по меньшей мере в данном районе, т.е. годовыми отборами, продолжительностью нарастающей, постоянной и падающей добычи, с условиями сбора и подготовки газа, с переводом от одной системы осушки к другой, и с начальными дан­ными газопровода, соблюдение которых ставится весьма жестко.

Источник

Методы регулирования режима работы скважин.

Фонтанные скважины регулируются дросселированием. На выкиде устанавливаются регулируемый или не регулируемый дроссель – штуцер; ЭЦН – дроссель; ШГН изменяют производительность путём изменения длинны хода плунжера, а так же изменение числа качаний. Если изменение длины хода и числа качаний не позволяет отрегулировать производительность насоса, то скважину переводят на “режим”. Работа насоса прерывается с остановками на ожидание притока.

Устройство и назначение УЭЦН.

Предназначены для отбора значительно больших объёмов жидкости по сравнению с насосами ШГН. В установку ЭЦН входят: погружной электродвигатель; ПЭД – протектор – гидрозащиты; многоступенчатый центробежный насос; питание ПЭД по кабельной линии, спускаемой по наружной стенке НКТ, которые крепятся двумя хомутами – клямсами на каждой трубе. Над насосом в колонне НКТ находятся: обратный клапан и сливной сбивной клапан. Откачиваемая жидкость из скважины поступает на поверхность из колонны НКТ через устьевую арматуру АУЭЦН. УЭЦН управляется станцией управления. Эти установки просты в обслуживании. Межремонтный период работы УЭЦН в среднем более 700 суток. Скважинный насос имеет более 400 ступеней. На всосе насоса имеется фильтр – сетка, а в некоторых случаях сепаратор газа. ПЭД маслонаполненный герметизированный. Для предупреждения попадания пластовой жидкости в ПЭД под двигатель установлена гидрозащита (протектор), которая заполнена маслом. В ней поддерживается давление, превышающее давление жидкости в скважине. В ПЭД подаётся ток через трансформатор, в котором напряжение промысловой сети повышается (400 – 2000 вольт). Станция управления имеет приборы контроля, управления и защиты. Обратный клапан, установленный в НКТ удерживает жидкость в НКТ при остановке насоса. Сливной клапан необходим для освобождения труб от жидкости в процессе подъёма (перед подъёмом труб в НКТ через лубрикатор сбрасывают специальный лайнер (ломик), который ломает сливной клапан и освобождает отверстие, через которое вытекает жидкость). ЭЦН имеют производительность от 40 до 700 и более метров кубических в сутки с напором от 700 до 1800 метров. Персонал (операторы) контролируют работу УЭЦН.

Следующие параметры: 1) Количество откачиваемой жидкости;

2) количество воды в откачиваемой жидкости (обводнённость);

3)Динамический и статический уровни;

4)Давление буферное, затрубное, линейное;

5)Количество мех. примесей;

6)Сила тока и напряжение сети, величину сопротивления;

7)Время отключения и причина отключения.

Термические и химические методы обработки скважин.

Для очистки забоя, а так же НКТ от АСПО (асфальто — смолистых и парафиновых отложений), а так же от отложения солей проводятся термические и химические обработки. Термические:

электро обогрев; сжигание пороха; термохимические; закачка разогретых реагентов (нефти). Химические: кислотные; пенокислотные; закачка растворителей и ПАВ. Используемая техника: насосные агрегаты; ЦА (цементировочные агрегаты); кислотовозы; авто цистерны; передвижные паровые установки (ППУ); АДПМ (агрегаты депарофинизационные модернизированные). При проведении этих работ насосы и агрегаты устанавливаются не ближе 10 метров от устья скважины. ППУ, АДПМ, компрессоры – не ближе 25 метров. При этом вся техника устанавливается кабинами в противоположном от скважины стороне.

Понятия “авария, инцидент”.

В законе 116 “О промышленной безопасности опасных производственных объектов” даются понятия “авария, инцидент”. Авария – разрушение сооружений и (или) технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, неконтролируемый взрыв и (или) выброс опасных веществ. Инцидент – отказ или повреждения технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, отклонение от режима технологического процесса, нарушение положения закона 116, других федеральных законов и иных нормативных правовых актов РФ, а так же нормативных, технических документов, устанавливающий правила проведения работ на опасном производственном объекте. Например, открытый фонтан – а управляемое и контролируемое газоводонефтепроявление – инцидент.

Требования к ограждениям движущихся частей.

Если расстояние от ограды до движущих частей до 35 сантиметров устанавливается сплошное или сетчатое ограждение. Более 35 см. — перильное ограждения. Если высота ограждаемого оборудования до 1,8 м. устанавливают сплошное ограждения, если выше – сетчатое. Размер ячейки сетки не более 30*30 мм. Высота перил ограждения – не менее 1,25м. расстояние от земли до нижнего пояса не более 15см, расстояние между поясами не более 40 см. Между соседними стойками не более 2,5 м. Приводные ремни ограждаются перилами высотой не менее 1,5 м, зубчатые цепные передачи ограждают сплошными металлическими щитами. Выступающие движущиеся части станков и механизмов, вращающиеся соединения должны быть закрыты кожухами по всей окружности вращения. Станки – качалки должны быть установлены так, чтобы исключить соприкосновение движущихся частей с фундаментом или грунтом. Для обслуживания тормоза станка качалки устанавливается площадка с ограждением при нижнем положении головки – балансира расстояние между траверсой подвески полировочного штока и устьевым сальником должно быть не менее 20 см.

Перфорация скважин. Суть.

Перфорация – вторичное вскрытие продуктового пласта. Первичное вскрытие происходит в процессе бурения. Вторичное вскрытие осуществляется после спуска эксплуатационной колонны, ее цементирования, проведения окончательного каротажа. Наиболее распространённая кумулятивная перфорация. Перфорация производится кумулятивными перфораторами. Перфоратор устанавливается в нужном интервале, привязкой его к пласту при помощи репера, установленного в эксплуатационной колонне (на высоту равной 30-35м над продуктивным пластом) Обычно на погонный метр продуктивного пласта прожигается от 10 и более отверстий. В некоторых случаях ( некачественный цементаж колонны) перфорировать скважину кумулятивным зарядом опасно. При встряхивании колонны может разрушиться слабый цементный камень и появятся за колонные перетоки. В таких случаях производится гидропескоструйная перфорация (сверление, фрезерование). Перед вскрытием продуктивного пласта ствол скважины заполняют жидкостью глушения для того, чтобы исключить выход пластового флюида через устье скважины. Основными параметрами этой жидкости является плотность, вязкость, водоотдача. При кумулятивной перфорации необходимо строго выдерживать количество одновременно взрываемых зарядов, т.к. выделяемый газ при взрыве может разбавить раствор в скважине, уменьшив при этом противодавление на пласт. Может начаться перелив пластового флюида (ГНВП – газонефтеводопроявление).

Опора деревянной одностоечной и способы укрепление угловых опор: Опоры ВЛ — конструкции, предназначен­ные для поддерживания проводов на необходимой высоте над землей, водой.

Организация стока поверхностных вод: Наибольшее количество влаги на земном шаре испаряется с поверхности морей и океанов (88‰).

Общие условия выбора системы дренажа: Система дренажа выбирается в зависимости от характера защищаемого.

Источник