Коршак А.А. Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела

Подождите немного. Документ загружается.

164 165

166

Погружной электроцентробежный насос представляет собой

набор отдельных ступеней, в каждой из которых имеется свой ротор

(центробежное колесо) и статор (направляющий аппарат).Роторы

отдельных ступеней посажены на один вал, жестко соединенный с

ВЗЛОМ погружного электродвигателя.

Каждая из ступеней ЭЦН развивает напор 3...5.5 м.

Поэтому для обеспечения напора в 800... 1000 м в корпусе насоса

монтируют 150...200 ступеней.

Существенными недостатками электроцентробежных насосов

являются их низкая эффективность при работе в скважинах с деби-

том ниже 60 м

/сут; снижение подачи, напора и кпд при

увеличении вязкости откачиваемой смеси, а также при увеличении

свободного газа па приеме насоса.

Погружные винтовые насосы стали применяться на практи-

ке сравнительно недавно. Винтовой насос - это насос объемного

действия, подача которого прямопропорциональна частоте вращения

специального винта (или винтов). При вращении винт и его обойма

образуют по всей длине ряд замкнутых полостей, которые передвига-

ются от приема насоса к его выкиду. Вместе с ними перемещается и

откачиваемая жидкость.

Применение винтовых насосов особенно эффективно при

откачке высоковязкой нефти. Схема их установки в скважине такая

же как и при применении ЭЦН.

Для насосной эксплуатации скважин используются также

диафрагменные, гидропоршневые и струйные насосы.

Нефтяные, газовые и газоконденсатные скважины оснащены

специальным подземным и наземным оборудованием. К подземному

относится оборудование забоя и оборудование ствола скважины, а к

наземному - оборудование устья, прискважинные установки и

сооружения.

Оборудование забоя скважин

Оборудование забоя предназначено для предотвращения раз-

рушения продуктивного пласта и выноса на забой твердых частиц, а

также для изоляции обводнившихся пропластков. В то же время оно

должно иметь возможно меньшее сопротивление и обеспечивать ус-

ловия для проведения работ по увеличению производительности

скважин.

В зависимости от геологических и технологических условий

разработки месторождений применяют следующие типовые конструк-

ции забоев скважин (рис. 7.18)

167

открытый забой;

забой, перекрытый хвостовиком колонны, перфорирован-

ным перед ее спуском;

забой, оборудованный фильтром;

перфорированный забой.

При открытом забое (рис. 7.18 а) башмак обсадной колонны

цементируется перед кровлей пласта. Затем пласт вскрывается доло-

том меньшего размера, но никаких мер по укреплению ствола

скважины в месте ее прохождения через продуктивный пласт не при-

нимается. Такая конструкция забоя обеспечивает наименьшее

сопротивление притоку нефти и газа в скважину, но возможна только

при достаточно устойчивых горных породах. Из-за невозможности

избирательного вскрытия нужных пропластков и избирательного воз-

действия на них, а также постоянной угрозы обвалов в призабойной

зоне открытым забоем оснащено менее 5 % всего фонда скважин.

Одним из способов укрепления горных пород является уст-

ройство забоя, перекрытого хвостовиком колонны,

перфорированным перед ее спуском (рис. 7.18 б). В этом случае

скважина бурится сразу до подошвы продуктивного пласта и

крепится обсадной колонной по всей длине. Но трубы обсадной

колонны, расположенные напротив толщи продуктивного

пласта, заранее перфорированы и пространство между ними и

поверхностью пласта не цементируется. Данная конструкция забоя

надежнее предыдущей, НО возрастает и сопротивление притоку

пластовых флюидов.

Забой, оборудованный фильтром (рис. 7.18 в),

применяется и случае, если существует опасность поступления песка в

скважину. В этом случае башмак обсадной колонны спускается до

кровли пласта и цементируется. Напротив его продуктивной части

"устанавливается специальный фильтр, а кольцевое пространство

между верхней частью фильтра и низом обсадной колонны

герметизируется.

Известны щелевые (с продольными щелевыми отверстиями

длиной 50...80 мм и шириной 0,8...1,5 мм), керамические,

гравийные (из двух концентричных мелкоперфорированных труб,

между которыми утрамбован отсортированный гравий с диаметром

частиц 4...6 мм) и металлокерамические (изготовляемые путем

спекания под давлением керамической дроби) фильтры.

Необходимость в их применении возникает при вскрытии

скважинами несцементированных песчаных пластов, склонных к

пескообразованию, что встречается достаточно редко.

Скважины с перфорированным забоем (рис. 7.18 г)

составляют более 90 % общего фонда. При их сооружении бурение

ведется до подошвы продуктивного пласта, после чего в скважину

опускают обсадные трубы и

цементируют кольцевое пространство на всей ее длине. И только после это-

го производят перфорацию обсадной колонны и цементного камня на тех

интервалах глубин, где ожидается приток нефти и газа.

Достоинствами скважин с перфорированным забоем являются:

упрощение технологии проводки скважины;

устойчивость забоя и сохранение проходного сечения скважи-

ны в процессе длительной эксплуатации;

надежная изоляция пропластков, не вскрытых перфорацией;

возможность поинтервального воздействия на призабойную

зону пласта (различные обработки, гидроразрыв и т.д.).

В то же время перфорированный забой не обеспечивает защиты от

проникновения песка в скважину и создает дополнительное фильтрацион-

ное сопротивление потоку пластовой жидкости.

Оборудование ствола скважин

К оборудованию ствола относится оборудование, размещен-

ное внутри эксплуатационной (обсадной) колонны в пространстве

от забоя до устья. Набор этого оборудования зависит от способа эк-

сплуатации скважин.

В стволе фонтанных скважин размещают колонну насосно-

компрессорных труб. Этим обеспечивается предохранение обсадных

труб от эрозии, вынос твердых частиц (и жидкости - при добыче

газа) с забоя, возможность использования затрубного пространства

для целей эксплуатации (введение ингибиторов коррозии, ПАВ, глу-

шение скважин и т.д.).

В стволе газлифтных скважин размещают воздушную и

подъемную трубы. Но в отличие от классической схемы газлифта

(рис. 7.13) подъемную трубу в настоящее время оборудуют специ-

альными пусковыми (газлифтными) клапанами, размещаемыми на

ее внутренней стороне в расчетных точках. Благодаря этому, при за-

качке газа в межтрубное пространство газлифт начинает работать,

как только нефть будет оттеснена ниже уровня установки первого

пускового клапана (рис. 7.19 б). После опускания уровня нефти в

межтрубье ниже отметки второго пускового клапана газ начинает

проникать в подъемную трубу и через него (рис. 7.19 в). Процесс

последовательного срабатывания пусковых клапанов будет продол-

жаться до тех пор, пока весь столб жидкости в подъемной трубе не

будет газирован (рис. 7.19 г).

В стволе штанговых насосных скважин размещаются

насосно-компрессорные трубы, насосные штанги, собственно

насос и вспомогательное оборудование.

170

171

Насосно-компрессорные трубы (НКТ), как и бурильные,

бывают с гладкими и высаженными (равнопрочными) концами. По

длине НКТ разделяются на три группы: I - от 5,5 до 8 м; II - 8...8,5

м; III - 8,5...10 м. Изготавливают НКТ из сталей пяти групп

прочности (в порядке возрастания): Д, К, Е, Л, М. Все НКТ и муфты

к ним, кроме гладких группы прочности Д, подвергаются

термообработке.

Сведения о диаметрах и толщине стенки насосно-компрессор-

ных труб приведены в табл. 7.1.

Таблица 7.1

Характеристики насосно-компрессорных труб

Головка штанга. Тело штанги Голобна штанги

Муфта соединительная

Условный диаметр, мм Толщина стенки, мм Внутренний диаметр, мм

5,5

6,5

102

6,5

114 7 100

Трубы маркируются у муфтового конца. На клейме указыва-

ется условный диаметр и толщина стенки (в мм), товарный знак

завода, группа прочности (буква), месяц и год выпуска.

Для уменьшения собственного веса труб при необходимости

их спуска на большую глубину применяют ступенчатую колонну НКТ

с малым диаметром внизу и большим вверху.

Насосные штанги выпускаются четырех номинальных разме-

ров по диаметру тела штанги: 16, 19, 22 и 25 мм. Концы штанг

имеют утолщенные головки квадратного сечения, чем

обеспечивается удобство их захвата специальными ключами

при свинчивании и развинчивании колонны штанг. Штанги

соединяются штанговыми муфтами (рис. 7.20).

Кроме штанг нормальной длины (8 м) выпускаются укоро-

ченные штанги длиной 1; 1,2; 1,5; 2; 3 м стандартных диаметров.

Они необходимы для регулировки всей колонны штанг с таким

расчетом, чтобы висящий на них плунжер перемещался в цилиндре

насоса в заданных пределах. Верхний конец колонны штанг

заканчивается утолщенным полированным штоком, проходящим

через сальниковое уплотнение устья скважины.

При использовании насосов диаметром 56 мм и выше,

больших скоростях плунжера и высокой вязкости откачиваемой

жидкости в нижней части колонны штанг возникают

повышенные изгибы.

Рис. 7.21. Якори: а) - газовый; б) -

песочный прямой; в - песочный обратный;

1 - корпус; 2 - центральная труба; 3 - газовый пузырёк;

4 - приёмный клапан насоса; 5 - отверстия

172 173

В этом случае, чтобы предотвратить отвороты и поломки прибегают к

установке «утяжеленного низа», состоящего из 2...6 толстостенных

штанг общей массой 80...360 кг.

(

Для изготовления насосных штанг используются стали мар-

ки 40 и никель-молибденовые стали марки 20НМ с

термообработкой и последующим поверхностным упрочнением

токами высокой частоты (ТВЧ). Условия их использования

приведены в табл. 7.2.

Таблица 7.2

Характер обработки и условия использования сталей

для изготовления насосных штанг

Сталь Способ

термообработки

Условия работы в скважине

40 нормализация Для легких условий эксплуатации: малые

подвески, отсутствие корродирующей среды

с допускаемым приведенным

напряжением о < 70 МПа

20НМ нормализация Для средних условий эксплуатации: с подвесками

насосов всех диаметров при 70 < а < 90 МПа; при

откачке коррозионной жидкости о < 90 МПа

нормализация +

ТВЧ

Для тяжелых условий эксплуатации (большие

подвески и форсированная откачка): для насосов

0 28, 32, 38, 43 мм а < 120 МПа; для насосов 0 56,

70, 95 мм о < 100 МПа;

20НМ

нормализация +

ТВЧ

Для особо тяжелых условий эксплуатации

(искривленные скважины, наличие

коррозионной среды, больше подвески): для

насосов 0 28, 32, 38, 43 мм о < 130 МПа; для

насосов 0 56, 70, 95 мм а < 110 МПа;

Штанговые скважинные насосы разделяются на невставные

или трубные (типа НН) и вставные (типа НВ). В первом случае слож-

нее вести их монтаж в НКТ, но, благодаря большему диаметру

цилиндра насоса, подача больше.

Штанговые скважинные насосы предназначены для откачи-

вания из нефтяных скважин углеводородной жидкости

обводненностью до 99 %, с температурой не более 130 "С,

содержанием сероводорода не более 50 мг/л.

Вспомогательное оборудование ствола скважин предназначе-

но для обеспечения работоспособности штанговых насосных

установок при большом содержании свободного газа и песка в отка-

чиваемой жидкости.

Большое содержание свободного газа в пластовой жидкости

приводит к тому, что в цилиндре насоса уменьшается доля объема, за-

нятая откачиваемой жидкостью, и, соответственно, уменьшается дебит

скваясины. Уменьшить количество газа, попадающего в штанговый на-

сос позволяет применение специальных устройств, называемых

газовыми якорями. Работа газовых якорей основывается на различных

принципах (гравитационного разделения, центрифугирования и т.д.).

В качестве примера рассмотрим работу обычного

однокорпусного газового якоря (рис. 7.21 а). Газожидкостная смесь

заходит в кольцевое пространство между корпусом якоря 1 и

центральной трубой 2, верхний конец которой присоединяется к

приемному клапану насоса 4. В кольцевом пространстве жидкость

движется вниз, а пузырьки газа 3 под действием архимедовой силы

стремятся всплыть вверх. Размеры газового якоря рассчитаны таким

образом, что скорость всплытия большей части пузырьков была выше,

чем нисходящая скорость жидкости. Поэтому из кольцевого

пространства газовые пузырьки уходят вверх, а жидкость с небольшим

остаточным газосодержанием через отверстия 5 поступает в

центральную трубу 2 и далее в цилиндр насоса.

Другим фактором, осложняющим работу штанговых насосов,

является присутствие в откачиваемой жидкости мелкого песка и дру-

гих механических частиц. Попадая в насос, они разрушают пригнанные

поверхности клапанов, увеличивают зазор между цилиндром и плун-

жером, что приводит к утечкам жидкости, уменьшению развиваемого

давления, а иногда вызывает заклинивание плунжера и обрывы штанг.

Одним из эффективных средств для ограничения попадания

песка и мехпримесей в насосы является специальное приспособление,

называемое песочным якорем. В обоих типах якорей — прямом

(рис. 7.21 б) и обращенном (рис. 7.21 в) — для очистки

используются силы инерции: после поворота жидкости на 180°

частицы песка и мехпримесей продолжают свое движение вниз.

Очищенная же жидкость через всасывающий клапан поступает в

цилиндр насоса. По мере заполнения корпуса якоря песком устройство

извлекают на поверхность и очищают.

В стволе скважин, эксплуатируемых погружными электроцен-

тробежными насосами, находятся погружной электродвигатель,

многоступенчатый насос, обратный клапан и при необходимости -

газосепаратор.

В зависимости от поперечного размера погружного электроцен-

тробежного насосного агрегата эти установки подразделяют на группы

5, 5А и 6 (поперечный размер насоса 112, 124 и 137...140,5 мм

соответственно). Их устанавливают в трубах диаметром 121,7; 130

и 144,3... 148,3 мм.