При ходе вниз плунжер в насосах данного типа не совершает работы по подъему жидкости: происходит сжатие заполнившей цилиндр жидкости, закрытие всасывающего и открытие нагнетательного клапанов и переток жидкости из подпоршневой и надпоршневую область насоса.

Несмотря на большое количество созданных в настоящее время конструкций скважинных поршневых насосов, их можно разделить на два класса - не вставные и вставные. Вставные насосы по принципу действия не отличаются от не вставных. Отличием является их монтаж в скважине: насос фиксируется на заданной глубине в замковой опоре, устанавливаемой заранее в насосно-компрессорных трубах перед их спуском в скважину.

Замковая опора состоит из опорного кольца и пружинного якоря, устанавливаемых в специальной опорной муфте и зажимаемых сверху переводником.

Насос имеет конус, сверху крепящийся к направлению штока, а снизу - к упорному ниппелю. Конус садится на опорное кольцо в НКТ, ниппель, разжимая пружины якоря, обхватывается ими, надежно фиксируя насос.

Выпускаются вставные насосы под шифром НСВ диаметром 28, 32, 38, 43, 55, 68 мм с длиной до 10 м; массой до 252 кг. Длина хода плунжера от 0,6 до 6 м. Они предназначены для эксплуатации скважин глубиной до 2500 м.

Не вставные насосы, выпускаемые промышленностью под шифром НСН, имеют цельно натянутый цилиндр и полый плунжер с гладкой поверхностью, с винтовыми и кольцевыми канавками или углублениями на поверхности. Кроме металлических используют манжетные и гуммированные плунжеры.

Винтовые и прямоугольные канавки обеспечивают вынос песка и соскребание его со стенок цилиндра, углубления на поверхности обеспечивают лучшую смазку пары. Зазор между цилиндром и плунжером устанавливается до 0,12 мм в зависимости от характеристики откачиваемой ими нефти: для маловязких нефтей зазор должен быть минимальным для высоковязких - наоборот.

Клапанный узел включает в себя корпус, конус, седло, шар. Всасывающий клапанный узел устанавливается в основание цилиндра и может быть поднят из скважины одновременно с плунжером. Для этой цели он снабжается захватным приспособлением, выполненным в виде крестовины, которая входит в прорезь основания и путем поворота последнего фиксируется в ней.

Узел нагнетательного клапана устанавливается в верхней или нижней части плунжера и отличается от всасывающего отсутствием захвата.

Техническая характеристика насосов типа НСН: внутренний диаметр цилиндра - 28, 32, 38, 43, 55, 68, 82, 93 мм; ход плунжера от 600 мм до 6000 мм; производительность при числе ходов 10 в минуту - 5,5…585 куб.м./сут; предельная глубина спуска - 650…1500 м; габаритные размеры - диаметр наружный 56…133 мм, длина 2785…8495 мм, масса 23,5…406 кг.

Среди штанговых насосов можно выделить отдельную группу специальных насосов, созданных для работы в осложненных условиях. Такими условиями принято считать наличие в нефти газа, солей, парафина, песка, воды и других агентов, приводящих к изменению свойств жидкости и условий ее добычи. Вот некоторые из применяемых типов.

Манжетные насосы отличаются конструкций поршня и предназначены для эксплуатации скважин, содержащих очень вязкую нефть. Манжеты изготовлены из нефтестойкой резины и собираются на трубе-стержне.

Насосы с гуммированным плунжером выпускаются вставного и не вставного типа. Используются для эксплуатации скважин с большим содержанием песка. На кольцевые проточки плунжера запрессовываются 3...4 резиновых кольца. Уплотнение кольца достигается давлением жидкости внутри поршня через отверстие в корпусе, выходящее под кольцо.

Телескопические насосы предназначены для эксплуатации скважин с очень высоким содержанием песка и большой вязкостью жидкости (50*10^-6м²/с и более).

Конструктивно насос выполнен из трех труб: нижняя - неподвижная, является цилиндром насоса и подвижных, скользящих по ней и выполняющих функцию плунжера. Эти трубы вверху соединены. Такая конструкция обеспечивает получение между цилиндром и плунжером большого зазора (до 0,5 мм). Наличие циркулирующей жидкости по зазору обеспечивает вынос песка и гидравлическое уплотнение.

Многоступенчатые насосы предназначены для эксплуатации скважин с большим газовым фактором. Состоят из 2-3 плунжеров различного сечения, работающих по принципу «тандем»: нижний плунжер увеличенного диаметра подает газированную жидкость в верхний, где она сжимается под большим давлением вследствие меньшего диаметра верхнего плунжера и цилиндра и т.д.

Насосы двойного действия предназначены для эксплуатации высокодебитных скважин малого диаметра. Основан на принципе использования хода штока вверх и вниз для подачи жидкости.

Рассмотрим технологические особенности работы УШГН в осложненных условиях.

По мере движения ГЖС от забоя скважины к приему насосы из-за снижения давления и температуры происходит выделение газа. Как наиболее подвижный агент, газ первым входит в цилиндр насоса и, заполняя его, препятствует поступлению жидкости. Улучшить это положение можно двумя путями: создать на приеме насоса давление, больше чем давление раз газирования (давление насыщения), или изменить направление движения жидкости на входе в насос таким образом, чтобы газ отделялся от жидкости и уходил в затрубное пространство.

Первый метод требует спуска насоса под динамический уровень на очень большую величину, что не всегда достижимо и не экономично. Второй метод требует применения специальных устройств - якорей. И хотя газовых якорей создано в настоящее время много, большинство из них работают на одном принципе - гравитационном разделении газа и жидкости за счет изменения направления движения смеси на 90 или 180 градусов.

Выпадение парафина из нефти ведет к перекрытию отверстий фильтра, клапанов, труб. Борьба с парафином ведется несколькими методами: механическими - посредством постоянного соскабливания выделяющегося на внутренней поверхности НКТ парафина укрепленными на штангах скребками; химическими - посредством дозирования на прием насоса химических реагентов, разрушающих парафин; тепловыми - рас плавлением нагреваниями.

Примером механического способа борьбы с отложениями парафина являются пластинчатые скребки, получившие распространение на промыслах восточных районов.

Скребки уплотняются на штангах через определенные интервалы и периодически поворачиваются с помощью специальных устройств - штанговращателей. Крепление пластины к штанге производится хомутами, которые охватывают штанги и привариваются к пластине. Считается, что за счет деформации сварочного соединения, возникающего после его остывания, пластина надежно будет удерживаться на штанге.

Химические методы борьбы с парафином заключаются в подаче химических реагентов в скважину.

Опыт показывает, что наиболее целесообразным является дозирование реагента непосредственно на прием насоса с помощью глубинных дозаторов.

Приведем описание одного из них. Установка скважинного штангового насоса с дозатором химреагентов состоит из насоса, колонны труб, штанг, корпуса дозатора. Последний связан с контейнером и разделительным поршнем. В корпусе дозатора расположены всасывающий и нагнетательный клапаны, ограничительная решетка, в которой установлена регулирующая втулка клапана. В корпусе дозатора имеются отверстия для поступления пластовой жидкости в насос. Установка работает следующим образом. При всасывании жидкости штанговым насосом происходит подъем клапана, который в свою очередь захватывает через клапан химический реагент. При нагнетании жидкости штанговым насосом клапан захлопывается под действием столба жидкости и пружины.

Шток клапана вытесняет реагент в полость всасывания через нагнетательный клапан. По мере расхода реагента давление в контейнере снижается; за счет разницы пластового давления и давления в контейнере происходит перемещение реагента поршнем вверх.

При демонтаже производится выдавливание пластовой жидкости из контейнера отворачиванием пробки, через которую производится наполнение контейнера реагентом.

Применение данной установки позволяет повысить эффективность внутрискважинной обработки за счет применения химреагента против коррозии, отложений парафина внутри насоса и других осложнений, а также очистки фильтра.

Тепловые методы снижения вязкости предполагают спуск в скважину совместно с УШГН электрических нагревателей, к которым по кабелю подается напряжение с поверхности.

Известно поднасосное и наднасосное расположение нагревателей, спускаемых в скважину одновременно с насосом. Этот метод основан на жидкостей снижать свою вязкость при нагреве.

Насос для откачки жидкости с механическими примесями

Механические примеси, содержащиеся в откачиваемой глубинным насосом жидкости, не только приводят к абразивному износу самого насоса и оборудования, но могут привести к сложным авариям. При остановках насоса механические примеси осаждаются из жидкости и накапливаются над насосом, попадают в зазор между плунжером и цилиндром и заклинивают плунжер.

Конструкция штангового насоса следующая. Плунжер в верхней своей части жестко закрепляется с одной или несколькими полыми штангами, которые наглухо закрыты и соединены с колонной обычных штанг. На полых штангах смонтированы кольцевые наклонные полки-пескоприемники. Над полками выполнены отверстия, через которые добываемая насосом жидкость из плунжера поступает в подъемные трубы. Полки-пескоприемники выполнены, во-первых, наклонными и, во-вторых, каждая нижерасположенная полка имеет несколько больший диаметр кольца, чем вышерасположенная. Такое конструктивное расположение полок обеспечивает равномерное заполнение механическими примесями межполочных объемов при остановках насоса и снижает гидромеханическое сопротивление потоку жидкости при выходе из плунжера и поступлении в подъемные трубы. Кроме того, при последующем запуске насоса в работу осевший в межполочных объемах песок полностью выносится из них под действием струи жидкости из отверстий. Наклон полок-пескоприемников позволяет обеспечить лучшие условия смыва механических примесей при любой производительности насоса, сократить общее число полок.

Насос с принудительной смазкой плунжера

Корпус насоса посредством трубы сообщается с затрубным пространством скважины между обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами на высоте, обеспечивающей надежное разделение нефти, воды и газа (не более 20 м). Труба внизу соединяется несколькими каналами, выполненныи в корпусе цилиндра со всасывающей частью насоса и кольцевым зазором между плунжером и цилиндром, а сверху заканчивается обратным клапаном . Для уменьшения поперечного габарита труба может иметь эллиптическое сечение и крепиться к корпусу насоса и насосно-компрессорным трубам с помощью хомутов. Насос работает так: при ходе плунжера вверх вследствие разряжения, создающегося в камере, открывается клапан и сюда поступает жидкость из поднасосного пространства скважины, а в трубу через обратный клапан из затрубного пространства скважины засасывается нефть. При ходе плунжера вниз камера оказывается под давление столба жидкости в колонне насосно-компрессорных труб (клапан открыт), которое значительно превышает давление в трубе. Вследствие этой разницы давлений, нефть из трубы через каналы выдавливается в кольцевой зазор между плунжером и цилиндром, осуществляя их смазку. Клапан на трубе при этом закрыт. При наличии штанговращателя на скважине и, следовательно, периодического поворота плунжера в цилиндре достаточно одной трубки. При отсутствии штанговращателя количество трубок может быть увеличено.

Предлагаемая конструкция насоса вследствие принудительной смазки плунжера более работоспособна в скважинах, продуцирующих обводненную и газированную нефть.

Штанги предназначены для передачи возвратно-поступательного движения плунжеру глубинного насоса от станка-качалка и являются своеобразным штоком поршневого насоса. Специфика применения штанг наложила отпечаток на их конструкцию. В настоящее время штанга - это стрежень, длиной 8 м, имеющий по концам специальную резьбу, квадратное сечение под ключ и плавные переходные участки.

Штанги соединяются между собой муфтами. На одном конце штанги муфта навинчивается на заводе с горячей посадкой и при эксплуатации не отвинчивается. Муфта представляет собой цилиндрическую втулку с внутренней резьбой и мостом под ключ. Резьба на штангах и муфтах не нарезается, а накатывается, что существенно упрочняет резьбу штанг. Промышленность выпускает штанги диаметром 16 (1/2”), 19 (3/4”), 22 (7/8”) и 25 мм (1”). Для возможности регулирования длины колонны выпускаются короткие штанги (метровки) длиной 1200, 1500, 2000, 3000 мм. Ступенчатые колонны штанг соединяют переводными муфтами.

Изготовляют штанги из углеродистых и легированных сталей, кроме того для повышения прочности они проходят различную обработку.

Получили применение и полые штанги, представляющие собой трубы диаметром 25 мм. Канал этих штанг может использоваться для подъема нефти и доставки в скважину различных веществ.

Ведутся испытания непрерывной колонны штанг, представляющие собой отдельные стальные прутки, сваренные между собой. Длина отдельных секций составляет от 180 до 360 м. Для транспортировки и спуска в скважину таких штанг разработано специальное оборудование «ТатНИИнефтемаш». За рубежом внедряются штанги, выполненные в виде троса из металлических проволочек с нейлоновым покрытием и общей нейлоновой оплеткой. Диаметр троса 16 мм, и по прочности он соответствует металлической штанге диаметром 12,7 мм.

Новой разновидностью штанг являются штанги из стекловолокна, отличающиеся высокой прочностью и коррозионной устойчивостью.

Широкое применение непрерывных штанг позволит ускорить процессы спускоподъемных операций за счет намотки их на барабан вместо поочередного свинчивания - развенчивания.

4.2.3 Эксплуатация скважин, оборудованных установками штанговых глубинных насосов (УШГН)

Длительная работа УШГН в скважине будет обеспечена грамотно подобранным режимом - системой следующих параметров: типоразмер насоса, глубина спуска, величина погружения под динамической уровень, длина хода и число ходов полированного штока, а также нагрузкой на колонну штанг. Проектирование оптимального режима производится по данным исследованиям, на основании которых рассчитывают добывные возможности скважины Qc. Им должны соответствовать возможности оборудования. При оценке работы УШГН следует определять значения ряда показателей. Теоретическая производительность насоса Qт при диаметре плунжера D , длине хода L , числе ходов n и коэффициента подачи составит:

Коэффициент подачи есть отношение фактической производительности Qф к теоретической Qт.

Погружение насоса hп - разность замеров глубины подвески насоса Нп и динамического уровня hq (отчет замера ведут от устья)

hп=Hп-hq

Действительная (фактическая) производительность насоса определится

Именно на эту величину следует ориентироваться при подборе насоса к скважине и добиваться равенства

Q_Ф=Q_С

Коэффициент подачи насоса зависит от величины утечек жидкости, возникающих при его работе: это утечки в резьбовых соединениях труб, в зазоре между плунжером и цилиндром, в клапанах. Кроме того, происходит неполное заполнение жидкостью цилиндра насоса вследствие наличия в нем «мертвого» пространства. «Мертвое» пространство - это объем в цилиндре насоса, образуемый дном цилиндра и предельным положением плунжера при ходе вниз. При работе насоса «мертвое пространство» заполняется газом, выделяемым из нефти, и исключается из объема цилиндра. Поэтому для характеристики насоса вводится еще одно понятие - коэффициент наполнения Кн. Он представляет собой отношение объема жидкости, заполнившей цилиндр, к полному расчетному объему цилиндра.

Глубина погружения наоса под уровень жидкости зависит от содержания газа и воды в нефти и различна для разных скважин и нефтяных месторождений. Как мы ранее рассмотрели, плунжера насоса совершает возвратно-поступательное движение, сообщаемое ему колонной штанг.

Работа, совершаемая при ходе вверх, будет затрачена на подъем колонны штанг весом Рш и жидкости весом Рж на высоту L

Ав=(Рш+Рж)*L

При ходе вниз полезной работы по подъему жидкости не совершается, более того колонна штанг своим весом «тянет» балансир станка-качалки вниз, т.е.:

Aн= -Рш*L

Таким образом, возникают неравномерные нагрузки на станок-качалку за цикл: при ходе вверх они максимальны, при ходе вниз они отрицательны. Выравнивание нагрузки за цикл осуществляется уравновешиванием - установкой специальных противовесов на балансир (балансирное уравновешивание) или кривошип (кривошипное уравновешивание) станка-качалки. Их цель - накопление энергии при ходе вниз и возвращение ее при ходе вверх. Уравновешивание позволяет снизить потребную мощность электродвигателя станка-качалки в 5…9 раз.

Вес колонны штанг определяется из соотношения

Pш=q₁*L₁+…+q_i*L_i

Где q1, q2 …qi - вес 1 м насосных штанг, образующих колонну, H; L1, L2 … Li - длина ступеней колонны, м.

Вес жидкости определится из формулы:

где Fпл - площадь сечения плунжера, кв.см; L - глубина установки насоса, м; х - плотность жидкости, кг/куб.м; g - ускорение свободного падения, см/кв.с.

Максимальная нагрузка Рмах на головку балансира составит

Pmax=Рж+Рш(в+m)

где в - кэффициент потери веса штанг в жидкости; m фактор динамичности, характеризующий напряженность работы станка-качалки

где Рш; Рж - соответственно плотность штанг и жидкости, кг/м³



Здесь S - длина хода сальникового штока, м; n число двойных ходов в минуту.

4.3 Добыча нефти бесштанговыми скважинными насосами

Главной отличительной особенностью бесштанговых скважинных насосов (БШГН), позволяющей выделить их в самостоятельную группу, является отсутствие механической связи между приводом и самым насосом, как это имеет место в установке штангового глубинного насоса. (Там, если вы вспомните, привод - станок-качалка, установленный на поверхности, воздействует через колонну штанг на насос, находящийся в скважине на значительной глубине).

Хорошо это или плохо - отсутствие штанг? Каковы технические и технологические особенности бесштанговых насосов? Прежде чем установить это, рассмотрим основные виды бесштанговых скважинных насосов, выпускаемые в настоящее время отечественной промышленностью и применяемые на нефтяных промыслах.

Наиболее обширную группу в классе БШНГ составляют установки электроцентробежных насосов (УЭЦН).

В качестве привода УЭЦН применяют погружной электродвигатель, спускаемый в скважину совместно с насосом на заданную глубину.

Вторую группу составляют установки электровинтовых насосов (УЭВН). Их доля в общем балансе добычи нефти незначительна. Приводом винтового насоса тоже служит погружной электродвигатель, спускаемый вместе с насосом на заданную глубину.

Третью группу составляют установки гидропоршневых насосов (УГПН). И хотя их в настоящее время почти не встретите на промыслах, по технико-технологическим особенностям, а также по очередности разработки и применения в прошлом на промыслах, они могут быть выделены в третью группу. Приводом УГПН является специально спускаемый вместе с поршневым насосом гидравлический двигатель.

К БШНГ следует отнести струйные насосы. Разработанные и испытываемые в настоящее время на промыслах союза. Они основаны на принципе подъема нефти за счет эжекционного эффекта, создаваемого потоком подаваемой в скважину жидкости.

Применяются и электродиафрагменные насосы, в которых подача жидкости производится перемещающейся диафрагмой.

4.4 Установки электроцентробежных насосов

По конструктивному исполнению УЭЦН подразделяются на три группы:

а) насосы исполнения 1 предназначены для эксплуатации нефтяных и обводненных скважин с содержанием механических примесей до 0,1 г/л;

б) насосы исполнения 2 (износостойкое исполнение) предназначены для эксплуатации сильно обводненных скважин с содержанием механических примесей до 0,5 г/л;

в) насосы исполнения 3 предназначены для откачки жидкости с водородным показателем pH=5-8,5 и содержанием до 1,25 г/л сероводорода.

По величине поперечного габарита УЭЦН подразделяются на группы:

а) группа 5 - насосы с наружным диаметром корпуса 92 мм;

б) группа 5А - насосы с диаметром корпуса 103 мм;

в) группы 6 и 6А - насосы с диаметром корпуса 114 мм.

Установка электроцентробежного насоса включает в себя подземное и наземное оборудование.

К подземному оборудованию относятся:

а) электроцентробежный насос, являющийся основным узлом установки (ЭЦН);

б) погружной электродвигатель (ПЭД), являющийся приводом насоса;

в) система гидрозащиты, осуществляющая защиту ПЭД от попадания в него пластовой жидкости и состоящая из протектора и компенсатора;

г)токоведущий кабель, служащий для подачи электроэнергии к ПЭД;

д) насосно-компрессорные трубы (НКТ), являющиеся каналом, по которому добываемая жидкость поступает от насоса на дневную поверхность.

К наземному оборудованию относятся:

а) устьевая арматура, служащая для направления и регулирования поступающей жидкости из скважины и герметизации устья и кабеля;

б) станция управления погружным двигателем, осуществляющая запуск, контроль и управление работой УЭЦН;

в) трансформатор, предназначенный для регулирования величины напряжения, подаваемого на ПЭД;

г) подвесной ролик, служащий для подвески и направления кабеля в скважину при спуско-подъемных операциях.

В настоящее время выпускается более 78 типоразмеров УЭЦН. Каждый типоразмер имеет определенный шифр. Например, УЭЦНМ (К) 5-125-1200 обозначает: У - установка, Э - привод от электродвигателя, Ц - центробежный, Н - насос, коррозионно устойчивое исполнение, 5 - группа (диаметр обсадной колонны, для которой он предназначен), 125 - подача насоса, (куб.м/сут), 1200 - напор (м).

ЭЦН является основным узлом установки. В отличие от поршневых насосов, сообщающих напор перекачиваемой жидкости посредством возвратно-поступательных движений поршня, в центробежных насосах перекачиваемая жидкость получает напор на лопатках быстровращающегося рабочего колеса. При этом происходит превращение кинетической энергии движущейся жидкости в потенциальную энергию давления.

Поскольку ЭЦН есть центробежный насос, созданный для эксплуатации нефтяных скважин, это повлекло за собой ряд особенностей, присущих только этому классу насосов, а именно:

а) насос должен иметь минимальные габариты, ограничиваемые диаметром скважин;

б) насос должен иметь широкий диапазон производительностей и напоров;

в) насос подвешивается в вертикальном положении и недоступен осмотру и обслуживанию.

Основными конструктивными элементами ЭЦН являются: рабочее колесо, направляющий аппарат, вал, корпус, гидравлическая пята, уплотнения, подшипники. Эти детали - необходимые компоненты любого центробежного насоса, присущи они и ЭЦН.

Основными параметрами насоса являются: подача, напор, высота всасывания, потребляемая мощность и коэффициент полезного действия (КПД). Параметры насоса указывают в его паспорте при его работе на пресной воде.

Под подачей (Q) понимают объем перекачиваемой жидкости, проходящей через напорный патрубок насоса в единицу времени. Подача выражается в кубических метрах в сутки.

Напор (Н) есть разность полной удельной энергии на выходе и входе в насос, выраженная в метрах столба жидкости.

Рабочее колесо является основным рабочим органом насоса. Оно состоит из дисков - переднего (по ходу жидкости) в виде кольца с отверстием большого диаметра в центре и заднего - сплошного диска со ступицей (втулкой в центре), через которую проходит вал.

Диски расположены на некотором расстоянии один от другого, а между ними находятся лопатки, отогнутые назад по направлению вращения колеса. Колеса ЭЦН изготавливают из легированного чугуна или полиамидной смолы.

Направляющий аппарат предназначен для изменения потока жидкости и преобразования скоростной энергии в давление. Он состоит из двух неподвижных дисков с лопатками, напоминающими лопатки рабочего колеса, закрепленные неподвижно в корпусе насоса. Рабочее колесо, собранное совместно с направляющим аппаратом, образует ступень насоса. Каждая ступень развивает напор 4…7 м.

Учитывая, что глубина, с которой приходится поднимать нефть достигает 1,5…2 км и более, можно легко рассчитать потребное количество ступеней, образующих насос, достигающее 400 штук и более.

Таким образом, электроцентробежный насос является многоступенчатым и, кроме того, секционным, так как в один корпус такое количество ступеней установить невозможно.

Вал предназначен для передачи вращения рабочим колесам и представляет собой цилиндрический стержень со шпоночным пазом для крепления рабочих колес. Со стороны протектора конец вала имеет шлицы. Длина и диаметр вала регламентируются габаритами насоса. Вал с укрепленными на нем колесами образуют ротор насоса. Вал ЭЦН работает в весьма жестких условиях, т.к. имеет при незначительном диаметре (17…25 мм) значительную длину (до 5000 мм) и несет на себе большое количество рабочих колес (до 300).

Материалом для валов являются легированные стали.

Опорами вала являются радиальные подшипники скольжения сверху и снизу. Каждый направляющий аппарат осуществляет кратковременную разгрузку осевых усилий в колесе посредством упора перемещающегося колеса в аппарат и скольжения его по текстолитовой шайбе. Нижняя опора вала перенесена в узел протектора.

Такая конструкция позволяет передавать осевые силы равномерно на все направляющие аппараты. На вал практически действует сила от собственного веса и сила осевого давления, достигающая у серийных насосов 400 Н (разность сил со стороны нагнетания и всасывания). Часть осевой силы компенсируется гидравлической пятой, на которой вал «подвешен» вверху. Пята состоит из неподвижных и вращающихся колец.

Ротор, собранный совместно с направляющими аппаратами, образует пакет ступеней, который после сборки вставляется в специальную трубу - корпус. Диаметры корпуса современных насосов составляют 92, 103 и 114 мм, а длина зависит от числа собранных в нем ступеней.

Корпус сверху заканчивается резьбой, с помощью которой он присоединяется к колонне НКТ, и ловильной головкой, обеспечивающей захват насоса при его падении в скважину.

Снизу корпус снабжен фильтром и присоединительными фланцами для соединения с очередной секцией или протектором. Иногда насосы соединяются со своими узлами с помощью быстросборных байонетных соединений.

Уплотнения в ЭЦН представлены сальником, расположенным в нижней части насоса, состоящим из набора колец, выполненных из свинцовой ваты с графитом. В связи с созданием новой гидрозащиты и функция сальника, которая сводится к предотвращению попадания механических примесей из насоса в протектор.

Кроме того, соединяемые на резьбе части корпуса насоса, снабжены уплотнительными кольцами круглого сечения.

5. Искусственное воздействие на пласт путем закачки воды

5.1 Теоретические основы поддержания пластового давления

Естественные режимы залегания залежей нефти недолговечны. Процесс снижения пластового давления ускоряется по мере наращивания отборов жидкостей из пласта. И тогда, даже при хорошей связи залежей нефти с контуром питания, его активным воздействием на залежь, неминуемо начинается истощение пластовой энергии. Это сопровождается повсеместным снижением динамических уровней жидкости в скважинах и следовательно, уменьшением отборов.

При организации поддержания пластового давления (ППД) наиболее сложным из теоретических вопросов и до сих пор решенных не полностью, являются достижение максимального вытеснения нефти из пласта при эффективном контроле и регулировании процесса.

При этом следует иметь ввиду, что вода и нефть отличаются своими физико-химическими характеристиками: плотностью, вязкостью, коэффициентом поверхностного натяжения, смачиваемостью. Чем больше различие между показателями, тем сложнее идет процесс вытеснения. Механизм вытеснения нефти из пористой среды нельзя представлять простым поршневым вытеснением. Здесь имеет место и смешение агентов, и разрыв струи нефти, и образование отдельных, чередующихся потоков нефти и воды, и фильтрация по капиллярам и трещинам, и образование застойных и тупиковых зон.

Коэффициент нефтеотдачи месторождения, к максимальной величине которого должен стремиться технолог, зависит от всех вышеназванных факторов. Накопленные к сегодняшнему дню материалы позволяют оценить влияние каждого из них. Значительное место в эффективности процесса ППД занимает размещение скважин на месторождении. Они определяют картину заводнения, которое подразделяется на несколько видов.

Поддержание пластового давления, появившееся у нас в стране вначале под названием законтурного заводнения, получило повсеместное распространение. Сегодня оно является вторичным способом добычи нефти (каким оно именовалось вначале), а непременным условием рациональной разработки залежей с первых дней закладывается в проекты разработки и осуществляется на многих месторождениях страны.

5.2 Законтурное заводнение

Законтурное заводнение предполагает закачку воды в нагнетательные скважины, расположенные за внешним контуром нефтеносности. При этом решаются вопросы наиболее оптимального удаления скважин друг от друга и от эксплуатационных, величина давления нагнетания и объема закачки.

Помере удаления контура нефтеносности от нагнетательных скважин и обводнения первого ряда эксплуатационных скважин фронд нагнетания переносится.

При организации ППД после некоторого времени разработки залежи, объем закачиваемой воды Qн будет превышать объем отбираемой жидкости на количество, обеспечивающее интенсивный прирост пластового давления. Необходимо также предусмотреть компенсацию закачиваемой жидкости на различные потери (оттоки).

Критерием нормального ведения процесса является величина пластового давления в зоне отбора, которая должна иметь тенденцию к росту или стабилизации.

Законтурное заводнение эффективно при наличии следующих факторов: - небольшие размеры залежи (отношение площади залежи к периметру контура нефтеносности 1,5…1,75 км); - пласт однородной с хорошими коллекторскими свойствами по толщине и по площади; - нагнетательные скважины отстоят от контура нефтеносности на расстоянии 300…800 м, что обеспечит более равномерное продвижение фронта воды и предотвратит образование языков обводнения; - существует хорошая гидродинамическая связь между зоной отбора и зоной нагнетания.

К недостаткам законтурного заводнения можно отнести: - большие потери закачиваемой воды из-за ее утечек в сторону, противоположную области нагнетания, что приводит к дополнительным затратам энергии; - удаленность линии нагнетания от зоны отбора, что требует значительных затрат энергии на преодоление потерь; - замедленная реакция фронта отбора на изменение условий на линии нагнетания; - необходимость сооружений большого количества нагнетательных скважин; удаленность нагнетательных скважин от основных объектов закачки, возрастающая в процессе разработки, увеличивает стоимость системы.

Разновидностью законтурного заводнения является приконтурное заводнение, при котором нагнетательные скважины располагаются вблизи эксплуатационных или между внешним и внутренним контуром нефтеносности. Оно применяется при слабой гидродинамической связи пласта с внешней областью, при небольших размерах залежи.

5.3 Внутриконтурное заводнение

Этот метод ППД предполагает закачку воды непосредственно в нефтяную зону, организацию одного или нескольких рядов нагнетательных скважин в центре месторождения и расчленения за счет этого залежи на отдельные участки-блоки, разрабатываемые самостоятельно. Разрезание может быть осуществлено на полосы, кольца и т.д. Экономичность данного метода заводнения очевидна: повышается коэффициент полезного действия системы за счет исключения оттока жидкости, приближения фронта нагнетания к фронту отбора.

Разновидностью внутриконтурного заводнения являются: площадное, очаговое, избирательное, блочное.

Площадное заводнение предусматривает размещение нагнетательных скважин на площади месторождения по одной из схем. Площадное заводнение организуют обычно на поздней стадии разработки месторождения, когда начинается интенсивное обводнение залежи и другие методы заводнения не достигают цели

Нагнетательные скважины располагают по геометрической сетке: пяти-, семи- или девятиточечной. При этом на одну нагнетательную скважину приходится при пятиточечной системе одна эксплуатационная, при семиточечной - две, девятиточечной - три.

Очаговое заводнение схематично может быть представлено в виде одной или нескольких нагнетательных скважин, располагаемых в центре залежи и некоторого количества - эксплуатационных на периферии. Такой способ заводнения характерен для небольших по площади, локализованных залежей (линзы, застойные зоны).

Избирательное заводнение применяют для вытеснения нефти из отдельных, плохо дренируемых пластов, неоднородных по простиранию. Для его применения необходима информация о характеристике разреза, нарушениях и связях продуктивного пласта с другими. Такие данные можно иметь после некоторого времени разработки залежи, поэтому избирательное заводнение применяют на поздней стадии разработки.

Блочное заводнение состоит в разрезании залежи на отдельные части и оконтуривании каждой из них нагнетательными скважинами. Внутри каждого блока бурят добывающие скважины, число и порядок расположения которых определяют расчетами. Блочное заводнение позволяет вводить в разработку месторождение сразу, до его полного изучения и, таким образом, сократить время разработки. Это эффективно для больших месторождений.

К существующим недостаткам системы ППД путем закачки воды следует отнести:

1) прогрессирующие обводнение месторождения при большом не извлеченном количестве нефти: так, при обводнении пласта Д1 - на 97%, процент извлеченной нефти составил 54, а в целом по Туймазинской площади - 15% (данные на 1.01.1988 г.);

2) невысокие отмывающие свойства закачиваемой в пласт воды;

3) большое количество осложнений, вызываемых возвращением в пласт добываемых вместе с нефтью пластовых вод, выражающихся в виде разрушений водоводов, засоления водоисточников питьевого водоснабжения, нарушения экологического равновесия.

Совершенствование ППД идет по следующим направлениям:

1) разработка новых технологических жидкостей или добавок к воде, улучшающих ее отмывающие свойства и обладающих меньшей агрессивностью по отношению к оборудованию и к природе;

2) разработка надежного контроля за движением жидкости в пласте;

3) разработка метода регулирования фильтрационных потоков в пласте и исключение образования тупиковых и не выработанных зон.

По данным 1983 года, заводнение применяется на 260 месторождениях, за счет чего добывается 90% всей нефти.

ППД проектируется в начала разработки большинства нефтяных месторождений.

ППД получило развитие в виде нестационарного заводнения (в отличие от стационарного - постоянного по объемам и направлению потоков закачиваемой жидкости во времени) и циклического заводнения, заключающегося в изменении направления потоков и объемов закачиваемой и добываемой жидкости.

5.4 Характеристика закачиваемых в пласт вод

В настоящее время для целей ППД используется несколько видов воды, которые определяются местными условиями. Это - пресная вода, добываемая из специальных артезианских или подрусловых скважин, вода рек или других открытых водоисточников, вода водоносных горизонтов, встречающихся в геологическом разрезе месторождения, пластовая вода, отделенная от нефти в результате ее подготовки.

Все эти воды отличны друг от друга физико-химическими свойствами и, следовательно, эффективностью воздействия на пласт не только для повышения давления, но и повышения нефтеотдачи.

Основными качественными показателями вод, делающими возможным их применение, являются:

1) содержание взвешенных частиц: оценивается характеристикой заводняемого пласта и регламентируется величиной 40…50 мг/л и размером 5…10 мкм;

2) содержание кислорода - до 1,0 мг/л;

3) содержание железа - до 0,5 мг/л;

4) концентрация водородных ионов (рН) - 8,5…9,5;

5) содержание нефти - до 30 мг/л.

Эти данные приведены из опыта применения ППД на Туймазинском месторождении и должны быть пересмотрены при организации ППД в других районах.

На Туймазинском месторождении была апробирована химическая обработка пресной воды с целью удаления из нее солей и взвешенных частиц.

Впоследствии отказались от многих процессов подготовки воды, считая их неоправданными.

Однако, если для этого месторождения, имеющего высокую пористость и проницаемость пластов, отказ от подготовки воды по указанной выше технологии не вызывал значительных осложнений в работе системы, для других районов он мог оказаться неприемлемым.

Затем началась закачка пластовых вод, которая потребовала своего подхода.

Пластовые воды отличаются большим содержанием солей, механических примесей, диспергированной нефти, высокой кислотностью. Так, вода пласта Д1 Туймазинского нефтяного месторождения относится к высокоминерализованным рассолам хлоркальциевого типа плотностью 1040…1190 кг/куб.м. с содержанием солей до 300 кг/куб.м. (300 г/л). Поверхностное натяжение воды на границе с нефтью составляет 5,5…19,4 дин/см, содержание взвешенных частиц - до 100 мг/л, гранулометрический состав взвешенных веществ характеризуется преимущественным содержанием частиц до 2 мкм (более 50% весовых).

Пластовые воды с процессе отделения от нефти смешиваются с пресными, с деэмульгаторами, а также с технологической водой установок по подготовке нефти. Именно эта вода, получившая название сточной, закачивается в пласт.

Характерной особенностью сточной воды является содержание нефтепродуктов (до 100 г/л), углеводородных газов до 110 л/куб.м., взвешенных частиц - до 100 мг/л.

Закачка в пласт такой воды не может проводиться без очистки до требуемых нормативов, которые устанавливаются по результатам опытной закачки.

5.5 Технологическое схемы ППД

Технологическая схема ППД определяется проектом разработки нефтяного месторождения и в первую очередь количеством и расположением нагнетательных скважин.

Можно выделить следующие принципиальные системы ППД:

а) автономную систему, когда объект закачки (насосная станция) обслуживает одну нагнетательную скважину и располагается в непосредственной близости от нее;

б) централизованную систему, когда насосная станция обеспечивает закачку агента в группу скважин, расположенных на значительном удалении от насосной станции.

В свою очередь, централизованная система ППД подразделяется на групповую и лучевую.

При групповой системе несколько скважин снабжаются одним нагнетательным трубопроводом: разновидностью групповой системы является применение распределительных пунктов (РП), в этом случае группа скважин подключается непосредственно к РП.

При лучевой системе от насосной станции к каждой нагнетательной скважине подводится отдельный нагнетательный водовод.

Автономная система включает в себя водозаборное сооружение, станцию подъема, нагнетательную насосную станцию, нагнетательную скважину.

Водозаборное сооружение является источником водоснабжения: здесь осуществляется добыча воды для целей закачки в пласт.

Водозаборы подразделяются на: а) подрусловые; б) открытые.

В подрусловых водозаборах вдоль русла рек бурятся подрусловые скважины глубиной 12…15 м и диаметром 300 мм до водоносного горизонта. Подъем воды производится спускаемым в скважину артезианским или электрическим насосом.

В сифонных водозаборах откачка воды из скважин производится под действием вакуума, создаваемого специальными вакуум-насосами в вакуум- котле, и откачка поступающей в них воды насосами на насосную станцию П подъема и объекта закачки.

В открытых водозаборах насосный агрегат устанавливается вблизи водоисточника и откачивает из него воду на объект закачки.

Могут применяться заглубленные насосные станции с расположением насосов ниже уровня реки. В последние годы все большую долю закачиваемой в пласт воды занимают сточные воды, которые проходят очистку на специальных сооружениях и ими же откачиваются на объекты закачки.

Централизованная система закачки включает в себя водозабор, станцию второго подъема, кустовую нагнетательную насосную станцию и нагнетательные скважины.

Кустовая насосная станция (КНС) представляет собой специальное сооружение, выполненное из бетона или кирпича, в котором размещается насосное и энергетическое оборудование, технологическая обвязка, пусковая и регулирующая аппаратура.

В последние годы получили распространение блочные НКС, которые изготовляются на заводах в виде отдельных блоков и доставляются к месту монтажа в собранном виде.

5.6 Наземные кустовые насосные станции

Техническая характеристика кустовой насосной станции определяется следующими факторами: а) суммарной приемистостью нагнетательных скважин, образующих общую производительность КНС: б) давлением нагнетания (давление, при котором нагнетательные скважины принимают заданный объем воды, плюс потери на трение, на местное сопротивление, на преодоление разности геометрических высот); в) количеством подключаемых нагнетательных скважин, определяемых габаритами КНС.

На два работающих насоса следует иметь один резервный. Промышленность освоила выпуск КНС в блочном исполнении (БКНС). При этом монтаж основного технологического оборудования, обвязки и аппаратуры выполняется на заводах в отдельных блоках, а на месте установки блоки монтируются и привязываются к существующим коммуникациям. В результате монтаж КНС сокращается до 55 дней при уменьшении стоимости строительно-монтажных работ на 80%. Стационарная КНС строится более 280 дней. БКНС составляют следующие блоки: а) насосный блок (в зависимости от количества насосных агрегатов может занимать до 4 блоков); б) блок низковольтной электроаппаратуры;

в) блок управления; г) блок распределительного устройства; д) блок напорной гребенки (количество блоков определяется количеством скважин).

Каждый блок монтируется на металлической раме и транспортируется к месту монтажа на трайлерах или по железной дороге.

5.7 Подземные кустовые насосные станции

Подземные кустовые насосные станции представляют собой электроцентробежные насосы большой производительности УЭЦП (установки электроцентробежные для поддержания пластового давления). Они могут быть спущены в артезианские скважины и одновременно добывать воду и закачивать ее в пласт. По такой схеме работает УЭЦП на промыслах Восточной Сибири.

Поскольку диаметр УЭЦП превышает диаметр обычных эксплуатационных скважин, применение их требует сооружения специальных скважин.

На промыслах Башкирии и Татарии используют УЭЦП в специальных шурфах (глубина до 30 м, диаметр 700 мм), куда подают воду от водозаборов.Здесь же получили применение для целей ППД серийные УЭЦН, которые могут размещаться в шурфе или в обычной скважине, перекрытой на глубине 30…40 м цементным мостом. Вода подается в этом случае в затрубное пространство или добывается из водоносного горизонта этой скважины. Получили ограниченное применение УЭЦН для одновременной добычи и закачки воды в одной скважине.

5.8 Очистка сточных вод

В настоящее время с целью сокращения потребления пресных вод и утилизации добываемых пластовых вод широко применяется использование для целей ППД сточных вод.

Вода должна пройти предварительную очистку от мехпримесей (до 3- мг/л) и нефтепродуктов (до 25 мг/л).

Наиболее широко распространенный способ очистки - гравитационное разделение компонентов в резервуарах. При этом применяется закрытая схема. Отточная вода с содержанием нефтепродуктов до 500 тыс.мг/л и мехпримесей до 1000 мг/л поступает в резервуары-отстойники сверху. Слой нефти, находящийся вверху, служит своеобразным фильтром и улучшает качество очистки воды от нефти. Мехпримеси осаждаются вниз и по мере накопления удаляются из резервуара.

Из резервуара вода поступает в напорный фильтр. Затем в трубопровод подают ингибитор коррозии, и насосами вода откачивается на КНС.

Для накопления и отстоя воды применяют вертикальные стальные резервуары.

На внутреннюю поверхность резервуаров наносятся антикоррозийные покрытия с целью защиты от воздействия пластовых вод.

5.9 Конструкция нагнетательных скважин

В большинстве своем нагнетательные скважина по конструкции не отличаются от добывающих. Более того, некоторое количество добывающих скважин, оказавшихся в зоне контура водоносности или за ним, переводятся в разряд нагнетательных. При внутриконтурном и площадном заводнении перевод добывающих скважин под закачку воды считается нормальным.

Существующие конструкции нагнетательных скважин предусматривают закачку воды через насосно-компрессорные трубы, спускаемые с пакером и якорем.

Надпакерное пространство следует заполнить нейтральной к металлу жидкостью (можно и нефтью). Забой должен иметь достаточный по толщине фильтр, обеспечивающий закачку запланированного объема воды, зумпф, глубиной не менее 20 м для накопления механических взвесей.

Целесообразно применение вставных (сменных) фильтров, которые могут периодически подниматься из скважин и очищаться.

Устьевая арматура нагнетательной скважины предназначена для подачи и регулирования объема воды в скважину, проведения различных технологических операций промывок, освоения, обработок и т.д.

Наиболее распространена на месторождениях восточных районов арматура типа 1АНЛ-60-200.

Арматура состоит из колонного фланца, устанавливаемого на обсадную колонну, крестовины, применяемой для сообщения с затрубным пространством, катушки, на которой подвешиваются НКТ, тройника для подачи нагнетаемой жидкости в скважину.

Пакер применяется для разобщения отдельных участков ствола скважины. Получили широкое применение пакеры механического или гидромеханического действия, рассчитанные на перепад давления до70 Мпа. Пакер спускается в скважину одновременно с якорем.

Назначение и конструкция пакера и якоря принципиально не отличаются от применяемых при фонтанной эксплуатации скважин.

5.10 Освоение нагнетательных скважин

Освоение нагнетательных скважин - комплекс мер, связанных с пуском их в работу.

В большинстве своем - это меры, проводимые для эксплуатационных скважин: очистка призабойной зоны пласта от привнесенного в процессе бурения глинистого раствора, образование сети трещин. Но для скважин, вводимых под нагнетание из нефтяных, причем проработавших длительное время, возникает ряд специфических трудностей. Рассмотрим некоторые виды освоения.

Свабирование представляет собой наиболее простой и вполне эффективный способ освоения скважин.

Состоит в спуске в скважину поршня с клапаном, открывающимся при движении поршня вниз и закрывающимся при подъеме. При этом поршень поднимает столб жидкости, находящийся над ним, который может достигать сотен метров (по данным БашНИПИнефть - 300 м). В результате происходит резкое снижение давления на пласт и выброс из него с большой скоростью жидкости с механическими взвесями. Эффект может быть усилен за счет применения пакера: перепад в этом случае может достигнуть 500 м.

Однако, при свабировании не исключены случаи возникновения фонтанирования скважины, а также затруднена герметизация устья скважины.

Гидросвабирование - метод чередующихся циклов закачки воды в пласт и ее прекращения с выбросом на поверхность определенной порции жидкости из пласта, содержащей посторонние примеси. Эффективность метода состоит в создании депрессии на пласт путем резкого открытия задвижки на устье скважины.

Кислотная обработка широко применяется для очистки призабойной зоны пробуренной скважины от глинистого раствора. Для этой цели используется соляная кислота (НСI), серная (H₂SO₄), плавиковая (HF) и другие кислоты.

Если нефтесодержащие породы сложены известняками, доломитами, то для таких пластов рекомендуется соляная кислота.

Хлористый кальций и хлористый магний - вещества, хорошо растворимые в воде, углекислый газ растворяется в воде при давлении свыше 7,6 Мпа, или уносится из скважины в газообразном виде.

Терригенные коллекторы (песчаники, алевролиты) подвергаются эффективному воздействию плавиковой кислоты (HF):

Наличие в терригенных коллекторах карбонатов и глин замедляют процесс воздействия плавиковой кислоты, поэтому в этих случаях используют соляной и плавиковой кислоты - глинокислоты (HF - 4%, НСI - 8%). Применяют и другие кислоты.

Освоение скважины после бурения независимо от того, будет эта скважина добывающей или нагнетательной, преследует одну общую цель - очистить призабойную зону пласта от привнесенного в нее в процессе бурения глинистого раствора.

Следует выделить работу по освоению под закачку скважин, ранее работавших как добывающие. Специфика освоения таких скважин состоит в том, что воздействие на них кислотой не приводит к эффекту вследствие надежного покрытия пор продуктивного пласта нефтяной пленкой. Для освоения таких пластов нами предложена технология, базирующая на предварительной закачке в пласт растворителя, его выдержке в течение 2…5 часов и последующей промывке скважины.

5.11 Закачка газа в пласт

Метод может быть эффективен при наличии в продуктивном разрезе глинистых пропластков, пластов, линз, зон, которые при воздействии на них водой набухают, уменьшается проницаемость.

При этом следует иметь в виду следующее:

а) энергоемкость закачки газа будет значительно выше из-за его меньшей по сравнению с водой плотностью (в 7…15 раз) и необходимостью создания на устье скважин давления, равного по величине забойному.

б) газ - сжимаемое вещество, вследствие сего каждый раз при остановках и ремонтах потребуется сжимать газ, заполняющий скважину до величины Р_заб.

Потребность в суточной закачке газа V может быть определена так:

V = V_н + V_в + V_г

Здесь V_н, V_в, V_г - объемы извлекаемой нефти, воды, газа, приведенные к пластовым условиям. Соответственно за сутки, поскольку существуют различные потери газа (утечки, поглощение), объем закачиваемого газа V_наг должен быть выше расчетного в n раз:

V_наг=n*V

n = 1,5…1,20.

При закачке газа необходим тщательный контроль как за состоянием герметичности наземных газопроводов, так и за равномерным движением газа в пласте. Прорывы газа в добывающие скважины по высокопроницаемым пропласткам наиболее частое осложнение в этой системе.

5.12 Закачка теплоносителей

Известно, что повышение температуры ведет к снижению вязкости, а, следовательно, и подвижности нефти. В этом смысле извлечение нефти с вязкостью в сотни и тысячи Мпа-с путем повышения температуры пласта может оказаться наиболее приемлемым методом.