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-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 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 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 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. 7.20. 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 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 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 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.

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 %.