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 скважинразмещают колонну насосно-компрессорныхтруб. 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 скважинразмещают 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 скважинразмещаются насос-но-компрессорные трубы, насосные штанги, собственно насос и вспомогательное оборудование.

Рис. 7.19. Этапы запуска газлифтной скважины: а) - начало закачки газа; б) - начало работы газлифта;

в) - включение 2'™ пускового клапана; г) - выход лифта на максимальную производительность;

газожидкостная смесь; газ

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

Условный диаметр, мм Толщина стенки, мм Внутренний диаметр, мм
5,5
6,5
6,5

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 штангивыпускаются 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. 7.20. Насосная штанга и соединительная муфта

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

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
нормализация Для легких условий эксплуатации: малые подвески, отсутствие корродирующей среды с допускаемым приведенным напряжением а < 70 МПа
20НМ нормализация Для средних условий эксплуатации: с подвесками насосов всех диаметров при 70 < а < 90 МПа; при откачке коррозионной жидкости с < 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 0 < 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 ст < 130 МПа; для насосов 0 56, 70. 95 мм а < 1 1 0 МПа;

Штанговые скважинные насосыразделяются 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 скважины. 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 однокорпус-ного 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 мех-примесей 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...148,3мм.

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

Таблица 7.3

Основные параметры ЭЦН

Установка Подача, м3/сут Напор м Мощность, кВт К.п.д % Длина, мм Масса, кг
насосного агрегата насоса насосного агрегата насоса
ЭЦНМ5-50-1300 23,5
ЭЦНМК5-50-1300 33,5
ЭЦНМ5-50-1700 28,8
ЭЦНМК5-50-1700 28,8
ЭЦНМ5-80-1200 26,7
ЭЦНМК5-80-1200 20,7
ЭЦНМ5-80-1400 30,4 42,5
ЭЦНМК5-80-1400 30,4 42,5
ЭЦНМ5-80-1550 33,1 42,5
ЭЦНМК5-80-1550 33,1 42,5
ЭЦНМ5-80-1800 38,4 42,5 11 252
ЭЦНМК5-80-1800 38,4 42,5 11 252
ЭЦНМ5-125-1000 29,1
ЭЦНМК5-125-1000 29,1
ЭЦНМ5-125-1200 34,7
ЭЦНМК5-125-1200 34,7
ЭЦНМ5-125-1300 38,1
ЭЦНМК5- 125- 1300 38,1 10С17
ЭЦНМ5-125-1800 51,7 48,5
ЭЦНМК5-125-1800 51,7 48,5
ЭЦНМ5-200-800
ЭЦНМК5-200-950 50,8
ЭЦНМ5-200-1000 54,5
ЭЦНМК5-200-1400 76,2
ЭЦНМ5А- 160-1450 51,3
ЭЦНМК5А-160-1450 51,3 11 252
ЭЦНМ5А-160-1550 56,2 11 252
ЭЦНМК5А-160-1550 56,2
ЭЦНМ5А-100-1750 62,3
ЭЦНМ5А-250-1000 55,1 51,5 И 252
ЭЦНМК5А-250-1000 55,1 51,5 11 252
ЭЦНМ5А-250-1100 60,1 51,5
ЭЦНМК5А-250-1100 60,1 51,5
ЭЦНМ5А-250-1400 76,3 51,5
ЭЦНМК5А-250-1400 76,3 51,5
ЭЦНМ5А-250-1700 92,8 51,5
ЭЦНМК5А-250-1700 92,8 51,5
ЭЦНМ5А-400-950 84,2
ЭЦНМК5А-400-950 84,2
ЭЦНМ5А-400-1250 113,9
ЭЦНМК5А-400-1250 113,9
ЭЦНМ5А-500-800 100,5
ЭЦНМ5А-500-800 100,5 14 617
ЭЦНМ5А-500-1000 123,3
ЭЦНМК5А-500-1000 123,3
ЭЦНМ6-250-1400 78,7
ЭЦНМК6-250-1400 78,7
ЭЦНМ6-250-1600 87,5
ЭЦНМК6-250-1600 87,5
ЭЩ1М6-500-1150 127,9 14 617
ЭЦНМК6-500-П50 127,9
ЭЦНМ6-800-1000 172,7
ЭЦНМК6-800-1000 172,7 179И2
ЭЦНМ6-1000-900 202,2 50,5 21 982
ЭЦНМК6-1000-900 202,2 50,5 21 982

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, м!/сут; 1200 - напор, м (округленно). Для насосов коррозионностойкогд 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 превышает 25 % по объему, то перед насосом устанавливают газосепаратор.

Конструктивно газосепараторпредставляет 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.

Таблица 7.4

Основные характеристики установок погружных винтовых электронасосов

Показатели УЭВН5-16-1200 УЭВН5-25-1000 УЭВН5-6-12003 УЭВН5-100-1000 УЭВН5-100-1200 УЭВН5-200-900
Номинальная подача, м3/сут
Номинальное давление, МПа
Рабочая часть характеристики:
подача, м3/сут 16-22 25-36 63-80 100-150 100-150 200-250
давление, МПа 12-6 10-4 12-6 10-2 12-6 9-2,5
К.п.д. погружного агрегата, % 38,6 40,6 41,4 45,9 46,3 49,8
Габариты погружного агрегата (насос, электродвигатель с гидрозащитой), мм:
поперечный
длина
Мощность электродвигателя, кВт 5,5 5,5
Масса погружного агрегата, кг

По типоразмеру установки можно определить ее основные 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, м3/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 %.


5335587956713485.html
5335669606576379.html
    PR.RU™