Вывод скважины на режим с применением штуцера

• Необходимо отметить, что данный метод расценивается как второй по приоритетности после метода с использованием частотного преобразователя. В данном случае необходимо использовать регулируемый штуцер. Запрещается при изменении проходного диаметра сечения штуцера останавливать УЭЦН.
• По окончанию спуска, запустить насос на частоте 50 Гц. Регулируя штуцер, установить минимально приемлемую подачу, с целью предотвращения сгорания двигателя насоса (раздел VII настоящего регламента. Производить вывод скважины на режим через ЗУ в течении 24 часов, производя регулярные отборы проб жидкости для анализа. Каждый час производить замер дебита.

· Через 24 часа увеличить диаметр штуцера на 1/3 от разницы между начальным диаметром штуцера и внутренним диаметром НКТ.

Пример. Предположим, что производительность насоса была 50 м3/сут. при диаметре штуцера 8 мм. Внутренний диаметр НКТ – 62 мм. Разница составит: 62 – 8 = 56 мм. 1/3 разницы равна 18 мм. Следующий диаметр штуцера будет: 8 + 18 = 26.

• Опять производить вывод скважины на режим в течение минимум 8 часов или до тех пор, пока содержание твердой фазы не достигнет приемлемого уровня(0,1-0,15 г/л). Продолжать производить регулярные отборы проб жидкости для анализа.

· Через 8 часов, или тогда, когда концентрация твердой фазы станет приемлемой (0,1-0,15 г/л), увеличить диаметр штуцера на 1/3 от разницы между начальным диаметром штуцера и внутренним диаметром НКТ. Продолжать вывод скважины на режим в течение минимум 8 часов. Продолжать производить регулярные отборы проб жидкости для анализа. Не увеличивать диаметр штуцера, пока концентрация твердой фазы не будет незначительной (0,1-0,15 г/л).

· В конце процедуры по выводу скважин на режим убрать штуцер и запустить скважину в обычный режим работы. Продолжать производить регулярные отборы проб жидкости для анализа еще в течение минимум 8 часов.

Программа по испытанию скважины с использованием частотного регулятора и забойного датчика давления встроенного в УЭЦН, для определения коэффициента продуктивности пласта, параметров коллектора скважины и оптимальной компоновки насоса.

Программа разработана специалистами фирмы Шлюмберже для определения истинного коэффициента продуктивности пласта, параметров коллектора и оптимальной компоновки погружного оборудования на скважинах после проведения ГРП. Обязательным условием при проведении комплекса испытаний является наличие частотного регулятора числа оборотов погружного электродвигателя, исправная запорная арматура на скважине, исправное ЗУ на кусту и УЭЦН, снабженный системой телеметрии с индикацией показаний давления на приеме насоса в пределах 0- 200 кг/см2.

Максимальный дебит скважины будет установлен по максимальному значению частоты частотного регулятора, при которой давление на приеме насоса будет постоянно и больше давления насыщения на 20%- 30%(определяется для каждого конкретного случая геологами НГДУ).

До запуска скважины в программу испытаний необходимо произвести откачку раствора глушения, при этом рабочая частота двигателя не должна превышать 50Гц а давление на приеме насоса превышать давление насыщения.

10.1. Период откачки раствора глушения до начала испытаний должен быть 24 часа или достаточный для извлечения всего раствора глушения - определяется по методике изложенной в разделе III настоящего регламента.

10.2. Регистрируемые параметры в процессе откачки раствора глушения и периоды регистрации, приведены в таблице №7. Дополнительно к данным, которые необходимо регистрировать в процессе откачки раствора глушения, необходимо каждый час отбирать пробы скважинной жидкости на обводненность и КВЧ в течении первых восьми часов работы УЭЦН. После восьми часов работы пробы отбираются с периодичностью в два часа.

Таблица 7

Заключение об отказе, подъем УЭЦН и демонтаж УЭЦН

· Окончательное решение о подъеме УЭЦН принимает ведущий технолог ЦДНГ на основании данных паспорта установки, заполненного представителями ЦДНГ и «ЭПУ-Сервис» с указанием причины остановки. Остановка скважины по ГТМ производится только по согласованию с главным геологом или главным инженером НГДУ.

· Глушение скважин и подъем УЭЦН производится в соответствии с планом работ.

· При демонтаже по R=0 бригада ТКРС разбирает арматуру, производит замер изоляции только совместно с представителем «ЭПУ-Сервис», который и дает заключение на дальнейший подъем на одну-две НКТ или всей подвески с обязательной записью в оперативных документах и паспорте-формуляре.

· Бригада производит проверку изоляции кабеля до разбора арматуры, после разбора и через каждые 300 метров поднятых НКТ, с отметкой в эксплуатационном паспорте УЭЦН.

· При подъеме бригада ТКРС отмечает все случаи повреждений либо прогаров кабеля, повязывая эти места полосками ветоши. Отметки об этом делаются в эксплуатационном паспорте УЭЦН.

· При появлении сбивного клапана бригада должна прекратить подъем. Дальнейшие операции производятся только в присутствии представителя «ЭПУ-Сервис» или комиссии.

· При остановке из-за отсутствия подачи необходимо произвести прокрутку (запуск). УЭЦН на устье. Для этого после появления ловильной головки ЭЦН необходимо долить скважину до устья, запустить УЭЦН и убедиться в отсутствия подачи. Если подача есть - ввернуть в ловильную головку заглушку с манометром, вновь запустить УЭЦН и проверить развиваемое им давление. Результаты прокрутки записать в паспорт установки.

· Демонтаж производится по принятой в ОАО “ТН” технологии, позволяющей выполнение спуско-подъемных операций.

· Остальные организационные мероприятия проводятся в соответствии с разделом Х настоящего регламента.

ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН ШТАНГОВЫМИ ГЛУБИННЫМИ НАСОСАМИ

Общие сведения

Наиболее распространенный способ добычи нефти – применение штанговых скважинных насосных установок (Рис.1). Дебит скважин, оборудованных ШГН, составляет от нескольких сотен килограммов до нескольких десятков тонн. Насосы спускают на глубину от нескольких сотен метров до 2000 метров (в отдельных случаях до 3000 м).

Оборудование ШСНУ включает:

1. Наземное оборудование.

· Фонтанная арматура.

· Обвязка устья скважины.

· Станок-качалка.

2. Подземное оборудование.

· Насосно-компрессорные трубы.

· Насосные штанги.

· Штанговый скважинный насос.

· Различные защитные устройства (газовый или песочный якорь, фильтр и т.д.)

В скважине, оборудованной ШСНУ, подача жидкости осуществляется глубинным плунжерным насосом, который приводится в действие с помощью специального привода (станка-качалки) посредством колонны штанг. Станок-качалка преобразует вращательное движение электродвигателя в возвратно-поступательное движение подвески штанг.

Станки-качалки - индивидуальный механический привод ШСН (табл.1, 2).

Таблица 1

В шифре станка - качалки типа СКД, например СКД78-3-4000, указано: буквы - станок качалка дезаксиальный, 8 - наибольшая допускаемая нагрузка Р_max на головку балансира в точке подвеса штанг в тоннах (1т = 10 кН); 3 - наибольшая длина хода устьевого штока в м; 4000 - наибольший допускаемый крутящий момент М _{кр max} на ведомом валу редуктора в кгс/м ( 1 кгс/м = 10^-2кН·м).

Станок-качалка (рис.1) является индивидуальным приводом скважинного насоса.

Таблица 2

Основными элементами СК является рама (21), стойка (8) с балансиром (13), два кривошипа (15) с двумя шатунами (14), редуктор (16), клиноременная передача (18), электродвигатель (19) и блок управления, который подключается к промысловой линии силовой электропередачи.

Рамавыполнена из профилированного проката в виде двух полозьев, соединенных между собой поперечинами. На раме крепятся все основные узлы СК.

Стойкавыполнена из профилированного проката четырехногой конструкции с поперечными связями.

Балансир состоит из дуговой головки (10) и тела балансира (13) одноблочной конструкции.

Опора балансира создает шарнирное соединение балансира с траверсой и шатунами.

Траверса предназначена для соединения балансира с двумя параллельно работающими шатунами.

Шатун представляет стальную трубную заготовку, которая с одного конца прижимается к пальцу, а с другого – шарнирно к траверсе.

Кривошип преобразует вращательное движение ведомого вала редуктора в вертикальное возвратно-поступательное движение колонны штанг.

Редукторпредназначен для уменьшения частоты вращения, передаваемой от электродвигателя кривошипам станка-качалки. Редуктор - двухступенчатый, с цилиндрической шевронной зубчатой передачей.

Тормоз (22)выполнен в виде двух колодок, крепящихся к редуктору.

Клиноременная передача соединяет электродвигатель и редуктор и состоит из клиновидных ремней, шкива редуктора и набора быстросменных шкивов.

Электродвигатель– асинхронный, трехфазный с повышенным пусковым моментом, короткозамкнутый, в закрытом исполнении.

Поворотная салазка (23) под электродвигатель служит для быстрой смены и натяжения клиновидных ремней.

Подвеска устьевого штока предназначена для соединения устьевого штока (7) с СК. Она состоит из канатной подвески (12) и верхних и нижних траверс (9).

Для герметизации устьевого штока фонтанная арматура оборудуется сальниковым устройством. Устьевой шток соединяется с помощью колонны штанг с плунжером глубинного штангового насоса.

Скважинные штанговые насосы (ОСТ 26-26-06-86) являются надежным и экономичным эксплуатационным оборудованием нефтяных скважин, широко применяемых для отбора пластовой жидкости (смеси нефти, воды и газа).

Показатели для нормальной работы штанговых насосов:

· температура перекачиваемой жидкости - не более 130 С

· обводненность перекачиваемой жидкости - не более 99%

· вязкость жидкости - не более 0,025 Па_с

· минерализация воды - до 10 мг/л

· максимальная концентрация механических примесей - до 1,3 г/л

· содержание свободного газа на приеме насоса - не более 10% по объему, с газосепараторами до 75%.

· концентрация сероводорода - не более 50 мг/л

· водородный показатель попутной воды (рН) 4,2-8

Насос работает следующим образом. При ходе плунжера вверх в межклапанном пространстве цилиндра создается разрежение, за счет чего открывается всасывающий клапан (шарик поднимается с седла) и цилиндр заполняется при закрытом нагнетательном клапане. Последующим ходом плунжера вниз межклапанный объем сжимается, открывается нагнетательный клапан и поступившая в цилиндр жидкость перетекает в зону над плунжером при закрытом всасывающем клапане. Периодически совершаемые плунжером перемещения вверх и вниз обеспечивают откачку пластовой жидкости и нагнетание ее на земную поверхность.

Скважинные штанговые насосы представляют собой вертикальную одноступенчатую и одноплунжерную конструкцию одинарного действия с цельным неподвижным цилиндром, подвижным металлическим плунжером, нагнетательным и всасывающим клапанами.

· Детали насоса изготовлены из высоколегированных и специальных сталей и сплавов;

· Цилиндр насоса толстостенный с хромированным покрытием и азотированием 70 HRC, длина цилиндра 4200мм;

· Плунжер из углеродистой стали с хромированным покрытием и азотированием 67-71 HRC наружной поверхности;

· Непрямолинейность насоса 0,08мм на длине 1000мм;

· Шероховатость поверхности цилиндра и плунжера 0,2мкм;

· Клапанные пары из материала типа стеллит или карбид вольфрама;

· На нижней (внешней) стороне насоса нарезана трубная резьба для подвешивания «хвостовика» или дополнительного оборудования (фильтра, ГПЯ и т.п.)

· В верхней части насоса (не вставного) вкручивается патрубок длиной 0,5м с муфтой для работы с ключами и элеватором при спуске его в скважину.

ШГН выпускаются двух типов:

• Вставные

НВ1 - насос скважинный вставной с цельным цилиндром и верхней замковой опорой.

• Невставные (трубные)

НН2Б - насос скважинный не вставной с цельным цилиндром и сливным клапаном.

В настоящее время в основном применяются

• невставные насосы типа НН-2Б с условным размером (диаметром плунжера) 32, 44, 57и 68мм, а также
• вставные насосы НВ1Б -28, НВ1Б - 32, НВ1Б - 44 и НВ1Б - 57мм с верхней замковой опорой.

В условное обозначение входят:

n тип насоса;

n исполнение по цилиндру;

n условный размер (диаметр плунжера) насоса;

n ход плунжера в мм уменьшенный в 100 раз;

n напор насоса в м уменьшенный в 100 раз;

n группа посадки;

n исполнение по стойкости к среде;

n конструктивные особенности;

Примеры условных обозначений насоса:

1. НВ1БП - 44-18-12-2-И ОСТ26-16-06-86 - насос вставной, исполнением по цилиндру Б (толстостенный, безвтулочный, цельный),для эксплуатации с повышенным содержанием песка (более 1,3г/л.), условным размером (диаметром) 44мм, ходом плунжера 1800мм, напором 1200м, 2 группы посадки и износостойкий к агрессивной среде - И.

1 - замок; 2 - шток; 3 - упор; 4 - контргайка; 5 - клетка плунжера; 6 - цилиндр; 7 - плунжер;

8 - нагнетательный клапан; 9 - всасывающий клапан

2. НН2Б-57-30-12-1 ОСТ 26-16-06-86 - насос не вставной, исполнением по цилиндру Б (толстостенный, безвтулочный, цельный), условным размером (диаметром) 57мм, ходом плунжера 3000мм, напором 1200м, 1 группы посадки, нормального исполнения по стойкости к откачиваемой среде.

1 - цилиндр; 2 - шток; 3 - клетка плунжера; 4 - плунжер; 5 - нагнетательный клапан; 6 - шток ловителя; 7 - всасывающий клапан; 8 - седло конуса;

Штанговые насосы по ОСТ 26-16-06-86 соответствует СТ - СЭВ 4355-83, ГОСТ 6444-86.

Таблица №1.

Тип насосов:

НВ1 - вставные с замком наверху

НВ2 - вставные с замком внизу

НН - невставные без ловителя

НН1 - невставные с захватным штоком

НН2 - невставные с ловителем

Б - цилиндр насоса безвтулочный

С - цилиндр насоса с втулками