Оборудование ствола скважин

К оборудованию ствола относится оборудование, размещен­ное внутри эксплуатационной (обсадной) колонны в пространстве от забоя до устья. Набор этого оборудования зависит от способа эк­сплуатации 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, глу­шение 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 специ­альными пусковыми (газлифтными) клапанами, размещаемыми на ее внутренней стороне в расчетных точках. Благодаря этому, при за­качке 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 продол­жаться 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
48	4	40
60	5	50
73	5,5	62
89	6,5	76
102	6,5	89
114	7	100

Трубы маркируются у муфтового конца. На клейме указыва­ется 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 разме­ров 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 укоро­ченные 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 мар­ки 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
40	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 слож­нее вести их монтаж в НКТ, но, благодаря большему диаметру цилиндра насоса, подача больше.

Штанговые скважинные насосы предназначены для откачи­вания 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 предназначе­но для обеспечения работоспособности штанговых насосных установок при большом содержании свободного газа и песка в отка­чиваемой жидкости.

Большое содержание свободного газа в пластовой жидкости приводит к тому, что в цилиндре насоса уменьшается доля объема, за­нятая откачиваемой жидкостью, и, соответственно, уменьшается дебит скваясины. Уменьшить количество газа, попадающего в штанговый на­сос 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 дру­гих механических частиц. Попадая в насос, они разрушают пригнанные поверхности клапанов, увеличивают зазор между цилиндром и плун­жером, 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 электроцен­тробежными насосами, находятся погружной электродвигатель, многоступенчатый насос, обратный клапан и при необходимости - га­зосепаратор.

В зависимости от поперечного размера погружного электроцен­тробежного 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.

174

175

Сведения об основных параметрах погружных электроцент­робежных насосов приведены в табл. 7.3.

Таблица 7.3

Основные параметры ЭЦН

Установка	Пода -ча, м3/су т	Напор , м	Мощ­ность, кВт	К.п.д %	Длина, мм		Масса, кг
					насос­ного агрегат а	насоса	насос­ного агрегат а	насоса
1	2	3	4	5	6	7	8	9
ЭЦНМ5-5О-13ОО	50	1360	23	23,5	5522	8252	626	280
ЭЦНМК5-50-13О0		1360	23	33,5	5522	8252	633	287
ЭЦНМ5-50-1700		1725	28,8	34	17887	10617	705	359
ЭЦНМК5-50-1700		1725	28,8	34	17887	10617	715	369
ЭЦНМ5-80-1200	80	1235	26,7	42	16232	8 252	602	256
ЭЦНМК5-80-1200		1235	20,7	42	16232	8 252	610	264
ЭЦНМ5-80-1400		1425	30,4	42,5	18227	9252	684	290
ЭЦНМК5-80-1400		1425	30,4	42,5	18227	9252	690	296
ЭЦНМ5-80-1550		1575	33,1	42,5	19592	10617	720	326
ЭЦНМК5-80-1550		1575	33,1	42,5	19592	10617	745	333
ЭЦНМ5-8О-18ОО		1800	38,4	42,5	20227	11 252	750	356
ЭЦНМК5-80-18ОО		1800	38,4	42,5	20227	11252	756	562
ЭЦНМ5-125-1000	125	1025	29,1	50	15522	8252	628	282
ЭЦНМК5-125-1000		1025	29,1	50	15522	8252	638	292
ЭЦНМ5-125-1200	125	1175	34,7	48	17217	9252	709	315
ЭЦНМК5-125-1200		1175	34,7	48	17217	9252	721	327
ЭЦНМ5-125-1300		1290	38,1	48	18582	10617	755	361
ЭЦНМК5-125-1300		1290	38,1	48	18582	10С17	767	373
ЭЦНМ5-125-1800		1770	51,7	48,5	24537	13617	1103	463
ЭЦНМК5-125-1800		1770	51,7	48,5	|24537	13617	1122	482
ЭЦНМ5-200-800	200	810	46	40	18582	10617	684	290
ЭЦНМК5-200-950		940	50,8	42	24887	12617	990	350
ЭЦНМ5-200-1000		1010	54,5	42	30277	17982	1199	470
ЭЦНМК5-200-1400		1410	76,2	42	19482	10617	976	416
ЭЦНМ5А-160-1450	160	1440	51,3	51	19482	10617	990	430
ЭЦНМК5А-160-1450		1440	51,3	51	20117	11 252	997	437
ЭЦНМ5А-160-1550		1580	56,2	51	20117	11 252	1113	453
ЭЦНМК5А-16О-155О		1580	56,2	51	24272	12617	1262	492
ЭЦНМ5А-100-1750		1750	62,3	51	24272	12617	1278	508

Продолжение табл. 7.3

1	2	3	4	5	6	7	8	9
ЭЦНМ5А-250-1000	250	1000	55,1	51,5	20117	11 252	992	432
ЭЦНМК5А-250-1000		1000	55,1	51,5	20117	11 252	1023	463
ЭЦНМ5А-250-Н00		1090	60,1	51,5	21482	12617	1044	484
ЭЦНМК5А-250-1100		1090	60,1	51,5	21482	12617	1079	518
ЭЦНМ5А-250-1400		1385	76,3	51,5	27637	15982	1385	615
ЭЦНМК5А-250-1400		1385	76,3	51,5	27637	15982	1482	658
ЭЦНМ5А-250-1700		1685	92,8	51,5	30637	18982	1498	728
ЭЦНМК5А-250-1700		1685	92,8	51,5	30637	18982	1551	783
ЭЦНМ5А-400-950	400	965	84,2	52	27637	15982	1375	605
ЭЦНМК5А-400-950		965	84,2	52	27637	15982	1420	650
ЭЦНМ5А-400-1250		1255	113,9	50	35457	19982	1819	755
ЭЦНМК5А-400-1250		1255	113,9	50 1	35457	19982	1887	813
ЭЦНМ5А-500-800	500	815	100,5	46	30092	14617	1684	650
ЭЦНМ5А-500-800		815	100,5	46	30092	14 617	1705	641
ЭЦНМ5А-5ОО-1ООО		1000	123,3	46	33457	17982	1827	763
ЭЦНМК5А-500-1000	500	1000	123,3	46	33457	17982	1853	789
ЭЦНМ6-250-1400	|250	1470	78,7	53	18747	9252	1143	446
ЭЦНМК6-250-1400		1470	78,7	53	18747	9252	1157	460
ЭЦНМ6-250-1600		1635	87,5	53	20112	10617	1209	512
ЭЦНМК6-250-1600		1635	87,5	53	20112	10617	1225	528
ЭЩ1М6-500-1150	500	1150	127,9	51	28182	14 617	1894	764
ЭЦНМК6-500-1150		1150	127,9	51	28182	14617	1910	783
ЭЦНМ6-800-1000	800	970	172,7	51	31547	17982	2015	688
ЭЦНМК6-800-1000		970	172,7	51	31547	179И2	2049	922
ЭЦНМ6-1000-900	1000	900	202,2	50,5	39227	21 982	2541	1074
ЭЦНМК6-1000-900		900	202,2	50,5	39227	21982	2573	1106

Марка погружного электроцентробежного насоса содержит всю основную информацию о нем. Например, условное обозначение ЭЦНМ5-125-1200 означает: Э - привод от погружного электродвигателя Ц,- центробежный; Н - насос; М - модульный; 5 - группа насоса; 125 - подача, м³/сут; 1200 - напор, м (округленно). Для насосов коррозионностойкого исполнения перед цифрой 5 добавляется буква «К».

При откачке электроцентробежными насосами пластовой жидкости, содержащей свободный газ, происходит падение их напо­ра, подачи" и кпд, а возможен и полный срыв работы насоса. Поэтому, если содержание свободного газа в жидкости на входе в насос превы-

176

177

шает 25 % по объему, то перед насосом устанавливают газосепаратор.

Конструктивно газосепаратор представляет собой корпус, в котором на валу, соединенном с валом насоса, вращаются шнек, рабо­чие колеса и камера сепаратора. Газожидкостная смесь закачивается с помощью шнека и рабочих колес в камеру сепаратора, где под дей­ствием центробежных сил жидкость, как более тяжелая, отбрасывается к периферии, а газ остается в центре. Затем газ через наклонные от­верстия отводится в затрубное пространство, а жидкость - поступает по пазам переводника на прием насоса.

Применение газосепараторов позволяет откачивать центро­бежными насосами жидкости с содержанием свободного газа до 55 %.

В стволе скважин, эксплуатируемых погружными винтовы­ми насосами, находится винтовой насос с погружным электродвигателем. Сведения об установках погружных винтовых электронасосов приведены в табл. 7.4.

По типоразмеру установки можно определить ее основные

178

Таблица 7.4

параметры. Так, обозначение УЭВН5-16-1200 означает: У - установ­ка; Э - привод от погружного электродвигателя; Н - насос; 5 - группа насоса для колонны обсадных труб диаметром 146 мм; 16 - подача, м^:!/сут; 1200 - напор, м.

Установки УЭВН5 используются для откачки жидкостей с тем­пературой до 70°С, вязкостью до 1000 мм²/с, с содержанием мехпримесей не более 0,8 г/л и свободного газа на приеме насоса не более 50 %.