Организация производственного процесса нефтедобывающего предприятия ОАО "Сургутнефтегаз"

Пример. Определить диаметр колонны НКТ, свободно подвешенной без пакера, при следующих условиях: плотность жидкости, закачиваемой в скважину при освоении =820 кг/м³; длина колонны НКТ L=3100 м; давление на забое р_заб=25 МПа; давление на устье (буфере) р_у=3,5 МПа; предполагаемый отбор (дебит) жидкости из скважины Q_ж =73 м³/сут.

Решение. Оптимальный внутренний диаметр колонны НКТ определяется по формуле (1):

По таблице по справочнику принимается ближайший больший стандартный внутренний диаметр труб 59 мм и соответственно трубы 73х7-D по ГОСТ 633-80.

Колонну НКТ рассчитывают на прочность при растяжении, на сопротивляемость смятию избыточным наружным давлением, на сопротивляемость разрыву избыточным внутренним давлением.

Предельные осевые растягивающие нагрузки Р_стр (Н), при которых в резьбовом соединении гладких труб напряжения достигают предела текучести, определяют по формуле Яковлева-Шумилова. Предельное растягивающее усилие Р_т (Н), при котором в теле труб с высаженными наружу концами и безмуфтовых труб с высаженными наружу концами (НКБ) возникает напряжение, равное пределу текучести, находят из выражения (2):

Значения предельных страгивающей и растягивающей нагрузок для НКТ приведены в таблице по справочнику.

Допустимая растягивающая нагрузка [Р]_р, действующая на верхнюю трубу каждой секции (ступени) должна составлять:

для труб с гладкими концами и труб НКМ формула (3):

для труб с высаженными наружу концами и труб НКБ формула (4):

где k₁ - нормативный коэффициент запаса прочности (КЗП), для вертикальных скважин k₁=1,3.

В искривленных скважинах КЗП определяют по формуле (5):

где k₁ - нормативный КЗП, k₁=1,3; С₀ - коэффициент, учитывающий прочные характеристики материала труб,

i_и- интенсивность искривления, градус/10 м; Е - модуль упругости, Е=2,1^.10¹¹ Па

Значения коэффициента запаса прочности k₁ приведены в справочнике.

При испытании колонны на герметичность или установке гидравлического пакера осевую растягивающую нагрузку Р_р (Н) в верхней части произвольной колонны НКТ находят из выражения (7):

При извлечении пакера (8):

В формулах (7) и (8) i - порядковый номер секции; n - число секций; q_i - масса 1 м трубы i-й секции, м; S_в - площадь проходного канала трубы, м²; р_и.в - внутреннее избыточное давление, Па; ДР - осевая растягивающая нагрузка при извлечении пакера, Н.

Значение р_и.в определяется техническими характеристиками пакера и якоря, а максимальное значение ДР должно составлять 125 кН.

Осевая сжимающая нагрузка при установке механического или гидромеханического пакеров:

Р_сж=Р_раз, (9)

где Р_раз - разгрузка части веса труб на пакер, Н.

Значение Р_раз определяется технической характеристикой пакера.

Осевую нагрузку на колонну с пакером под влиянием давлений, собственного веса труб и температуры жидкости в скважине в процессе эксплуатации рассчитывают по формулам (10) и (11):

где Р₀ - дополнительная растягивающая (сжимающая) нагрузка, Н; р_пак

- давление рабочее на пакере, Па; м=0,3 - коэффициент Пуассона;

'_н, '_в - плотность жидкости снаружи и внутри колонны НКТ после ее спуска в скважину, кг/м³; l_пак - глубина установки пакера от устья скважины, м; Р_t - осевая нагрузка от температурных изменений, Н,

а - коэффициент линейного расширения, для стали а=12^.10-⁶; Дt - средняя температура жидкости в скважине, ⁰С (при нагреве принимается со знаком "+"; при охлаждении - со знаком "-");

t₁, t₂ - температура в скважине соответственно на устье и на глубине l_пак до начала эксплуатации, ⁰С; t₃, t₄ - температура в скважине соответственно на устье и на глубине l_пак во время эксплуатации, ⁰С.

При эксплуатации скважин на колонну НКТ действуют дополнительные нагрузки, вызванные внутренним и наружным давлениями. Схемы конструкции двух- и однорядных лифтовых колонн с пакером и без пакера показаны на рис. 5 и рис. 6 соответственно.

Наружное избыточное давление (Па) определяют из выражения (12):

где р₀ - давление на устье при освоении, Па; _н =₀ - плотность жидкости, закачиваемой в скважину при освоении, кг/м³.

На однорядную колонну НКТ без пакера в процессе эксплуатации действует наружное избыточное давление (Па), вычисляемое по формуле (13):

где р_заб - забойное давление, Па; _ж=_в - _н - плотность жидкости в скважине, кг/м³; р_буф - буферное устьевое давление, Па.

При расчете колонны НКТ, на которую действует внутреннее избыточное или наружное избыточное давление, верхнюю трубу каждой секции проверяют на прочность. Внутреннее избыточное давление р_т (Па), при котором наибольшее напряжение в трубах достигает предела текучести, определяют по формуле Барлоу:

Внутреннее избыточное давление не должно превышать допускаемого значения (14):

где k₂ - нормативный КЗП.

Наружное избыточное давление р_кр (Па), при котором наибольшие напряжения в трубе достигают предела текучести, определяют по формуле Г.М. Саркисова.

Рис. 5. Конструкции двухрядных лифтовых колонн (подъемников) с пакером (а) и без бакера (б), а также кольцевая (в) и центральная (г) системы: 1, 2 - номера рядов.

Значения р_т и р_кр, рассчитанные по формулам, приведены в справочнике. Избыточное наружное давление не должно превышать допускаемого значения (15):

где k₃=1,15 - КЗП.

При совместном действии растягивающей осевой нагрузки и наружного давления на свободно подвешенную колонну условие прочности трубы описывается выражением (16):

где Р_р - растягивающая нагрузка, Н; р_{и.н z} - наружное избыточное давление, Па; D - наружный диаметр трубы, мм; S - площадь поперечного сечения трубы, м²; k₁ =1,3.

Рис. 6. Конструкция однорядных лифтовых колонн без пакера (а), с пакером (б), а также кольцевая (в) и центральная (г) системы.

В процессе установки пакера (механического или гидромеханического) нижняя часть колонны НКТ находится в изогнутом состоянии. Условие прочности этого участка записывается в следующем виде:

где Р_сж - осевая сжимающая нагрузка (разгрузка на пакер), Н; S₀ - площадь опасного сечения труб (для гладких труб по основной плос- кости), м²; f - зазор между обсадной колонной и колонной НКТ, м; W₀ - осевой момент сопротивления опасного сечения труб, м³.

Значения S₀ и W₀, как и другие геометрические характеристики НКТ, приведены в справочнике.

Критическая сжимающая нагрузка (Н), при которой колонна НКТ подвергается продольному изгибу, определяется по формуле (18):

где EI - жесткость трубы, Н^.м²; q - масса 1 м труб в воздухе, кг/м.

Нижняя часть колонны НКТ над пакером может принять изогнутую форму не только при установке пакера, но и в процессе эксплуатации скважины под действием осевых сжимающих нагрузок, связанных с влиянием давлений и температуры. Условие прочности при этом записывается в следующем виде:

где Р₀ - определяют по формуле (11), Н; значения S₀, W₀, S_в, S_н берут справочника. Для каждой секции колонны НКТ надо определять КЗП по следующим формулам: для гладких труб и труб типа НКМ (20):

для труб с высаженными наружу концами и типа НКБ (21):



где Р_р(n) - определяют по формуле (10).

КЗП можно вычислить также по формуле (22):

Длину первой секции (м) свободно подвешенной колонны (рис. 6, а, в, г) рассчитывают по формуле (23):

где Р_стр - страгивающая нагрузка для труб с гладкими концами или растягивающая нагрузка Р_т для труб с высаженными наружу концами и труб типов НКМ и НКБ, Н; k₁ - КЗП на растяжение; q₁ - теоретическая масса 1 м колонны НКТ, кг/м.

Предельные глубины спуска одноступенчатой колонны, составленной из труб по ГОСТ 633- 80 одной группы прочности при k₁=1,3 приведены в справочнике. Длины второй и последующих секций находят по формуле (24):

где Р_стр(n) - страгивающая нагрузка для труб n-й секции, Н; l_i и q_i - длина (м) и масса (кг/м) труб i-й секции.

Можно также воспользоваться выражением (25):



Длину первой секции колонны, устанавливаемой с гидравлическим (гидромеханическим) пакером, или колонны, подвергаемой испытанию на герметичность, определяют из выражения (26):

Длина второй и последующих секций (n?2) составит (27):

где Р_доп - дополнительная нагрузка, действующая на колонну от избыточного устьевого давления или от напряжения колонны при освобождении пакера, Н.

В расчетах принимается большее из значений Р_доп, полученных по формулам (28):

где S_в - площадь проходного канала труб, м²; р_пак - рабочее давление пакера, Па; ДР - усилие натяжения колонны при освобождении пакера, Н.

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.

Рис. 7. Схема оборудования устья скважины крестовой арматурой: 1 - кондуктор; 2 - эксплуатационная колонна; 3 - фонтанная колонна; 4 - манометр; 5 - отвод от межколонного пространства; 6 - задвижка ручного привода; 7 - манометр затрубный; 8 - отвод от затрубья; 9 - линия задавочная; 10 - подвеска фонтанных труб; 11 - коренная задвижка; 12 - задвижка с пневмоприводом; 13 - крестовина; 14 - задвижка резервная; 15 - катушка для подключения контрольно-измерительных приборов; 16 - задвижка рабочая; 17 - штуцер регулируемый; 18 - задвижка буферная; 19 - буфер и буферный манометр; 20 - блок пневмоуправления; 21 - прискважинная установка для подачи в затрубье ингибиторов и ПАВ; 22 - отвод рабочий; 23 - шлейф, 24 - задвижки фекельной линии; 25 - амбар земляной.

На устье скважин (рис. 7) 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, а также для регулирования расхода 17. Ствол заканчивается буфером с манометром 19.

Фонтанные елки по конструкции делятся на крестовые и тройниковые. 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. 8) 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 7, 14, 21, 35, 70 и 105 МПа, имеет диаметр проходного сечения ствола от 50 до 150 мм.

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).

Рис. 8. Фонтанная арматура тройниковая: 1 - крестовик; 2,4 - переводные втулки; 3 - тройник; 5 - переводная катушка; 6 - центральная задвижка; 7 - задвижки; 8 - штуцеры; 9 - буферная заглушка; 10 - манометр; 11 - промежуточная задвижка; 12 - задвижка; 13 - тройники; 14 - буферная задвижка.

Простейшая схема манифольда крестовой фонтанной арматуры показана на рис. 9. 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.

Технологические режимы работы. На начальных этапах разработки фонтанные высокопродуктивные скважины определяют возможности нефтегазодобывающего предприятия. Исследованию, регулированию и наблюдению за их работой уделяется повышенное внимание. Кроме того, фонтанное оборудование позволяет сравнительно просто проводить глубинные исследования, отбор глубинных проб, снятие профилей притока и прочее. Для установления обоснованного режима эксплуатации фонтанной скважины важно знать результаты ее работы на различных опытных режимах. Режимы работы фонтанной скважины изменяют сменой штуцера. Признаками установившегося режима скважин являются постоянство основных параметров работы скважины - дебит, давление устьевое и затрубное.

Для построения регулировочных кривых и индикаторной линии необходимо по крайней мере четыре смены режима работы скважины. После выхода на установившийся режим работы через лубрикатор на забой скважины спускают глубинный манометр или другие приборы.



Рис. 9. Схема обвязки крестовой фонтанной арматуры: 1 - ругулируемый штуцер; 2 - вентили; 3 - запорное устройство для сброса продукции на факел или в земляной амбар; 4 тройник; 5 - крестовина; 6 - предохранительный клапан; 7 - фланцевое соединение; ГЗУ - групповая замерная установка.

На устье скважины производят замер дебита, обводненности продукции, содержание песка и твердых частиц в продукции скважины, газовый фактор, устьевое и затрубное давление, отмечают характер работы скважины: наличие пульсации, ее ритмичность и амплитуду, вибрацию арматуры и манифольдов. По полученным данным строят зависимости измеренных показателей от диаметра штуцера. Результаты служат одним из оснований для установления технологической нормы добычи из данной скважины и режима ее постоянной работы, например:

- недопущение забойного давления ниже давления насыщения или некоторой его доли Р_С > 0,75Р_НАС;

- установление режима, соответствующего минимальному газовому фактору или его значению, не превышающему определенной величины;

- установление режима, соответствующего недопущению резкого увеличения количества выносимого песка для предотвращения образования каверны в пласте за фильтром скважины;

- установление режима, соответствующего недопущению резкого увеличения процентного содержания воды в продукции скважины;

- недопущение на забое скважины такого давления, при котором может произойти смятие обсадной колонны;

- недопущение режима, при котором давление на буфере или в межтрубном пространстве достигнет опасных значений с точки зрения прочности и надежности работы арматуры и поверхностного оборудования вообще;

- недопущение режима, при котором давление на буфере скважины может стать ниже давления в выкидном манифольде системы нефтегазосбора;

- недопущение такого режима работы скважины, при котором могут возникать пульсации, приводящие к срыву непрерывного процесса фонтанирования;

- установление такого режима, при котором активным процессом дренирования охватывается наибольшая толщина пласта или наибольшее число продуктивных пропластков.

О нарушении нормальной работы скважин судят по аномальным изменениям буферного и затрубного давления, изменению дебита нефти и обводненности, количеству песка и пр. Например, падение буферного давления при одновременном повышении межтрубного может указать на опасные пределы отложения парафина или минеральных солей на внутренних стенках НКТ. Одновременное снижение буферного и межтрубного давления свидетельствует об образовании на забое скважины песчаной пробки или накоплении тяжелой минерализованной пластовой воды в промежутке между забоем и башмаком НКТ. Малая скорость восходящего потока в этом промежутке может при определенных условиях привести к увеличению давления на забое. Падение давления на буфере при одновременном увеличении дебита указывает на разъедание штуцера и необходимость его замены. Засорение штуцера или отложение парафина в манифольде и выкидном шлейфе при одновременном уменьшении дебита приводит к росту буферного и межтрубного давления.

5. Газлифтная эксплуатация. Схемы работы газлифта. Оборудование газлифта. Плунжерный лифт

Логическим продолжением фонтанной эксплуатации является газлифтная эксплуатация, при которой недостающее количество газа для подъема жидкости закачивают в скважину с поверхности. Газ в нефтяную скважину можно подать под давлением без его дополнительной компрессии из газовых пластов. Такой способ называют бескомпрессорным.

Газлифт характеризуется высокой технико-экономической эффективностью, отсутствием в скважинах механизмов и трущихся деталей, простотой обслуживания скважин и регулирования работы.

В скважину опускают два ряда насосных труб. По затрубному пространству между наружной и внутренней трубами подают под давлением газ или воздух. Наружную трубу называют воздушной. Внутреннюю трубу, по которой нефть в смеси с газом или воздухом поднимается на поверхность, называют подъемной. Подъемная труба имеет меньшую длину по сравнению с воздушной. До закачки газа жидкость в подъемной и воздушной трубах находится на одном уровне. Этот уровень называют статическим. В этом случае давление жидкости на забое соответствует пластовому давлению.

По воздушной трубе (затрубному пространству) в скважину под давлением этого газа жидкость полностью вытесняется в подъемную трубу, после этого газ проникает в подъемную трубу и перемешивается с жидкостью. Плотность газированной жидкости уменьшается и по мере ее насыщения газом достигается разность в плотности газированной и негазированной жидкостей.

Вследствие этого более плотная (негазированная) жидкость будет вытеснять из подъемной трубы газированную жидкость. Если газ подавать в скважину непрерывно, то газированная жидкость будет подниматься и выходить из скважины в систему сбора. При этом в затрубном пространстве подъемной трубы устанавливается новый уровень жидкости, называемый динамической высотой или динамическим уровнем. Использование газлифтного способа эксплуатации скважин в общем виде определяется его преимуществами.

1. Возможность отбора больших объемов жидкости практически при всех диаметрах эксплуатационных колонн и форсированного отбора сильнообводненных скважин.

2. Эксплуатация скважин с большим газовым фактором, т.е. использование энергии пластового газа, в том числе и скважин с забойным давлением ниже давления насыщения.

3. Малое влияние профиля ствола скважины на эффективность работы газлифта, что особенно важно для наклонно направленных скважин, т.е. для условий морских месторождений и районов освоения Севера и Сибири.

4. Отсутствие влияния высоких давлений и температуры продукции скважин, а также наличия в ней мехпримесей (песка) на работу скважин.

5. Гибкость и сравнительная простота регулирования режима работы скважин по дебиту.

6. Простота обслуживания и ремонта газлифтных скважин и большой межремонтный период их работы при использовании современного оборудования.

7. Возможность применения одновременной раздельной эксплуатации, эффективной борьбы с коррозией, отложениями солей и парафина, а также простота исследования скважин.

Указанным преимуществам могут быть противопоставлены недостатки.

1. Большие начальные капитальные вложения в строительство компрессорных станций.

2. Сравнительно низкий коэффициент полезного действия (КПД) газлифтной системы.

3. Возможность образования стойких эмульсий в процессе подъема продукции скважин. Исходя из указанного выше, газлифтный (компрессорный) способ эксплуатации скважин, в первую очередь, выгодно использовать на крупных месторождениях при наличии скважин с большими дебитами и высокими забойными давлениями после периода фонтанирования. Далее он может быть применен в наклонно направленных скважинах и скважинах с большим содержанием мехпримесей в продукции, т.е. в условиях, когда за основу рациональной эксплуатации принимается межремонтный период (МРП) работы скважин.

При наличии вблизи газовых месторождений (или скважин) с достаточными запасами и необходимым давлением используют бескомпрессорный газлифт для добычи нефти.

Эта система может быть временной мерой - до окончания строительства компрессорной станции. В данном случае система газлифта остается практически одинаковой с компрессорным газлифтом и отличается только иным источником газа высокого давления.

Газлифтная эксплуатация может быть непрерывной или периодической. Периодический газлифт применяется на скважинах с дебитами до 40-60 т/сут или с низкими пластовыми давлениями. Высота подъема жидкости при газлифте зависит от возможного давления ввода газа и глубины погружения колонны НКТ под уровень жидкости.

В среднем диапазон применяемых значений давления ввода газа составляет 4,0 - 14,0 МПа. Диапазон производительности газлифтных скважин при непрерывном газлифте 60 - 2000 т/сут.

Технико-экономический анализ, проведенный при выборе способа эксплуатации, может определить приоритет использования газлифта в различных регионах страны с учетом местных условий. Так, большой МРП работы газлифтных скважин, сравнительная простота ремонта и возможность автоматизации предопределили создание больших газлифтных комплексов на Самотлорском, Федоровском, Правдинском месторождениях в Западной Сибири. Это дало возможность снизить необходимые трудовые ресурсы региона и создать необходимые инфрасфуктуры (жилье и т.д.) для рационального их использования. При определенных условиях, когда пластовой энергии недостаточно для подъема нефти с забоя на поверхность, скважины прекращают фонтанировать. Однако фонтанирование можно искусственно продлить за счет подачи в скважину по НКТ сжатого газа или воздуха. Для сжатия газа до необходимого давления применяются компрессоры. В этом случае эксплуатация скважин называется компрессорным газлифтом.

В настоящее время в качестве рабочего агента воздух использовать запрещено, т.к. при определенном соотношении углеводородных газов и воздуха образуется взрывчатая смесь (гремучий газ), которая взрывоопасна и пожароопасна.

Газлифт (эрлифт) - система, состоящая из эксплуатационной (обсадной) колонны труб и опущенных в нее НКТ, в которой подъем жидкости осуществляется с помощью сжатого газа (воздуха). Иногда эту систему называют газовый (воздушный) подъемник. Способ эксплуатации скважин при этом называется газлифтным.

По схеме подачи от вида источника рабочего агента - газа (воздуха) различают компрессорный и бескомпрессорный газлифт, а по схеме действия - непрерывный и периодический газлифт.

Рисунок 10. Схема конструкций газлифтных подъемников: а - однорядный подъемник кольцевой системы; б - однорядный подъемник центральной системы; в - двухрядный подъемник кольцевой системы; г - двухрядный подъемник центральной системы; д - двухрядный ступенчатый подъемник кольцевой системы.

Схема работы газлифтного подъемника показана на рис. 10. В затрубное пространство нагнетают газ высокого давления, в результате чего уровень жидкости в нем будет понижаться, а в НКТ - повышаться. Когда уровень жидкости понизится до нижнего конца НКТ, сжатый газ начнет поступать в НКТ и перемешиваться с жидкостью. В результате плотность такой газожидкостной смеси становится ниже плотности жидкости, поступающей из пласта, а уровень в НКТ будет повышаться. Чем больше будет введено газа, тем меньше будет плотность смеси и тем на большую высоту она поднимется. При непрерывной подаче газа в скважину жидкость (смесь) поднимается до устья и изливается на поверхность, а из пласта постоянно поступает в скважину новая порция жидкости. Дебит газлифтной скважины зависит от количества и давления нагнетания газа, глубины погружения НКТ в жидкость, их диаметра, вязкости жидкости и т.п.

Конструкции газлифтных подъемников определяются в зависимости от числа рядов насосно-компрессорных труб, спускаемых в скважину, и направления движения сжатого газа. По числу спускаемых рядов труб подъемники бывают одно- и двухрядными, а по направлению нагнетания газа - кольцевыми и центральными (см. рис. 10).

При однорядном подъемнике в скважину спускают один ряд НКТ. Сжатый газ нагнетается в кольцевое пространство между обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами, а газожидкостная смесь поднимается по НКТ, или газ нагнетается по насосно-компрессорным трубам, а газожидкостная смесь поднимается по кольцевому пространству.

В первом случае имеем однорядный подъемник кольцевой системы (см. рисунок 10 а), во втором - однорядный подъемник центральной системы (см. рисунок 10 б). При двухрядном подъемнике в скважину спускают два ряда концентрически расположенных труб. Если сжатый газ направляется в кольцевое пространство между двумя колоннами НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по внутренним подъемным трубам, то такой подъемник называется двухрядным кольцевой системы (см. рис. 10 в). Наружный ряд насосно-компрессорных труб обычно спускают до фильтра скважины.

При двухрядном ступенчатом подъемнике кольцевой системы в скважину спускают два ряда насосно-компрессорных труб, один из которых (наружный ряд) ступенчатый; в верхней части - трубы большего диаметра, а в нижней - меньшего диаметра. Сжатый газ нагнетают в кольцевое пространство между внутренним и наружным рядами НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по внутреннему ряду (см. рисунок 10 д).

Если сжатый газ подается по внутренним НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по кольцевому пространству между двумя рядами насосно-компрессорных труб, то такой подъемник называется двухрядным центральной системы (см. рисунок 10 г).

Недостатком кольцевой системы является возможность абразивного износа соединительных труб колонн при наличии в продукции скважины механических примесей (песок).

Кроме того, возможны отложения парафина и солей в затрубном пространстве, борьба с которыми в нем затруднительна.

Преимущество двухрядного подъемника перед однорядным в том, что его работа происходит более плавно и с более интенсивным выносом песка из скважины. Недостатком двухрядного подъемника является необходимость спуска двух рядов труб, что увеличивает металлоемкость процесса добычи. Поэтому в практике нефтедобывающих предприятий более широко распространен третий вариант кольцевой системы - полутора - рядный подъемник, который имеет преимущества двухрядного при меньшей его стоимости.

Оборудование газлифтных скважин.Оборудование газлифтных скважин аналогично оборудованию фонтанных. На устье устанавливается упрощенная фонтанная арматура, обвязка которой позволяет подавать газ в затрубное пространство и НКТ.

В настоящее время используются комплектные газлифтные установки для непрерывного компрессорного газлифта типа Л и для наклонно направленных скважин типа ЛН. Например, Л-60Б-210, где 60 -- условный диаметр колонны подъемных труб, мм (60; 73; 89 мм); Б -- условный наружный диаметр газлифтных клапанов (А, Б, В -- соответственно диаметры 38, 25 и 20 мм); 210 -- рабочее давление, умноженное на 0,1 МПа. Эти установки обеспечивают автоматический пуск и освоение скважин, стабильную работу в заданном режиме, возможность перехода с фонтанной эксплуатации на газлифтную без подъема НКТ и возможность спуска в НКТ до забоя любого технологического оборудования (манометры и др.).

Установки типа Л включают: а) устьевое оборудование -- фонтанную арматуру АФК За-65-210; б) скважинное оборудование-- НКТ (один ряд); скважинные газлифтные камеры типа К; газлифтные клапаны типа Г с фиксаторами; гидромеханический пакер ПН-ЯГМ и приемный клапан. В установках типа ЛН смонтированы другие скважинные камеры (типа КТ). Для уплотнения клапана предусмотрены в кармане верхняя и нижняя посадочные поверхности, а для входа закачиваемого газа -- перепускные отверстия. При ремонтных работах в кармане устанавливается циркуляционная пробка, а при необходимости заглушить перепускные отверстия -- глухая пробка. В камере клапан фиксируется в расточке кармана кулачковым фиксатором, подпружиненной втулкой или фиксирующей цангой, предусмотренной в самом клапане. Широко применяются сильфонные газлифтные клапаны типа Г, например, Г-38, Г-38Р, где цифра указывает условный наружный диаметр клапана (в мм), буква Р -- рабочий клапан (без буквы Р -- пусковой). Для регулирования режима закачки газа предусмотрены сменные дроссели, а для герметизации клапана в кармане -- манжеты. Газлифтный клапан включает в себя обратный клапан, предназначенный для предотвращения перетока жидкости из подъемных труб в затрубное пространство. Эти клапаны извлекают из скважины и устанавливают без ее глушения набором инструментов канатной техники.

Эффективность работы газлифтной скважины тем выше, чем меньше относительная скорость газа или чем выше дисперсность газа в жидкости. На месторождениях Западной Сибири для дробления газовой фазы нашли применение диспергаторы. Диспергатор состоит из набора штуцеров для дробления газа, стопорного устройства для установки его канатным методом в муфтовом соединении НКТ на любой глубине и спускного снаряда. Применение диспергатора уменьшает удельный расход газа в среднем на 35 %.

Нормальная работа газлифтных скважин может нарушаться в результате отложения парафина, солей, образования песчаных пробок и металлических сальников. Отметим, что при газлифтной эксплуатации имеется возможность ввода ингибиторов отложения солей и парафина в поток закачиваемого газа.

Плунжерный и гидропакерный лифты.

К периодической газлифтной эксплуатации относят также плунжерный и гидропакерный лифты, работа которых основана на использовании только пластового газа (без подачи газа в скважину). Их следует рассматривать как переходящие к механизированным способам эксплуатации, когда внедрение последних запаздывает или газ срывает работу насосов. Для их применения в основном используют следующие скважины: слабо фонтанирующие с малым устьевым давлением; периодически фонтанирующие; недавно прекратившие фонтанирование, т. е. скважины с удельным расходом пластового газа, достаточным для проявления неустойчивого фонтанирования.

Установка плунжерного лифта состоит из одноразмерной колонны подъемных труб с нижним пружинным амортизатором, устьевой арматуры с верхним пружинным амортизатором и плунжера, который имеет клапан, закрывающийся снизу вверх. Выкид скважины постоянно открыт в сборную линию. Плунжер представлен пустотелым цилиндром длиною 0,5--0,6 м и массой около 6 кг. Существует множество различных конструкций плунжеров (с расширяющимся уплотнением и др.). Зазор между плунжером и внутренней стенкой НКТ составляет всего 1,5-- 2 мм (перед спуском НКТ тщательно шаблонируют). Плунжер выполняет роль подвижной перегородки между жидкостью и газом и тем самым уменьшает скольжение газа. Плунжер при открытом клапане падает в НКТ. Шток клапана плунжера, ударяясь об нижний амортизатор, закрывает клапан. Потоком газа из затрубного пространства плунжер выталкивается вверх вместе со, столбом жидкости над ним. После выброса жидкости давление под плунжером уменьшается и за счет большего давления над плунжером открывается клапан. Регулирующее устройство на устье (типа соленоидов) задерживает плунжер ^регулирование цикла). Затем цикл повторяется. Плунжерный лифт может работать также с периодической подкачкой газа в затрубное пространство. Вследствие большой трудоемкости работ по подготовке НКТ и частых неполадок плунжерный лифт не нашел применения.

Отличительной особенностью гидропакерного лифта (лифта со свободным поршнем или с гидропакерным автоматическим поршнем, периодического газлифта с перекрытым выкидом) является то, что выкид скважины перекрыт (рис. 11 г), плунжер размещается с большим зазором в трубах и при желании может быть заменен поршнем 12 (без клапана). Установка работоспособна и без поршня (плунжера).

Работа установки при использовании поршня и регулятора циклов, действующего от затрубного давления (возможны и другие принципы его работы), заключается в следующем. После перекрытия выкидного клапана поток газа в подъемных трубах практически прекращается, и поршень падает на нижний амортизатор 13. Поступающий из пласта газ в основном идет в затрубное пространство, а жидкость -- в подъемные трубы 3. Когда давление газа в затрубном пространстве достигнет заданного значения, регулятор цикла 1 открывает выкидной клапан 11. Газ из НКТ быстро сбрасывается в сборную систему, а газ из затрубного пространства поднимает поршень 12 со столбом жидкости над ним до устья. При подходе поршня к устью автомат закрывает выкидной клапан и выброс прекращается. Цикл снова повторяется. Для успешной работы установки пластовое давление должно быть больше 3 МПа.

Рис. 11 Установки периодического газлифта: 1) регулятор циклов, 2) автомат газоподачи, 3) насосно-компрессорные трубы, 4) скважинная газлифтная камера, 5) рабочий газлифтный клапан, 6) пакер, 7) обратный клапан, 8) камера замещения, 9) разрядный клапан, 10) верхний амортизатор, 11) выкидной клапан, 12) поршень (плунжер), 13) нижний амортизатор.

Известны также других видов периодические газлифты, сочетающие в различной комбинации отличительные элементы (перекрытие выкида, использование автомата газоподачи, поршня или плунжера).

6. УЭЦН отечественные и зарубежного производства. Эксплуатация насосов в осложненных условиях

Установка ЭЦН состоит из погружного маслозаполненного короткозамкнутого трехфазного асинхронного электродвигателя ПЭД с гидрозащитой, центробежного многоступенчатого насоса ЭЦН, кабельной линии с муфтой, присоединяемой к токовводу ПЭД, наземного электрооборудования -станции управления (ШГС), трансформатора повышенного напряжения (ТМПН) и трансформаторной подстанции (ТП).

По заказу УЭЦН дополнительно комплектуется газосепаратором для отделения свободного газа на приеме насоса и системами контроля температуры, давления и вибрации в зоне подвески установки.

УЭЦН опускается в скважину на колонне НКТ, которая подвешивается на головке эксплуатационной колонны с помощью устьевого оборудования, электроэнергия от промысловой сети через трансформатор и станцию управления по кабелю, прикрепленному к наружной поверхности НКТ хомутами, подается на электродвигатель (ПЭД), который приводит во вращение центробежный насос (ЭЦН), который подает жидкость по НКТ на поверхность.

Комплектующие узлы УЭЦН отечественного производства.

Электроцентробежный насос. Погружной электроцентробежный насос многоступенчатый, вертикального исполнения, модульный, состоит из входного модуля и модулей секций. Модули- секции представляют собой сборочные единицы, из которых можно собирать насосы с различными напорами, используя входной модуль и модули секции необходимого количества. Каждая секция насоса представляет собой металлический корпус, изготовленный из стальной трубы длиной до 5,5м. Длина насоса определяется количеством рабочих ступеней и секций, число которых зависит от параметров насоса - подачи и напора. В корпус насоса вставляется пакет ступеней, представляющий собой собранные на валу рабочие колеса и направляющие аппараты. Рабочие колеса устанавливаются на валу на продольной призматической шпонке, предотвращающей проворот их относительно вала, по ходовой посадке и могут перемещаться в осевом направлении. Направляющие аппараты зажаты в корпусе между основанием и верхним подшипником (ниппелем). Затяжка ниппеля создает у торцов направляющих аппаратов трение, предотвращающее вращение аппаратов при работе насоса. В верхней части насоса находится ловильная головка, в которую вворачивается переходной патрубок для соединения с НКТ. В собранном насосе втулка рабочего колеса вращается в отверстии направляющего аппарата как в подшипнике, а само колесо упирается в бурт направляющего аппарата. Для уменьшения силы трения, между опорной поверхностью рабочего колеса и буртом направляющего аппарата, обусловленной действующим на колесо осевым усилием, которое при нормальном режиме работы насоса направлено сверху вниз, в расточку нижнего диска колеса запрессована шайба из антифрикционного материала. По мере ее износа, рабочее колесо перемещается вдоль вала, оставаясь, всегда прижатым вниз (иногда возможен подъем колес).

Рабочие ступени насоса (направляющие аппараты и рабочие колеса) обыкновенного исполнения, завод-изготовитель “Алнас”, изготовляются из чугуна-отливкой, защитные втулки вала - из латуни, сам вал - из стали, опорные шайбы рабочих колес из текстолита. В насосе износостойкого исполнения, завод-изготовитель “Новомет”, рабочие ступени и защитные втулки изготовляются с помощью порошковой металлургии, подпятники узла пяты из карбид-кремния.

Рис. 12 Типовая конструкия скважины оборудованной УЭЦН.

Выше насоса, на 3-5 НКТ, в зависимости от газового фактора, устанавливается обратный клапан, а над обратным клапаном, через одну НКТ, сбивной клапан. Обратный клапан предназначен для предотвращения лавинообразного стока жидкости из НКТ через насос, вызывающего турбинное вращение ротора насоса, и облегченного запуска УЭЦН, после ее остановки. Сбивной клапан предназначен для слива жидкости из колонны НКТ при подъеме насосного агрегата из скважины.

Входной модуль имеет корпус с отверстиями для прохода жидкости и защитную сетку. Внутри входного модуля расположен вал с радиальными подшипниками. Верхняя часть входного модуля при помощи фланцев соединяется с основанием модуля-секции или газосепаратора, нижняя часть входного модуля, также при помощи фланцев, соединяется с протектором. Валы модуль - секций между собой соединяются при помощи шлицевых муфт.

Газосепаратор обычно используют в скважинах с большим газовым фактором. Газовый сепаратор работает аналогично центрифуге. Вал с лопатками (шнек), обычно изготавливается как единое целое, вращающийся с частотой 3000 об/мин, вытесняет более тяжелые жидкости на перифирию через переходной канал вверх в насос, тогда как более легкая жидкость (пар) остается около центра и выходит по выпускному каналу обратно в скважину.

Основным показателем работы газосепаратора является коэффициент полезного действия (к.п.д.). К.П.Д. отечественных газосепараторов очень низок и составляет всего чуть больше 20%.

Погружной электродвигатель - ПЭД.

Важнейшим узлом насосной установки является маслозаполненный погружной асинхронный трехфазный электродвигатель переменного тока с короткозамкнутым ротором вертикального исполнения типа ПЭД.

Двигатель состоит из статора, ротора, вала, головки и основания. Корпус статора изготавливается из стальной трубы с резьбой на концах для подсоединения головки и основания двигателя.

Двигатель заполняется специальным маловязким с высокой диэлектрической прочностью маслом типа МАПЭД-8, для охлаждения и смазки.

Статор собирается из активных и немагнитных шихтованных жестей с пазами, в которых располагается обмотка. Она может быть однослойной протяжной катушечной или двухслойной стержневой петлевой. Фазы обмотки соединены в “звезду”. Выводные концы обмотки статора соединяют с кабелем через специальную изоляционную штепсельную колодку токоввода.

Короткозамкнутый ротор двигателя набран из магнитных сердечников, чередующихся с подшипниками скольжения, имеющими механическую фиксацию от проворота и сохраняющие возможность легкого перемещения вдоль оси вала. Вал ротора выполнен из пустотелой калиброванной стали, сердечники - из электротехнической. В пазы сердечников уложены медные стержни, сваренные по торцам с короткозамыкающими кольцами. Сердечники набирают на вал, чередуя с радиальными подшипниками, и соединяют с ним шпонками. Весь набор сердечников на валу затянут в осевом направлении гайками или турбинкой.

Турбинка обеспечивает принудительную циркуляцию масла для выравнивания температуры двигателя на длине статора. В головке размещен упорный подшипник, состоящий из подпятника и пяты, и установлена колодка токоввода. Основание двигателя служит для размещения фильтра, перепускного клапана и клапана для закачки масла в двигатель.

Отечественные электродвигатели имеют диаметры корпусов 103, 117, 123 мм. Двигатели больших мощностей выполняются секционными. Частота вращения двигателей всех типоразмеров одинакова и равна 3000 оборотов в минуту при частоте тока 50Гц. Двигатель рассчитан на работу при температуре окружающей среды, не превышающей 90⁰С.

Противополетный якорь - ППЯ. Якорь служит для предотвращения полета УЭЦН на забой скважины в случае обрыва труб НКТ, а также в случае расчленения узлов УЭЦН при работе из-за вибрации. При спуске УЭЦН ППЯ не позволяет превышать скорость спуска, выше допустимой (0,25м/сек, а в особо искривленных местах 0,1м/сек). В случае превышения скорости спуска происходит “заклинивание” сухарей в обсадной колонне.

ППЯ состоит из корпуса, в котором расположены основные рабочие органы противополетного якоря: поршень и четыре сухаря, с помощью которых и происходит удержание УЭЦН в обсадной колонне в случае “полета”. Вторая часть противополетного якоря - это патрубок. С помощью резьбового соединения противополетный якорь вворачивается в зависимости от модификации двигателя в компенсатор или непосредственно в двигатель.

Гидрозащита.

Гидрозащита предназначена для предохранения внутренней полости двигателя от попадания пластовой жидкости, а также для компенсации температурных изменений объема и расхода масла. Гидрозащита также выравнивает давление внутри электродвигателя с давлением в скважине на уровне его подвески и передает крутящий момент от электродвигателя к насосу. Она состоит из протектора и компенсатора.

Протектор защищает полость электродвигателя от попадания пластовой жидкости. Он имеет две камеры, заполненые маслом МАПЭД-8. Камеры разделены эластичным элементом - резиновой диафрагмой. Вал протектора вращается в трех подшипниках и опирается на гидродинамическую пяту, которая воспринимает осевые нагрузки. Для предотвращения попадания пластовой жидкости по валу, в протекторе имеются два торцовых уплотнения - верхнее и нижнее.

Компенсатор служит для пополнения запаса жидкого масла вследствие утечек через торцовые уплотнения и температурных изменений объема масла в системе «электродвигатель-гидрозащита». Компенсатор состоит из камеры, образуемой эластичным элементом - резиновой диафрагмой, заполняемой маслом МАПЭД-8. Полость за диафрагмой сообщается со скважиной отверстиями. Диафрагма защищена от повреждений стальным корпусом. Полость диафрагмы сообщается с полостью электродвигателя.

Кабельная линия.

Кабельная линия, обеспечивающая подвод электроэнергии к электродвигателю погружного центробежного электронасоса, состоит из основного питающего кабеля, сращенного с ним плоского кабеля и муфты кабельного ввода для соединения с электродвигателем. С поверхности до погружного агрегата протягивают питающий, бронированный кабель любого типа КПБП или КПБК, а в пределах погружного агрегата - только плоский кабель типа КПБП. Кабель КПБП или КПБК состоит из медных однопроволочных жил, изолированных в два слоя полиэтиленом высокой плотности и уложенных в одной плоскости или скрученных между собой. Сверху полиэтилена идет оплетка и броня.

Условия работы для кабелей: допустимое давление пластовой жидкости 19,6 МПа; газовый фактор-180 куб.м/т; температура воздуха от -60⁰С до 45⁰С, пластовой жидкости 90⁰С - в статическом положении. На расстоянии 250-300 мм выше и ниже каждой муфты НКТ и каждого сростка кабель крепится стальными поясами (клямсами). Не допускается при этом слабина кабеля внутри скважины. Клямсы затягиваются до момента начальной деформации брони. Пряжка клямсы располагается в свободном пространстве между НКТ и кабелем, но, ни в коем случае не на поверхности кабеля, загнутый конец клямсы плотно прижимается к пряжке. Для крепления кабеля УЭЦН «REDA» используются клямсы фирмы REDA.

Технические характеристики силовых электрических кабелей марки КПБК и КПБП для погружных электронасосов: 1) максимальное рабочее напряжение 3300 В; 2) рабочая температура 90⁰С; 3) конструкция жил медная; 4) изоляция 2 слоя полиэтилена толщиной 3 мм; 5) оплетка защитная пленка из прорезиненной ткани; 6) броня стальная лента.

Технические характеристики силовых электрических кабелей марки КППБПТ теплостойкий для погружных электронасосов: 1) максимальное рабочее напряжение 3300 В; 2) рабочая температура 120⁰С; 3) конструкция жил медная; 4) изоляция 1 слой из сшитого полиэтилена высокой плотности толщиной 1,3 мм, второй слой из сополимера пропилена толщиной 1 мм; 5) оплетка защитная лента из прорезиненной ткани; 6) броня стальная оцинкованная лента.

Станция управления и комплектное устройство.

Станция управления ШГС 5805 предназначена для управления и защиты погружных электродвигателей серии ПЭД мощностью от 14 до 100 кВт и напряжением до 2300 В переменного тока, а комплектное устройство КУПНА - для установок с электродвигателями мощностью свыше 100 кВт (125 кВт,180 кВт,250 кВт,700 кВт)

Станция управления ШГС 5805 располагается в металлическом шкафу одностороннего обслуживания с отсеком высокого напряжения. ШГС 5805 обеспечивает включение и отключение установки при автоматическом периодическом режиме, самозапуск после появления исчезнувшего напряжения и аварийное отключение (при «перегрузе» или «недогрузе» УЭЦН, коротком замыкании).

Трансформаторы масляные повышенного напряжения.

Трансформаторы серии (ТМПН) мощностью от 40 до 400 кВ?А служат для преобразования напряжения промысловой сети до величины, обеспечивающей оптимальное напряжение погружного электродвигателя в зависимости от длины кабеля, загрузки электродвигателя и напряжения сети. Для этого на высокой стороне обмоток трансформатора имеется 5-10 ответвлений (отпаек). Переключение отпаек производится при полностью отключенном трансформаторе. У трансформаторов предусмотрено масляное охлаждение. Они предназначены для работы на открытом воздухе.

Трансформатор состоит из магнитопровода, обмоток высокого напряжения ВН и низкого напряжения НН, бака, крышки с вводами и расширителя с воздухоосушителем.

Бак трансформатора заполняется трансформаторным маслом, имеющим пробивное напряжение не ниже 40кВ.

На трансформаторах мощностью 160-200 кВ?А установлен термосифонный фильтр для очистки трансформаторного масла от продуктов старения.

На крышке бака смонтирован привод переключателя ответвлений обмоток ВН (один или два); ртутный термометр для измерения температуры верхних слоев масла; съемные вводы ВН и НН, допускающие замену изоляторов без подъема извлекаемой части; расширитель с маслоуказателем и воздухоосушителем; металлический короб для предохранения вводов от попадания пыли и влаги.

Воздухоосушитель с масляным затвором предназначается для удаления влаги и очистки от промышленных загрязнений воздуха, поступающего в трансформатор при температурных колебаниях уровня масла.

Трансформаторные подстанции.

Трансформаторные подстанции серии КТППН и КТППНКС предназначены для питания, управления и защиты погружных электродвигателей серии ПЭД мощностью от 16 до 125 кВт. Подстанции КТППНКС рассчитаны на питание, управление и защиту 4 погружных электродвигателей в условиях Крайнего Севера и Западной Сибири.

Подстанции комплектуются трансформаторами серии ТМПН мощностью от 100 до 400 кВ*А.

Конструктивные отличия УЭЦН фирмы «REDA»

Электроцентробежный насос.

Корпус насоса выполнен из толстостенной, бесшовной низкоуглеродистой стали, т.е. материала, аналогичного при изготовлении обсадных колонн скважин. В скважинах с высокой коррозийной активностью используются корпуса из ферритной стали (Redalloy). Также для повышения коррозийной стойкости корпуса могут иметь монелевое покрытие. Рабочие ступени (направляющие аппараты и рабочие колеса) могут изготовляться из NI-RESIST (сплав железа с никелем) или из RYTON (полифенеленсульфида). В связи с высокой пластовой температурой на многих месторождениях, ОАО «СНГ» закупает в основном насосы, рабочие ступени которых изготовлены из NI-RESIST. Вал и соединительные муфты - из монеля, который очень хорош от коррозии и очень крепкий материал. Рабочие колеса и защитные втулки вала изготовлены как единое целое. В головке насоса отсутствует осевой подшипник, но зато имеется радиальный, который устанавливается в месте концентрации вибрации. Щлицевая муфта между секциями насоса превратилась во втулку подшипника, что позволило обеспечить лучшую соосность соединения, поддержку консульных частей вала.

Насосы могут быть износостойкого исполнения типа ARZ (абразивно-стойкий цирконий), когда все рабочие ступени изготовлены из него или типа ES, когда по всей длине модуль - секции рабочие ступени из абразивно-стойкого циркония устанавливаются только в трех местах: в начале, в середине и в конце.