Дослідження глибинної-НАСОСНИХ свердловин І динамометруванні свердловин НАСОСНИХ УСТАНОВОК
Контроль за роботою глибинно-насосних свердловин здійснюється глибинними дослідженнями, динамометруванні свердловин, відбором проб продукції, що видобувається. Дослідження проводять при сталих режимах з метою отримання індикаторної лінії Q (# 61508; Р) і встановлення залежності дебіту Q від режимних параметрів установки. За результатами досліджень визначають параметри пласта і встановлюють режим роботи свердловини.
Теоретичні основи гідродинамічних досліджень свердловин незалежні від способу їх експлуатації. Технологія досліджень залежить від цього. Забійні тиск можна визначити або за допомогою глибинних манометрів, або за рівнем рідини за допомогою ехолота.
Малогабаритні свердловини манометри діаметром 22¸25 мм спускають в кільцевої зазор між НКТ і обсадних колоною на дроті через отвори в ексцентричної планшайбе, яка дозволяє підвісити труби зі зміщенням від центру свердловини для збільшення прохідного перетину міжтрубному простору. У глибоких і викривлених свердловинах можливі прихвати і обриви дроту.
Для спеціальних досліджень використовуються ліфтові свердловинні манометри, які спускалися на НКТ.
Часто свердловини, обладнані ШСН, досліджують за допомогою ехолота-приладу для виміру рівня в свердловині. Відповідно до положення рівнів і за відомою щільності рідини в свердловині визначають пластовий і забійні тиск. Суть процесу вимірювання-ехометріі в наступному. У трубне простір за допомогою датчика імпульсу звукової хвилі (пороховий хлопавки) надсилається звуковий імпульс. Звукова хвиля, пройшовши по стовбуру свердловини, відбивається від рівня рідини, повертається до гирла свердловини і вловлюється кварцовим чутливим мікрофоном. Мікрофон з'єднаний через підсилювач з реєструючим пристроєм, який записує всі сигнали (вихідний і відбитий) на паперовій стрічці у вигляді діаграми (рис. 3.18).
Стрічка переміщається за допомогою механізму протягування стрічки з постійною швидкістю. Для вимірювання швидкості звуку недалеко від рівня рідини на відомій відстані від гирла на трубах встановлюють репер-патрубок, підвішений на муфті однієї з труб і перекриває кільцевої зазор між обсадними і насосними трубами на 60¸65%.
Мал. 3.18. ехограма
Для цілей дослідження дебіт свердловини Q можна міняти або зміною довжини ходу штока (зміною місця зчленування шатуна з кривошипом перестановкою пальця шатуна на кривошипі), або зміною числа хитань (зміна діаметра шківа на валу електродвигуна приводу СК).
Діаграму навантаження на гирлової шток в залежності від його ходу називають дінамограмми, а її зняття - динамометруванні ШСНУ. У найбільш поширеному гідравлічному динамограф типу ГДМ-3 (рис. 3.20) діє на шток навантаження передається через ричаговими систему на мембрану камери 9. заповнену рідиною (спиртом або водою), де створюється підвищений тиск. Тиск рідини в камері, пропорційне навантаженню на шток, передається по капілярної трубі 8 на геліксную пружину 7. При збільшенні тиску геліксная пружина розгортається, а перо 6. прикріплене до її вільного кінця, креслить лінію на паперовому діаграмному бланку 5. Бланк закріплений на рухомому столику , який за допомогою приводного механізму переміщається пропорційно ходу гирлового штока. В результаті виходить розгортка навантаження Р в залежності від довжини ходу S. Для зняття дінамограмми вимірювальну частину динамограф (месдоза і важіль) вставляють між траверсами канатної підвіски штанг, а нитка 1 приводного механізму самописця прикріплюють до нерухому точку (гирлового сальника). Масштаб ходу змінюють зміною діаметра шківа 2 самописця (1:15, 1:30, 1:45), а зусилля - перестановкою опори месдоза і важеля.
Динамограф попередньо тарують. На рис. 3.19 показана теоретична дінамограмми.
Точка А - початок ходу гирлового штока вгору АБ - сприйняття навантаження від ваги рідини після закриття нагнітального клапана. Відрізок ББ - втрата ходу плунжера в результаті подовження штанг і скорочення труб, відрізок БВсоответствует ходу плунжера вгору. При зворотному ході штока лінія ВГотображает розвантаження штанг від ваги рідини (труби розтягнулися, а штанги скоротилися на довжину відрізка П). В інтервалі ГА (хід плунжера вниз) навантаження Рвн дорівнює вазі штанг в рідини, а при ході вгору РвВ - вазі штанг і вазі рідини над плунжером.
Мал. 3.19. Теоретична дінамограмми ШСН
Мал. 3.20. Принципова схема гідравлічного динамограф
і його установки між траверсами канатної підвіски:
1 - нитка приводного механізму, 2 - шків ходового гвинта, 3 - ходовий гвинт столика, 4 # 8209; направляючі санчата столика, 5 - паперовий бланк, 6 - записуючий перо геліксной пружини, 7 - геліксная пружина, 8 - капілярна трубка, 9 - силовимірювальне камера, 10 - натискний диск, 11 - месдоза (верхній важіль силовимірювальне частини), 12 - важіль ( нижній) силовимірювальне частини
Фактична дінамограмми відрізняється від теоретичної і її вивчення дозволяє визначити максимальну і мінімальну навантаження, довжини ходу штока і плунжера, усвідомити динамічні процеси в колоні штанг, виявити ряд дефектів і неполадок в роботі ШСВУ і насоса (рис. 3.21).
Мал. 3.21. Практичні дінамограмми роботи ШСН:
а - нормальна тихохідна робота; б - вплив газу; в - перевищення подачі насоса над припливом в свердловину; г - низька посадка плунжера; д - вихід плунжера з циліндра невставного насоса; е - удари плунжера про верхню обмежувальну гайку вставного насоса; ж - витоку в нагнетательной частини; і - повний вихід з ладу нагнетательной частини; до # 8209; повний вихід з ладу всмоктуючої частини; л - полуфонтанний характер роботи насоса; м # 8209; обрив штанг (пунктиром показані лінії теоретичної дінамограмми); з - витоку у всмоктувальній частини
В даний час знаходять широке застосування електронні засоби контролю і діагностики нафтовидобувних свердловин. Наприклад, томське науково-виробниче та впроваджувальне товариство СІАМ розробило і налагодило випуск електронних динамографів серії СІДДОС і рівнемірів серії судноб із застосуванням сучасної комп'ютерної техніки та програмного забезпечення.
Робочий комплект рівнеміра судноб - 02м включає блок електронний і пристрій генерації і прийому, що з'єднуються вимірювальним кабелем.
Діапазон контрольованих рівнів (20 ¸ 3000) м
Діапазон контрольованих тисків (0 ÷ 100) кгс / см 2
Ємність енергонезалежної пам'яті 149 вимірювань
Робочий діапазон температур (-40 ÷ +50) 0 С
Динамограф серії СІДДОС забезпечують автоматизацію контролю дінамограмми типу "навантаження - положення" в робочому стані і при виході ШСНУ на режим, а також контроль витоків (тест клапанів) за методом «лінії втрат».
Результати вимірювань (крім безпосередньої індикації) можуть бути роздруковані на мікропрінтере, передані в блок візуалізації або в базу даних на персональному комп'ютері.
Характеристики динамограф СІДДОС-01
Діапазон контрольованих навантажень (0 ÷ 10) тс
Діапазон контрольованих переміщень (0 ÷ 3,5) м
З темпом хитань (3 ÷ 8) кач / хв
Ємність енергозалежною пам'яті 80 дінамограмми
Фактори, що впливають на продуктивність насоса
Продуктивність насоса залежить також від пригонки плунжера до циліндра, зносу деталей насоса, деформації насосних штанг і труб, негерметичність труб.
Теоретична продуктивність ШСН дорівнює
де 1440 - число хвилин в добі;
D - діаметр плунжера зовнішній;
L - довжина ходу плунжера;
n - число подвійних хитань на хвилину.
Фактична подача Q завжди Відношення називається коефіцієнтом подачі, тоді - змінюється від 0 до 1. У свердловинах, в яких проявляється так званий фонтанний ефект, тобто в частково фонтануючих через насос свердловинах може бути <1. Робота насоса вважається нормальною, якщо. Коефіцієнт подачі залежить від ряду факторів, які враховуються коефіцієнтами # 61537; д - деформації штанг і труб; # 61537; вус - усадки рідини; # 61537; н - ступеня наповнення насоса рідиною; # 61537; ут - витоку рідини. де Sпл - довжина ходу плунжера (визначається з умов обліку пружних деформацій штанг і труб); S - довжина ходу гирлового штока (задається при проектуванні). де # 61508; S - деформація загальна; # 61472; # 61472; # 61472; # 61472; # 61472; # 61472; # 61472; # 61508; Sш - деформація штанг; # 61472; # 61472; # 61472; # 61472; # 61472; # 61472; # 61472; # 61508; Sт - деформація труб. де b - об'ємний коефіцієнт рідини, рівний відношенню обсягів (витрат) рідини за умов всмоктування і поверхневих умовах. Насос наповнюється рідиною і вільним газом. Вплив газу на наповнення насоса враховують коефіцієнтом наповнення циліндра насоса де R '- газове число (відношення витрати вільного газу до витрати рідини за умов всмоктування); Квр- коефіцієнт, що характеризує частку простору, тобто обсягу циліндра під плунжером при його крайньому нижньому положенні від обсягу циліндра, описуваного плунжером. Збільшивши довжину ходу плунжера, можна збільшити # 61537; н. гдеgут - витрата витоків рідини (в плунжерній парі, клапанах, муфтах НКТ); # 61537; ут # 61472; # 61472; # 61485; # 61472; величина змінна (на відміну від інших факторів), зростаюча з плином часу, що призводить до зміни коефіцієнта подачі. Оптимальний коефіцієнт подачі визначається з умови мінімальної собівартості видобутку і ремонту свердловин. Значна кількість вільного газу на прийомі насоса призводить до зменшення коефіцієнта наповнення насоса аж до порушення подачі. Основний метод боротьби - зменшення газосодержания в рідини, що надходить в насос. При надходженні рідини в насос газ частково сепарується в затрубний простір. Сепарацію газу характеризують коефіцієнтом сепарації, який являє собою відношення обсягу вільного газу, який іде у затрубний простір, до всього обсягу вільного газу при термодинамічних умовах у прийому насоса. Сепарацію (відділення) газу можна поліпшити за допомогою захисних пристроїв і пристосувань, званих газовими якорями (Газосепаратор), які встановлюються при прийомі насоса (рис. 3.22). Робота їх заснована на використанні сил гравітації (спливання), інерції, їх поєднання. Мал. 3.22. Принципові схеми газових якорів однокорпусного (а), 1 - експлуатаційна колона; 2 - отвори; 3 - корпус; 4 - приймальна труба; 5 - всмоктуючий клапан насоса; 6 - тарілки У однокорпусному якорі при зміні газорідинного потоку на 180 0 бульбашки газу під дією сили Архімеда спливають і частково сепаруються в затрубний простір, а рідина через отвори 2 надходить в центральну трубу 4 на прийом насоса. Ефективність сепарації визначається співвідношенням швидкостей рідини і газових бульбашок і конструктивним виконанням сепаратора (незахищений відкритий вхід або дірчатий фільтр). У однотарельчатом якорі під тарілкою 6. зверненої краями вниз, бульбашки газу коалесціруют (об'єднуються), а сепарація газу відбувається при обтіканні тарілки і руху суміші горизонтально над тарілкою до отворів 2 в приймальній трубі 4. Існують і інші конструкції якорів, наприклад зонтичні, гвинтові. Виділяють 4 групи методів боротьби з піском при насосної експлуатації: 1. Найбільш ефективний метод - попередження і регулювання надходження піску з пласта в свердловину. Перше здійснюють за допомогою якої установки спеціальних фільтрів на забої, або кріплення привибійної зони, а друге - зменшенням відбору рідини. При цьому доцільно забезпечити плановий запуск пісочної свердловини збільшенням довжини ходу S, числа хитань n або підливою чистої рідини в свердловину через затрубний простір (20 ¸ 25% від дебіту). 2. Забезпечення виносу на поверхню значної частини піску, що надходить в свердловину. Умови виносу по А.Н. Адоніної, де Vж - швидкість висхідного потоку рідини, Vсв - швидкість вільного осадження піщинки з розрахунковим діаметром, рівним середньому діаметру найбільш великої фракції, що становить близько 20% всього обсягу піску. Це забезпечується підбором сполучень підйомних труб і штанг або підкачкою в затрубний простір чистої рідини (нафти, води). 3. Установкою пісочних якорів (сепараторів) і фільтрів у прийому насоса досягається сепарація піску від рідини. Робота піщаних якорів заснована на гравітаційному принципі (рис. 3.23). Пісочний якір прямої дії одночасно є газовим якорем. Застосування пісочних якорів - не основний, а допоміжний метод боротьби з піском. Метод ефективний для свердловин, в яких надходження піску недовго і загальне його кількість невелика. Протівопесочние фільтри, що встановлюються у прийому насоса, попереджають надходження в насос піщинок середніх і великих розмірів (більше 0,01 мм в залежності від співвідношення розмірів піщинок і каналів матеріалу фільтра). Відомі сітчасті, дротяні, капронові, щілинні, гравійні, металокерамічні, цементно # 8209; піщано # 8209; сольові, піщано-пластмасові, пружинні та інші фільтри. За А.М. Пірвердяну, кращими є сітчасті фільтри з розміром осередків 0,25 х 1,56 мм. Внаслідок швидкого засмічення (забивання, заклинювання) протівопесочние фільтри не знайшли широкого застосування. Їх доцільно поміщати в корпус з "кишенею" для осадження піску (не утворюється забойная пробка, зменшується швидкість заклинювання) або поєднувати з пісочним якорем. Мал. 3.23. Принципова схема пісочного якоря прямої дії: 1 - експлуатаційна колона, 2 - шар накопичився піску, 3 -корпус, 4 - приймальна труба, 5 - отвори для введення суміші в якір. 4. Використання спеціальних насосів для пісочних свердловин. При великій кривизні стовбура свердловини спостерігається інтенсивне стирання НКТ і штанг аж до утворення довгих щілин в трубах або обриву штанг. Для повільного провертання колони штанг і плунжера "на виворіт" при кожному ході головки балансира з метою запобігання одностороннього стирання штанг, муфт і плунжера при використанні пластинчастих скребків застосовують штанговращателем. Застосовують також протекторні і напрямні муфти, скребки # 8209; завіхрітелі. Крім того, приймають режим відкачування, що характеризується великою довжиною ходу S і малим числом хитань n. Основний спосіб підйому високов'язких нафт на поверхню - штанговий свердловин-насосний. В процесі експлуатації виникають ускладнення, викликані сигналами гідродинамічного тертя і при русі штанг в рідини, а також русі рідини в трубах і через нагнітальний і всмоктуючий клапани. При відкачці нафт з в'язкістю більше 500 мПа · с може відбуватися "зависання" штанг в рідини при ході вниз. З метою зменшення впливу в'язкості застосовують різні технічні прийоми і технологічні схеми видобутку: застосування спеціальних двухплунжерних насосів, збільшення діаметра НКТ, насоса і прохідних перетинів в клапанах насоса, встановлення тихохідного режиму відкачування (число хитань до 3¸4 хв -1. Хід 0,8¸0,9 м) підливою розчинника (маловязкой нафти) в затрубний простір (10¸15% витрат нафти, що видобувається або води), підігрівом откачиваемой рідини у прийому насоса або закачуванням гарячого теплоносія в затрубний простір. Для боротьби з відкладеннями парафіну застосовують такі ж методи, як при фонтанної і газліфтній експлуатації. При видобутку парафінистої нафти відбувається відкладення парафіну на стінках НКТ, що веде до зниження продуктивності насоса і припинення вилучення рідини. При невеликій інтенсивності відкладення парафіну застосовується наземна та підземна пропарювання труб за допомогою паропередвіжной установки. Широко застосовується метод депарафінізації за допомогою пластинчастих скребків. Скребки кріплять хомутами до штангах на відстані один від одного не більше довжини ходу плунжера. Ширина скребка на 5 - 8 мм менше діаметра НКТ. Насосні установки обладнають штанговращателем. Колони штанг з укріпленими на них скребками при кожному ході вниз зрізають парафін зі стінок труб.Схожі статті