Материал: Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов. Оборудование для эксплуатации и ремонта нефтяных и газовых скважин

части колонны НКТ, что обусловливает увеличение КПД подъемника. Для пуска газлифтной скважины пусковое давление должно намного превышать рабочее. В прошлом для этого применяли специальные пусковые компрессоры высокого давления, что усложняло и снижало эффективность эксплуатации скважин этим способом. Для уменьшения пускового давления были созданы пусковые клапаны, применение которых резко упростило операции пуска и устранило необходимость в пусковых компрессорах. Эти же клапаны используются при освоении скважин.

Для оптимизации режима работы газлифтной скважины как непрерывного, так и периодического действия применяют рабочие клапаны.

В настоящее время известны десятки конструктивных вариантов газлифтных клапанов. Общим для них является весьма малый поперечный размер. В большинстве случаев клапаны дифференциального действия. В качестве упругого элемента в них используют сильфон или пружину, реже их комбинацию. Корпус клапана размещается снаружи НКТ, что необходимо для свободного прохода потока жидкости по подъемнику.

Важнейшее требование, предъявляемое к клапанам: обеспечение стабильности их характеристик и надежности в течение длительного срока эксплуатации. Выполнение этих требований из-за малых габаритов и агрессивности окружающей среды делает задачу создания газлифтных клапанов весьма сложной. Несмотря на конструктивную и технологическую отработанность клапанов, отказы их относительно часты. Для смены клапанов обычной конструкции необходим подъем, а затем спуск всей колонны НКТ, что сложно, трудоемко, дорого и связано с необходимостью прекращения эксплуатации скважины.

Для устранения этого были предложены новые конструкции клапанов и комплекс специального оборудования для их смены без подъема колонн НКТ с использованием проволоки и специальной лебедки для подъема и спуска клапанов внутри НКТ. При этом обеспечивалась возможность съема клапана с посадочного гнезда или посадки в него при размещении устройства в эксцентрично смещенной относительно оси колонны НКТ клапанной камере.

Эксцентричные камеры с карманом для ввода в них клапанов размещаются по длине подъемника на расстояниях, определяемых в каждом отдельном случае расчетным путем.

Захват клапана осуществляется экстрактором, подвешенным на стальной проволоке, пропущенной через лубрикатор устьевой арматуры. При глубинах спускаподъема клапанов на 4000–4500 м используются проволока диаметром 2,5 мм и специальная гидроприводная лебедка.

Расчет и конструирование газлифтных клапанов выполняются по методикам, служащим для проектирования клапанных устройств и учитывающим особенности эксплуатации газлифтных клапанов. Одним из важных требований, предъявляемых к пусковым клапанам, является обеспечение большого закрывающего перепада давлений, поскольку клапан должен закрываться лишь после того, как уровень жидкости, оттесняемой газом, достигнет следующего клапана и будет обеспечен пропуск газа через этот клапан. Выполнение этого требования делает необходимым высокоточные расчет и изготовление упругих элементов клапанов и последующую их тарировку. Встраивание в колонну НКТ эксцентричных камер приводит в зонах их размещения к дополнительному растягивающему колонну усилию, приложенному несимметрично. Поэтому для обеспечения равнопрочности колонны сечения стенок несимметричной камеры в зонах переходов от концентричных к эксцентричным увеличиваются, а материал камер подбирается с прочностными свойствами, соответствующими необходимой несущей способности.

Сжатый газ от газопровода или компрессорной станции (КС) подается в газораспределительные пункты (ГРП), каждый из которых направляет его в группу

46

газлифтных скважин. Газ распределяется с помощью газораспределительных батарей (ГРБ), число которых на каждом ГРП может быть разным в зависимости от числа скважин, приходящихся на газораспределительный пункт и на батарею. В последнее время батареи выполняются блочными и комплектно поставляются промыслам заводами-изготовителями. Батарея представляет собой сочетание напорных линий с регулирующими устройствами, обычно игольчатыми дросселями, позволяющими распределять газ по скважинам в соответствии с заданными параметрами. Контроль распределения и параметры регистрируются приборами, размещенными в шкафу КИП.

Конструирование ГРБ выполняется по методикам и нормам, относящимся к обвязкам и трубопроводам высокого давления.

Вся оснащенность ГРП должна выполняться во взрывобезопасном исполнении с обеспечением вентиляции [7].

4.ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН НАСОСАМИ

СМЕХАНИЧЕСКИМ ПРИВОДОМ

Воснову рассматриваемого способа эксплуатации скважин положено использование объемного насоса, спускаемого в скважину и приводимого в действие приводом, расположенным на поверхности. Привод и скважинный насос соединены посредством механической связи. Весь этот комплекс оборудования называют штанговой скважинной насосной установкой (ШСНУ).

Основные параметры, характеризующие ШСНУ, следующие:

– подача, определяемая количеством пластовой жидкости, поднимаемой в единицу времени (м3/сут). Так как пластовая жидкость состоит из смеси нефти, воды, газа, песка, солей и ряда других примесей, то в характеристике ШСНУ обычно указывают подачи всей жидкости и нефти;

– развиваемое давление, обусловленное рядом факторов: глубиной подвески скважинного насоса с учетом подпора на его приеме. В свою очередь, величина подпора при работе в установившемся режиме обусловлена прежде всего динамическим уровнем пластовой жидкости. Помимо этого давление зависит от плотности жидкости, гидравлического сопротивления труб, противодавления на устье скважины и т.д.;

– ШСНУ, определяемый отношением работы приводного двигателя к полезной работе по подъему пластовой жидкости установкой. Учет КПД установки достаточно сложен и в значительной степени зависит от особенностей каждой скважины. Так, например, использование энергии газа, растворенного в жидкости, может резко увеличить КПД установки, а увеличение вязкости пластовой жидкости – снизить его;

– надежность установки, характеризуемая долговечностью, ремонтоспособностью

ибезотказностью;

–масса установки, включающей ее подземную и надземную части. Увеличение массы установок удорожает установку, усложняет обслуживание и ремонт. Кроме того, большая масса приводит к необходимости сооружения дорогостоящего и трудоемкого в

изготовлении фундамента.

Рациональная область применения ШСНУ ограничена подачей до 100–120 м3/сут и глубинами подвесок 1500–1800 м. В отдельных случаях ШСНУ могут использовать с

подвесками насосов до 3500 м, а в неглубоких скважинах – с дебитами до 200– 300 м3/сут. Большинство установок имеет подачу до 30, реже 50 м3/сут при глубинах подвески 1200–1500 м.

Широкое распространение ШСНУ обусловлено, прежде всего, применением скважинного насоса объемного типа, что обеспечивает:

–отбор пластовой жидкости в объеме от долей до сотен кубических метров в сутки при приемлемых энергетических затратах;

–простоту обслуживания и ремонта в промысловых условиях;

47

– малое влияние (по сравнению с другими способами) на работу установки физико-химических свойств жидкости [7, 16].

4.1. Штанговые скважинные насосные установки и их основные элементы

Штанговая скважинная установка состоит из привода, устьевого оборудования, колонны насосных штанг, колонны насосно-компрессорных труб, скважинного насоса и вспомогательного подземного оборудования (рис. 4.1). В редких отдельных случаях какой-либо из перечисленных элементов может отсутствовать, тогда его функцию выполняют другие элементы ШСНУ.

Рис. 4.1. Блок-схема скважинной насосной установки

Привод предназначен для преобразования энергии двигателя в механическую энергию колонны насосных штанг, движущихся возвратно-поступательно.

Колонна насосных штанг представляет собой стержень, состоящий из отдельных штанг, соединенных друг с другом резьбовыми соединениями. Колонна насосных штанг передает механическую энергию от привода к скважинному насосу.

Скважинный насос (как правило, плунжерный) преобразует механическую энергию движущихся штанг в механическую энергию откачиваемой пластовой жидкости.

Колонна насосно-компрессорных труб служит каналом для подъема откачиваемой пластовой жидкости и обеспечивает удержание на весу цилиндра скважинного насоса.

Устьевое оборудование герметизирует внутреннюю полость колонны НКТ, ее соединения с нефтепромысловым коллектором, а также фиксирует верх колонны НКТ.

48

Вспомогательное подземное оборудование устанавливается в зависимости от особенностей каждой скважины. В комплект могут входить: якорь, фиксирующий низ колонны НКТ относительно эксплуатационной колонны, газовые и песочные якоря для отделения из пластовой жидкости, поступающей на прием скважинного насоса, газа и песка, иногда клапаны-отсекатели пласта.

В отдельных случаях колонна штанг может быть полой, и ее внутренняя полость используется в качестве канала для подъема пластовой жидкости. При этом колонна НКТ может отсутствовать, а цилиндр скважинного насоса фиксируется специальным якорем.

Рассмотрим отдельные элементы установки на примере ШСНУ с балансирным станком-качалкой (рис. 4.2).

Штанговая скважинная насосная установка включает в себя привод, располагаемый в непосредственной близости от устья скважины. Известно большое число различных конструкций приводов. Привод ШСНУ обеспечивает вертикальное возвратно-поступательное перемещение верхней точки колонны штанг. Последняя собирается из отдельных штанг длиной 8 м, диаметром 16–25 мм, соединяемых друг с другом посредством резьбовых муфт.

Первая, верхняя, штанга (устьевой шток) имеет, как правило, несколько больший диаметр (до 38 мм) и пропущена через устьевой сальник, обеспечивающий герметизацию внутренней полости НКТ.

Колонна насосно-компрессорных труб соединяет скважинный насос (его цилиндр) с устьевым оборудованием и образует канал для движения вверх пластовой жидкости, откачиваемой скважинным насосом. Колонна собирается из отдельных труб 17 длиной 8–11 м и диаметром 38–102 мм с помощью муфт.

Устьевое оборудование I имеет корпус, в котором расположен устьевой сальник, боковой отвод для соединения внутренней полости НКТ с промысловым коллектором, а также боковой отвод, сообщающийся с затрубным пространством. Устьевой сальник снабжен механизмом для регулировки его затяжки и фиксации уплотненного элемента.

Штанговый скважинный насос III (см. рис. 4.2) представляет собой насос одинарного действия. Он состоит из цилиндра 24, соединенного с колонной НКТ, плунжера 25, соединенного с колонной штанг. Нагнетательный клапан 26 установлен на плунжере, а всасывающий 27 – в нижней части цилиндра.

Ниже насоса при необходимости устанавливается газовый IV или песчаный якорь. В них газ и песок отделяются от пластовой жидкости. Газ направляется в затрубное пространство между насосно-компрессорной 17 и эксплуатационной 16 колоннами (на фрагментах I–IV рисунка эксплуатационная колонна не показана), а песок осаждается в корпусе якоря.

При работе ШСНУ энергия от электродвигателя передается через редуктор к кривошипно-шатунному механизму, преобразующему вращательное движение выходного вала редуктора через балансир с головкой в возвратно-поступательное движение колонны штанг. Связанный с колонной плунжер также совершает возвратнопоступательное движение. При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан закрыт давлением жидкости, находящейся над плунжером, которая по колонне насоснокомпрессорных труб движется вверх – происходит ее откачивание. В это время впускной всасывающий клапан открыт, и жидкость заполняет объем цилиндра насоса под плунжером.

При ходе плунжера вниз всасывающий клапан под действием давления столба жидкости закрывается, нагнетательный клапан открывается, и жидкость перетекает в надплунжерное пространство цилиндра.

49

50