Способ измерения дебита нефти

Способы расчёта дебита нефти: расписываем по порядку

Дебит – ключевая характеристика любой скважины. Под этим понятием подразумевают то количество воды, нефти, либо газа, которое источник может выдать за условную единицу времени – одним словом, его производительность. Измеряется этот показатель в литрах за минуту, либо в кубометрах за час.

Прокачанная скважина для воды на участке

Расчет дебита необходим как при обустройстве бытовых водоносных скважин, так и в газодобывающей и нефтяной промышленности — каждая классификация при этом имеет определенную формулу для вычислений.

Зачем нужно делать расчет дебита скважины?

Если вы знаете дебит своей скважины, то сможете без проблем подобрать оптимальное насосное оборудование, так как мощность насоса должна точно соответствовать продуктивности источника. К тому же, в случае возникновения каких-либо проблем, правильно заполненный паспорт скважины очень поможет ремонтной бригаде выбрать подходящий способ её восстановления

Исходя из показателей дебита, выполняется классификация скважин на три группы:

• Низкодебитные (меньше 20 м³/сутки);
• Среднедебитные (от 20 до 85 м³/сутки);
• Высокодебитные (свыше 85 м³/сутки).

В газовой и нефтедобывающей промышленности эксплуатация малодебитных скважин нерентабельна. Поэтому предварительное прогнозирование их дебита является ключевым фактором, который определяет, будет ли выполняться бурение новой газовой скважины на разрабатываемой территории.

Для определения такого параметра в газовой промышленности имеется определенная формула (которая будет приведена ниже).
к меню

Как сделать расчет дебита артезианской скважины?

Для выполнения расчетов вам необходимо узнать два параметра источника – статический и динамический уровни воды.

Для этого вам понадобится веревочка, с объемным грузиком на конце (таким, чтобы при касании к водной поверхности был отчетливо слышен всплеск).

Процедура замера уровня воды в скважине

Измерить показатели можно по истечению одного дня после окончания обустройства скважины. Выждать сутки после завершения бурения и промывки необходимо для того количество жидкости в скважине стабилизировалось. Делать замер раньше не рекомендуется — результат может быть неточным, так как в первые сутки происходит постоянное увеличение максимального уровня воды.

По истечению необходимого времени выполните замер. Делать это нужно по глубине обсадной колонны – определите, какую длину имеет часть трубы, в которой отсутствует вода. Если скважина сделана согласно всем технологическим требованиям, то статический уровень воды в ней будет всегда выше, чем верхняя точка фильтрующего участка.

Динамический уровень – это непостоянный показатель, который будет меняться в зависимости от условий эксплуатации скважины. Когда осуществляется забор воды с источника, её количество в обсадной колонне постоянно уменьшается.В случае, когда интенсивность забора воды не превышает продуктивность источника, то спустя какое-то время вода стабилизируется на определенном уровне.

Исходя из этого, динамическим уровнем жидкости в скважине является показатель высоты водного столба, который будет держаться при постоянном заборе жидкости с заданной интенсивностью. При использовании погружных насосов разной мощности динамический уровень воды в скважине будет отличаться.

Оба эти показателя измеряются в «метрах от поверхности», то есть чем ниже фактическая высота столба воды в осадной колонне, тем меньшим будет динамический уровень. На практике расчет динамического уровня воды помогает выяснить, на какую максимальную глубину может быть опущен погружной насос.

Расчет динамического уровня воды осуществляется в два этапа — нужно выполнить средний и интенсивный водозабор.Производите замер после того, как насос беспрерывно проработал один час.

Определив оба фактора, вы уже можете получить ориентировочную информацию по дебиту источника – чем меньше разница между статическим и динамическим уровнем, тем большим является дебит скважины. У хорошей артезианской скважины эти показатели будут идентичными, а средний по производительности источник имеет 1-2 метра разницы.

Процесс бурения скважины

Расчет дебита скважины может производиться несколькими способами. Вычислять дебит проще всего по следующей формуле: V*Hв/Hдин – Hстат.

• V– интенсивность отбора воды при замере динамического уровня скважины;
• Ндин – динамический уровень;
• Нстат – статический уровень;
• Нв – высота столба воды в обсадной колонне (разница между общей высотой обсадной колонны и статическим уровнем жидкости)

Как определить дебит скважины на практике: возьмем в качестве примера скважину, высота которой составляет 50 метров, при этом перфорированная зона фильтрации расположена на 45-ти метровой глубине. Замер показал статический уровень воды глубиною 30 метров. Исходя из этого, определяем высоту столба воды: 50-30=20 м.

Чтобы определить динамический показатель, предположим, что за один час работы насосом из источника было откачано два кубометра воды. После этого замер показал, что высота столба воды в скважине стала меньше на 4 метра (произошло увеличение динамического уровня на 4 м)

То есть, Ндин = 30+4=34 м.

Для того чтобы свести возможные погрешности расчета к минимуму, после первого измерения нужно выполнить расчет удельного дебита, с помощью которого можно будет рассчитать реальный показатель. Для этого, после первого забора жидкости, необходимо дать источнику время на заполнения, чтобы уровень столба воды поднялся до статического показателя.

После чего выполняем забор воды с большей интенсивностью, чем первый раз, и повторно делаем замер динамического показателя.

Для демонстрации расчета удельного дебита используем такие условные показатели: V2 (интенсивность откачки) – 3 м³, если предположить, что при интенсивности откачки в 3 кубометра за час, Ндин составляет 38 метров, то 38-30 = 8 (h2 = 8).

Процесс монтажа глубинного насоса в скважину

Удельный дебит рассчитывается по формуле: Du = V2 – V1/ H2 – H1, где:

• V1 – интенсивность первого забора воды (меньшая);
• V2 – интенсивность второго забора воды (большая);
• H1 – уменьшение столба воды при выполнении откачки меньшей интенсивности;
• H2 – уменьшение столба воды при откачке большей интенсивности

Вычисляем удельный дебит: Ду = 0.25 кубометра в час.

Удельный дебит нам демонстрирует, что рост динамического уровня воды на 1 метр, влечет за собой увеличение дебита скважины на 0.25 м3/час.

После того как рассчитан удельный и обычный показатель, можно выполнить определение реального дебита источника по формуле:

Др = (Нфильтр – Нстат) * Ду, где:

• Нфильтр – глубина верхнего края фильтрующего участка обсадной колонны;
• Нстат – статический показатель;
• Ду – удельный дебит;

Исходя из предыдущих расчетов, мы имеем: Др = (45-30)*0.25 = 3.75 м3/час — это высокий уровень дебита для артезианской скважины (классификация высокодебитных источников начинается с 85 м³/сутки, у нашей скважины он составляет 3,7*24=94 м³)

Как вы видите, погрешность предварительного расчета, в сравнении с итоговым результатом, составила около 60%.
к меню

Формула / Реферат

Способ определения дебита нефтяных скважин, в котором измеряют лабораторным путем обводненность пластовой жидкости, вязкость нефти и плотность воды и нефти, измеряют давление, температуру и динамический уровень пластовой жидкости, а также измеряют расход газа, постоянное время, скачкообразное уменьшение дебита пластовой жидкости, радиус контура питания и скважины, среднюю молекулярную массу i-го компонента газа и расстояние от забоя до устья скважины и по полученным значениям производят расчет и строят кривую восстановления пластового давления, по которой определяют прогнозное значение восстанавливаемого пластового давления, причем кривую восстановления пластового давления строят по формулам

полученную кривую аппроксимируют по формуле

и по ней определяют прогнозное значение пластового давления и время восстановления давления, а для расчета дебита скважины по нефти, газу и пластовой жидкости предварительно определяют коэффициент проницаемости пласта по формуле

и рассчитывают дебит скважины по формулам

где δPз(t) — изменение забойного давления;

δPу(t) — изменение давления в устье скважины;

δH(t) — изменение уровня пластовой жидкости в эксплуатационной колонне в момент времени t;

g — ускорение свободного падения;

e-t/T — экспоненциальное изменение уровня жидкости в эксплуатационной колонне;

ρпж, ρн, ρв – плотности соответственно пластовой жидкости, нефти и воды;

w — обводненность пластовой жидкости;

Рпл- пластовое давление;

Рз — давление в забойной скважине;

ln — символ натурального логарифма;

p — число пи=180 или 3,14;

Qг — расход газа;

Kу — коэффициент усиления, который при t®¥ равен A/δP(¥);

А=δQ=QT-Q0 — скачкообразное уменьшение дебита пластовой жидкости от текущего значения QT до нуля — Q0;

t — текущее время;

Т — постоянное время;

Qпж — объемный расход пластовой жидкости;

Gн, Gb — массовый расход, соответственно, нефти и воды;

mпж, mн — вязкость пластовой жидкости и нефти (mпж=mн(1+2,5w));

K — коэффициент проницаемости пласта;

hп — мощность пласта;

Rk, rс — соответственно, радиусы контура питания и скважины;

Р0 — атмосферное давление;

Mср. — средняя молекулярная масса газа;

CiMi — соответственно, содержание и молекулярная масса i-го компонента газа;

R — универсальная газовая постоянная;

Hз — расстояние от забоя до устья скважины;

Н(t) — динамический уровень жидкости в эксплуатационной колонне в момент времени t;

t — температура в газовой фазе в момент времени t.

Применение формулы Дюпюи

Классификация скважин нефтяной и газовой промышленности требует расчета их дебита по формуле Дюпюи.

Формула Дюпюи для газовой скважины имеет следующий вид:

Формула Дюпюи для расчета газовой скважины

Для вычисления дебита нефти существует три разновидности данной формулы, каждая из которых применяется для разных видов скважин — поскольку каждая классификация имеет ряд особенностей.

Для нефтяной скважины с неустановившимся приточным режимом:

Формула Дюпюи для нефтяной скважины с неустановившимся режимом

Для нефтяной скважины с псевдоустановившимся режимом притока:

Формула Дюпюи для нефтяной скважины с псевдоустановившимся режимом

Для нормального режима притока:

Формула Дюпюи для нефтяной скважины с нормальным режимом

• q0 – дебит источника;
• K – проницаемость скважины;
• h – продуктивность пласта;
• Pпл – средний показатель давления породы;
• Pзаб – забойное давление породы;
• μ0 – коэф. вязкости нефти;
• Β0 – коэф. объема нефти;
• re – радиус дренажа;
• rw – радиус нефтескважины;
• S – скин фактор;
• α – коэф. пересчета.

Источник

Совершенствование способа измерения дебита нефтяных скважин

Аннотация

Ключевые слова

Полный текст:

Литература

Соколов С.М., Горбатиков В.А., Тарасов М.Ю., Фахретдинов И.З. О модернизации старых нефтяных месторождений Западной Сибири и комплексном проектировании их разработки и обустройства // Нефтяное хозяйство. 2009. № 11. С. 120-123.

Шаякберов В.Ф., Исмагилов Р.Р., Латыпов И.А. Новые технологии модернизации обустройства старых нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство. 2010. № 1. С. 8-11.

ГОСТ Р 8.615-2005. Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования. М.: Стандартинформ, 2006. 19 с.

Изменение № 1 ГОСТ Р 8.615-2005. Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования. М., 2009.

Газаров А.Г., Шаякберов В.Ф., Мугатабарова А.А. К вопросу измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа (в порядке дискуссии) // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2009. № 10. С. 28-31.

Пат. 2342528 РФ, МПК E 21 B 47/10, E 21 B 43/38. Устройство для измерения количества нефти и нефтяного газа / В.Ф. Шаякберов (РФ). 2007110879/03; Заявлено 23.03.2007; Опубл. 27.12.2008. Бюл. 36.

Пат. 2199662 РФ, МПК Е 21 В 47/10. Устройство для измерения дебита скважин / Р.Р. Сафаров, Р.А. Сафаров, Б.Р. Сафаров (РФ). 2001114741/03; Заявлено 29.05.2001; Опубл. 27.02.2003.

А.с. 1530765 РФ, МПК Е 21 В 47/10. Устройство для измерения дебита скважин / Р.Р. Сафаров (РФ). 4329854; Заявлено 16.11.1987; Опубл. 23.12.1989.

А.с. 1211460 РФ, МПК F 04 D 13/10. Скважинная насосная установка / М.Д. Валеев, Ф.Х. Хатмуллин, Р.А. Зайнашев (РФ). 3779135; Заявлено 31.07.1984; Опубл. 15.02.1986.

Пат. 1782294 РФ, МПК F 04 D 13/12. Входное устройство скважинного насоса / В.И. Чудин, В.И. Попов (РФ). 4827428; Заявлено 21.05.1990; Опубл. 15.12.1992.

Пат. 2351757 РФ, МПК Е 21 В 47/10. Способ измерения дебита нефтяных скважин и устройство для его осуществления (варианты) / Р.Р. Сафаров, Я.Р. Сафаров, А.Р. Сафаров, Л.Р. Исланова, Н.К. Васильев, М.Д. Акульшин (РФ). 2007133351/03; Заявлено 05.09.2007; Опубл. 10.04.2009. Бюл. 10.

Ссылки

• На текущий момент ссылки отсутствуют.

(c) 2015 НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ «ПРОБЛЕМЫ СБОРА, ПОДГОТОВКИ И ТРАНСПОРТА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ»

Источник

Измерения дебита нефти, газа и пластовой воды

Для контроля и регулирования процесса разработки место­рождения важное место имеет систематический замер дсбитов нефти и i аза.

При этом особое внимание должно обращаться на измене­ние обводненности добываемой нефти во времени и на увеличе­ние газового фактора по скважинам. Систематический замер де-битов нефти даст большое представление о состоянии залежи, снижении или увеличении Р_пл иР, и вытекающие из этого меры, которые необходимо принять для рациональной разработки ме­сторождения.

При герметизированной схеме сбора нефти и газа, количе­ство добываемой жидкости (нефти и воды) замеряется на груп­повых замерных установках (ГЗУ) типа «Спутник». Спутники выпускаются нескольких типов:

Спутник А, Спутник В, Спутник Б-40 и другие. Измерение дебита осуществляется путем кратковременных пропусков через турбинный счетчик, накапливающийся в сепараторах жидкости и регистрации объемов на индивидуальном счетчике. Количество воды, содержащейся в нефти, долгое время определялось при по­мощи прибора Дина—Старка. По этот метод не позволяет вести непрерывный контроль за обводненностью нефти при работе скважин и требует большого штата лаборантов. С учетом этого был разработан метод, позволяющий непрерывно определять со­держание поды в нефтяном потоке. Известно, что безводная нефть является хорошим диэлектриком — диэлектрическая про­ницаемость ее е = 2,1—2,5, а диэлектрическая проницаемость

В.И. Кудипов. Основы пефтегазопромыслояого дела

Глава ХУШ. Исследование скважин

пластовых минерализованных вод достигает 80. Такая разница в диэлектрической проницаемости воды и нефти позволила соз­дать плагомер с высокой чувствительностью. Принцип действия прибора состоит в изменении емкости конденсатора, образован­ного двумя электродами, опушенными в анализируемую водо-нефтяиую жидкость. Емкость конденсатора определяется по формуле

где F — площадь поверхности обкладок конденсатора; е — ди­электрическая проницаемость среды между обкладками; / — рас­стояние между обкладками.

Таким образом, если площадь, F обкладок конденсаторов, опушенных в анализируемую водонефтянуго жидкость, и рас­стояние / между ними неизменны, то емкость конденсатора С бу­дет зависеть от изменения Е, то есть от изменения содержания воды в нефти. В объединении «Саратовнефтегаз» был разработан унифицированный влагомер на принципе измерения диэлектри­ческой проницаемости водонефтяпой жидкости, позволяющий непрерывно контролировать и фиксировать объемное содержание воды в потоке сырой или товарной нефти с погрешностью от 2,5 до 4%. Влагомер выпускается промышленностью в двух модифи­кациях: УВН-1 — для нефти с содержанием воды от 0 до 60% и УВН-2 — для нефти с содержанием воды от 0 до 3%.

Влагомеры питаются от сети переменного тока напряжени­ем 220 В. Показания влажности нефти записываются на ленточ­ную диаграмму.

10. Измерение расхода нефтяного газа

При закрытой схеме сбора нефти, газа и поды с автоматизи­рованными замерными групповыми установками, где осуществ­ляется постоянный контроль за работой каждой скважины (по нефти и воде), расход газа замеряют эпизодически. Необхо­димость в эпизодических, а не постоянных замерах газа на авто­матизированных замерных установках связана с тем, что продук-

ция скважин (нефть, газ и поду) после замера их на этих установ­ках вновь смешивается и транспортируется по одному общему коллектору ло первой ступени сепарации или установки подго­товки нефти (УПН). Для эпизодического измерения перепада давления и количества газа, добываемого вместе с нефтью из скважин, подсоединенных к автоматизированным групповым замерным установкам (АГЗУ), применяются обычные дифферен­циальные манометры, а на спутниках £-40 применяются турбин­ные счетчики. В качестве дроссельного устройства могут приме­няться измерительные диафрагмы и сопла. Для круглосуточного замера количества газа, проходящего по газопроводу, использу­ются самопишущие механические (поплавковые) дифференци­альные манометры ДП-430, ДП-410 и другие. В промысловой практике количество нефтяного газа иногда измеряют диафраг-мениым измерителем критического течения (прувером).

11. Методы контроля в процессе теплового воздействия на пласты

Как уже отмечалось, существует много методов исследова­ния скважин. Вес они направлены па получение своевременной и полной информации по разрабатываемому объекту для того, чтобы принимать своевременные меры для осуществления ра­циональной разработки месторождения, вносить, при необходи­мости, изменения в использование «нефтепромыслового оборудо­вания для подъема жидкости из скважины, проводить геолого-техпические мероприятия по регулированию процесса добычи нефти, увеличения или ограничения объемов закачки агента воз­действия на залежь, проведения ремоптно-изоляциопных работ и так далее. При тепловых методах воздействия на залежь приме­няют следующие методы исследования:

В.И. Кудимов. Основы пефтегазопромысяового дела

Глава XVIII. Исследование скважин

Геофизические методы исследования, как уже отмечалось, основаны на физических явлениях, происходящих в горных по­родах и насыщающих их флюидах при взаимодействии их с жид­костью скважины и воздействии па них радиоактивного облуче­ния и ультразвука. Геофизические методы исследования дают общую информацию о состоянии горных пород, их параметрах, а также об их изменениях в процессе разработки залежи. В про­цессе геофизических исследований скважин получают каротажи, которые дают возможность следить за изменением той или иной величины по стволу скважины.

Из множества видов каротажа при тепловых методах чаще всего используют термокаротажи. Термокаротаж позволяет опре­делять температуру по стволу скважины, дифференцировать гор­ные породы по температурному градиенту, то есть по тепловому сопротивлению, что особенно важно знать при импульспо-дозировашгых тепловых методах воздействия па пласт. При им­пульс но-дозирова1 том тепловом воздействии на пласт (ИДТВ), то есть при чередующемся введении в пласт тепла и холодной воды, термокаротаж позволяет получить соответствующую но-яуго информацию (к исходной) о теплоемкости и теплопроводно­сти пластов, определить газонефтяной контакт, зоны утечки теп­ла через дефектные места в эксплуатационной колонне, зоны по­глощения воды и газа и так далее.

Гидродинамические методы исследования при тепловых методах служат для изучения характеристик и состояния притока жидкости к забою скважин при установившихся режимах ее ра­боты. Главными параметрами гидродинамических измерений яв­ляются определение дебита жидкости и давлений, а также их изменение в процессе разработки.

Скважинные дебитометрические исследования дают важ­ную информацию, прежде всего, о работающих пластах и про-пластках, а на их основе принимаются решения для проведения тех или иных геолого-техничсских мероприятий по приобщению в число действующих неработающих толщин как в нефтяных, так и в паранагнетательных скважинах. Исследования эти должны

рассматриваться с учетом одновременно проводимых в скважи­нах исследований по состоянии обводненности, давлений, темпе­ратур (это особенно важно) по стволу и в призабойнон зоне скважины и т.д.

Термодинамические исследования при тепловых методах являются главенствующими. Начальная термограмма, замерен­ная перед пуском скважины в эксплуатацию, позволяет опреде­лить естественный температурный фон по стволу скважины в данных конкретных условиях. Термограмма, полученная через определенное время работы скважины в результате соответст­вующего воздействия на пласт, дает возможность определить работающие и неработающие пропластки, степень теплопотерь по стволу и в призабойной зоне скважины, приемистость нагне­тательной скважины, продуктивность в целом и по отдельным пропласткам. При изменении режима ИДТВ, то есть смены агента воздействия от закачки тепла к закачке холодной воды, позволяет находить (определять) эффективную температуру при закачке холодной воды, ниже которой холодную воду не­обходимо прекратить закачивать, то сеть при любом цикле хо­лода и тепла находить эффективные пределы закачки агента воздействия.

Одним из основных факторов рациональной разработки ме­сторождений является систематическое изучение динамики пла­стового давления и его регулирование в процессе воздействия. На основе систематических наблюдений за изменением пласто­вого давления в скважинах строятся приведенные к отметке ВНК (водонефтяной контакт) карты равных давлений (изобар). По их конфигурации определяют направление фильтрационных пото­ков и перемещение теплового фронта. Полезную информацию о характере воздействия на пласт дает изучение динамики обвод­ненности добываемой жидкости. Однако использовать эти дан­ные необходимо в комплексе с гидрохимическими картами, по­строенными в этот же период, так как обводненность скважин может произойти за счет порыва законгуренных вод, перетока из других горизонтов и так далее.

В.П. Кудимов. Основы нефтегспопромыслового дела

Глава XVIII. Исследование скважин

Химические же анализы вод позволяют сделать заключение об истинных источниках поступления вод.

Физико-химические методы контроля за процессами тепло­вого воздействия на залежь основаны па закономерностях измене­ния свойств нефти, газа и пластовой воды в процессе разработки.

Наиболее результативными при контроле за разработкой нефтяных залежей признаны оптические методы, основанные на явлении поглощения света нефтью. Значительным изменениям при тепловых методах воздействия подвергаются такие парамет­ры нефти, как вязкость, плотность, содержание асфальтенов, со­держание серы и ванадия в асфальтснах и др. По изменению па­раметров нефти можно охарактеризовать процессы, вызывающие их изменения и установить на каком этапе воздействия находится исследуемая зона залежи. Для площадной характеристики про­цесса теплового воздействия строятся карты изменения того или иного параметра нефти на определенные даты и сравнивают их с начальными или текущими картами предыдущих этапов разра­ботки.

В процессе теплового воздействия в продуктивных пластах под влиянием пароводяной смеси происходит изменение минера­лизации вод. Эти изменения связаны с основными направляю­щими движениями фильтрационных потоков нефти, пароводяной смеси, масштабом и интенсивностью процесса теплового воздей­ствия в определенные периоды времени, что позволяет контроли­ровать процесс воздействия па залежь.

Физико-химические процессы, происходящие в пласте, от­ражаются на составе попутных вод, добываемых вместе с неф­тью, и находят свое выражение в обобщенном показателе — мине­рализации вол. Следовательно, по изменению значений минера­лизации вод можно судить о направлениях движения фильтраци­онных потоков от паронагнетательных скважин к добывающим. При определении оптимального объема гидрохимических иссле­дований установлено, что для минерализованных вод (10-15 г/л) гидрокарбонатно-натриевого типа контроль за процессом тепло­вого воздействия осуществляется по сумме С1+НСО₃. Прослежи­вается четкая связь этого параметра с общей минерализацией

во всем диапазоне изучаемых вод. Общей гидрохимической зако­номерностью процессов теплового воздействия является увели­чение минерализации вод, содержания в них С1-иона (Cl+НСОз) но направлению от паронагнетательных скважин к добывающим, а в добывающих, соответственно, — уменьшение этих параметров во времени. Гидродинамический метод является наиболее про­стым в исполнении и дающим достаточно высокую информацию. Его применение дает возможность оперативно и с небольшими затратами определять основные направления движения фильтра­ционных потоков и выявлять зоны гидрохимического регулиро­вания.

Глава XIX. Подземный и капитальный ремонт скпажии

Глава XIX Подземный и капитальный ремонт скважин

Работы, связанные с устранением различных неисправно­
стей с внутрискважинным оборудованием, и геолого-техническне
мероприятия, проводимые и призабойпой зоне продуктивного
пласта, называются подземным ремонтом скважин. Ежегодно
на промыслах России проводятся более 20000 подземных ремон­
тов. , ,

Отношение времени фактической работы скважин к их об­щему календарному времени за год (месяц) называется коэффи­циентом эксплуатации скважин. Коэффициент эксплуатации счи­тается не плохим, если равен 0,95-0,96. Подземный ремонт сква­жин, в зависимости от вида и сложности работ, подразделяется на текущий и капитальный. К текущему подземному ремонту скважин относят:

1) ликвидацию обрмпа или отворота насосных штанг;

2) смену насосно-компрессорных труб или штанг;

3) смену глубинного насоса или ЭЦП;

4) изменение глубины подвески насосного оборудования
(ЭЦН, ШГН);

5) замену ПЭД в результате изоляции «О»;

7) замену кабеля;

8) очистку или смену песочного якоря;

9) очистку скважин от песчаных пробок и парафина;

10) удаление со стенок НКТ солей, парафина;

11) подъем и спуск насосного оборудования для проведения
в скважине исследовательских работ;

12) подъем НКТ в фонтанных скважинах для очистки от уле­
тевших в них скребков, глубинных манометров, глубин­
ных термометров и т.д.

Эти работы выполняются специализированными бригада­ми по подземному ремонту скважин. Бригады подземного ремон­та скважин работают в две и три смены. Каждая смена (вахта) состоит из 3-х человек: старший оператор (старший смены) под­земного ремонта скважин, помощник оператора подземного ре­монта скважин, машинист подъемника или агрегата. Старший оператор и помощник оператора работают на устье скважины, а машинист подъемника (агрегата) — на лебедке подъемного ме­ханизма и осуществляет спускоподъемные операции с помощью лебедки подъемного агрегата.

Работы, связанные со сложными операциями в стволе сква­жины, называются капитальным ремонтом. К ним относятся:

1) работы, связанные с ликвидацией аварий (полей труб,
штанг, насосов, ЭЦН, запарафинивание труб и штанг);

2) работы по проведению изоляционных работ;

3) исправление поврежденных эксплуатационных колонн;

4) работы по переводу скважин с одного объема разработки на
другой;

5) работы по проведению ГРП, щелевой разгрузки, обработке
призабойной зоны пласта оксидатом, кислотами и т.д.;

6) фрезерование в эксплуатационной колонне (падение метал­
лических предметов, образование сальников);

7) ликвидация создавшегося в эксплуатационной колонне
сальника из кабеля КРБК;

8) разбуривание цементных стаканов и т.д.
Вышеперечисленные и другие виды капитальных ремонтов

выполняются бригадами капитального ремонта скважин.

Подземный и капитальный ремонты скважин выполня­ются с использованием подъемных агрегатов (последнее вре­мя передвижных) А-40, А-50 и т.д., транспортных средств, инструмента, средств механизации (ключи АШК, АПР), раз­личного ловильного и другого оборудования и специального инструмента.

Для подготовки скважин к ремонту имеются подготови­тельные бригады, которые готовят скважины к ремонту:

1) освобождают устье скважин от посторонних предметов;

В.И. Кудиггав. Основы нефтегазопромысдового дела

Глава XIX. Подземный и капитальный ремонт скважин

2) глушат (промывают) скважину, готовят площадку для
подъемного агрегата;

3) завозят на скважину необходимое оборудование (трубы,
штанги, насосы, кабель КРБК и КРБП, установки ЭЦМ,
растворы, цемент и т.д.).

Перед началом работ на основе последних исследований со­ставляется план работ, по которому ведутся работы. Бригады ка­питального ремонта работают в три смены.

В бригадах капитального ремонта скважин, если работы ве­дутся по подъему НКТ 2-мя трубками, в пахту включен дополни­тельно верховой рабочий.

Подъемные устройства и механизмы, применяемые при

ремонте скважин. Все виды работ по подземному и капитально­му ремонту скважин связаны с подъемом или спуском в скважи­ну труб, штанг, различного инструмента пли оборудования. Для этого на промыслах широкое распространение получили подъ­емные передвижные агрегаты, у которых вышка и лебедка разме­шаются на одной транспортной базе — тракторе или вездеходном автомобиле. В последние годы также подъемники выпускаются на базе вездеходных автомобильных средств (КРАЗ) А-40, А-50 и другие. Длительное время применялись подъемники на тракто­ре ЛТ-11КМ и АЗИНМАШ-43П и другие модификации грузо­подъемностью от 16 до 80 т. Вышки или мачты оснащаются обычным полиспастом или талевой системой с крюком, на кото­ром при помощи специальных приспособлений (штропа) подве­шивается поднимаемый (опускаемый) груз (трубы, штанги, на­сосные установки).

Спускополъемные операции проводятся с помощью талевой системы, состоящей из кронблока, талевого блока, крюка и тале­вого каната.

Оснастка талевой системы (рис. 149), т.е. число шкивов, участвующих в работе, определяется массой (весом) поднимае­мого груза.

При подъеме груза по схеме I, т.е. напрямую, сила Р, необ­ходимая для подъема груза массой Q, теоретически должна быть

Рис. 149. Схема оснастки талевой системы

равна силе тяжести груза Q. Длина наматываемого па барабан каната будет равна высоте Н_и па которую поднимается груз.

По схеме II, т.е. с одним шкивом на талевом блоке, масса поднимаемого груза распределяется на два каната с нагрузкой каждого из них, равной половине силы тяжести, т.е. У₂ Q.

Неподвижный и ходовой концы каната будут испытывать такую же нагрузку. Но в этом случае для того, чтобы поднять груз на высоту Н, на барабан требуется намотать канат дли­ной 2Н. В этом случае для подъема груза потребуется время в два раза больше. При оснастке талевой системы 3×2 показатели уд­воятся, а при оснастке 4×3 — станут в четыре раза больше в срав­нении с оснасткой 2×1.

По схеме III подъем груза проводится также при помощи одного подвижного шкива, а неподвижный конец каната закреп­ляется не на основании вышки, а за серьгу подвижного шкива, т.е. груз Q подвешивается на 3-х канатах, и нагрузка каждого из них равна fyQ- Сила, необходимая для подъема труза массой Q, при данной оснастке равняется )4Q, а длина наматываемого па барабан каната будет равна ЪН. Сила натяжения ходового конца каната при любой оснастке определяется по формулам:

642 П.И. Кудинов. Основы нефтегазопрпмыслового дела

Глава XIX. Подземный и капитальный ремонт скважин

— при креплении неподвижного конца каната к основанию подъ­емного сооружения —

— при креплении неподвижного конца каната за серьгу подвиж­ного шкива-

масса груза на крюке; п — число подвижных шкивов; tj —к.п.д. талевой системы (находится в справочнике).

Неподвижные ролики полиспаста, собранные вместе, назы­ваются кропбяоком и устанавливаются на верхней части вышки или мачты (рис. 150). Вес ролики кронблока свободно насажены на один вал, укрепленный на раме. В кронблоке может быть от трех до пяти роликов в зависимости от требуемой грузоподъем­ности талевой системы. Подвижные ролики талевой системы также свободно насажены на одном валу в один узел и называют­ся талевым блоком (рис. 151). Талевый блок висит на стальном канате, который поочередно пропускается через ролики крон-блока и талевого блока и обратно в том же порядке. Неподвиж­ный конец каната закрепляется к основанию мачты (вышки), а подвижный конец прикрепляется к барабану лебедки.

Подвижный конец каната перед закреплением его у бараба­на лебедки чаще всего пропускается через оттяжной ролик, при­крепленный у основания вышки. Это делаегся главным образом с целью недопущения опрокидывания вышки и мачты при спус-ко-подъемных операциях. Как видно, талевый блок, крюк и подвешенный на нем груз висят на нескольких струнах каната. Число струп каната от 2 до 8, при этом нагрузка на рабочий ко­нец каната и на лебедку в 2-8 раз меньше веса груза на крюке. Применяемые канаты изготавливаются из стальной проволоки с пределом прочности от 140 до 190 кгс/мм 2 , диаметром от 11 до 28 мм. Диаметр каната выбирается в зависимости от веса под­нимаемого груза. Для егтускоподъемных операций при подзем­ном ремонте скважин применяют канаты с запасом прочности не менее 2,5.

ml	■
Вт	ЛИГ тяпг 1	J
— 3 /с и давление 1,54 МПа. Агрегаты АНЦ и АНП: — оборудованы устройством подогрева гидравлической части насосов высокого давления для обеспечения работы устано­ вок при низких температурах; — укомплектованы коллектором для обеспечения одновре­ менной работы нескольких агрегатов при цементировании скважин и переходников диаметром 50 мм для подключения к приемной линии всасывающего шланга. Для проведения подземных и капитальных ремонтов сква­жин применяются трубные и штанговые элеваторы; трубные (цепные) и штанговые ключи. На рис. 153 показан трубный эле­ватор. В.И. Кулитюв. Основы пефмегазопромыслового дела Глава XIX. Подземный и капитальный ремонт скважин элеватор открыт; б — элеватор sa­ri 4 — рукоятка; 5 — корпус; 6 — ручка Рис. 153. Трубный элеватор: а крыт: 1 — шток; 2 — чатвор; 3 — винт штока; 7 — стакан Трубные и штанговые элеваторы применяются для захвата трубы (штанги) под муфту и удержания колонны труб (штанг) при их спуске или подъеме. Диаметр отверстия в элеваторе соот­ветствует наружному диаметру поднимаемых (спускаемых) труб (штанг). Одна из стенок элеватора раскрывается для ввода в нее тру­бы (штанги). Когда труба будет заведена в элеватор, стенка при помощи специального рычага закрывается. Мри подъеме труба опирается заплечиками муфты на торце­вую поверхность элеватора. На боковые проушины элеватора на­деваются массивные стальные штропы, которые подвешиваются к подъемному крюку. Элеваторы выпускаются для НКТ диаметром 48; 60,3; 73; 89 и 114 мм. Масса (вес) трубных элеваторов выпускается 14, 17, 20, 35 кг. Штанговые элеваторы выпускаются грузоподъемностью 5 и 10 т. Для свинчивания и развинчивания НКТ применяются цеп­ные ключи, а для штанг — штанговые ключи. Цепной ключ (рис. 154) состоит из рукоятки 1, двух челюстей 2 и цепи 3 с пло­скими шарнирными звеньями. Челюсти своими зубьями захваты­вают тело трубы и служат опорой для рычага, которым является рукоятка. Рис. 154. Цепной ключ Для свинчивания и развинчивания насосных штанг приме­няются штанговые ключи (рис. 155). Штанговый ключ состоит из рукоятки и рабочей части, имеющей зев под квадратную головку Рис. 155. Штанговый ключ При работе ключ заводят на штангу, и легкими ударами ру­коятки о челюсть достигается свинчивание или развинчивание штанг. При ремонте скважины, оборудованной глубинно-насосной штанговой установкой, вначале поднимают штанги, а затем НКТ и насос. Работы ведутся в следующей последовательности: если В.И. Кудинов. Основы чефтегазопромыслооого дела Глапа XIX. Подземный и капитальны» ремонт скважин скважина работала с приводом от СКН, то вначале отсоединяют верхнюю штангу (полированный шток) от станка-качалки, отво­дят в сторону головку балансира, затем подвешивают на крюке всю колонну штанг с помощью штангового элеватора. Во время подъема инструмента, после выхода муфты пер­вой штанги, под муфту подставляют второй элеватор, который удерживает колонну штанг от падения при отвинчивании подня­той первой штанги. После укладки отвинченных штанг на мостки поднимают следующую штангу и т.д. После того как подняли всю колонну штанг, начинают подъем насосно-компрсссорных труб в такой же последовательности. Всю колонну спущенных в скважину труб подвешивают па крюке при помощи элеватора, который поддерживает колонну труб за муфту. Когда трубы подняты на некоторую высоту и муфта следующей трубы поднята над устьем скважины, под эту муфту подставляют второй элеватор, который удерживает трубы от падепия в скважину при отвинчивании под­ нятой очередной трубы. Отвинченную трубу кладут на мостки и продолжают подъем остальных труб. С целью’облегчения и ус­ корения трудоемких процессов при спускоподъемных операциях применяется ЛПР (автомат подземного ремонта), автор — инже­ нер Молчанов. АПР или его модификация АПР-2 позволяют осуществлять: : 1) автоматический захват и удержание колонны НКТ в специ­ альном клиновом захвате или спайдере; 2) механическое свинчивание и развинчивание НКТ; 3) автоматическое центрирование НКТ в скважине; 4) автоматическое ограничение усилия свинчивания. Автомат АПР (рис. 156) состоит из вращателя 3 с води- лом 4, который служит для вращения трубного ключа и спайде-ра 9, удерживающего на весу колонну труб. Подъем и опускание плашек спайдера автоматизированы и осуществляются движением трубы вверх или вниз. При движении вверх труба, увлекая за собой плашки, при­поднимает их, а под действием груза подвеска с плашками под­нимается и устанавливается в нерабочее положение. При спуске Рис. 156. Автомат АПР: о-автомат с центратором; 6- разрез ав­томата трубы элеватор садится на подвеску и она вместе с плашками опускается. Когда плашки касаются трубы, она захватывается ими и заклинивается, в то же время между нижней плоскостью элеватора и верхней плоскостью подвески создается зазор, что позволяет снять элеватор с трубы. От электродвигателя 7 через червячную пару 6 и 2 передается вращение водилу. Червячное колесо 2 свободно вращается на корпусе автомата 1 в кожухе 5. Между автоматом и электродвигателем имеется муфта 8 ограни­чения момента вращения, регулируемая на определенное усилие при свинчивании труб. Корпус автомата соединяется с центрато­ром 10 болтами. Автомат управляется с помощью реверсивного трехполюсного пускателя. Пускатель соединяется кабелем с электродвигателем. Для свинчивания и развинчивания насос­ных штанг используются штанговые ключи АШК и МШК. АШК — автоматический штанговый ключ. МШК — механический штанговый ключ. Принцип действия АШК и МШК аналогичен автоматам АПР. На базе АПР-2 созданы автоматы АПР-ГР с гидроприво­дом. Для скважин, оборудованных бесштанговыми электроцен­тробежными погружными насосами, применяют автоматы АПР-2ЭПН. В.И. Кудинов. Основы чефтегазопроммслового дела Глава XIX. Подземный и капитальный ремонт скважин Для механизации свинчивания-развинчивания бурильных и насосно-компрессорных труб (ПКТ) в процессе текущего и капи­тального ремонта нефтяных и газовых скважин в составе подъем-пых установок типа АЗ-37, УПТ-50, Л-50, Сгетсо заводом «Иж-нефтемаш» выпускается ключ подвесной трубный (КПТ). Ключ поставляется отдельно или в комплекте с клиновым захватом Зк. Ключ имеет подвеску-компенсатор для вертикального пе­ремещения. Гидропривод ключа работает от гидросистемы подь-емной установки. Трубозажимное устройство ключа кулачкового типа, предусмотрена блокировка, исключающая возможность включения при открытой дверце. Планетарный редуктор и коробка передач обеспечивают две скорости вращателю. Имеется регулируемый гидроклапан огра­ничения крутящего момента. Основные технические характеристики следующие: — условный диаметр ПКТ, мм — 60,73,89; — частота вращения вращателя, об/мин: на высокой передаче — 84 ‘ на низкой передаче-17,2; ‘ ‘ — номинальный крутящий момент па низкой передаче, Нм(кгсм) при Р=20 МПа — 12680 (1268), — при Р=16 МПа — 10150 (1015); — габаритные размеры, мм 1028x730x725. Захват клиновой предназначается для удержания колонны НКТ в процессе текущею и капитального ремонта скважин. В конструкции захвата предусмотрено предохранительное уст­ройство, предотвращающее случайное освобождение колонны НКТ. Привод захвата — пневматический от пневмосистемы подъ-емной установки. Основные технические характеристики: Параметры ЗК ЗК-56 Давление воздуха в писвмосистс-ме, МПа 0,6 0.6 Грузоподъемность, т, пе менее Условный диаметр удерживаемых труб, мм 48,60.73,89, 102, 114 48, 60, 73, 89 При проведении подземных и капитальных ремонтов сква­жин с целью облегчения тяжелого труда рабочих применяют различные лотки для оттаскивания труб на мостки, вилки для подтаскивания труб, направляющие воронки, переносные столи­ки для ручного инструмента и т.д. Наиболее сложные работы на скважинах — капитальные. При капитальном ремонте скважин от работников бригады капи­тального ремонта требуется своевременность ремонта, качество ремонта, безаварийность во время ремонта и т.д., а это зависит от обученности рабочих бригады, их условий работы, сработан­ности и т.д. В промысловых условиях чаще всего бригады капитального ремонта скважин выполняют работы по ликвидации прорвав­шихся к забою скважин пластовых или посторонних вод. Эти работы называют ремоптпо-изояяциоппылт. Изоляцию про­рвавшихся вол осуществляют с помощью закачки в пласт под давлением цементного раствора. Иногда после закачки це­ментного раствора в скважине оставляют (устанавливают) це­ментный мост, т.е. цементный раствор оставляют в скважине от подошвы пласта до верхних дыр перфорации. После ОЗЦ це­ментный мост разбуривают. Вновь перфорируют пласт и осваи­вают скважину. Наиболее сложные виды капитального ремонта — это ловильные работы по извлечению из ствола скважины оборвавшихся и улетевших на забой насосно-компрессорных труб, установок, инструмента и т.д. Часто при ударе НКТ о за­бой они изгибаются, ломаются и заклиниваются в эксплуатаци­онной колонне. Для извлечения улетевших на забой НКТ и дру­гого оборудования применяются специальные ловильные инст­рументы (труболовки, метчики, крючки, пауки, колокола и т.д.). При извлечении труб и другого оборудования часто приходится вести работы с применением больших нагрузок, поэтому при ло-вильных работах применяются толстостенные бурильные трубы (чаще всего диаметром 2Ув»), которые обладают большим сопро­тивлением на разрыв. В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела Глава XIX. Ползем пыи и капитальный ремонт екпажнн К сложным капитальным видам ремонта относят ремонт-но-исправительные работы: исправление смятий, замена на­ружной части эксплуатационной колонны, слом колонны и т.д. Смятые участки эксплуатационной колонны обычно ис­правляют оправочными долотами нли специальными оправками, спускаемыми в скважину на 2%» бурильных трубах. Если доло­тами ие удается выправить колонну, то участок смятия офрезо-вывают плоскими и коническими фрезами. Выправленный уча­сток укрепляют цементным кольцом, для этого за колонну под давлением нагнетают цементный раствор. К сложным видам капитального ремонта скважин относит­ся и ликвидация полета электроцентробежных погружных уста­новок, когда при полете происходит слом НКТ и образование сальника из кабеля КРБК. Для ликвидации таких аварий приме­няются специальные крючки, труболовки и многие другие при­способления. Ловильные работы. К наиболее сложным видам работ в капитальном ремонте скважин относятся ловильные работы оборвавшихся труб, упавшего инструмента, полет ЭЦН с кабе­лем КРБК и т.д. К самым сложным работам относятся работы по захвату и извлечению труб, так как колонна насосно-компрессорных труб, при падении в скважину ударяясь о забой, изгибается по всей длине и заклинивается в эксплуатационной колонне. А при полете ЭЦН дополнительно создаются сальники из кабеля КРБК. Не редко, когда трубы при ударе о забой ломаются во многих местах и размещаются при этом в скважине параллельными ря­дами. Кроме того, иногда происходит полет насосно-компрес-сорных труб вместе со штангами. Перед спуском в скважину ловилыгого инструмента не­обходимо знать состояние эксплуатационной колонны и по­ложение упавших в скважину труб, штанг или иных предме- тов. Для этого применяют свинцовые печати. Для получения отпечатка верхнего конца труб, штанг или иного предмета применяют торцовую печать. При смятии эксплуатационной колонны ее чаще всего обследуют конусной печатью. К ловилышм инструментам относятся овершоты, коло­кола, труболовки (внутренние и наружные), метчики, крюч­ки, удочки, ерши, штопоры и т.д. Для ловли насосно-компрессорпых труб применяют труболопкн различных ти­поразмеров с правой или левой резьбами. Труболовки изго­тавливаются внутренние и наружные, освобождающиеся или освобождающиеся при помощи вспомогательного инстру­мента. Переводник Корпус с воронкой направляющей При ловле НКТ за муфты или другого оборудования, имеющего выступы, использу­ют овершоты. Для ловли НКТ за наружную поверхность, ко­гда трубы оборваны в теле или из них вырвана муфта, приме­няют колокола. При ловильных работах с целью безопасности и надежности (так как часто при­ходится прикладывать большие усилия) применяют толстостен­ные бурильные трубы диамет­ром 2%». Труболовки ТЛ и штан-головки ШЛ наружного захва­та цанговые пеосвобождаю-щнеся (рис. 157, 158, 159) обес­печивают захват и извлечение из U.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыславого дела Глава XIX. Подземный и капитальный ремонт скоажин труб (НКТ), скважшшых насосов, забойных двигателей и насос­ных штанг при ликвидации аварий. Переводник Корпус Цанга i Переводник Корпус 11лаигка Воронка направляющая Рис. 158 Рис. 159 При спуске в скважину ловилыюго инструмента направ­ляющая воронка за счет своего скоса залавливает объект и на­правляет его внутрь труболовки (штанголовки), цанга ловимым объектом поднимается вверх до упора в переводник, разжима­ется и пропускает внутрь ловимый объект. При движении ло-вильной колонны вверх цанга вместе с ловимым объектом опускается на коническую поверхность корпуса и заклинивает­ся. В результате осуществляется падежный захват ловимого объекта. Источник Читайте также:  Дана пирамида abcs применяя способы преобразования чертежа определить высоту пирамиды Оцените статью Вам также может понравиться Ясень семена способ распространения Ясень обыкновенный Fraxinus excelsior – так в ботанической Ярлыки способы создания ярлыков ос windows Создаем ярлыки на рабочем столе Windows Создаем ярлыки Японское удобрение фуджима способ применения Удобрения Фуджима Знаете потрясающее удобрение, палочка Японский чай способ заварки Технология заваривания японского чая Известно, что Правообладателям Политика конфиденциальности Контакты