Cтраница 2
На рис. 7 приведены кривые восстановления уровня после свабирования скважины № 920 Хохряковского месторождения: 1-я КВУ записана 22 мая 2002 года, а 2-я КВУ - 28 сентября 2002 года после проведения ГРП. [16]
Свабирование рсуществляется свабом ( поршнем), снабженным обратным клапаном, Сваб спускается на канате в насосно-компрессорные трубы ( НКТ) под уровень жидкости, клапан при этом открыт. При движении вверх клапан закрывается, и сваб выталкивает на по - - верхность столб жидкости, расположенной выше. Глубина погружения сваба зависит от мощности лебедки, агрегата в целом и прочности каната. Свабирование скважин, с АВПД производится с установкой на устье лубрикатора. К преимуществам данного метода относятся плавность создания депрессии, осуществление процесса вызова притока без привлечения дополнительных технических средств; к недостаткам - повышенная взрывоопасность ( трение каната создает условия искрообразо-вания), аварийность ( обрыв каната, заклинивание сваба) и низкая производительность. Метод в СССР, так же, как и тартание, применяется ограниченно. [17]
Свабирование широко распространено за рубежом. Все агрегаты для испытания скважин и легкие буровые станки там снабжены лебедками для свабирования. Имеются специальные агрегаты для свабирования на больших глубинах. Несмотря на более низкую производительность труда при свабировании скважины по сравнению с работой компрессора, этот способ имеет и некоторые преимущества. В частности, работы по свабирова-нию скважины проводятся без привлечения дополнительного оборудования. [18]
Свабирование осуществляется свабом ( поршнем), снабженным обратным клапаном. Сваб спускают на канате в насосно-компрессорные трубы ( НКТ) под уровень жидкости, клапан при этом открыт. При движении вверх клапан закрывается и сваб выталкивает на поверхность столб жидкости, расположенный выше. Глубина погружения сваба зависит от мощности лебедки, агрегата в целом и прочности каната. Свабирование скважин с АВПД проводят с установкой на устье лубрикатора. [19]
Поршень ( рис. 68) состоит из металлической штанги 2, соединяющейся специальным замком 1 с канатом ( Vi % %); штанга одновременно служит для утяжеления поршня при его спуске в скважину; клапанного устройства с шариком 3; пускового патрубка 4 и манжет 5, изготавливаемых из прорезиненного ремня. При спуске поршня ( сваба) вниз шариковый клапан открывается и поршень свободно погружается в жидкость. При подъеме поршня клапан закрывается ( шарик плотно садится в клапанное гнездо) и столб жидкости, находящийся в НКТ над поршнем, выносится на поверхность. Этот метод называют поршневанием или свабированием скважины. [20]
Многие нефтедобывающие предприятия имеют в своем фонде простаивающие скважины, как правило, малодебитные. Часть таких скважин необустроена, т.е. к им не подведена электроэнергия, отсутствует трубопроводная система сбора продукции, не влено наТное оборудование. Это могут быть разведочные скважины, скважины, вьГеГие из эксплуатационного бурения, обустройство которых задерживается из-за н тка средств. Временная эксплуатация таких скважин, как показывают выполняемые в РНТЦ ВНИИнефть исследования, может вестись с помощью передвижных подъемников со сбором продукции в емкость, которая может транспортироваться самим подъемником. В канаве т г дъемника используется агрегат для свабирования скважин или каротажный полдник При отсутствии в скважине НКТ подъем продукции осуществляется по ОТТационной колшне специальной желонкой. Новизна предлагаемого способа чаГся в том, что найдены технические решения, обеспечивающие эксплуатацию скважины желонкой при герметичном устье и позволяющие вести откачку из скважины не только в емкость, но и в закрытую систему сбора, находящуюся под избыточньш давлением. Выбранные для такой эксплуатации скважины оборудуются специальной устьевой арматурой и желонкой, которая постоянно находится в скважине и в режиме ожидания подвешена под устьевой арматурой. Передвижной подъемник поочередно объезжает оборудованные таким образом скважины, осуществляя периодическую откачку продукции. По производительности предлагаемый способ при эксплуатации неглубоких малодебитных скважин не уступает штанговому глубиннонасосному. В РНТЦ ВНИИнефть разработан комплекс оборудования для эксплуатации неглубоких малодебитных скважин желонкой при герметичном устье, изготовлен опьг Гобразец проведено его промысловое опробование в ОЭНГДУ Татнефтебитум, на Мордово-Кармалъском месторождении природных битумов. В 1998 г. планируется проведение приемочных испытаний оборудования и разработка инструкции по применению технологии. Способ не требует затрат на обустройство скважин, приобретение НКТ, штанг, насосов, станков-качалок и может в короткие сроки обеспечить дополнительную добычу нефти за счет быстрого вовлечения в эксплуатацию простаивающих необустроенных скважин. Широкий диапазон регулирования производительности, простота и мобильность технических средств реализациГспособа определяют его перспективность при освоении, опробовании и пробной эксплуатации скважин. [21]