книги / Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов. Оборудование для эксплуатации и ремонта нефтяных и газовых скважин

выкидных линиях 1 и 4. В верхней части арматуры на прямоточной центральной задвижке 3 установлены лубрикаторы 2.

Рис. 7.12. Общий вид сдвоенной фонтанной арматуры

В описанном оборудовании оригинальным узлом является крестовик 9 с коническими трубодержателями, остальные узлы и детали заимствованы из фонтанной арматуры.

Конструкция оборудования устья позволяет последовательный спуск насоснокомпрессорных труб, работу с клиновыми захватами и элеваторами, использование превентора и проведение прямой и обратной промывки скважины.

Оборудование устья устанавливается на фланец кондуктора, навинченный на верхнюю его трубу, и крепится посредством болтов. К верхнему фланцу крестовины крепится упорный фланец, на котором расположена упорная шайба с отверстиями, через которые пропущены удерживаемые колонны НКТ. Выше упорного фланца располагается фланец с ввернутым патрубком для размещения превентора.

При эксплуатации пластов скважинными насосами может использоваться планшайба, закрепленная шпильками на фланце колонной головки. В планшайбе имеются две ступенчатые расточки, в которые вставлены две муфты. Зазор между муфтами и планшайбой герметизируется кольцевыми уплотнениями. В нижней части муфт имеется резьба для соединения ее с насосно-компрессорными трубами, в верхней части – резьба для соединения с устьевым сальником. Сбоку каждого корпуса устьевого сальника имеется отвод с фланцем для транспортирования продукции пласта, а верхняя часть снабжена уплотнением, подтягиваемым регулировочной гайкой.

Для обеспечения заданного расхода закачиваемой в пласт воды применяются регуляторы расхода, обеспечивающие в зависимости от условий эксплуатации поддержание постоянного расхода или давления закачиваемой жидкости.

Помимо регуляторов расхода применяются регуляторы отбора жидкости, спускаемые в скважину на проволоке и устанавливаемые, например, с помощью шарнирного отклонителя в нишу корпуса. Регулятор расхода обеспечивает постоянство

121

отбора жидкости из пласта и не допускает появления противотока жидкости в пласт при снижении пластового давления либо увеличения давления во внутренней полости НКТ.

Для создания встречных потоков во внутрискважинном оборудовании применяются узлы перекрестного течения для направления потока жидкости, идущего сверху по насосно-компрессорным трубам в затрубье и наоборот. Подобная муфта может быть установлена, например, над пакером. В этом случае жидкость, подаваемая по колонне НКТ, будет выходить в кольцевое пространство, а жидкость, идущая снизу по колонне труб, будет направляться в кольцевое пространство, образованное НКТ и вторым концентричным рядом труб, вворачиваемых сверху в корпус.

Пакер служит для длительного разобщения внутренних полостей колонн труб, а также для создания неподвижности уплотняющих устройств и различных элементов внутрискважинного оборудования, связанного с ним. Пакер работает в сложных условиях под действием значительных усилий, давлений, температур. Он может быть окружен агрессивной жидкостью.

При одновременной раздельной эксплуатации применяется пакер ПНГО-160 (рис. 7.13). Он состоит из двух частей, перемещающихся относительно друг друга в осевом направлении. В верхней части располагается головка 1, в которой размещены центрирующие подпружиненные башмаки 2, удерживаемые штифтами 3. Головка имеет три паза для шлипсов 4, хвостовики которых размещены в Т-образных пазах стакана 6. В нижнюю часть пакера входит корпус 8, на котором установлена самоуплотняющаяся манжета 9. Корпус через переводник 7 соединен со стаканом. В нижней части корпуса установлен откидной клапан 10, фиксируемый в закрытом положении пружиной 11. Верхняя и нижняя части пакера подвижно соединены патрубком 5.

Рис. 7.13. Пакер ПНГО-160

Пакер устанавливают с помощью НКТ или штанг, на которых закреплен толкатель, упирающийся в бурт нижней части пакера. При этом хвостовик открывает клапан. В процессе спуска, благодаря наличию сил трения между башмаками и колонной, пакер растянут, а шлипсы находятся в нижней части пазов головки.

После достижения места установки пакера толкатель извлекается из скважины и спускается колонна подъемных труб со специальным фильтром, который своим хвостовиком открывает откидной клапан, а буртом садится на торец головки и перемещает верхнюю часть пакера относительно нижней. При этом шлипсы раздвигаются и вступают в контакт с эксплуатационной колонной.

122

При перемещении пакера по внутренней полости труб шлипсы скользят по их поверхности до тех пор, пока не попадут в зазор между торцами труб. За счет этого шлипсы выходят из пазов, пакер сжимается и фиксируется в скважине. После фиксации пакера зазор герметизируется самоуплотняющейся манжетой 9.

Для извлечения пакера в скважину опускается труболовка, улавливающая пакер за верхнюю часть. Она растягивает его, после чего становится возможным извлечь его на поверхность.

При расчете уплотнений пакера необходимо прежде всего определить систему сил, действующих на них (рис. 7.14). На пакер действуют:

1.Нагрузка со стороны НКТ G, которая используется для деформирования уплотнительных элементов при постановке пакера.

2.Силы трения потока закачиваемой жидкости о колонну НКТ при течении жидкости по кольцевому пространству Тк и колонне НКТ Тт.

3.Силы, обусловленные забойными давлениями жидкости, закачиваемой по колонне НКТ Рзт и кольцевому пространству Рзк.

4.Сила трения уплотнений об эксплуатационную колонну Fтр.

Рис. 7.14. Направления сил, приложенных к уплотнительным элементам пакера

Для упрощения расчета примем, что давление под пакером действует на всю площадь кольца, образованного внутренним диаметром эксплуатационной колонны и внутренним диаметром НКТ, колебания температуры при закачке воды отсутствуют.

Для равновесия пакера необходимо, чтобы система приложенных к нему сил была уравновешена. Спроектировав все силы на ось пакера, получим

G π4 (D2 dн2 )Рзк 0,5(ТТ Тк ) Fтр π4 (D2 dв2 )Рзт ,

где

Рзт pут Hρg pт;

Рзк pук Hρg pк,

123

Н – глубина установки пакера; Hρg – гидростатическое давление на глубине установки пакера; ρ – плотность скважинной жидкости; D – внутренний диаметр эксплуатационной колонны; рут и рук – устьевые давления в колонне НКТ и кольцевом пространстве; ∆рт и ∆рк – гидравлические потери напора при закачке жидкости соответственно по колонне НКТ и кольцевому пространству; dн, dв – соответственно наружный и внутренний диаметры НКТ.

Силы трения Тт и Тк определяются по формулам

где λт, λк – коэффициенты сопротивления движения жидкости соответственно в НКТ и кольцевом пространстве; υт, υк – скорости движения жидкости соответственно в НКТ и кольцевом пространстве.

Максимальное возможное давление pзт, при котором пакер будет находиться в равновесии, можно определить исходя из наименее благоприятного сочетания действующих сил, когда закачка по кольцевому пространству прекратится. В этом

случае рук = 0; Тк = 0; pк=0.

Подставив эти значения в формулу и выразив рзт, получим

pзт 4[G 0,25πHρg(D22 d2н2 ) 0,5Tт Fтр] . π(D dв )

Пакер должен быть рассчитан также на максимальное устьевое давление, при котором он будет неподвижным. Это давление можно найти из предыдущей формулы, при том что приемистость пласта отсутствует, т.е. Q = 0. В этом случае

Рзт = Ру + Нρg,

так как ∆рт = 0; Тт = 0,

pук 4[G 0,25πHρ2g(dн22 dв2 ) Fтр] . π(D dв )

На эти давления и должен быть рассчитан пакер [7].

8. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА

Интенсивность притока пластовой жидкости в скважину обусловливается прежде всего давлением в пласте, которое по мере извлечения пластовой жидкости, газа падает. Следовательно, для интенсификации притока жидкости и газа необходимо обеспечивать сохранение пластового давления. Отсюда и возникновение методов поддержания пластового давления, широко применяющихся прежде всего в нефтегазодобывающей промышленности. Метод поддержания пластового давления путем законтурного или внутриконтурного нагнетания воды в пласт и базирующийся на нем метод комплексной разработки месторождений позволили интенсифицировать добычу нефти и резко увеличить нефтеотдачу пластов.

Приток пластовой жидкости можно интенсифицировать, а нефтеотдачу пласта увеличить соответствующими воздействиями на пласт и пластовую жидкость с тем, чтобы, с одной стороны, фильтрационная характеристика коллектора стала лучше, а с другой – чтобы вязкость жидкости в пласте стала меньше. Кроме того, для увеличения нефтеотдачи необходимо снизить поверхностное натяжение пластовой жидкости в зоне

124

ее контакта с горной породой. Отсюда и возникновение методов воздействия на пласт для увеличения его проницаемости: гидроразрыв, кислотная обработка, взрывы; методов снижения вязкости пластовой жидкости; нагрев в пласте, ее поджог; методов снижения ее поверхностного натяжения; обработка жидкости в пласте химическими реагентами.

Для осуществления этих методов воздействия на нефтегазовый пласт используется большое количество оборудования, сооружений, машин, механизмов. Главные из этих видов современной техники: оборудование для поддержания пластового давления или для вытеснения пластовой жидкости нагнетанием в пласт воды, иногда газа, оборудование для прогрева пласта закачкой в него теплоносителей – воды, пара или для создания фронта внутрипластового горения, оборудование для гидроразрыва, для кислотной обработки пласта, для обработки закачиваемой воды химреагентами [7].

8.1. Оборудование для вытеснения нефти водой

Поддержание пластового давления обеспечивается закачкой в пласт через систему нагнетательных скважин различных жидкостей или газа. Для этого используется комплекс оборудования, состоящий из систем водозабора, водоподготовки и распределения насосных станций и коммуникаций.

Перечисленное оборудование должно обладать достаточно гибкой характеристикой и параметрами, обеспечивающими закачку в пласт жидкости при изменяющихся во времени подачах и давлениях, при перемещающемся в продуктивном пласте фронте движения вытесняющей жидкости.

Для вытеснения нефти используются различные типы закачиваемой жидкости, характеристики отдельных систем обусловливаются большим количеством параметров, к которым относятся прежде всего величины требуемых отборов нефти, коэффициент извлечения ее из пласта, стоимость нефти и т.д.

Сооружения и оборудование для водозабора и подготовки воды. Для вытеснения нефти из пласта применяются жидкости двух типов: не смешивающиеся и смешивающиеся с нефтью. К первым относится, прежде всего, вода, ко вторым – растворители. Последние весьма дороги, и поэтому в подавляющем большинстве случаев в пласт закачивается вода, которая должна удовлетворять следующим требованиям:

–количество взвешенных частиц не должно превышать 5 мг/л, хотя в отдельных случаях допускается увеличение их содержания до 25 мг/л;

–содержание железа – не более 0,2 мг/л, нефти – не более 1 мг/л;

–вода не должна вызывать коррозии оборудования, она должна быть обескислорожена.

Помимо этого закачиваемая вода не должна содержать сульфатвосстанавливающих бактерий, под действием которых образуется сероводород.

При закачке жидкостей, не смешивающихся с нефтью, в нее могут вводиться поверхностно-активные вещества, улучшающие ее отмывающие способности. При этом коэффициент извлечения нефти из пластов достигает 50–70 %. Более высокий коэффициент извлечения (до 95–98 %) достигается при закачке жидкостейрастворителей.

Вкачестве источников закачиваемой жидкости используются открытые (реки, озера), подземные (артезианские, подрусловые и пластовые) источники и сточные воды. Обычно стараются использовать пресную воду из подрусел рек или артезианских скважин. В этих случаях состав воды не зависит от времени года и режим работы очистных устройств остается постоянным.

Количество воды, нагнетаемой в пласт, зависит от большого числа факторов и ориентировочно составляет: при площадном заводнении 8–10 м3/т добываемой нефти, при законтурном – 1–1,5 м3/т.

125

Конструкция сооружений для забора и подготовки воды прежде всего обусловлена требованиями, предъявляемыми к жидкости, закачиваемой в пласт.

В зависимости от качества водоподготовки на внутренней поверхности трубопроводов высокого давления, труб в нагнетательной скважине, наконец, в фильтровой зоне пласта и на самом фильтре скважины со временем откладываются трудно удаляемые соли. При недостаточно высоком качестве водоподготовки интенсивность солеотложения бывает весьма высокой, что приводит к постепенному уменьшению фактической площади сечения канала трубопровода и к росту потерь напора в трубопроводной системе куста, в прискважинной водопоглощающей части пласта.

Для подрусловых водозаборов в пойменной части реки (рис. 8.1) бурят скважины глубиной 20–30 м и обсаживают их трубами 1 диаметром 300 мм, в которые спускают водоподъемные трубы 2. Отбор жидкости из этих скважин может обеспечиваться за счет сифона, если уровень жидкости в резервуаре ниже, чем в реке, либо за счет разряжения в резервуаре, создаваемого вакуум-компрессором 5. Так как вода, прежде чем попасть в систему, фильтруется через песок, то в какой-либо дополнительной очистке не нуждается и насосами 6 подается в емкость 8, откуда магистральный трубопровод подводит ее к отдельным насосным станциям, от которых направляется в скважины.

При использовании сточной воды, поступающей из скважин, используются две системы ее очистки: открытая и закрытая. В первом случае вода, отделенная от нефти (рис. 8.2), направляется в отстойники, откуда сбрасывается в нефтеловушку 1, где от нее отделяются капли нефти диаметром свыше 80 мкм. Из нее отделившаяся нефть откачивается насосом 2, а вода поступает в пруды-отстойники 3, где содержащиеся в ней механические частицы оседают на дно, а оставшаяся нефть всплывает на поверхность. Далее насосом 4 вода направляется в попеременно работающие песчаные фильтры 5, где от нее отделяются взвешенные частицы, и поступает в буферную емкость 6, откуда насосом 7 (или же непосредственно из фильтров) направляется на кустовую насосную станцию (КНС). Насосы КНС под давлением порядка 14 – 20 МПа закачивают воду в пласт.

Для сооружения подобных систем подготовки воды необходимы большая площадь, значительные капитальные затраты. Пропускная способность системы не может быть увеличена в процессе эксплуатации.

Сопоставляя показатели работы систем для закачки воды в пласт, необходимо отметить, что наиболее рациональной являются системы с использованием пластовой воды, которая после соответствующей обработки закачивается в пласт. Подобная система в целом, включая и пласт, представляет собой замкнутый контур, вредное влияние которого на окружающую природу минимально по сравнению с другими системами.

Рис. 8.1. Схема водозаборов:

1 – обсадная колонна; 2 – подъемная колонна; 3 – гравийный фильтр; 4 – вакуум-котел; 5 – вакуум-компрессор; 6, 9 – насосы; 7 – шахта; 8 – резервуар чистой воды

126

Рис. 8.2. Открытая схема установки очистки сточных вод:

1 – нефтеловушка; 2 – нефтяной насос; 3 – отстойник; 4 – насос; 5 – песчаные фильтры; 6 – отстойник для загрязненной воды; 7 – насос для проведения промывки фильтров; 8 – емкость для чистой воды; 9 – насос для подачи воды на КНС

При подготовке воды в установках закрытого типа процессы отделения воды от нефти идут под избыточным давлением, легкие фракции и газ собираются и в дальнейшем используются [7, 15].

8.2. Оборудование водозабора

Для поддержания пластового давления с помощью заводнения вода обычно берется из водоемов (рек, озер) или из водоносного пласта. При эксплуатации месторождения, из которого добывается нефть с пластовой водой, последняя также используется в системе поддержания пластового давления.

Из водоемов вода забирается поверхностными центробежными насосами из специально подготовленного участка так, чтобы с водой не захватывался песок, ил и другие механические примеси. Насосная станция может быть расположена на берегу водоема или в плавучей станции. В плавучей насосной станции установлены поверхностные мощные насосные агрегаты. Обычно это центробежные насосы с электроприводом. Плавучая насосная станция забирает воду на одной и той же глубине от поверхности, независимо от колебания уровня воды в водоеме.

Часто отбираются подрусловые, более чистые воды. В этом случае невдалеке от водоема или реки бурится скважина или роется колодец, из которого вода забирается сифонной системой или поверхностными насосами (при высоком расположении уровня воды), или скважинными насосами различных типов.

При сифонном отборе подрусловые скважины соединяются с вакуум-котлами, в которых создается разряжение в 0,04–0,047 МПа.

Вакуум поддерживается вакуум-насосами с подачей 0,03 м3/с и наибольшим разряжением в 0,086 МПа. Вода из скважин поступает в вакуум-котлы самотеком и далее отбирается поверхностными насосами.

Водозабор с помощью сифона на 30–20 % дешевле, чем водозабор скважинными насосами. При более низких уровнях жидкости (4 м и более от уровня приема поверхностного насоса) применяются погружные насосы типов АТН и ЭЦВ.

Насосы типа АТН (рис. 8.3) имеют приводной двигатель с вертикальной осью, установленный над устьем скважины. Его вал соединен с длинным трансмиссионным валом, расположенным в радиальных резинометаллических опорах внутри НКТ. Снизу трансмиссионный вал соединен с валом погружного центробежного насоса, размещенного под уровнем жидкости в скважине и нагнетающего ее на поверхность по НКТ.

127

Рис. 8.3. Схема установки артезианского трубного насоса (АТН):

1 – электродвигатель; 2 – приводной вал насоса; 3 – радиальная опора вала; 4 – НКТ; 5 – центробежный насос; 6 – обсадная колонна; 7 – приемная сетка насоса

Эти насосы применяются для отбора до 400 м3/ч воды с глубины до 40 м (возможна работа на глубинах до 100 м). Насосы удобны тем, что все электрооборудование вынесено на поверхность, работает в более благоприятной для него среде и легко обслуживается. Недостаток – длинный трансмиссионный вал, вращающийся с большой частотой (до 1400 мин–1). При больших глубинах спуска отмечается выход из строя опор вала.

В шифре насоса приняты следующие обозначения: АТН – артезианский трубный насос, первая цифра – диаметр скважины в миллиметрах, деленный на 25, следующая – минимальное погружение насоса под динамический уровень в метрах, а последняя — число ступеней насоса.

Насосы типа ЭЦВ по составу и расположению оборудования скважин соответствуют насосам типа ЭЦН. Существенно упрощены у них погружные двигатели, которые выполняются водозаполненными без узлов гидрозащиты. Для них не так

128

опасно попадание во внутреннюю полость пластовой воды, если она не имеет механических или агрессивных примесей. Упрощение достигнуто за счет применения водостойкой изоляции обмотки статора, но это снижает допустимую температуру нагрева двигателя. Поэтому температура откачиваемой воды не должна превышать 25 °С (а при специальных устройствах 40–50 °С).

Насосы рассчитаны на отбор воды с содержанием механических примесей не более 0,01 маc. %. Эти насосы выпускаются с широкими пределами параметров: обсадные колонны от 114 до 426 мм, мощность от нескольких до 500 кВт, подача от 1,6 до 670 м3/ч, напор при подаче 25 м3/ч – до 650 м, а при 670 м3/ч – до 205 м. В системе водозабора обычно применяются агрегаты для скважин 168–273 мм с мощностью в среднем 32–320 кВт.

Вшифре насоса приняты следующие обозначения: Э – насос с электроприводом,

Ц– центробежный, В – для отбора воды, первая цифра – внутренний диаметр обсадной колонны в миллиметрах, деленный на 25 и округленный, вторая – подача в метрах кубических в час; третья – напор насоса в метрах.

Кроме поверхностных вод для закачки используются и пластовые воды. Эта вода имеет температуру около 40 °С. Химический состав вод примерно тот же, что и у законтурных вод нефтяных месторождений. При их смешивании не выпадает осадок, который мог бы засорять поры нефтеносного коллектора. В пластовых водах не обнаружен кислород и сероводород. Воды имеют хорошие вытесняющие и вымывающие свойства по сравнению с поверхностными водами. Водоносные пласты расположены на глубинах 700–1500 м. Пласты хорошо проницаемые, толщиной до 300– 500 м. Часть скважин фонтанирует, в части скважин используются насосы ЭЦВ для отбора воды.

Использование пластовых вод значительно облегчает подготовку воды для закачки в пласт, а иногда полностью исключает эту операцию [7].

8.3. Подготовка воды для нагнетания в нефтеносные пласты

Вода, закачиваемая в нефтеносные пласты, должна иметь минимальное количество взвешенных частиц, солей железа, ионов кальция и магния и сульфатвосстанавливающих бактерий, способствующих образованию сероводорода в нефтяных пластах. Взвешенные частицы, соли железа, ионы кальция и магния приводят к засорению пор пласта. Сульфатвосстанавливающие бактерии в процессе своей жизнедеятельности приводят к образованию сероводорода, а сероводород – к резкому росту коррозии оборудования.

Система подготовки воды для нагнетания в нефтяные пласты с помощью реагентов, фильтров и отстойников очищает воду (рис. 8.4). От насосной станции первого водоподъема вода подается в смеситель. Туда же с потоком воды поступают коагулянт и реагенты, способствующие укрупнению взвешенных частиц в воде, смягчению воды и освобождению ее от солей железа. В суспензионном осветлителе 4 образуются хлопья, которые оседают в шахте осветлителя. Вода проходит через песчаные фильтры 5. Очищенная вода собирается в резервуары 6, откуда насосами 7 она подается далее к промыслу.

Отдельные сооружения системы очистки представляют собой конические или цилиндрические металлические сосуды большой емкости (гидросмесители, растворные баки), иногда удлиненные бетонные смесители с квадратным или прямоугольным сечением с дырчатыми или щелевыми перегородками. Эти перегородки с отверстиями усложняют путь воды и реагентов, улучшая их смешивание.

129

Рис. 8.4. Принципиальная схема станции очистки поверхностных вод:

1 – водовод; 2 – дозатор; 3 – смеситель; 4 – осветлитель; 5 – фильтр; 6 – резервуар чистой воды; 7 – насосная станция второго водоподъема; 8 – насос для промывки фильтров; 9 – стояк для сброса грязной воды; 10 – лоток

Наиболее сложное сооружение – осветлитель (рис. 8.5), предназначенный для образования хлопьев и удаления их и механических примесей из воды. Обработанная реагентом вода, прошедшая смесители, подается по центральному стояку 1 в камеру хлопьеобразования 5 через трубы с отверстиями 9. Из камеры хлопьеобразования вода выходит через днище с отверстиями 10 в зону взвешенного осадка осветлителя. Для поддержания хлопьев во взвешенном состоянии над каждым отверстием дырчатого днища создается расходящийся поток воды. Вода с хлопьями, фильтруясь через слой ранее образовавшегося взвешенного осадка, постепенно осветляется.

Рис. 8.5. Схема осветлителя

Осветленная вода собирается переливом в периферийный лоток 5 и направляется в фильтры, в которых завершается очистка воды. Избыток осадка в осветлителе идет через центральную шахту 2 в зону 7. Здесь вода отсасывается по трубкам 4 в лоток, а осадок по трубке 8 подается в водосток или на иловые площадки. Для опорожнения осветлителя предусмотрен клапан 6.

Габариты осветлителя можно себе представить, учитывая, что высота осадка в зоне 7 принимается равной 2–2,5 м, а высота зоны осветления – 1,5–2,5 м [7, 15].

130