ПОДГОТОВКА СКВАЖИН К ЭКСПЛУАТАЦИИ
Сдам Сам

ПОЛЕЗНОЕ


КАТЕГОРИИ







ПОДГОТОВКА СКВАЖИН К ЭКСПЛУАТАЦИИ





Глава II.

ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ

НЕФТИ И ГАЗА

СПОСОБЫ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА

Разработку нефтяных, газовых и газоконденсатных место­рождений осуществляют при помощи скважин, пробуренных до глубины залегания продуктивного пласта.

Скважина — вертикальная или наклонная горная выра­ботка круглого сечения небольшого диаметра (от 75 до 350 мм) глубиной от 100—150 до 5000—6000 м и более. Элементы сква­жины: устье — выход на поверхность; забой — дно; ствол или стенки — боковая поверхность. Таким образом, ствол является как бы каналом, соединяющим пласты (продуктивные и не­продуктивные), залегающие от устья до забоя. Скважины могут быть вертикальными или наклони о-н а п р а в-

ленными.

Скважины, бурящиеся с целью извлечения нефти, газа или воды из недр, а также с целью поиска, разведки, выявления нефте-газоносных структур и т. д. делят на следующие катего­рии: добывающие, нагнетательные, разведочные, наблюдатель­ные и пьезометрические.

1. Скважины, предусмотренные для добычи (извлечения),
нефти, газа или конденсата, называются добывающими
(эксплуатационными), а предназначенные для закачки (нагне­
тания) в пласты воды (сжатого газа, воздуха) или других жид­
костей при поддержании пластовых давлений или использований
иных методов искусственного воздействия на залежи, а также
для хранения газа в подземных выработках, называют нагне­
тательными.

2. Разведочные скважины бурят на новых площадях
для определения нефтегазоносности того или иного месторожде­
ния (пласта, горизонта) или установления границы (контура)
его распространения.

3. Скважины наблюдательные и пьезометриче­
ские предусмотрены для проведения наблюдений и исследова­
тельских работ по определению состояния пласта и пластовых
жидкостей, по контролю за ведением процессов поддержания
пластовых давлений и других методов воздействия на залежи.



Различают три основных способа добычи нефти: насосный, фонтанный и газлифтный.

1. Насосная добыча — наиболее распространенный способ добычи нефти с помощью штанговых скважинных насосов (ШСН) и погружных центробежных электронасосов (ПЦЭН).

Наряду с перечисленными основными средствами извлечения


ости на поверхность существует и ряд других, которые еще получили широкого развития или находятся в стадии про-шленного освоения (гидропоршневые, погружные винтовые !асосы и плунжерный лифт).

2 Фонтанная добыча — способ, при котором подъем жидко-ти или газа на поверхность происходит под действием пласто­вой энергии

3. Газлифтная добыча — способ, при котором подъем жид­кости на дневную поверхность происходит за счет пластовой энергии и энергии сжатого газа, подаваемого в скважину с по­верхности.

ПОДГОТОВКА СКВАЖИН К ЭКСПЛУАТАЦИИ

Один из ответственных этапов в бурении — заключительный, т. е. этап подготовки скважины к эксплуатации, который вклю­чает следующие работы: вскрытие продуктивного пласта; спуск и цементирование обсадных колонн; оборудование забоя сква­жины; перфорацию. Рассмотрим вкратце эти работы по закан-чиванию скважин.

ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН

Освоение скважин — комплекс работ по вызову притока жид­кости (газа) из пласта в скважину, обеспечивающего ее про­дуктивность в соответствии с локальными (местными) добыв-ными возможностями пласта или с достижением необходимой приемистости (для нагнетательных скважин).

После бурения, вскрытия пласта и перфорации обсадной ко­лонны призабойная зона скважины, особенно поверхность вскрытой части пласта, бывает загрязнена тонкой глинистой взвесью или глинистой коркой. Поэтому и в результате некото­рых других физико-химических процессов образуется зона с по­ниженной проницаемостью, иногда сниженной до нуля. Цель освоения — восстановление естественной проницаемости пород призабойной зоны и достижение притока, соответствующего добывным возможностям скважины или нормальной приемисто­сти нагнетательных скважин.

Сущность освоения скважины заключается в создании _де-пресс.ид. т. е. перепада между пластовым и забойным давления­ми, с превышением пластового давления над забойным. Дости­гается это двумя путями: либо уменьшением плотности жидко­сти в скважине, либо снижением уровня (столба) жидкости в скважине. В первом случае буровой раствор последовательно заменяют водой, затем — нефтью.

Во втором случае уровень в скважине снижают одним из сле­дующих способов: оттартыванием желонкой или поршневанием; продавкой сжатым газом или воздухом (компрессорным cnocoj-бом); аэрацией (прокачкой газожидкостной смеси); откачкой жидкости штанговыми скважинными насосами или погружны­ми центробежными электронасосами. Таким образом, можно выделить следующие шесть основных способов вызова притока^: .замена скважинной жидкости на более легкую, .-компрессорный метод, ':аэрация,чоткачка глубинными насосами.^гартание, люрш-невание.


Перед освоением на устье скважины устанавливают армату-в соответствии с применяемым методом и способом эксплуа­тации скважины. В любом случае на фланце обсадной колонны устанавливают задвижку высокого давления на случай необхо­димости перекрытия ствола.

Замену скважинной жидкости производят следую­щим образом. После перфорации эксплуатационной колонны в скважину до фильтра опускают насосно-компрессорные трубы. Затем в кольцевое пространство между эксплуатационной ко­лонной и спущенными трубами нагнетают воду. Буровой раст­вор, находящийся в скважине, вытесняется из нее по трубам. Если после замены бурового раствора водой возбудить скважи­ну (т. е. вызвать приток) не удается, то переходят на промывку скважины нефтью. После промывки скважины (прямой или об­ратной) водой или дегазированной нефтью можно достигнуть уменьшения забойного давления:

где pi и р2 — плотность соответственно бурового раствора и про­мывочной жидкости; L — глубина спущенных НК.Т; g — ускоре­ние свободного падения; р — средний угол кривизны скважины.

Как видно из формулы (П.1), при замене бурового раствора (р! = 1200 кг/м3) на нефть (р2 = 900 кг/м3) максимальное сниже­ние давления составляет всего лишь 25% от давления, созда­ваемого столбом бурового раствора. Поэтому этим способом осваивают скважины, пробуренные в высокопроницаемых кол­лекторах, с большим пластовым давлением рпл>р2^созр.

Если имеются все необходимые данные, то можно по форму­ле (П.1) заблаговременно определить, будет ли проявлять сква­жина при замене бурового раствора на воду или нефть.

Если из расчета следует, что и после замены воды на нефть не удается вызвать приток жидкости из пласта, то применяют Другие методы освоения (например, тартание или нагнетание сжатого воздуха и т. д.).

Продавка с помощью сжатого газа иливозду-ха-(газлифтный способ освоения). Сущность метода заключается в нагнетании сжатого газа или воздуха в кольце­вое пространство между подъемными трубами и обсадной ко-энной. Сжатый газ (воздух) вытесняет жидкость, заполняю­щую скважину, через спущенные в нее насосно-компрессорные тРубы на дневную поверхность.

Освоение фонтанных и газлифтных скважин при помощи «этого газа (воздуха) проводят при наличии специального

немного и подземного оборудования, описание которого и особов освоения приведено в разделе «Оборудование фонтан­ных и газлифтных скважин».

Аэрация — процесс смешения жидкости с пузырьками сжа-

3 газа (воздуха). При аэрации за счет постепенного смеше-я сжатого газа (воздуха) и жидкости, заполняющей скважи-


ну (бурового раствора, воды, нефти), уменьшается плотность жидкости и тем самым плавно снижается давление на забой.

Для аэрации к скважине кроме водяной (нефтяной) линии от насоса подводят также газовую (воздушную) линию от ком­прессора (отгазовоздухораспределительной батареи). Жидкость и газ (воздух) смешиваются в специальном смесителе (эжекторе) или газопроводящей линии скважины, и аэрированная жидкость (газожидкостная смесь) нагнетается в ее затрубное простран­ство. При замене жидкости, находящейся в скважине, этой смесью давление на забой снижается, и, когда оно становится меньше пластового, нефть начинает поступать из пласта в сква­жину.

Освоение с помощью скв а ж инных насосов при­меняют в скважинах, которые предполагается эксплуатировать глубинно-насосным способом. В некоторых случаях перед спу­ском насосных труб забой очищают с помощью желонки. Если ствол и забой чисты, то в скважину спускают насосно-компрес-сорные трубы, штанговый насос, устанавливают станок-качалку, и пускают скважину в эксплуатацию. Точно так же осваивают скважины, которые будут эксплуатироваться погружными

электронасосами.

Освоение нагнетательных скважин не отличается от освоения добывающих. В них, как и в добывающих, после получения притока из пласта следует вести длительное д£енирование_ (т. е. отбор жидкости) для очистки призабойной зоны и пор пласта от проникших в пласт при бурении глинистого раствора, взве­шенных частиц (гематита, барита), продуктов коррозии и т. д.

Отличие заключается в том, что, если добывающие скважи­ны рекомендуется осваивать методом плавного запуска, т. е. постепенным увеличением отборов, то в нагнетательных в про­цессе освоения следует стремиться к отборам большого количе­ства жидкостей и механических примесей (песка, ржавчины и др.). Это способствует открытию дренажных каналов и обеспе­чивает большую приемистость (поглотительную способность)

скважин.

Дренируют пласт теми же способами, что и при вызове при­тока в: нефтяных скважинах: поршневанием, применением сжато­го воздуха, откачкой жидкости центробежными глубинными электронасосами, т. е. методами, допускающими откачку боль­ших объемов жидкости.

Тартание — извлечение из скважины жидкости желонкой, спускаемой на тонком (16 мм) стальном канате с помощью ле­бедки. Желонку изготовляют из трубы длиной 8 ш и диаметром не более 0,7 диаметра обсадной колонны. В нижней части же­лонка имеет клапан со штоком, открывающимся при упоре, ъ верхней части — скобу для прикрепления каната. За один рейс (спуск-подъем) выносится не более 0,06 м3 жидкости.

Тартание — малопроизводительный, трудоемкий способ сни­жения уровня жидкости в скважине с очень ограниченными воз-


можностями применения (в скважинах, где не ожидается ника­ких фонтанных проявлений), так как устьевая задвижка при этом не может быть закрыта до извлечения из скважины же­лонки и каната. К недостаткам способа тартания относится загрязнение окружающей среды (как и при свабировании). Однако этот метод дает возможность извлечения осадка и гли­нистого раствора с забоя и контроля за положением уровня жидкости в скважине.

Поршневание (свабирование) заключается в по­степенном снижении уровня жидкости в скважине при помощи поршня (сваба).

Поршень представляет собой трубу диаметром 25—37,5 мм с клапаном в нижней части, открывающимся вверх. На наружной поверхности поршня укреплены эластичные резиновые манже­ты, армированные проволочной сеткой.

Для возбуждения скважины поршневанием в нее до фильтра яа стальном канате диаметром 16 или 19 мм спускают насосно-ксмпрессорные трубы. Каждую трубу проверяют шаблоном. При спуске поршня под уровень (обычно на глубину 75—150 м) жидкость перетекает через клапан в пространство над поршнем. При подъеме его клапан закрывается, а манжеты, распираемые под действием давления столба жидкости, .прижимаются к стен­кам труб и уплотняются. За один подъем выносится столб жид­кости, находящейся над поршнем на глубине погружения под уровень жидкости. Поршневание в 10—15 раз производительнее тартания.

При непрерывном поршневании уровень жидкости в скважине понижается и соответственно снижается давление на забое скважины, что вызывает приток в нее жидкости из пласта.

Если предполагается, что скважина будет фонтанировать, то используют фонтанную арматуру. Недостаток этого способа— необходимость проведения работ при открытом устье, что свя­зано с опасностью выброса.

КАУ-89-350 КАУ-73-500

Максимальное рабочее давление, МПа 35 50

Условный диаметр подъемных труб,

мм.............................................................. 89 73

Диаметр проходного канала, мм . . 35 28

Длина, мм.............................................. 1060 970

Масса, кг................................................... 18,2 12,5

В процессе эксплуатации скважин, как оснащенных, так и не оснащенных клапанами-отсекателями, возникает необходи­мость выполнения целого ряда внутрискважинных операций, которые осуществляются под давлением. Поэтому пакер с клапаном-отсекателем оснащают различными устройствами, в частности клапанами нескольких назначений: циркуляцион­ными, уравнительными, приемными и обратными.

Циркуляционный клапан предусмотрен для вре­менного сообщения центрального прохода колонны с затрубным пространством при промывках забоя, затрубного пространства и колонны НКТ, обработке призабойной зоны различными хи­мическими реагентами, при аварийном глушении скважины и т. д.

Клапан (рис. 11.15) устанавливают на колонне НКТ и из­влекают вместе с ней. Он состоит из корпуса 4 с отверстиями а, в каждом из которых установлены подвижная втулка 3 с отверстиями б. Последняя загерметизирована уплотнительны-ми элементами 6, 7, 8, 9, 10. Резьбовые соединения уплотнены кольцами 5. Для соединения клапана с НКТ корпус имеет переводники 2 и И. К верхнему переводнику 2 присоединяют муфту /. В открытом и закрытом положениях втулка 3 удер­живается фиксатором 12, размещенным в кольцевой проточке г нижнего переводника 11 и входящего в одну из кольцевых проточек в втулки.

Управляется клапан смещением втулки 3 вверх и вниз, при котором соответственно совпадают или перекрываются от­верстия с и б на корпусе и втулке. Управление осуществляет­ся с помощью специального инструмента, вставляемого в верх­нюю проточку д втулки 3 для ее смещения вверх при открытии или в нижнюю проточку е для ее смещения вниз при закрытии клапана.

Уравнительный клапан применяют для выравни-вания давления запорного элемента скважинного аппарата для его открытия или извлечения из колонны в комплекте с кла­панами-отсекателями, глухими пробками, приемными клапа-нами. Этот клапан (рис. 11.16) состоит из корпуса 1, в стенку

 


которого вмонтированы клапаны 3. Пружины 2 клапанов удер живаются чехлом 4. Седлами клапанов служат сопрягаем ними поверхности, выполненные в отверстиях, где расп жены пружины. Клапан открывают с помощью штанги зон спускаемых в скважину на проволоке или канате.

Приемный клапан используют для посадки пак и других видов работ, когда требуется перекрыть проход к лонны для создания в ней давления. После посадки

 


опрессовывают, при этом иногда выявляется невозможность пднятия давления для окончательной герметизации эксплуа­тационной колонны пакером из-за преждевременного срыва прессовочного шара из седла. В таком случае используют приемный клапан, который сажают в непроходной ниппель под пакером.

Приемный клапан (рис. 11.17) состоит из корпуса 7, верх­ний конец которого служит седлом под шаровой затвор. Сверху к корпусу крепят клетку 4, внутри которой помещен шар 5. На корпус надевают кожух 3 с головкой под ловитель. На боковой поверхности кожуха выполнены окна, сообщаю­щиеся с внутренней полостью клетки. Юбка кожуха перекры­вает отверстие в стенке корпуса, уплотняемое кольцами 6. От продольного перемещения кожух удерживается срезным штифтом 2, вставленным в стержень 1. Клапан в непроходном ниппеле герметизируется уплотнениями 8. При извлечении кла­пана срезается штифт 2 и кожух 3 смещается вверх до упора о головку стержня /, уравнительное отверстие открывается, а давление над шариком 5 и под ним выравнивается, после чего клапан легко извлекается из ниппеля.

Обратный клапан, применяемый для перекрытия проходной части колонн при спуско-подъеме и под давле­нием, постоянно ее перекрывает и обеспечивает возможность глушения скважины для предотвращения аварий. Такие кла­паны применяют также вместе с газлифтными, они перекры­вают проход в межколонное пространство обратному потоку жидкости. Иногда их устанавливают без пружин и в этом ис­полнении используют как реверсивные, закрываемые потоком скважинкой жидкости. Устанавливают эти клапаны как не­посредственно на колонне труб, так и в посадочные ниппели на проволоке или канате.

Глухие пробки (рис. 11.18) применяют для герметиза­ции прохода колонны в посадочном ниппеле по уплотняемой цилиндрической поверхности. Они имеют корпус 3, внутри ко­торого установлен подпружиненный поршень 2, уплотнитель-ные кольца / которого в отжатом положении пружины 4 пе­рекрывают каналы в боковых стенках корпуса, соединяющие затрубное и трубное пространства. При установке пробки спу­скной инструмент отжимает поршень 2, и пробка спускается в скважину, позволяя циркулировать жидкости через открытый канал. После посадки пробки и извлечения спускного инстру­мента поршень 2 перекрывает канал, герметизируя централь­ный проход колонны. При необходимости извлечения пробки поршень 2 смещают вниз стержнем подъемного инструмента До открытия канала, после чего давление выравнивается над и под пробкой.

Посадочный ниппель — элемент сборки колонны для скважинных работ, представляет собой патрубок с радиально расположенными каналами. Он предназначен для установки



и фиксации в колонне скважинных аппаратов и приборов, спускаемых на проволоке или канате.

Компоновка оборудования скважины комплексом ных устройств в сочетании с клапаном-отсекателем пласта казана на рис. 11.19. В Советском Союзе выпускают комплек­сы управления скважинными отсекателями КУСА, кот включают наряду со скважинным оборудованием станц управления, изготавливаемую в двух модификациях с эле ктро и пневмоприводами.

В зависимости от условий эксплуатации предусмотре комплексы для колонн диаметрами 89 и 73 мм-по нес: ким схемам. Наиболее сложная схема компоновки оборудова­ния комплекса КУСА-89-350 предназначена для скважин, среда

 


которых характеризуется температурой до 120 °С и наличием агрессивных компонентов до 0,1 г/дм3.

В остальных схемах с учетом изменения условий эксплуа­тации те или иные элементы из компоновки исключаются. Так например, может отсутствовать телескопическое соедине­ние,' ингибиторный клапан и разъединитель колонны. По ана­логичному принципу компонуются комплексы КУСА-73-500.

Для обеспечения возможности ремонта скважин под давле­нием в комплексах скважинного оборудования иногда приме­няют разъединители колонн. При перекрытии проходного от­верстия пакера и отсоединения от него колонны НКТ замена элементов этой колонны или другие ремонтные работы, свя­занные с подъемом и спуском, осуществляются без глушения скважины.

Разъединитель колонны РК (рис. 11.20) состоит из головки /, верхней 2 и нижней 5 цанг, цилиндра 3 и штока 4. Колонну НКТ от скважинного оборудования отсоединяют инструментом, спускаемым на проволоке или канате. Толка­тель инструмента, передвигая цангу 2 вверх, отсоединяет трубы от скважинного оборудования, а двигая цангу вниз, соединяет их.

Разъединители колонн выпускают нескольких типоразме­ров для эксплуатации в средах с различным содержанием аг­рессивных компонентов.

Элементы комплексов стандартизированы: регламентируют­ся наружные и внутренние диаметры пакеров, якорей, привя-зочные размеры элементов собственно клапана-отсекателя, якоря, пакера, всех клапанов, ниппелей, втулок.

Нефтяным и газовым промыслам клапаны-отсекатели пла­ста поставляются комплектно.

Современные комплексы оснащены станциями управления, рассчитанными на одиночную нефтяную или газовую скважи­ну или на группу (куст), обычно состоящую не более чем из восьми скважин.

Освоение и пуск в работу фонтанных и газлифтных скважин методом аэрации*

Как уже указывалось, освоение фонтанных и газлифтных скважин обычно проводят понижением уровня жидкости в скважине, заменой бурового раствора на воду или даже на НеФть, запуском с помощью компрессора, аэрацией жидкости, свабированием, тартанием.

При аэрации жидкости работы на скважинах проводят еле-Дующим образом (см. рис. П.7).

Если пласт не поглощает жидкости и сква-

жина заполнена до устья утяжеленным глинистым раствором,

то вначале агрегатом 11 по линии 10 в нее закачивают глини-

стый раствор меньшей плотности для вытеснения из ствола

 


утяжеленного раствора. Затем тем же агрегатом закачивают 'воду для вытеснения из нее бурового раствора меньшей плот­ности. После этого воду заменяют в стволе скважины нефтью целях экономии нефти эта последняя операция иногда вы-ладает из процесса). Если после указанных операций скважи-на не возбуждается и не начинает работать, то открывают на 1/8 оборота вентиль 3 и перепускают в кольцевое пространство сжатый воздух (газ), поступающий от передвижного компрес­сора, либо из ГВРБ по линии 9 при давлении 0,2—0,3 МПа. При этом с помощью агрегата через вентили 4, 5 и 2 в сква­жину на первой скорости поступает вода.

После того как пузырьки сжатого воздуха (газа) дойдут до башмака подъемных труб, давление, фиксируемое маномет­рами 6 и 7, постепенно снижается. С этого момента необходимо постепенно увеличивать подачу сжатого воздуха открытием вентиля 3 при сохранении перепада давления в 0,2—0,3 МПа. По мере увеличения подачи сжатого воздуха постепенно со­кращают подачу жидкости, регулируя подачей агрегата 11 ли­бо вентилем 4 до полной остановки агрегата и перехода к вы­зову притока с помощью компрессора (сжатым воздухом или

газом из ГВРБ).

Если жидкость поглощается пластом и скважина не заполнена до устья, то применяют так называе­мый метод газожидкостных и воздухожидкостных «подушек». Заключается он в том, что при закрытых вентилях 3, 4 и 5 (см. рис. II.7) через вентили 1 и 2 в кольцевое пространство закачивают сжатый воздух. Затем при закрытом вентиле 5 агрегатом 11 через вентили 3 и 4 подают воду при давлении, превышающем давление в скважине на 0,5—0,6 МПа (по по­казаниям манометра). Затем открывают вентиль 2 (на Vs обо­рота) и начинают обычный процесс аэрации, соблюдая пере­пад давления в 0,2—0,3 МПа по показаниям манометров.

По мере аэрации давление на забой снижается и нефть начинает поступать из пласта в скважину. Аэрацию прекра­щают, как только скважина начинает устойчиво фонтаниро­вать или работать эргазлифтом.

Устьевое оборудование газлифтных сква­жин не отличается от оборудования для фонтанных. Армату­ра, устанавливаемая на устье первых, аналогична фонтанной арматуре и имеет то же назначение — герметизацию устья, подвеску подъемных труб и возможность осуществления раз­личных операций по переключению направления закачиваемо­го газа, по промывке скважины и т. д.

Для газлифтных скважин нередко используют фонтанную арматуру, остающуюся после прекращения фонтанирования. Часто применяют специальную упрощенную и более легкую арматуру. Нередко арматуру приспосабливают для нагнетания газа либо только в межтрубное пространство, либо в цент­ральные трубы. При интенсивном отложении парафина арма-

 


туру Устья дополнительно оборудуют лубрикатором, через ко- торьй в НКТ на проволоке спускают скребок для механиче­ского удаления парафина с внутренних стенок труб. Для борь­бы с отложением парафина применяют также остеклованные или эмалированные трубы.

Важный элемент внутрискважинного оборудования газлифт-ной скважины — газлифтные клапаны.

Газлифтные клапаны представляют собой устрой­ство, посредством которых в скважине автоматически устанав-ливается или прекращается в заданный момент сообщение между колонной подъемных труб и пространством, занятым нагнетаемым в скважину газом, и регулируется подача газа в НКТ. Эти клапаны применяют с целью снижения пускового давления газлифтных скважин (увеличения глубины ввода нагнетаемого газа в колонну подъемных труб), а также с целью обеспечения их плавного автоматического пуска и ста­бильной работы при необходимых депрессиях на пласт.

Газлифтные клапаны устанавливают на расчетных глуби­нах в специальных эксцентричных (скважинных) камерах, раз­мещенных по колонне НКТ. В последнее время создана и освоена техника и технология спуска и извлечения газлифтных клапанов через НКТ, что исключило необходимость подъема колонны труб для замены пусковых или рабочих клапанов при их отказе. Эти важнейшие достижения в области газлифтной эксплуатации скважин привели к повышению ее эффективности и расширению масштабов применения.

Диаметры насосов

 

  Условные диаметры НКТ, Соответствующие диамет-
Тип насосов мм  
  28, 32
Вставные 73 89 38, 43 55—56
  68—70
  28—32
Трубные 43—44 55—56
  68—70
  93—95

стоит коренное отличие между невставными (трубными) и вставными насосами. При использовании последних в 2— 2,5 раза ускоряются спуско-подъемные операции при ремонте скважин и существенно облегчается труд рабочих.

При спуске невставных насосов, чтобы довести плунжер до цилиндра насоса через трубы без повреждений, трубы долж­ны иметь внутренний диаметр больше наружного диаметра плунжера (примерно на 6 мм).

При спуске вставного насоса через трубы данного диамет­ра, поскольку пропускается не только плунжер, но и цилиндр вместе с кожухом, диаметр плунжера вставного насоса дол­жен быть меньше диаметра трубного. Поэтому подача встав­ного насоса при трубах данного диаметра всегда меньше по­дачи невставного.

Диаметры колонн труб, применяемых при глубиннонасос-ном способе добычи нефти для подъема жидкости на поверх­ность, выбирают в зависимости от дебита и глубины статиче­ского уровня жидкости и обычно увязывают с диаметром скважинных насосов (табл. П.З).

Штанговые скважинные насосы изготавливают с различ­ным зазором между плунжером и цилиндром. Это позволяет подбирать насосы в соответствии с условиями их работы. В за­висимости от зазора различают четыре группы посадки плун­жера в цилиндре насоса: группа 0 — с зазором от 0 -до 0,045 мм; группа I — с зазором от 0,020 до 0,070 мм; груп­па II — с зазором от 0,070 до 0,0120 мм; группа III — с зазором от 0,120 до 0,170 мм (изготавливают только по требованию

заказчика).

Насосы изготавливают следующих типов (рис. 11.24): НСВ1 — вставной, Одноступенчатый, одноплунжерный с вту­лочным цилиндром и замком наверху; НСВ2— то же, с зам­ком внизу; НСВГ — вставной, одноступенчатый, двухплунжер-


ный с втулочным цилиндром и замком наверху; НСВД — вставной, двухступенчатый, двухплунжерный с втулочным ци­линдром и замком наверху; НСН1 — невставной, одноступен­чатый, одноплунжерный с втулочным цилиндром и захватным штоком; НСН2— невставной, одноступенчатый, одноплунжер­ный с ловителем; НСНА — то же, с автоцепом (Автоматическое сцепляющее устройство с устройством для слива жидкости).

Условное обозначение насосов означает: буквенный шифр с цифрами 1 или 2 — тип насоса и его исполнение; условный размер насоса (в мм) (для двухплунжерных насосов записы­вается через дробь); буква Р—• насосы с клапанами «С4»; Длина хода плунжера (в мм), уменьшенная в 100 раз; макси­мальная глубина спуска насоса (вм), уменьшенная в 100 раз; Цифры О, 1, 2 —группа посадки. Например, НСВ1-43-18-15-0, НСВ1-43Р-18-15-1, НСН2-55-25-18-2.

Насос типа НСВ1 (рис. 11.25) состоит из цилиндра 8, нагнетательного 5 и всасывающего 6 клапанов, противопе-сочного клапана /, замка 2 и плунжера 4. Замок и противопе-сочный клапан установлены на верхнем конце цилиндра, а в




нижний конец ввернут всасывающий клапан. Нагнетательный клапан установлен на нижнем конце плунжера, а в верхний конец последнего ввинчивается шток с переводником штока и контргайкой. Нагнетательные и всасывающие клапаны выпол­нены сдвоенными парами «седло — шарик», что увеличивает надежность и долговечность насоса. Всасывающий клапан имеет увеличенное проходное сечение, что способствует улуч­шению заполнения цилиндра насоса.

Замок имеет посадочный конус, посредством которого осу­ществляется посадка насоса в замковую опору. С насосом применяют замковую опору типа ОМ (с пружинным якорем). Насос фиксируется в опоре пружинным якорем и извлекается из скважины при подъеме колонны насосных штанг. При этом


плунжер, упираясь в узел замка, протаскивает цилиндр насоса и сры­вает его из замковой опоры.

Насос типа НСВ2 полностью унифицирован с насосом НСВ1, но отличается расположением замка, который установлен на нижнем кон­це цилиндра.

Насос сажается в замковую опо­ру нижним концом. Это освобожда­ет цилиндр от циклической растя­гивающей нагрузкии дает возмож­ность значительно увеличить глуби-ни подвески насосов.

Узел замковой опоры (рис. 11.26) насоса, спускаемый в скважину на трубах для установки вставного насоса, состоит из пере­водника /, присоединяемого кНКТ, муфты опорной 2, кольца опорного, якоря пружинного 3, рубашки опо­ры 4 и муфты направляющей.

Пружинный якорь опоры пред­ставляет собой полый усеченный ко­нус с шестью продольными разре­зами, которые образуют на конусе лепестковые пластинчатые пружи­ны. При спуске в скважину насос раздвигает своим нижним концом пружины замка и проходит через них вниз до тех пор, пока конус не сядет в седло. В этот момент концы пружин замка оказываются напро­тив конического буртика на конусе Цилиндра и упираются в него, за­держивая насос в замковой опоре.

Пружины замка раздвигаются при усилии около 20 кН, поэтому Для установки насоса на место до­статочно приложить к нему часть веса штанг.

Для подъема насоса не требует­ся большого усилия, так как концы пружин находятся на конусной по­верхности буртика и при небольшом Натяжении легко раздвигаются.

В последние годы широко при-меняют насосы типа ГЗ (с гид­равлическим затвором из вязко-


пластичной жидкости, заполняющей зазор между плунжером и цилиндром). Использование таких насосов уменьшает утечки нефти из труб в скважину через зазор между плунжером и ци­линдром, тем самым повышает коэффициент наполнения глу­бинного насоса.

Насос типа НСН1 (рис. 11.27). К нижнему концу плунжера присоединен наконечник, а в верхнем конце установ­лен нагнетательный клапан. К клапану присоединяется шток, а к штоку — колонна насосных штанг. Всасывающий клапан подвешивается к нижнему концу плунжера на захватном што­ке и при работе насоса сажается в седло конуса. Основные детали и сборочные единицы насоса НСН1 унифицированы с насосом НСН2.

В скважину на колонне подъемных труб спускают цилиндр насоса, а на колонне насосных штанг — плунжер вместе со всасывающим клапаном, который сажается в седло конуса. Длина штока обеспечивает длину хода плунжера с учетом запаса для подвешивания колонны насосных штанг.

При демонтаже насоса после подъема колонны насосных штанг с плунжером и всасывающим клапаном жидкость из колонны подъемных труб сливается в скважину через открыв­шееся седло конуса, после чего поднимают колонну труб с цилиндром насоса.

Кроме описанных основных типов невставных насосов на практике в ряде случаев применяют насосы с укороченными цилиндрами и так называемые манжетные насосы. Такие насосы собирают на плунжерах с выточками, в которые впрес­совывают резиновые манжеты — кольца. Цилиндры в таких случаях могут быть как с втулками, так и без них. Манжет­ные насосы диаметрами 56, 70, 90 и 120 мм применяют для эксплуатации неглубоких (до 400 м) скважин, обводненных и многодебитных при незначительном содержании песка в про­дукции.

Защитные приспособления — такие устройства, которые полностью или частично предотвращают вредное воз­действие песка, газа, парафина и солей на работу глубинного насоса и другого подземного оборудования, а следовательно, и самих скважин. К ним относятся песочные фильтры, газовые якоря, скребки-завихрители и т. д.

При работе штанговых насосных установок чаще всего возникают осложнения вследствие влияния газа на работу на­соса, уменьшающего коэффициент наполнения его цилиндра-Для борьбы с вредным влиянием газа применяют газовые якоря, работа которых основана на различных принципах, например, таких как отделение газовых пузырьков за счет их всплытия в потоке жидкости, направленном вниз, использова­ние принципа центрифугирования при завихрении потока и т. д. В связи с этим предложено много различных конструк-

 


ций газовых якорей. Примером удачной конструкции якоря-может служить газовый якорь зонтичного типа (рис. 11.28). В этом случае межтрз'бное пространство перекрывает­ся эластичным пакером 1. Газожидкостная смесь (ГЖС) посту­пает в кольцевой зазор 4 между корпусом якоря 2 и всасы­вающей трубкой 3. Через отверстия в верхней части корпуса ГЖС попадает в межтрубное пространство, газ поднимается вверх, а внизу над эластичным пакером скапливается жидкость практически без газа. Эта жидкость по каналу 3 поступает на прием насоса.

Для борьбы с вредным влиянием песка используют при­способления, устанавливаемые перед приемным патрубком насоса, называемые песочными якорями. В песочном якоре (рис. 11.29, а) поток жидкости с песком изменяет на­правление движения на 180°, песок отделяется и скапливается в специальном кармане в нижней части якоря. При заполне­нии кармана песком якорь извлекают на поверхность и очи-Щают. Для эффективной работы песочного якоря необходимо, чтобы скорости восходящего потока жидкости были бы мень-JjUe скорости оседания частиц песка. По опытным данным эф-Рективность обращенного якоря (рис. 11.29, б) выше прямого так как в нем благодаря насадке создается повышенная ско­рость потока с песком. В результате условия оседания песка Улучшаются.

Наряду с песочными якорями применяют также различ­ные фильтры, привинчиваемые к приемному клапану насоса. предотвращения оседания леска на забое иногда в затруб-

 


яое пространство подливают жидкость. При этом насос спу­скают до забоя, часть откачиваемой из скважины жидкости поступает в межтрубное пространство скважины. За счет та­кого подлива создается повышенная скорость восходящего лотока жидкости, при которой песок выносится, не оседает на забой и не образует песчаных пробок. Иногда с той же целью устанавливают на поверхности насос, с помощью кото­рого по трубопроводам закачивают жидкость в скважины, экс­плуатация которых осложнена песком.

С осложнениями, вызванными отложением парафина, бо­рются различными методами: периодической тепловой обра­боткой скважины (обычно закачкой пара в межтрубное про­странство), закачкой растворителей (керосина, солярки и т. д.), прикреплением к колонне штанг скребков различной конструк­ции, которые во время работы насоса медленно вращаются с помощью специального механизма — штанговращателя; остек-лованием труб (покрытием внутренней поверхности труб слоем стекла толщиной около 1 мм) и т. д.









Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:


©2015- 2018 zdamsam.ru Размещенные материалы защищены законодательством РФ.