книги / Нефтегазовое дело. Полный курс

ми деталям и погружного агрегата, Поскольку отделена от них диаф раг­ мой. Глубинный насос состоит из двух частей: верхней части, в которой разм ещ ена круглая диаф рагм а с нагнетательны м и всасываю щ им кла­ панами, и ниж ней части, в которой разм ещ ена пара «цилиндр— пор­ шень».

С кваж инны й диаф рагм енны й насос приводится в действие погруж ­ ным электродвигателем . Н аземное оборудование аналогично таковому для эксплуатации скваж ин винтовыми насосами. П огруж ной агрегат с п у ск ается в ск в а ж и н у на колонне Н К Т , а п и тан и е эл ек тр о д ви гате ­ л я о су щ ествл яется по кабелю , закр еп л яем о м у на колонне НКТ. По­ дача ди аф рагм енны х насосов невы сокая — 20 м 3/с у т при напоре 600 м и 4 м3/с у т при напоре 2000 м.

П ерспективны м добываю щ им оборудованием являю тся установки с т р у й н ы х насосов (УСН). С труйны е насосы с наземны м и погружным силовым приводом отличаю тся простотой конструкции, отсутствием движ ущ ихся частей, способностью работать в слож ны х условиях по­ вы ш енных тем ператур, агрессивности продукции и высоком содерж а­ нии свободного газа. П ринцип работы струйного насоса следующий: вы текаю щ ая из сопла с большой скоростью стр уя рабочего агента по­ ниж ает давление в приемной камере, вследствие чего продукция сква­ ж ины подмеш ивается к рабочему агенту. Д алее смеш анный поток по­ ступ ает в д и ф ф узор , где осущ ествляется переход его кинетической энергии в потенциальную энергию. На вы ходе и з д и ф ф узора смешан­ ны й поток п р и о б р етает потен ц иальн ую энергию , достаточную для подъема его на поверхность.

П рим еняемы е для добычи неф ти установки погруж ны х электричес­ ких центробеж ны х насосов можно использовать в качестве силовых приводов струйны х насосов, ф орм ируя так назы ваем ы е тандемны е ус­ тановки «ЭЦН-СН».

ю тся специальны м подземны м и наземны м оборудованием. К подзем­ ному оборудованию относится оборудование забоя и ствола скважины, а к наземному — оборудование устья и прискваж инны е установки.

В ы ш е рассм отр ен ы типовы е К о н с т р у к ц и и забоев скваж ин (см. рис. 7.25): откры ты й забой, перекры ты й хвостовиком колонны, перфо­ рированны м перед спуском; оборудованный ф ильтром ; перфорирован­ ный забой. К аж д ая конструкция Защ ищ ает забой от выноса твердых

частиц породы и создает собственное сопротивление притоку пласто­ вой жидкости. Н аиболее часто использую тся скваж ины с перф ориро­ ванным забоем — более 90 % общего ф онда скваж ин.

Встволе газлиф тны х скваж ин разм ещ аю т воздуш ную и подъемную трубы, снабж енны е специальны м и пусковы ми клапанам и. С хем а их работы рассмотрена выше.

Встволе ф онтанны х скваж ин разм ещ аю т колонну насосно-компрес­ сорных труб (НКТ), чем обеспечивается предохранение обсадных труб от коррозии и возмож ность использования затрубного пространства для целей эксплуатации (введение ингибиторов коррозии, ПАВ, глуш ение скважин).

НКТ как и бурильны е трубы бываю т с гладкими и вы саж енны м и (равнопрочными) концами. НКТ вы пускаю тся длиной от 5,5 до 10 м, на­ ружным диаметром до 114 мм. с толщ иной стенки до 7 мм. Все НКТ и муфты к ним подвергаю тся термообработке. Д ля ум еньш ения собствен­ ного веса труб прим еняю т ступенчатую колонну НКТ с малы м диам ет­ ром внизу и больш им вверху.

Ш танговы е глубинные насосы разделяю тся на трубны е или невстав­ ные (НГН) и вставны е насосы (НТВ). Трубные насосы опускаю т в сква­ жину раздельно: цилиндр — на колонне НКТ, а плунж ер с клапанами — на колонне ш танг. С пуск и подъем НТВ осущ ествляю т на насосны х штангах в собранном виде.

Таблица 10.1. Параметры трех штанговых насосов типа НГВ-1

Насосные ш танги вы пускаю тся длиной до 8 м и четы рех диам етров от 16 до 25 мм. Концы ш танг имею т утолщ енны е головки квадратного сечения и соединяю тся ш танговы ми м уф там и. В ерхний конец колон­ ны ш танг закан чи вается утолщ енны м полированны м ш током, прохо­ дящим ч ер ез сальниковое уплотнение устья скваж ины . Д ля изготов­ ления ш танг использую тся стали м арки 40 (предел прочности на р ас ­ тяжение <тр = 570 МПа) и м арки 20НМ (пр = 600 МПа).

Больш ое содерж ание свободного газа в пластовой ж идкости снижа­ ет КПД насоса и дебит скваж ины . Д ля ум еньш ения количества газа, попадаю щего в насос, применяю т устройства — газовы е якоря. Другим фактором, осложняющ им работу насоса, является присутствие в отка­ чиваемой ж идкости мелкого песка. П опадая в насос, частицы породы раз­ руш аю т пригнанные поверхности клапанов и цилиндров. Для ограниче­ ния попадания песка в насосы использую т специальное устройство — песочный якорь. В обоих типах якорей использую тся принципы грави­ тационного и инерционного разделен и я газовой, ж идкой и твердой сред.

При использовании погруж ны х ЭЦН в стволе скваж ин находятся электродвигатель, м ногоступенчаты й насос, обратны й клапан и при необходимости газосепаратор. ЭЦН в зависим ости от их разм ера уста­ навливаю т в трубах диаметром от 121,7 до 148,3 мм. П ри содержании свободного газа в ж идкости более 25 % по объему перед насосом уста­ навливаю т газосепаратор. Конструктивно газосепаратор представляет собой корпус, в котором на валу, соединенном с валом насоса, вращают­ ся шнек, рабочие колеса и кам ера сепаратора.

Глубинные ЭЦН могут разви вать напор до 1800 м вод. ст. и обеспечи­ вать подачу до 1000 мл/сут.

Х арактеристики двух типов ви н то в ы х насосов с погружными элек­ тродвигателям и приведены в табл. 10.2.

Таблица 10.2. Характеристики двух типов установок погружных

П огруж ная установка УЭВН5-16-1200 и спользуется для откачки вы соковязких ж идкостей с тем пературой до 70 °С, с содержанием ме­ ханических примесей не более 0,8 г /л и свободного газа на приеме насо­ са не более 50%.

Н еф ть поступает через отверстия в колонне эксплуатационных труб внутрь НКТ. Верхний конец НКТ через ф ланец соединяется с фонтан­ ной арм атурой, которая представляет собой систему труб с задвижка­ ми. К этой системе присоединен ш туцер 10 для ограничения притока

жидкости в скваж ину.

Тр уб н а я головка служ и т д ля обвязки одного или двух рядов фон­ танны х труб, герм етизации м еж трубного пространства, а такж е для проведения технологических операций при освоении, эксплуатации и

ремонте скваж ины . Т рубная головка м онтируется на колонной головке и представляет собой крестовину с двум я боковыми отводами и труб­ ной подвеской. Боковы е отводы 8 позволяю т закачивать в межтрубное пространство воду и глинистый раствор при глуш ении скважины, за­ качивать ингибиторы гидратообразования и коррозии, изм ерять затрубное давление и отбирать газ.

Ф онт анная елка предназначена для управления потоком продук­ ции скваж ины и регулирования его парам етров, а такж е для установки приспособлений для спуска и подъема глубинных приборов. Елка со­ стоит из вертикального ствола и боковы х отводов-вы кидов (струн). Ствол заканчивается буф ером и манометром. Ф онтанная арм атура рас­ считы вается на необходимое рабочее давление от 7 до 105 М Па и имеет диам етр проходного сечения ствола от 50 до 150 мм.

М аниф олъд — это система труб и отводов с задви ж кам и или крана­ ми, соединяю щ ая ф онтанную арм атуру с трубопроводом, по которому продукц ия скваж ины поступает на групповую зам ерную установку (ГЗУ). М аниф ольд имеет две идентичны е обвязки (рабочую и резерв­ ную), в каж дой из которы х есть регулируем ы й ш туцер, вентили для отбора проб ж идкости или газа, запорное устройство для сброса про­ дукции на ф акел или зем ляной ам бар и предохранительны й клапан. У злы м аниф ольда собираю тся в заводских условиях.

С т анок-качалка — это балансирный механический привод штанго­ вого скважинного насоса. Его основными узлам и являю тся рама со стой­ кой, балансир с поворотной головкой, траверса с ш атунами, шарнирно подвеш енная к балансиру, редуктор с кривош ипами и противовесами.

У стье ш танговой насосной скваж ины оборудовано следующим об­ разом (рис. 10.11). К колонному ф ланцу 1 крепится планш айба 2 с под­ веш енными к ней насосно-компрессорными трубам и 3. В м уф ту 4 ввин­ чивается тройник 5 для отвода неф ти и д ля вывода наруж у устьевого ш тока 7, связы ваю щ его чер ез канатную подвеску насосные штанги с головкой балансира станка-качалки. М есто выхода устьевого штока гер­ метизировано с помощью сальника.

Рис. 10.11. Оборудование устья скважины, эксплуатируемой штанговым насосом:

1 —колонный фланец; 2— планшайба; 3— НКТ; 4— муфта; 5—трой­ ник; б — сальник; 7 — устьевой шток; 8 — крышка

Устья скваж ин, оборудованных ЭЦН и винтовыми насосами, в конгруктивном отнош ении идентичны . Н асосный агрегат вместе с НКТ одвешивается на специальной разъем ной эксцентричной планш айбе, меющей отверстие для кабеля. М еста ввода НКТ и кабеля угою тняю т- я. М ежтрубное пространство соединено с выкидной линией, на котоой установлен обратный клапан для отвода газа. Реж им работы сква-

ж и вы устан авл и вается задвиж кой . Зад ви ж к а п озволяет спускать i скваж ину изм ерительны е приборы и м еханические скребки для очист­ ки подъем ны х труб от параф иновы х отложений.

О дновременная раздельная э к с п л у а т а ц и я (ОРЭ) нескольких плас­ тов одной скваж иной позволяет ум еньш ить затраты на бурение и сде­ лать рентабельной добычу ъхз пластов с небольш ими запасами. Более половины капитальны х влож ений в разработку неф тяны х и газовых месторож дений приходится бурение скважин. П ри наличии двух ил* более продуктивны х зон пласты разобщ аю тся с помощью пакеров, и для каж дого пласта устан авли вается колонна НКТ для вы хода продукции на поверхность (рис. 10.12).

насосно-компрессорные

Рис. 10.12. Забой скважины, законченной в двух пластах

П родукция разн ы х пластов доставляется на поверхность раздель­ но, что позволяет не смеш ивать разносортны е нефти. Более того, из од­ ного пласта можно добы вать неф ть, а из другого — газ. Если использу­ ется станок-качалка, монтирую т две качалки и две колонны насосных штанг.

В процессе составления Проекта разрвботки м есторож дения одной из основных зад ач явл яете^ вы бор способа эксплуатации нефтяных скважин. Обобщенные сведения о возмож ности применения оборудо­ вания для подъем а ж идкости и з скваж ин представлены в табл. 10.4.

Особенности конструкции и оборудования газовы х скважиь по сравнению с неф тяны м и скваж инам и обусловлены отличием свойсть газа и нефти: плотности, вязкости, сж им аем ости и др. Газовые и газо­ конденсатные м есторож дения залегаю т на больш их глубинах. Извле­ чение газа из недр на поверхность производится только за счет исполь­ зования пластовой энергии. С корость течения газа в стволе м ож ет быть в 25 раз больш е скорости течения неф ти в скваж ине, отчего повышает­ ся опасность эрозии оборудования. Д авление на устье газовой скважи­ не всего на 5— 10 % меньш е забойного давления или пластового давле­ ния в остановленной скваж ине. В случае м алейш ей негерметичности обсадной колонны газ проникает в горные породы, что приводит к зага­ зованности территорий, образованию грифонов. Газ некоторы х место­ рож дений содерж ит агрессивны е компоненты (сероводород, углекис­ лы й газ и др.). П еречисленны е особенности обусловливаю т более жест­ кие требования к прочности и герметичности газовы х скважин.

К онструкция газовы х скваж ин зависит от многих ф акторов. В капи­ тальны х влож ениях на добычу газа на строительство скваж ин может приходиться 60— 80 %. С кваж ины эксплуатирую тся в течение длитель­ ного времени в слож ны х условиях при давлениях до 100 М Па и темпе­ р ату р ах до 250 °С. П оэтому обсадные трубы скваж ин цементируют на возможно больш ую высоту, при этом использую т цемент, дающий га­ зонепроницаем ы й цементный камень. Герметичность колонн обсадных труб достигается применением резьбовы х соединений с трапецеидаль­ ной формой поперечного сечения с теф лоновы м уплотнением. При уве­ личении диаметра скваж ины (эксплуатационной колонны) уменьшается расход пластовой энергии, но возрастаю т капитальны е влож ения на строительство, и сниж ается надеж ность конструкции скваж и н ы

О борудование заб оя газовы х скваж и н зави си т от механической прочности пород и р яд а д ругих ф акторов. Если газовая за л еж ь пред­ ставлен а прочно сцем ентированны м и пескам и, и звестн якам и , доло­ м итам и, ангидри там и, а в продуктивном р а зр е зе отсутствую т неф- т е - и во д он асы щ ен н ы е го р и зо н ты , д о бы ваю щ и е с к важ и н ы могут им еть отк р ы ты й забой. В этом с л у ч ае эксп луатац и он н ую колонну спускаю т до кровли продуктивного п ласта, в непроницаем ом пропла­ стке у стан авл и ваю тб аш м ак и ц ем ен ти рую т колонну до устья. Для ул у чш ен и я вы носа песка и ж и д костей с забоя в ф и льтровую часть сп ускаю т хвостовик.