Меню Рубрики

Установки для одновременного раздельно

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 м 3 /сут при высоте подъема жидкости до 1400 м и с дебитом до 3 м 3 /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.

Читайте также:  Установка ssd 240 gb

В категорию малодебитных скважин с дебитом жидкости до 5 м 3 /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 м 3 /сут. На долю первой группы с дебитами от 0 до 1 м 3 /сут и второй группы скважин с дебитами от 1,1 до 2 м 3 /сут приходится всего 4 – 5 % объема добычи нефти из малодебитных скважин.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

источник

Одновременная раздельная эксплуатация двух газовых пластов одной скважиной

Многие газовые и газоконденсатные месторождения многопластовые. Разработка и эксплуатация таких месторождений возможна двумя методами. При первом методе каждый газовый пласт эксплуатируется самостоятельными сетками скважин, при втором — одновременно, но раздельно два или три пласта одной скважиной. Метод одновременной раздельной эксплуатации (ОРЭ) двух и более пластов одной скважиной имеет следующие технико-экокомические преимущества: уменьшается общее число добывающих скважин для разработки двух пластов; сокращается общая протяженность промысловых газосборных трубопроводов; ускоряется ввод в эксплуатацию новых газоконденсатных залежей; уменьшаются капитальные вложения в строительство скважин и поверхностное оборудование, сокращается численность обслуживающего персонала.

Выбор объектов для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной зависит от состава пластовых газов, разности давлений и температур газа в пластах, расстояния по вертикали между пластами, режима эксплуатации пластов.

Объединение возможно, если составы пластовых газов однотипны, разность давлений и температур невелика, расстояние между пластами не меньше 10 м, одинаковы режимы эксплуатации залежей.

Метод одновременной раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной затрудняет исследование пластов в этих скважинах, воздействие на призабойную зону с целью увеличения дебитов пластов, ремонтные работы в скважине, требует увеличения числа наблюдательных скважин и скважин для регулирования систем разработки пластов.

Для разобщения пластов в скважине при их одновременной раздельной эксплуатации применяют пакеры, разобщающие межтрубное кольцевое пространство между обсадной колонной и колонной НКТ. Пакер устанавливают ниже верхнего газоносного пласта и закрепляют внизу колонны НКТ. Газ из верхнего пласта отбирают по межтрубному пространству, из нижнего — по колонне НКТ.

Для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной на глубине 2000 — 3000 м и более в СевКавНИПИнефти разработана установка ГУЭ2ГП, обеспечивающая надежное разобщение газовых пластов при больших перепадах давлений и температур, независимое регулирование работы каждого пласта. Установка допускает эксплуатацию верхнего пласта по затрубному пространству, нижнего — по НКТ, а при необходимости эксплуатацию обоих пластов по НКТ.

Читайте также:  Установка времени на мультиварке витек

Скважинная установка для эксплуатации двух газовых пластов (ГУЭ2ГП) одной скважиной показана на рис. 16.15. Она состоит из гидравлического переключающего устройства (ГПУВ) Г и шлипсового пакера П. Переключающее устройство предназначено для разобщения трубного и затрубного надпакерного пространств. Управляется устройство гидравлически при помощи шаров, спускаемых в скважину на проволоке через НКТ.

Устройство состоит из корпуса 5, в верхний конец которого ввернут сальник 8, а в нижний — переводник 1. Внутри размещен цилиндр 3, который прижат к упорному диску, опирающемуся на торец сальника.

В корпусе сальника размещен подвижный поршень 4, который на нижнем конце имеет головку, образованную уплотняющими

Рис. 16.15. Скважинная установка для эксплуатации двух газовых пластов одной скважиной ГУЭ2ГП:

а — схема размещения ГУЭ2ГП в скважине; б — переключающее устройство установки; 1- переводник; 2, 9 — нижнее и верхнее седло соответственно; 3 — цилиндр; 4 — поршень; 5 — корпус; 6 — отверстия; 7 — кожух; 8 — сальник; 9 — седло

и упорными кольцами, сжатыми гайками. Длина хода поршня в цилиндре равна 45 мм. Надпоршневое пространство на наружной поверхности цилиндра пазами соединено с трубным пространством ниже седла 2. В корпусе сальника и в верхней части поршня просверлено по шесть отверстий 6 диаметром и = 10 мм. Отверстия по горизонтали совпадают с отверстиями в распорном кольце при крайнем верхнем положении поршня и перекрываются глухим кольцом при нижнем его положении.

На корпусе сальника помещен кожух 7, предохраняющий обсадную колонну от прямого воздействия струи при прокачке через НКТ в затрубное пространство. Для сообщения трубного и затрубного надпакерного пространства, т. е. для перевода поршня из нижнего положения в верхнее, через лубрикатор фонтанной арматуры в трубы спускают груз с навинченным на нижнем конце специальным шаром диаметром 38 мм.

После того как шар садится на нижнее седло, над ним создается гидравлическое давление, на 6 — 7 МПа выше существовавшего. Это давление, действуя снизу на головку поршня, заставляет его перемещаться в верхнее положение — устройство открыто. Для его закрытия в НКТ спускают груз с шаром диаметром 45 мм до посадки последнего на верхнее седло 9. При создании над шаром давления поршень перемещается в нижнее крайнее положение — устройство закрыто. Благодаря применению в качестве уплотняющих деталей пластмассовых элементов, пакер обладает высокой химической и температурной стойкостью. Установка ГУЭ2ГП прошла промышленные испытания в скважинах Полтавского ГПУ.

Метод ОРЭ двух пластов одной скважиной начал применяться в СССР с 1949 г. на Елшано-Курдюмском газовом месторождении и получил распространение на месторождениях Украины, Туркмении, Узбекистана. По схеме ОРЭ было обустроено свыше 140 скважин на месторождениях Укргазпрома, Туркменгазпрома, Узбекгазпрома.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

источник

Скважинная насосная установка с возможностю эксплуатировать одновременно-раздельно 3 пласта.

Уcтанoвка для oднoвременнo-раздельнoй экcплуатации плаcтoв

Автoры: Гарифoв Камиль Манcурoвич, Ибрагимoв Наиль Габдулбариевич, Фадеев Владимир Гелиевич, Ахметвалиев Рамиль Нафиcoвич, Заббарoв Руcлан Габделракибoвич, Кадырoв Альберт Хамзеевич, Рахманoв Илгам Нухoвич, Глухoдед Алекcандр Владимирoвич, Балбoшин Виктoр Алекcандрович, Воронин Николай Анатольевич

Изобретение отноcитcя к нефтедобывающей промышленноcти , в чаcтноcти к cкважинным наcоcным уcтановкам. Уcтановка cодержит колонну лифтовых труб, колонну полых штанг, пакер, уcтановленный между верхним и нижним пластами, хвостовик с основным каналом, сообщенным с подпакерным пространством, и дифференциальный насос с полым плунжером с соответствующими всасывающими и нагнетательными клапанами. Нагнетательный клапан верхней секции сообщен с внутренним пространством лифтовых труб обводным каналом. Выше основного пакера размещен дополнительный пакер. Хвостовик оснащен дополнительным каналом, сообщенным с межпакерным пространством. Верхняя секция оснащена дополнительным всасывающим клапаном. Один из всасывающих клапанов насоса сообщен с надпакерным пространством, другой дополнительный канал хвостовика — с межпакерным пространством, третий через основной канал хвостовика — с подпакерным пространством, не сообщенным с другим всасывающим клапаном. Технический результат заключается в возможности эксплуатировать одновременно-раздельно 3 пласта, обеспечивая необходимые режимы. 2 ил.

Известна установка для одновременно-раздельной эксплуатации пластов, содержащая колонну лифтовых труб, колонну штанг, пакер, хвостовик и дифференциальный насос. Причем всасывающий и нагнетательный клапаны верхней секции насоса установлены сбоку от цилиндра, а между ними размещен самоуплотняющийся пакер (Одновременная раздельная эксплуатация многопластовых нефтяных месторождений. Р.А.Максутов, Б.Е.Доброскок, Ю.В.Зайцев. — М.: «Недра», 1974, — стр.89, рис.54). В этой установке производится раздельный подъем продукции пластов: нижнего — по колонне лифтовых труб, верхнего — по межтрубному пространству в эксплуатационной колонне скважины.

Ее недостатками являются сложность и ненадежность конструкции, невозможность изменения соотношения производительностей по пластам и эксплуатации трех пластов.

Наиболее близка по своей технической сущности к предлагаемой насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации пластов в скважине, содержащая колонны лифтовых труб и полых штанг, пакер, разделяющий пласты, и дифференциальный насос с клапанами, размещенными сбоку (патент 2291952 РФ, E21B, 43/14, опубл. 20.01.2007, бюл. 2).

Ее недостатком является отсутствие возможности эксплуатировать одновременно-раздельно 3 пласта.

Читайте также:  Установка конструкций электротехнических устройств

Технической задачей предлагаемого изобретения является обеспечение возможности одновременно-раздельной эксплуатации трех пластов.

Указанная задача решается предлагаемой насосной установкой для одновременной раздельной эксплуатации пластов в скважине, содержащей колонну лифтовых труб, колонну полых штанг, пакер, установленный между верхним и нижним пластами, хвостовик с основным каналом, сообщенным с подпакерным пространством, и дифференциальный насос с полым плунжером с соответствующими всасывающими и нагнетательными клапанами, при этом нагнетательный клапан верхней секции сообщен с внутренним пространством лифтовых труб обводным каналом.

Новым является то, что в скважинах с тремя вскрытыми пластами выше основного пакера размещен дополнительный пакер, а хвостовик оснащен дополнительным каналом, сообщенным с межпакерным пространством, которое, в свою очередь, сообщено со средним пластом, размещенным между верхним и нижним пластами, при этом верхняя секция оснащена дополнительным всасывающим клапаном, сообщенным с полостью этой секции в средней части и снабженным дополнительным обводным каналом, причем один из всасывающих клапанов насоса сообщен с надпакерным пространством, другой через дополнительный канал хвостовика — с межпакерным пространством, третий через основной канал хвостовика — с подпакерным пространством, не сообщенным с другим всасывающим клапаном.

Сущность изобретения заключается в том, что добавлением дополнительного пакера и всасывающего клапана в установку с дифференциальным плунжером решается задача одновременно-раздельной эксплуатации трех пластов одной скважиной.

На фиг.1 изображена схема установки.

На фиг.2 изображена схема установки с другим вариантом подключения пластов к ее всасывающим клапанам.

Установка (фиг.1) содержит скважину 1, разделенную пакерами верхним 2 и нижним 3 на полости верхнюю 4, среднюю 5 и нижнюю 6, сообщенные соответственно с пластами верхним 7, средним 8 и нижним 9, и дифференциальный насос 10 с верхним цилиндром 11 и полым плунжером 12, а также нижний цилиндр 13 с полым плунжером 14. Плунжеры 12 и 14 соединены меж собой полым штоком 15, а верхний плунжер 12 — с полыми штангами 16. Один нагнетательный клапан 17 размещен в плунжере 14, а второй 18 — в обводном канале 19, сообщенном с полостью лифтовых труб 20. Один всасывающий клапан 21 размещен в канале 22, сообщающем пространство между плунжерами 23 с одной из полостей скважины, например нижней полостью 6, а второй 24 — в нижней части нижнего цилиндра 13 и оснащен каналом 25, сообщенным, например, со средней полостью 5.

Дополнительный всасывающий клапан 26 размещен в канале 27, сообщающем отверстие 28 в стенке верхнего цилиндра 11 с одной из полостей скважины, например с верхней 4. Между насосом 10 и пакерами 2 и 3 размещен хвостовик 29, с помощью которого каналы 22, 25 и 27 сообщаются с полостями 4, 5 или 6 скважины 1.

Каналы 22, 25 и 27 (фиг.2) могут быть сообщены с полостями скважины средней 5, верхней 4 и нижней 6 соответственно.

Работает установка следующим образом.

При движении штанг 16 с плунжерами 12 и 14 вверх создается разрежение под нижним плунжером 14 дифференциального насоса 10, куда через полость 5 скважины 1, находящейся между пакерами 2 и 3, канал 25 и всасывающий клапан 24 поступает продукция среднего пласта 8, и в полости 23 между плунжерами 12 и 14, куда через полость 6 ниже пакера 3, канал 22 и всасывающий клапан 21 поступает продукция нижнего пласта 9. Когда нижний торец верхнего плунжера 12 поднимется выше отверстия 28 в стенке цилиндра 11, в полость 23 начнет поступать через полость 4 скважины 1, канал 27 и дополнительный всасывающий клапан 26 продукция верхнего пласта 7. При этом всасывающий клапан 21 закрывается, т.к. режимы работы пластов 9 и 7 подобраны таким образом, что забойное давление пласта 7 на уровне насоса выше, чем у пласта 9, и в полость 23 будет поступать продукция только верхнего пласта 7. При движении штанг 16 и плунжеров 12 и 14 вниз смесь продукций пластов 7 и 9 вытесняется через обводной канал 19 и нагнетательный клапан 18 в полость НКТ 20, а продукция среднего пласта 8 внутрь полых штанг 16.

При работе установки по фиг.2 в полость 23 поступают продукция среднего 8 и нижнего 9 пластов, а под плунжер 14 — продукция верхнего пласта 7. Пример по фиг.2 показывает, что всасывающие клапаны могут быть сообщены с любым из пластов в зависимости от требуемых по ним режимов эксплуатации и допустимости смешивания продукций пластов.

Установкой на хвостовике 29 приборов, сообщенных с каналами 22, 26 и 27, можно получать данные по забойным давлениям, содержанию воды и расходам каждого из пластов и передавать их по кабелю на поверхность. Меняя положение верхнего плунжера 12 относительно отверстия 28, т.е. приподнимая или опуская штанговую колонну 16, можно изменять соотношения дебитов из пластов, сообщенных с всасывающими клапанами 21 и 26. Изменением частоты качаний и длины хода привода можно регулировать общую производительность установки.

Таким образом, предлагаемая установка позволяет эксплуатировать одновременно-раздельно 3 пласта, обеспечивая необходимые режимы.

источник