Исследование газлифтных скважин

Исследование газлифтных скважин необходимо для:

§ установления режима работы скважины с минимальным расходом нагнетаемого газа;

§ снятия индикаторной линии или определения уравнения притока;

§ определения глубины ввода газа в лифт;

§ снятия профиля притока при эксплуатации многопластового горизонта с помощью скважинных дебитомеров.

При работе газлифтных скважин нередко наблюдается пульсация, т. е. чередование выбросов жидкости и газа. Такое явление наблюдается, когда режим работы газлифтной скважины соответствует той части кривой Q(V), которая лежит слева от точки оптимального режима, т. е. на левой крутой ветви кривой q{V). При пульсирующем режиме работы скважины удельный расход газа может быть намного больше, чем при работе на оптимальном режиме. Как отмечалось ранее, одним из методов борьбы с пульсацией является установление концевого рабочего клапана.

Рис. 9.24. График зависимости дебита газлифтной скважины от расхода нагнетаемого газа

Для установления оптимального режима газлифтная скважина исследуется методом установившихся отборов. Изменение отборов, т. е. дебитов, достигается изменением количества подаваемого газа на газораспределительном пункте или непосредственно у скважины, что приводит к изменению пропускной способности лифта.

Техника и технология эксплуатации нефтяных скважин штанговыми скважинными насосными установками (ШСНУ) (оборудование, режим эксплуатации скважины, исследование скважины, осложнения эксплуатации)

Схема ШСНУ включает оборудование: а) наземное— станок-качалку (СК), оборудование устья; б) подземное — на­сосно-компрессорные трубы (НКТ), штанги насосные (ШН), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных ус­ловиях.

Основные элементы СК – это стойка с балансиром, два кривошипа с двумя шатунами, редуктор, клиноре­менная передача, электродвигатель и блок управления, который подключается к промысловой линии силовой электро­передачи. ШСН состоит из цилиндра, плунжера, всасываю­щего и нагнетательного клапанов. Цилиндр ШСН крепится к НКТ. На нижнем конце цилиндра установлен неподвижный всасывающий шариковый клапан, открывающийся при ходе плунжера вверх. Плунжер пустотелый (со сквозным каналом), имеет нагнетательный шариковый клапан, открывающийся при ходе плунжера вниз. Электродвигатель через клиноременную передачу и редуктор придает двум массивным кривоши­пам, расположенным с двух сторон редуктора, круговое дви­жение. Кривошипно-шатунный механизм в целом превращает круговое движение в возвратно-поступательное движение балан­сира который качается на опорной оси, укрепленной на стойке. Балансир сообщает возвратно-поступательное движение штангам и череп них плунжеру ШСН.

При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан под дей­ствием жидкости закрывается и вся жидкость, находящаяся над плунжером, поднимается вверх на высоту, равную длине хода плунжера. В это время скважинная жидкость через всасываю­щий клапан заполняет цилиндр насоса. При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, жидкость под плунжером сжимается и открывается нагнетательный клапан. В цилиндр погружаются штанги, связанные с плунжером. Таким образом, ШСН — поршневой насос одинарного действия, а в целом ком­плекс из насоса и штанг — двойного действия. Жидкость из НКТ вытесняется через тройник в нефтесборный трубопровод.

Станки-качалки — индивидуальный балансирный механический привод ШГН. В шифре, например, СК5-3-2500, указано: 5—наибольшая допускаемая нагрузка р_тах на го­ловку балансира в точке подвеса штанг, умноженная на 10 кН; 3 — наибольшая длина хода устьевого штока, м;
 2500 – наи­больший допускаемый крутящий момент на ведомом валу редуктора, умноженный на 10^-2 кН*м. Дополнительно СК характеризуют числом п качаний балансира (двойных ходов), которое изменяется от 5 до 15 мин^-1.

Устьевое оборудование предназначено для герметизации затрубного пространства, внутренней полости НКТ, отвода продукции скважины и подвешивания колонны НКТ. Устьевой сальник герметизирует выход полированного штока.

Насосные штанги. Штанги предназначены для передачи возвратно-поступатель­ного движения плунжеру насоса. Штанга представляет собой стержень круглого сечения. Выпускают штанги из легированных сталей диаметром (по телу) 12, 16, 19, 22, 25, 28 мм с длиной 8 м для нормальных и коррозионных условий эксплуатации. Для регулирования длины колонны штанг с целью нормальной по­садки плунжера в цилиндр насоса имеются также укороченные штанги длиной 1; 1,2; 1,5; 2 и 3 м. Штанги соединяются муф­тами (соединительными и переводными).

Штанговые скважинные насосы. Обеспечивают подачу от 5,5 до 400 м³/сут при глубине под­вески насоса до 3500 м. По способу крепления к колонне НКТ различают вставные (НСВ) и невставныс (НСН) скважинные насосы.

Цилиндр невставного (трубного) скважинного насоса при­соединяется к колонне НКТ н вместе с ней спускается в сква­жину. Плунжер НСН вводится через НКТ в цилиндр вместе с подвешенным к нему всасывающим клапаном на насосных штангах. Чтобы не повредить плунжер при спуске, его диаметр принимают меньшим внутреннего диаметра НКТ примерно на 6 мм. Применение НСН целесообразно в скважинах с большим дебитом, небольшой глубиной спуска и большим межремонтным периодом.

Вставной скважинный насос в собранном виде спускается внутрь НКТ на штангах. Крепление (посадка и уплотнение) НСВ происходит на замковой опоре, которая предварительно спускается на НКТ (замковые опоры изготовляют с пружин­ными или малогабаритными якорями). Насос извлекается из скважины при подъеме только колонны штанг. Поэтому НСВ целесообразно применять в скважинах с небольшим дебитом при больших глубинах спуска.