Мероприятия, осуществляемые на промысле по увеличению межремонтного периода работы скважин

Средняя часть разреза  палеогена (практически весь эоцен  и частично олигоцен), сложена преимущественно глинистыми породами, плотными, пластичными, опоковидными и диатомовыми. Верхняя часть тавдинской и объединенная атлым-новомихайловская свиты представлены переслаиванием глин с алевритами и песками и содержат мощные водоносные горизонты, играющие ведущую роль в водоснабжении района.

Общая мощность отложений  палеогена может составлять от 200 до 450 м.

Четвертичная система (Q). Осадки этой системы залегают на размытой поверхности палеогеновых отложений и представлены в основном песками и супесями серыми, зеленовато-серыми с прослоями синевато-серых суглинков. Выше залегают ледниковые отложения (галечники, валунники с глинами и суглинками), переходящие в озерно-болотные, торфяники, отложения пойм и надпойменных террас.

 

Толщина четвертичных отложений  изменяется от 10 до 120 м.

В региональном тектоническом  плане по поверхности фундамента Западно-Сибирской плиты Северо-Комсомольское  месторождение расположено в  северо-восточной бортовой зоне Пурпейского  антиклинория, сложенного образованиями  байкальского складчатого комплекса и осложняющего Пур-

Тазовскую складчатую зону. В тектонической структуре мезо-кайнозойских отложений чехла Западно-Сибирской  плиты Северо-Комсомольское месторождение  связано с Северо-Танловским и  Верхне-Танловским локальными поднятиями (л.п.), вместе составляющими Верхне-Танловский вал, который, в свою очередь, является частью крупной структуры II порядка - Танловского мегавала, осложняющего структуру I-го порядка - Надым-Тазовскую синеклизу.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

              2 Способы и методы освоения скважин на приток

 

В отечественной практике вызов притока флюида из пласта осуществляют созданием депрессии на пласт  путем замены бурового раствора в  скважине на более легкий (вода, нефть, газированный раствор, пена) или снижением  уровня жидкости в скважине вытеснением сжатым газом (азотом, воздухом), реже тартанием или свабированием.

Свабирование и тартание применяют очень редко из-за их взрывоопасности, низкой производительности, отсутствия надежного контроля за процессом. В США эти способы снижения давления в ПЗП применяются значительно шире, так как буровые обеспечены надежной противовыбросовой арматурой, лубрикаторами и контрольными устройствами.

В РФ разработана технология освоения скважин с использованием газификационной установки АГУ-8К. Производительность установки 5-6 м3/мин газообразного азота, максимальное давление до 22 МПа. Широкое применение ограничивается не только дефицитом установок, но в основном отсутствием в нефтегазовых районах страны, особенно в районах массового бурения, заводов по производству азота (заправочных станций). В США для этой цели широко используется газификационная установка фирмы «Кадд Прешер Контрол». Особенностью установки является наличие в комплекте лебедки с намотанными на ее барабан тонкими трубами диаметром 25-31 мм, которые при операциях по вызову притока принудительно пропускают в НКТ через лубрикатор на глубину более 5000 м.

Применение газообразных веществ и их смесей с жидкостями позволяет создавать новые технологии, совершенствовать и интенсифицировать известные методы.  

Высокая эффективность  новых и усовершенствованных  технологий с использованием азота  обусловлена его физико-химическими  свойствами и влиянием на гидродинамические  условия процессов. Газообразный азот,

используемый в нефтяной промышленности, взрывобезопасный, химически малоактивный, нетоксичный.

В американской практике большинство скважин (исключение составляют скважины с низкими пластовыми давлениями) оборудуют специальным комплектом внутрискважинного оборудования, состоящего из НКТ, пакеров, циркуляционного клапана и других приспособлений для проведения операций по освоению и глушению скважин, созданию противодавления в межколонном пространстве для предотвращения смятия обсадных труб и защиты обсадных колонн от воздействия высокого давления и агрессии пластовых флюидов.

В РФ разработана передвижная  компрессорная установка СД9/101 на рабочее давление 9,9 МПа при подаче 9 м3/мин, ведутся работы по созданию более совершенных моделей. Разработан и прошел приемочные испытания передвижной  агрегат ПНКА-1 для приготовления и нагнетания пены или аэрированной жидкости. Производительность агрегата (по пене) 10 м3/ч, максимальное давление нагнетания 10 МПа, содержание воздуха в пене 35 — 45 %. Следует также отметить, что получаемая с помощью этого агрегата пена имеет недостаточную степень аэрации (до 45), что не позволит его эффективно использовать при освоении многих скважин.

В последние годы в  РФ и за рубежом проводятся научно-исследовательские  работы по разработке технологических  процессов освоения скважин с применением так называемых самогенерирующихся пенных систем. Вспенивание растворов производится газами, выделяющимися при химических и термохимических процессах, происходящих непосредственно в скважине.

Проведенными исследованиями показана перспективность этого способа — исключается частично или полностью необходимость применения специального оборудования (например, компрессоров высокого давления), повышается технологичность и безопасность работ.

 

  

 

     Таблица  1- Характеристика передвижных воздушных компрессоров,      

     выпускаемых в РФ и США

 

Большое внимание уделяется  предупреждению загрязнения окружающей среды, в частности, при освоении скважин. В США с этой целью фирмой «Бейкер» выпускаются две модели горелок для сжигания сырой нефти, газа, газового конденсата вместе с поступающими с ними инертными флюидами. Сжигание поступающего из скважины флюида обеспечивает чистоту вокруг буровой, что особенно важно при строительстве морских скважин.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

      2.1Способы эксплуатации, применяемые на комсомольском месторождении

ООО «РН-ПУРНЕФТЕГАЗ»

 

 

                                               Рисунок 1 - Распределение действующего фонда скважин Комсомольского месторождения, по способам эксплуатации

Как видно из рисунка 1 основная доля скважин (66%) действующего фонда, эксплуатируется УЭЦН, УШГН – 27% и лишь 7% скважин эксплуатируются фонтанным способом.

Добыча нефти механизированным способом составляет 93%, это влечет за собой рост и прогрессирование осложнений, отрицательно влияющих на глубинно-насосное оборудование.

УЭЦН позволяет снизить  величину забойного давления и как  следствие увеличить добычу жидкости из скважины, поэтому УЭЦН нашли  большее применение нежели УШГН или  УШВН.

 

 

 

 

 

 

    2.1.1 Подземное и наземное оборудование скважин

 

    2.1.2 Установка электроцентробежного насоса

 

Одна из часто встречающихся на промыслах схема оборудования добывающей скважины установкой погружного центробежного электронасоса.       

Длина ЭЦН 25-30м. При длине центробежного насоса и электродвигателя св. 5-8 м (в зависимости от диаметра) они состоят из отдельных секций. Поэтому для удобства сборки, транспортировки, монтажа погружные центробежные насосы спроектированы по секционному принципу. Как правило, насос включает нижнюю секцию с приёмной сеткой, среднюю и верхнюю секции, причём средних секций может быть несколько. Широко применяются также варианты комплектации насосов средней секцией с дополнительным входным модулем.  В тех случаях, когда требуется устранить вредное влияние свободного газа на работу насоса,  в состав приемного модуля  включается газосепаратор.

 Секция насоса состоит из корпуса , вала , пакета ступеней (рабочих колёс  и направляющих аппаратов ), верхнего подшипника , нижнего подшипника , верхней осевой опоры , головки , основания , двух рёбер для защиты кабеля, резиновых колец, шлицевой муфты и промежуточных подшипников.

Жидкость,  проходя через направляющие аппараты  разгоняется и, под действием  центробежных сил, устремляется к следующей ступени. Таким образом, жидкость получает приращение напора от ступени к ступени. Рабочие колёса  и направляющие аппарат установлены последовательно. Направляющие аппараты стянуты верхним подшипником и основанием в корпусе и во время работы неподвижны. Рабочие колёса установлены на вал, который через шпонку приводит их во вращение.

 

Верхний, промежуточные и нижний подшипники являются радиальными опорами вала, а верхняя осевая опора воспринимает нагрузки, действующие вдоль оси вала. Резиновые кольца  герметизируют внутреннюю полость секции от утечек перекачиваемой жидкости.

Шлицевые  муфты  служат для передачи вращения от одного вала к другому. На период транспортировки и хранения секции должны быть закрыты крышками.

Рёбра предназначены для защиты электрического кабеля, расположенного между ними, от механических повреждений при спуске и подъёме насоса. Верхняя секция насоса заканчивается ловильной головкой.

Входной модуль служит для приёма и грубой очистки от механических примесей перекачиваемой продукции, а также установленный  в нем газосепаратор, для разгазирования продукции и отвода газа в затрубное пространство. Входной модуль состоит из основания с отверстиями для прохода скважинной продукции, вала, приёмной сетки для соединения с другими модулями на вале установлена шлицевая муфта. В основании установлены подшипники скольжения вала и шпильки, при помощи которых модуль крепится верхним концом к секции насоса, а нижнем фланцем – к протектору.

Обратный клапан предназначен для предотвращения обратного вращения рабочих колес насоса под воздействием столба жидкости в напорном трубопроводе при остановках насоса и облегчения повторного запуска насоса. Обратный клапан используется также при опрессовке колонны насосно-компрессорных труб после спуска установки в скважину. Обратный клапан состоит из корпуса, с одной стороны которого имеется внутренняя коническая резьба для подсоединения спускного клапана, а с другой стороны - наружная коническая резьба для ввинчивания в ловильную головку верхней секции насоса. Внутри корпуса размещается обрезиненное седло, на которое

 

 

опирается тарелка. Тарелка имеет возможность осевого перемещения в направляющей втулке. Под воздействием потока перекачиваемой жидкости тарелка поднимается, тем самым открывая клапан. При остановке насоса тарелка опускается на седло под воздействием столба жидкости в напорном трубопроводе, т.е. клапан закрывается. Во время транспортировки и хранения на обратный клапан навинчивают крышки.

Спускной (сбивной, сливной) клапан предназначен для слива жидкости из напорного трубопровода (колонны насосно-компрессорных труб) при подъеме насоса из скважины.

Спускной клапан содержит корпус, с одной стороны которого имеется внутренняя коническая резьба муфты для соединения к насосно-компрессорным трубам, а с другой стороны - наружная коническая резьба для ввинчивания в обратный клапан. В корпус ввернут штуцер, который уплотнен резиновым кольцом. Перед подъемом насоса из скважины конец штуцера, находящийся   во   внутренней   полости   клапана,   сбивается (обламывается) специальным инструментом (например, ломом, сбрасываемым в НКТ), и жидкость из колонны насосно-компрессорных труб вытекает через отверстие в штуцере в затрубное пространство.

Погружные асинхронные  двигатели  (ПЭД) в зависимости от мощности изготавливаются одно- и двухсекционными. В зависимости от типоразмера питание электродвигателя осуществляется напряжением от 380 до 2300 В. Рабочая частота переменного тока составляет 50 Гц. При использовании регулятора частоты допускается работа двигателя при частоте тока от 40 до 60 Гц.

Синхронная частота  вращения вала двигателя – 3000 об/мин. Рабочее направление вращения вала, если смотреть со стороны головки  – по часовой стрелке.

Погружной электродвигатель (ПЭД) – трёхфазный, асинхронный с короткозамкнутым ротором, маслозаполненный и герметичный. Протектор и

 

компенсатор соединены с электродвигателем  при помощи шпилек и гаек. Вал  электродвигателя с валом протектора соединяется через шлицевую муфту. Эти соединения осуществляются при  монтаже двигателя на скважине. Внутренняя полость двигателя герметична и заполнена диэлектрическим маслом. В головке электродвигателя имеется разъем электрического и механического соединения с питающим электрическим кабелем. При подаче напряжения по кабелю вал двигателя приводится во вращение и через шлицевую муфту вращает вал насоса. Верхний конец протектора приспособлен для стыковки с погружным насосом.

Электродвигатели мощностью  от 12 до 70 кВт односекционные и состоят из статора, ротора, головки, основания и узла токоввода.

Статор выполнен из трубы, в которую запрессован магнитопровод, изготовленный   из  листовой   электротехнической   стали.   Статор магнитомягкий по всей длине. В пазы статора уложена трехфазная протяжная обмотка из специального обмоточного провода. Фазы обмотки соединены в звезду.

Внутри статора размещается  ротор, представляющий из себя набор  пакетов, разделенных между собой  промежуточными подшипниками и последовательно  надетыми на вал. Вал ротора выполнен пустотелым для обеспечения циркуляции масла. Пакеты ротора набраны из листовой    электротехнической стали. В пазы пакетов вставлены медные стержни, сваренные по торцам с короткозамкнутыми медными кольцами.

Для создания более благоприятных  условий работы подшипников весь набор пакетов на валу разбит на группы, зафиксированные стопорными кольцами. При этом между группами обеспечивается гарантированный рабочий зазор 2-4 мм.

Втулки  подшипников металлокерамические, а корпуса выполнены из немагнитного чугуна - нирезиста с запрессованными  стальными втулками и имеют устройство, обеспечивающее механическое стопорение их от проворота

 

в расточке статора. Верхний конец статора  соединен с головкой, в которой  размещен узел упорного подшипника и  узел токоввода. Узел упорного подшипника воспринимает осевые нагрузки от веса ротора и состоит из основания, кольца резинового, подпятника и пяты. Узел токоввода представляет из себя изоляционную колодку, в которой расположены контактные гильзы, соединенные проводами с обмоткой статора. Колодка стопорится в головке винтом и герметизируется резиновым уплотнительным кольцом. Узел токоввода является элементом электрического разъема для подсоединения кабеля.