double arrow

Оборудование для одновременной раздельной эксплуатации

Одновременно-раздельная эксплуатация (ОРЭ) позволяет реализовать систему раздельной разработки объектов многопластового месторождения одной сеткой скважин, а также является одним из методов регулирования разработки месторождения при экономии ресурсов.

Схема ОРЭ пластов по назначению классифицируется на три группы:

1) ОРЭ пластов; 2) одновременно-раздельная закачка рабочей жидкости;

3) ОРЭ пласта и закачки рабочего агента.

Раздельно эксплуатируют пласты способами: 1) оба пласта фонтанным (фонтан-фонтан); 2) один пласт фонтанными, а другой – механизированным (фонтан-насос, причем это означает, что нижний пласт эксплуатируется фонтаном); 3) оба пласта механизированным (насос-насос).

Оборудование для ОРЭ пластов состоит из наземных и внутрискважинных узлов. Наземные узлы оборудования, так же, как фонтанная арматура, насосные установки и др. предназначены для герметизации устья скважин, передачи движения и обеспечения регулирования режимных параметров.

Подземные узлы обеспечивают герметизацию пластов, отбор (или закачку) заданного объема жидкости и его подъем на поверхность.

Серийно выпускаемое оборудование, обязательный элемент которого – пакер, обеспечивает возможность эксплуатации пластов по одной колонне труб.

Для скважин с добычей нефти по схеме фонтан-фонтан известны установки двух типов: с двумя параллельно расположенными рядами насосно-компрессорных труб типа УФ2П (УФЭ, УФП, УФП2) и с концентрически расположенными рядами НКТ – установка УВЛГ, применяемая также для внутрискважинной газлифтной эксплуатации.

Установки типа УФ2П (рисунок 11.4) предназначены для эксплуатации колонн диаметрами 116 и 168 мм с допустимыми сочетаниями условных диаметров НКТ первого и второго рядов 48х48, 60х60, 73х48 мм.

Рисунок 11.4 – Схема установки для раздельной эксплуатации двух пластов с двумя параллельными рядами труб по схеме фонтан-фонтан: 1 – пакер; 2 – насосно-компрессорные трубы; 3, 4 ‑ малогабаритные пусковые клапаны с принудительным открытие соответственно для первого и второго рядов труб; 5 – тройник фонтанной арматуры (для сообщения с затрубным пространством); 6 – двухрядный сальник; 7 – тройники для направления продукции в выкидные линии.

Для раздельной эксплуатации двух пластов по схеме фонтан – насос и насос ‑ фонтан выпускаются установки с использованием штангового скважинного насоса и погружного центробежного насоса. В установках штангового типа одна из параллельно спущенных колонн НКТ берется большого диаметра, допускающего спуск вставного насоса. Для того чтобы во время спуска или подъема колонны НКТ не происходило зацепления муфт, над ними устанавливаются конические кольца. Схема с применением погружного центробежного насоса представляет более сложную конструкцию подземного оборудования.

Для раздельной эксплуатации двух пластов по схеме насос-насос используются штанговые установки типа УГР на месторождениях с низким газовым фактором нижнего пласта, УНР – с резко отличающимися давлениями пластов и УГРП – с раздельной транспортировкой продукции каждого пласта.

Установка УТР (рисунок 11.5) состоит из наземного и подземного оборудования.

Наземное оборудование включает в себя оборудование устья и станок-качалку, применяемые при обычной добыче нефти скважинными штанговыми насосами из одного пласта. Подземное оборудование выпускается в невставном (рис. 11.5, а) и вставном (рис. 11. 5, б) исполнениях и включает в себя разобщающий пакер, нижний насос обычного типа ННСВ1 с замковой опорой или НСН2. Насос для эксплуатации верхнего пласта – специальный, имеющий неподвижный плунжер и подвижный цилиндр. Работа верхнего и нижнего насосов синхронна. Возвратно-поступательное движение от станка-качалки передается через колонну насосных штанг цилиндру верхнего насоса, а затем через специальную штангу – нижней колонне штанг и плунжеру нижнего насоса. Жидкость, подаваемая нижним насосом, проходит через продольный канал в посадочном конусе верхнего насоса и попадает в подъемные трубы над верхним насосом. Жидкость, откачиваемая верхним насосом, через полый шток, всасывающий и нагнетающий клапаны, поступает в колонну подъемных труб, где смешивается с жидкостью из нижнего пласта. Установки с использованием насосов типа НСН2 более производительны.

Рисунок 11.5 – Установки для ОРЭ двух пластов скважинами, оборудованными штанговыми скважинными насосами:

а – УТР невставного исполнения; б – УТР вставного исполнения;

в – 1УНР вставного исполнения; г – 1УНР невставного исполнения;

1 – оборудование устья; 2 – станок-качалка; 3 – верхний насос; 4 – опора;

5 – нижний насос; 6 – пакер; 7 – автосцеп; 8 – автоматический переключатель пластов

В установке типа 1УНР (рис. 11.5, г) при ходе плунжера вверх происходит заполнение цилиндра насоса сначала жидкостью пласта с меньшим давлением, а затем (после прохождения плунжером отверстия на боковой поверхности цилиндра) – жидкостью пласта с высоким давлением.

При ходе плунжера вниз жидкость обоих пластов нагнетается в НКТ. Поступление жидкости из верхнего и нижнего пластов, разобщенных пакером, на прием насоса через канал «б» (рис. 11.5, в, г) и на боковой поверхности через отверстие «а» регулируется с помощью переключателя пластов.

Установки УВКС-2Р, УВГК-2Р и УВК-2СР служат для одновременного раздельного нагнетания в пласты морской, речной, сточной и пластовых вод.

Несмотря на существенные достоинства ОРЭ широкого распространения не имеют.

ЛЕКЦИЯ 12. ЭКСПЛУАТАЦИЯ МАЛОДЕБИТНЫХ СКВАЖИН

С учетом уменьшения возможной производительности штанговых глубинных насосов все скважины с дебитом до 5 м3/сут при высоте подъема жидкости до 1400 м и с дебитом до 3 м3/сут при высоте подъема жидкости более 1400 м относятся к малодебитным. Основанием к выделению малодебитных скважин в особую группу явилась необходимость применения в таких скважинах специального малопроизводительного и облегченного оборудования, работающего по подобранному к каждой скважине режиму.

В категорию малодебитных скважин с дебитом жидкости до 5 м3/сут можно отнести значительную долю глубинно-насосного фонда на месторождениях России. Даже на залежах, приуроченных к высокопродуктивным коллекторам, примерно 20 – 30 % фонда добывающих скважин относится к малодебитным.

Задача поддержания оптимальных условий добычи нефти требует повышенного внимания к этой категории скважин. Дело в том, что большинство из них работает на непрерывном режиме, а часть фонда переводится на периодическую откачку, но нередко с режимом работы, не соответствующим рациональному.

Фонд малодебитных скважин требует для бесперебойного функционирования использование значительной доли людских и материальных ресурсов, которыми располагает нефтегазодобывающее предприятие. В связи с этим и с учетом особенностей деятельности предприятий в рыночных условиях необходимо постоянно совершенствовать методику выбора способов подъема скважинной продукции на дневную поверхность, режима работы установленного насосного оборудования, а также улучшать информационное обеспечение, необходимое для выбора и поддержания оптимальных условий эксплуатации малодебитных скважин.

Эксплуатация имеющегося в распоряжении предприятий объединения насосного оборудования в малодебитных скважинах характеризуется низкой производительностью. Насосы работают с малым коэффициентом подачи из-за низкого динамического уровня жидкости в скважинах, попадания большого количества газа в цилиндры насосов, а также из-за малого наполнения их откачиваемой жидкостью. Как следствие, ШСНУ быстро выходят из строя из-за преждевременного износа и разрушения оборудования.

Анализ технико-экономических показателей эксплуатации ШСНУ показал, что уменьшение коэффициента подачи ШГН в малодебитных скважинах от 0,4 до 0,2 и 0,1 приводит к существенному росту удельных затрат на подъем скважинной продукции. Так, например, расход электроэнергии на 1 т добываемой жидкости с уменьшением коэффициента подачи в указанных пределах увеличивается с 90 до 132 и 162 кВт/ч соответственно.

Некоторое возрастание коэффициента подачи ШГН обеспечивается прежде всего путем увеличения длины хода плунжера, затем изменением числа качаний головки балансира и, лишь в последнюю очередь, выбором насоса другого диаметра.

Из-за низкого коэффициента полезного действия установленного на малодебитных скважинах насосного оборудования, увеличения частоты подземных ремонтов в случае непрерывной эксплуатации, простоев скважин в ожидании ремонтов из-за перегруженности ремонтных бригад и ряда других осложнений приходится переводить эту категорию скважин на периодическую эксплуатацию, несмотря на очевидную потерю в добыче нефти.

Видно, что малодебитные скважины распределяются по интервалам изменения дебитов жидкости крайне неравномерно.

Следует отметить, что основную добычу нефти из малодебитных скважин, равную 95 – 96 %, дает группа скважин, дебиты которых изменяются в пределах от 2 до 5 м3/сут. На долю первой группы с дебитами от 0 до 1 м3/сут и второй группы скважин с дебитами от 1,1 до 2 м3/сут приходится всего 4 – 5 % объема добычи нефти из малодебитных скважин.


Понравилась статья? Добавь ее в закладку (CTRL+D) и не забудь поделиться с друзьями:  



Сейчас читают про: