1. СПОСОБЫРЕГУЛИРОВАНИЯ ПОДАЧИ И НАПОРА УЭЦН
Производительность УЭЦН регулируется:
Методом штуцирования (на устье скважины) – создание устьевого противодавления с целью уменьшения подачи за счет напорных характеристик насоса. Наиболее широкое распространение получили штуцера ШДР-9М (штуцер дискретный регулируемый), который допускает смену штуцера без остановки УЭЦН. Изготавливается из высокопрочных износостойких металлов. Используемые штуцера диаметром от 2мм до 18мм. Для контроля устьевого давления устанавливаются манометры перед штуцером и за ним. Но такой метод энергетически неэффективен и создает дополнительные нагрузки на глубинную установку, поэтому его применение нежелательно.
При помощи преобразователя частоты: ● позволяет в широком диапазоне регулировать производительность и напор УЭЦН за счет изменения частоты вращения ПЭД, ● осуществлять плавный контролируемый пуск ПЭД, что позволит продлить срок службы УЭЦН за счет снижения электрических нагрузок на кабель и обмотки двигателя, ● при выводе УЭЦН на режим на частотах менее 50 Гц значительно уменьшить потребляемую мощность двигателя, что снижает вероятность его перегрева при отсутствии или недостаточном притоке из пласта.
При помощи изменения глубины подвески ЭЦН. Уменьшение глубины подвески ЭЦН приводит к уменьшению газосодержания на приеме насоса и улучшению его рабочих характеристик. Замена насосной установки. В случае если характеристики используемой насосной установки не позволяют реализовать желаемый режим работы скважины (например потенциальный достижимый приток из пласта существенно выше подачи насоса), наиболее целесообразно заменить насосную установку на установку с необходимыми характеристиками.
2.СПОСОБЫРЕГУЛИРОВАНИЯ ПОДАЧИ УШСН
Действительная подача Qд, замеренная на поверхности после сепарации и охлаждения нефти, как правило, меньше теоретической (за исключением насосных скважин с периодическими фонтанными проявлениями) в силу целого ряда причин. Отношение Qд к Qт называют коэффициентом подачи насоса, который учитывает все возможные факторы, отрицательно влияющие на подачу ШСН. Таким образом, коэффициент подачи
n= Qд\Qт
Qт=1440 *F*S*n
Где F - площадь сечения плунжера (или цилиндра насоса); S-величина хода;n-количество ходов плунжера
Для каждой конкретной скважины величина η служит в известной мере показателем правильности выбора оборудования и режима откачки установки. Нормальным считается, если η >0.6 – 0.65.
На коэффициент подачи ШСН влияют постоянные и переменные факторы. К постоянным факторам можно отнести: ● влияние свободного газа в откачиваемой смеси; ● уменьшение полезного хода плунжера по сравнению с ходом точки подвеса штанг за счет упругих деформаций насосных штанг и труб; ● уменьшение объема откачиваемой жидкости (усадка) в результате ее охлаждения на поверхности и дегазации в сепарационных устройствах.
К переменным факторам, изменяющимся во времени, можно отнести: ● утечки между цилиндром и плунжером, которые зависят от степени износа насоса и наличия абразивных примесей в откачиваемой жидкости; ● утечки в клапанах насоса из-за их немгновенного закрытия и открытия и, главным образом, из-за их износа и коррозии; ● утечки через неплотности в муфтовых соединениях НКТ, которые все время подвергаются переменным нагрузкам. Переменные факторы, сводящиеся к различного рода утечкам, меняются во времени и поэтому их трудно определить расчетным путем, за исключением утечек через зазор между плунжером и цилиндром. Это приводит к тому, что коэффициент подачи η вновь спущенного в скважину насоса, после незначительного его снижения в начальный период в результате приработки плунжера, затем стабилизируется и длительное время остается практически постоянным. Затем он заметно начинает снижаться в результате прогрессирующего износа клапанов, их седел и увеличения зазора между плунжером и цилиндром. Наряду с этим может произойти и резкое уменьшение коэффициента подачи в результате смещения втулок насосов, отворотов и неплотностей в муфтах. Таким образом, результирующий коэффициент подачи насоса можно представить как произведение нескольких коэффициентов, учитывающих влияние на его подачу различных факторов: n=n1*n2*n3*n4: где η1 - коэффициент наполнения цилиндра насоса жидкостью, учитывающий влияние свободного газа; η2—коэффициент, учитывающий влияние уменьшения хода плунжера; η3 - коэффициент утечек, учитывающий наличие неизбежных утечек жидкости при работе насоса; η4 - коэффициент усадки, учитывающий уменьшение объема жидкости при достижении ею поверхностных емкостей.
Регулирование работы скважины, оборудованной ШСНУ сводится к изменению числа двойных ходов плунжера и длины хода плунжера
11. СПОСОБЫВТОРИЧНОГО ВСКРЫТИЯ ПЛАСТА
Вторичное вскрытие – перфорация обсадной колонны на уровне разрабатываемого продуктивного пласта. Создание каналов в цементном кольце, обсадной колонне и участках ГП, загрязнённых в процессе бурения скважины частицами бурового раствора. Главной задачей является создание гидродинамических связей между скважинами и продуктивными пластами.
Существуют следующие виды перфораций для вторичного вскрытия продуктивных пластов:
- пулевая; - торпедная; - кумулятивная; - сверлящая; - щелевая гидромеханическая; - щелевая гидропескоструйная
Пулевая перфорация скважин заключается - в спуске в скважину специальных устройств перфораторов в корпус которых встроены пороховые заряды с пулями. Получая электрический импульс с поверхности, заряды взрываются, сообщая пулям высокую скорость и большую пробивную силу.
Торпедная перфорация скважин. Осуществляется спускаемыми на кабеле аппаратами, стреляющими разрывными снарядами (при остановке снаряда происходит взрыв внутреннего заряда и растрескивание окружающей горной породы) На 1 м длины делается не более 4-х отверстий, так как при торпедной перфорации возможно разрушение обсадной колонны.
Кумулятивная перфорация скважин. Прострел пласта осуществляется за счет сфокусированного взрыва. Фокусировка обусловлена поверхностью заряда, который имеет коническую форму. Кумулятивная струя в головной части развивает скорость до 6-8 км/ч, что позволяет ей образовывать в преграде узкий перфорационный канал, глубина которого достигает 350 мм. Но вообще размер канала зависит от того, какой прочностью обладают породы и какой тип перфоратора используется.
Сверлящая перфорация скважин. Данный способ исключал повреждение цементного кольца и самой колонны. Вскрытие пласта проводилось сверлящим перфоратором с алмазным сверлом. Именно такой перфоратор позволял образовать фильтр в требуемом интервале.
Щелевая перфорация скважин. Технология заключается в том, что перфоратор с помощью специального ролика раскатывает щель, затем ломает цементное кольцо, и размывает горную породу из гидромониторной насадки. При этом в незадействованной части пласта начинает включаться в работу её трещинная и поровая составляющая.
Гидропескоструйная перфорация скважин. Основана на абразивном и гидромониторном разрушении преград. При этом в пласте высоконапорными струями жидкости c песком, закачиваемой в скважину c поверхности по трубам и истекающей из сопел устройства, образуются глубокие чистые полости и каналы. Метод сложен. В качестве жидкости - песконосителя в нефтяных скважинах применяют нефть, в нагнетательных - воду. Давление закачки составляет обычно 2-25 МПа, что обеспечивает скорость выходящей струи из насадка равной 200-250 м/с. Продолжительность перфорации одного интервала продуктивного пласта не превышает 0,25-0,5 часа.