Опыт эксплуатации оборудования

При эксплуатации НКТ в скважинах наиболее часто встречаются следующие повреждения:

-нарушение герметичности резьбового соединения из-за износа, повреждения или размыва;

-коррозия из-за действия пластовых вод;

-истирание внутренней поверхности оборудованием, спускаемым или работающим а трубах;

-повреждение наружной поверхности в процессе многократных спуско-подъемных операций;

-отложения на поверхности труб солей, смол, парафина и других, присутствующих в жидкости компонентов.

Поскольку НКТ повреждены действию значительных нагрузок, то перечисленные повреждения ведут к преждевременному повреждению труб и их обрывам. Эксплуатация пакеров и якорей в скважинах показывает, что наиболее типичными видами их выхода из строя являются следующие: потеря герметичности, прихват пакера, срыв пакера при создании давления, значительно меньшего допустимого.

Потеря герметичности происходит из-за разрушения резиновых пакерующих элементов под воздействием нефти. Могут возникнуть и механические повреждения отдельных деталей пакера и обсадной колонны

Прихват пакера наиболее характерная авария в скважинах, содержащих в добываемой продукции парафин, соли, песок. Отложения примесей над пакером и под ним приводит к «прилипанию» уплотняющего элемента к колонне и уменьшению ее живого сечения. При длительной эксплуатации в скважине возможны коррозионные повреждения деталей пакера и якоря, препятствующие их взаимодействию.

Срыв пакера с места установки, сопровождающийся его самопроизвольным перемещением по колонне происходит из-за ненадежного заякоривания. Этот отказ наиболее частый и объясняется дефектами эксплуатационной колонны или якоря.

Лекция 10.

Газлифтная эксплуатация скважин

10.1.Принципы газлифтной эксплуатации.

10.2. Конструкции газлифтных подъемников.

10.3. Размещение газлифтных клапанов.

10.4. Расчет пускового давления.

10.5. Установление режима работы компрессорных скважин.

Ранее было показано, что газ, введенный в жидкость, заполнявший трубы, вытесняет жидкость из них, т.е. обладает подъемной силой. На этом основан способ газлифтной эксплуатации – добыча нефти и скважин путем искусственной подачи в них сжатого газа (газлифт) или воздух (эрлифт).

Достоинства этого способа состоят в следующем: простота осуществления и контроля, возможность подъема больших объемов жидкости, простота исследования пластов, возможность автоматизации процесса и включение в работу нескольких горизонтов, небольшая по сравнению с другими механизированными способами стоимость затрат на подземный ремонт и борьбу с осложнениями.

Газлифт как способ добычи был применен в 1864 году в США, но вследствие малой эффективности не получил распространения. В 1897 году он был применен в Азербайджане по предложению В.Г.Шухова, где технология его применения оказалась удачной. По данным 1985 г. газлифтом эксплуатируется около 5 % фонда скважин в СССР и 8% - в США.

10.1. Применение газлифтной эксплуатации

При переводе на газлифт скважина может быть оборудована по схеме, приведенной на рис.10.1. Газ под рабочим давлением Р_р подается с устья скважины по специальной трубе и вводится в газожидкостный подъемник 3 у башмака 2 с давлениемР₁.Если башмак погружен под уровень жидкости на величинуh,то:

Р₁=gh, (10.1)

Р_р=Р₁-Р₁+Р_{2 ,} (10.2)

где Р₁-гидростатическое давление столба газа в колонне 1 .

Р₂-потери на трение при движении газа. Р₁иР₂очень малы по сравнению сР₁.

Значение забойного и пластового давления определяется величиной статистического и динамического уровней, которые могут быть пересчитаны в высоту гидростатического столба.

Н_ст=Н-h_{ст ,} (10.3)

Н_g=H-h_g (10.4)

Здесь Н – глубина скважин от устья до кровли продуктивного пластаh_ст иh_д - соответственно величины статистического и динамического уровней.

Р_пл=Н_ст_жg, (10.5)

Р_заб=Н_дин_жg (10.6)

Глубина погружения h-глубина спуска газожидкостного подъемника под уровень жидкости.

Высота подъема h₀– расстояние от уровня до устья

h₀=L-h (10.7)

Относительное погружение газожидкостного подъемника h_от– отношение глубины погруженияhко всей длине подъемника.

h_от=h/L (10.8)

При работе газ, подаваемый в нагнетательную колонну, отжимает жидкость до башмака подъемника и прорывается в него, увлекая за собой жидкость. Вследствие неравномерного притока жидкости из пласта в скважину и подачи газа возможны пульсации, что приводит к разрушению призабойной зоны, пескообразованию, вибрации и разрушению труб.

Пульсации устранимы за счет подачи газа в подъемник выше башмака, что достигается установкой установкой специальных газлифтных клапанов. В зависимости от способа подачи газа различают непрерывный и периодический газлифт. В первом случае в затрубное пространство скважины подается непрерывно, во втором – периодически, по мере накопления жидкости.

Критерием эффективности работы газлифтной скважины является количество газа, расходуемое на подъем одного м³жидкости. В качестве рабочего агента предпочтительнее использовать нефтяной газ, имеющий общую химическую основу с нефтью, при его применении не образуются стойкие нефтяные эмульсии.

Применение воздуха приводит к образованию бронированных оболочек на поверхности глобус нефти, вследствие окислительных процессов. Кроме того, воздух, смешиваясь с нефтяным газом, образует взрывоопасную газовоздушную смесь, необходимость нейтрализации которой должно быть постоянно в центре внимания технологов.