Способы эксплуатации скважин

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

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

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 %.

Оборудование  устья скважин

Оборудование  устья скважин всех типов предназначено  для герметизации затрубного пространства, отвода продукции скважины, а также для проведения технологических операций, ремонтных и исследовательских работ. Оно комплектуется в зависимости от способа эксплуатации скважин.

При фонтанном, компрессорном  и бескомпрессорном способах добычи нефти оборудование устья составляется из одинаковых деталей и узлов по подобным схемам.

На устье скважин (рис. 7.22) монтируются колонная головка (ГК) и фонтанная арматура (ФА), состоящая  в свою очередь из трубной головки (ГТ) и фонтанной елки (Е). Колонная головка предназначена для соединения верхних концов обсадных колонн (кондуктора, технических и обсадных труб), герметизации межтрубных пространств и служит опорой для фонтанной арматуры. Трубная головка служит для обвязки одного или двух рядов фонтанных труб, герметизации межтрубного пространства между эксплуатационной колонной и фонтанными трубами, а также для проведения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважины. Обычно трубная головка представляет собой крестовину с двумя боковыми отводами и трубной подвеской. Боковые отводы 8 позволяют закачивать в межтрубное пространство воду и глинистый раствор при глушении скважины, ингибиторы гидратообразования и коррозии, измерять затрубное давление (манометром 7), а также отбирать газ из него. Трубная головка монтируется непосредственно на колонной головке. Фонтанная елка предназначена для управления потоком продукции скважины и регулирования его параметров, а также для установки манометров, термометров и приспособлений, служащих для спуска и подъема глубинных приборов. Елка состоит из вертикального ствола и боковых отводов-выкидов (струн). На каждом отводе устанавливают по две задвижки: рабочую 16 и резервную (ближайшую к стволу) 14. На стволе установлены коренная (главная, центральная) 11 и буферная 18 задвижки. На отводах имеются «карманы» для термометров и штуцеры для манометров 15, а также для регулирования расхода 17. Ствол заканчивается буфером с манометром 19. 

Рис. 7.22. Схема  оборудования устья скважины крестовой  арматурой: ГК - головка колонная; ГТ - головка трубная; Е - елка; ФА- фонтанная арматура;

1-кондуктор; 2 - эксплуатационная  колонна; 3- фонтанная колонна; 4 -манометр  межколонный; 5 - отвод от межколонного  пространства; 6-задвижка ручного  привода; 7 - манометр затрубный; 8 - отвод от затрубья; 9 - линия задавочная: 10-подвеска фонтанных тру б; 11-коренная задвижка; 12-задвижка с пневмоприводом; 13-крестовина; 14-задвижка резервная; 15-катушка КПП; 16-задвижка рабочая; 17 - штуцер регулируемый; 18-задвижка буферная; 19 - буфер и буферный манометр; 20- блок пневмоуправления; 21 - прискважинная установка (система) для подачи в затрубье ингибиторов и ПАВ; 22 - отвод рабочий: 23- шлейф; 24- задвижки факельной линии; 25 - амбар земляной 

Фонтанные елки по конструкции делятся на крестовые и трой-никовые. В состав ствола крестовой елки входит крестовина 13, к которой и крепятся отводы-выкиды. Каждый из них может быть рабочим. Тогда второй является резервным. В конструкцию ствола тройниковой елки (рис. 7.23) входят тройники 3, 13, к которым присоединяются выкидные линии - верхняя, которая является рабочей и нижняя, являющаяся резервной. Такое распределение «ролей» связано с тем, что тройниковая арматура, как правило, применяется в скважинах, в продукции которых содержится песок или ил. При абразивном разрушении верхнего тройника скважина может быть переведена на работу через нижний отвод. Для этого закрывается задвижка (или кран),,расположенная между тройниками; верхний тройник и отвод в это время подвергаются ремонту. Ремонт крестовой арматуры значительно более затруднен. В то же время крестовая арматура компактнее, имеет меньшую высоту, ее проще обслуживать.

Фонтанная арматура рассчитана на рабочее давление?, 14, 21, 35, 70 и 105 МПа, имеет диаметр проходного сечения ствола от 50 до 150мм.

Манифольд - система труб и отводов с задвижками или кранами - служит для соединения фонтанной арматуры с трубопроводом, по которому продукция скважины поступает на групповую замерную установку (ГЗУ). Простейшая схема манифольда крестовой фонтанной арматуры показана на рис. 7.24. Она предусматривает наличие двух практически идентичных обвязок (рабочая и резервная), в каждой из которых есть регулируемый штуцер 1, вентили 2 для отбора проб жидкости и газа, запорное устройство 3 для сброса продукции на факел или в земляной амбар и предохранительный клапан 6. Элементы схемы собираются в одно целое с помощью фланцевых соединений 7. Узлы, очерченные четырехугольниками (№№ 1, 2, 3), собираются на заводе.