Печать в собранном виде медленно спускают в скважину на бурильных трубах. При необходимости спуск производят с промывкой, печать устанавливают в скважине на верхнем конце объекта. Нагрузка для получения отпечатка не должна превышать 20 кН.

Таблица 10 Техническая характеристика универсальной печати типа ПУ2

Типоразмер печати	Условный диаметр колонны обсадных и насосно-компрессорных труб, мм	Максимальная рабочая нагрузка для получения отпечатка, кН	Основные размеры, мм	Масса, кг
			D	L
ПУ2-102	102*	20	75; 84	295	4,5
ПУ2-146	140146		106; 112; 118	360	10,0
ПУ2-168	168		125; 131; 137; 141	430	18,0

* Диаметр колонны насосно_компрессорных труб.

Скважинный пробойник для насосно-компрессорных труб типа «ОСА» (рис. 28) - высокоэффективный инструмент для ремонта скважин предназначен:

- для сообщения полости труб с забоем скважины путем пробивки стенки НКТ без использования в подземном оборудовании дополнительных устройств, таких как разрушаемые болты и диафрагмы, управляемые и съемные клапаны и др.;

- для резки прихваченной в скважине колонны НКТ.

Инструмент выпускается в двух модификациях:

- свободного сбрасывания с приводом от столба жидкости;

- опускаемый на штангах.

В трубу НКТ сбрасывается или опускается на штангах инструмент. После достижения необходимого интервала из корпуса инструмента выходит жало и после пробивки отверстия в НКТ автоматически утапливается в корпусе (рис. 28).

Рис. 28. Скважинный пробойник «ОСА»

При спуске инструмента на штангах возможно пробивание множества отверстий в одном сечении - т.е. осуществляется резка труб.

1.6 Оборудование для промывки скважин

В скважинах, через которые эксплуатируются нефтяные горизонты, сложенные рыхлыми песками, мощность песчаных пробок достигает 200400 м. Приток нефти снижается и может прекратиться.

Ликвидацию песчаных пробок проводят промывкой скважин водой, различными жидкостями, газожидкостными смесями, пенами, продувкой воздухом, очисткой скважины с помощью струйного насоса, желонки или гидробура [5].

1.6.1 Установки насосные

При проведении различных технологических операций в нефтяных и газовых скважинах, включая цементирование, гидравлический разрыв пластов, кислотную обработку, промывку песчаных пробок и другие промывочно_продавочные работы, применяются насосные установки, которые обеспечивают выполнение вышеперечисленных работ.

Агрегат насосный цементировочный АНД 320 (рис. 29) (АНД 320У) предназначен для нагнетания рабочих жидкостей при цементировании скважин в процессе бурения и капитального ремонта, а также при проведении других промывочно-продавочных работ на нефтяных и газовых скважинах.

Рис. 29. Агрегат насосный цементировочный АНД 320

Агрегат АНЦ 320 дополнительно оборудован устройством для подогрева гидравлической части насоса НЦ 320, коллектором для обеспечения одновременной работы нескольких агрегатов, комплектом ЗИП, различными приспособлениями.

Технические характеристики агрегата АНЦ 320

Монтажная база шасси автомобиля КрАЗ,

УРАЛ, КаМАЗ

Насос НЦ320:

предельное давление нагнетания, МПа 40

наибольшая идеальная подача, дм³/с 26

Мощность, кВт, не более 32

Центробежный насос ЦНС 38-154:

подача, дм³/с 10,5

давление, МПа 1,54

Манифольд:

Вместимость, м³

мерного бака 6

бачка для цементного раствора 0,25

Условный диаметр, мм:

приемной линии цементировочного и

центробежного насосов 100

напорной линии цементировочного и

центробежного насосов 50

Габаритные размеры агрегата АНЦ 320,

мм, не более 1015027003225

Масса агрегата полная, кг 16000

Агрегат АНЦ 320 является улучшенным агрегатом Грозненского ЦА-320.

Агрегат наносный продавочный АНП 320 (АНП 320У) предназначен для нагнетания различных жидких сред в скважины в процессе бурения и капитального ремонта, а также при проведении других промывочно-продавочных работ в нефтяных и газовых скважинах.

Технические характеристики агрегата АНП 320

Монтажная база шасси автомобиля КрАЗ-250

(УРАЛ-4320)

Насос НЦ320

Полезная мощность, кВт 108

Предельное давление нагнетания, МПа 40

Наибольшая идеальная подача, дм³/с 26

Габаритные размеры агрегата, мм, не более 1015027003225

Масса агрегата, кг:

полная 15000

комплекта 14460

Установка, насосная УНК предназначена для нагнетания неагрессивных жидких сред в скважины в процессе их текущего и капитального ремонта.

Техническая характеристика УНК

Монтажная база шасси автомобиля повышенной

проходимости КамАЗ- 43101

Наибольшее давление нагнетания, МПа 23

Наибольшая идеальная подача, дм3/с 15,35

Агрегат промывочный ПА-80 (ПА-80-01) предназначен для закачки промывочной жидкости в скважины при геологоразведочном, структурно-поисковом бурении и перекачки жидкости.

Техническая характеристика

Монтажная база шасси автомобиля

УРАЛ-4320 (КрАЗ-260Г)

Предельное давление, МПа 12

Наибольшая объёмная подача, л/с 10,8

Насосные установки УН1-100200, УНТ1-100250, УНБ1- 100250, УНБ1Р_100250 предназначены для нагнетания различных жидких сред в скважины в процессе текущего и капитального ремонта, а также при проведении других промывочно- продавочных работ.

Насосная установка УНТ1-100250 (рис. 30) смонтирована на базе трактора Т_130МГ, состоит из насоса, коробки отбора мощности, коробки передач, цепного редуктора, манифольда, вспомогательного трубопровода, системы управления, обогрева и продувки. Привод насоса от тягового двигателя через коробку отбора мощности, карданные валы, четырехскоростную коробку передач и цепной редуктор.

Рис. 30. Насосная установка УНТ 1-100250: 1 - гусеничная транспортная база трактора Т-130МГ; 2 - обогрев; 3 - продувка; 4 - насос; 5 _ манифольд; 6 - цепной редуктор

Насосная установка УНБ1Р-100250 на раме состоит из силового агрегата, трансмиссии, насоса, манифольда, вспомогательного трубопровода, мерного, бака, системы управления, электрооборудования и кабины оператора. Привод насоса - от дизельного двигателя через коробку передач.

Во всех установках насос - трехплунжерный горизонтальный одностороннего действия.

Насосные установки УН1-100200 и УНБ1-100250 (рис. 31) состоят из насоса, коробки отбора мощности, карданного вала, манифольда и вспомогательного трубопровода.

Рис. 31. Насосная установка УНБ1-100250: 1 - шасси автомобиля УРАЛ-4320; 2 - мерный бак; 3 - насос Н5-160; 4 - манифольд; 5 _ вспомогательный трубопровод; 6 - рама

Привод насоса от тягового двигателя автомобиля через односкоростную коробку отбора мощности и карданный вал.

Установка насосная передвижная УНБ-16032 предназначена для нагнетания различных жидких сред при цементировании, освоении и капитальном ремонте скважин, а также при проведении других промывочно-продавочных работ в нефтегазоперерабатыващей промышленности и других отраслях в условиях умеренного и холодного микроклиматических районов.

Техническая характеристика установки УНБ-16032

Автомобильное шасси КраЗ-250

(или ТАТРА-815-2)

Насос высокого давления 9ТМ

Полезная мощность, кВт 108

Наибольшее давление нагнетания, МПа 32

Наибольшая идеальная подача, дм³/с 26

Вместимость мерного бака, м³ 6

Габаритные размеры, мм 1015027003225

Масса установки полная, кг 16000

1.6.2 Выбор оборудования для очистки скважин от песчаной пробки

Оборудование для очистки скважин от песчаной пробки зависит от технологической схемы (рис. 32 и 33). Промывочный насос определяется исходя из требуемых давления и подачи (производительности).

Рис. 32. Схема прямой (а) и обратной (б) промывок скважин: 1 - колонна; 2 - НКТ; 3 - устьевой тройник; 4 - промывочный вертлюг; 5 - промывочный насосный агрегат; 6 - устьевой сальник; 7 - переводник со шлангом

Рис. 33. Оборудование скважины при промывке ее аэрированной жидкостью с добавкой ПАВ: 1 - обратный малан; 2 - манифольд; 3 - устьевой сальник; 4 - НКТ; 5 - шланг; 6 - вентили; 7 _ манифольд; 8 - манометр; 9 - смеситель-аэратор; 10 - обратные клапаны; 11 - вентиль; 12 _ расходомер; 13 - насос; 14 - емкость

Производительность первоначально целесообразно принять: из условий минимальной подачи насоса (1 передача коробки перемены передач двигателя); из условий размыва песка струей жидкости из насадки.

Для определения необходимого давления следует провести гидравлический расчет промывки.

Способ промывки: 1 - прямая; 2 - обратная; 3 - комбинированная; 4 - непрерывная.

При гидравлическом расчете промывки подлежат определению следующие параметры, которые устанавливают технологические характеристики проведения работ с оценкой требуемого давления и расхода жидкости, а также времени на осуществление процесса.

1. Скорость восходящего потока жидкости должна быть больше скорости падения в ней частичек песка:

_n = _в - w,

где _n - скорость подъёма песчинок; _в - скорость восходящего потока жидкости; w - средняя скорость свободного падения песка в жидкости, определяемая в зависимости от диаметра частиц песка.

Таблица 11

Диаметр частиц песка, мм	0,3	0,25	0,2	0,1	0,01
, см/с	3,12	2,53	1,95	0,65	0,007

Обычно принимается, что _в = 2w, тогда _n = _в - (_в /2) = _в /2.

2. Общие гидравлическое потери при промывке

h = h₁ + h₂ + h₃ + h₄ + h₅ + h₆, м.

Здесь h₁ - потери напора в промывочных трубах

, (1.1)

где Н - длина промывочных труб, м; d - внутренний диаметр промывочных труб, м; V_н - скорость нисходящего потока жидкости в трубах, м/с; _ж - плотность жидкости, т/м³, - коэффициент гидравлических сопротивлении (таблица или расчет).

Таблица 12

Условный диаметр труб, мм	48	60	73	89	114
	0,040	0,037	0,035	0,034	0,032

,(1.2)

где - коэффициент, учитывающий увеличение потерь вследствие содержания в жидкости песка ( = 1,121,2); D_в - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м; d_н - наружный диаметр промывочных труб, м.

При определении гидравлических сопротивлении обратной промывки пользуются теми же формулами, только формула (1.1) используется для восходящего потока, а формула (1.2) - для нисходящего.

, (1.3)

где m - доля пустот между частицами песка, занимаемая жидкостью, m = 0,30,45; F _ площадь сечения обсадной колонны, м²; l - высота пробки, прошиваемой за один прием (l = 6 или 12 м); f - площадь сечения кольцевого пространства, м²; _n - плотность песка (для кварцевого песка _n = (2,652,7)т/м³.

h₄ и h₅ - потери, напора, соответственно, для вертлюга и шланга определяются по опытным данным и могут быть приняты следующие (см. ниже).

h₆ - потери напора в наконечнике: насадки диаметром 1037 мм, фрезер и др.,

, (1.4)

где _ж - плотность жидкости, г/см³; Q - подача жидкости, см³/с; g = 980 см/с²; _н = 0,9 - коэффициент расхода насадки; f_н - сечение насадки, см².

3. Время, необходимое для подъема размытой породы на поверхность

T = H/V_n,

где V_n - скорость подъема размытой породы.

При промывке нефтью изменения в расчет будут внесены только в определение коэффициента :

при турбулентном режиме

,

при ламинарном режиме

,

где Re - число Рейнольдса;

при течении жидкости в трубе

Re = (Vd)/v;

при течении жидкости в кольцевом пространстве

,

где V - скорость течения жидкости, м/с; v - кинематическая вязкость жидкости, м²/с.

При Re < 2320 - режим движения жидкости ламинарный;

Re > 2800 - турбулентный.

1.7 Установки для цементирования скважин

При цементировании скважин, кроме насосных установок применяется различное оборудование: смесительные агрегаты и машины 2АУМ, ОСБ-2-30, УС-4, УС6-30, УС5-30, 1СМР-20, УЦП, цементировочные головки (ГУЦ, ГЦК), цементировочная, арматура.

Смесительные установки предназначены для транспортирования сухих порошкообразных материалов (цемента, тампонажных смесей, песка и др.), регулируемой подачи этих материалов и приготовления тампонажных растворов и других песчано-жидкостных смесей при цементировании нефтяных и газовых скважин и гидравлическом разрыве пластов [7].

Установка смесительная УС6-30 (рис. 34) предназначена для транспортирования сухих порошкообразных материалов (цемента, тампонажных смесей), механически регулируемой подачи этих материалов винтовыми конвейерами и приготовления тампонажных растворов при цементировании нефтяных и газовых скважин. Она состоит из бункера, коробки отбора мощности, трансмиссии, загрузочного и дозировочных винтовых конвейеров, смесительного устройства, системы управления и вспомогательного оборудования.

Таблица 13 Технические характеристики установок

Показатели	УС6-30	УС5-30
Монтажная база	КрАЗ-250	КрАЗ-250
Максимальная производительность при приготовлении тампонажного раствора (плотность 1850 кг/м3), дм3/с	27	30
Плотность приготавливаемого раствора, кг/м3	13002400	13002400
Время выхода на заданную плотность раствора, с, не более	40	60
Число бункеров	1	2
Максимальная масса транспортируемого материала, т	11	8
Максимальная производительность по сухому тампонажному материалу, т/ч: система загрузки система выгрузки	15 132	1530 132
Вместимость бункера, м3	14,5	42
Тип смесительного устройства	Гидровакуумный	Гидроструйный
Габариты установки, мм	892025003430	950025003150
Масса установки, кг	12750	12700

Рис. 34. Смесительная установка УС6-30: 1 - шасси автомобиля КрАЗ-250; 2 - коробка отбора мощности; 3 - загрузочный и дозировочный винтовые конвейеры; 4 - бункер; 5 - система управления; 6 - смесительная устройство

Загрузка и выгрузка сыпучего материала механическая, с помощью дозирующих винтовых конвейеров. Привод винтовых конвейеров - от двигателя автомобиля через коробку отбора мощности и карданные валы.

Установка смесительная УС5-30 состоит из двух вертикальных цилиндроконических бункеров с аэроднищем, смесительного устройства, ротационного компрессора, трубопроводной обвязки, массомера, пневматической системы загрузки и выгрузки тампонажного материала, продуктопровода, системы управления, сепаратора, приемной воронки и вспомогательных рукавов.

Загрузка установки осуществляется вакуумным способом с применением того же компрессора или гравитационным способом - через верхние люки бункеров.

Система выгрузки сыпучего материала пневматическая.

Установка цементировочная передвижная УЦП предназначена, для нагнетания различных неагрессивных жидких сред при цементировании скважин в процессе капитального ремонта.

Цементировочные головки предназначены для обвязки устья скважин. Выпускают их под шифрами ГУЦ и ГЦК. Различаются они конструкцией, размерами и эксплуатационной характеристикой и позволяют применять только одну верхнюю разделительную цементировочную пробку типа ПВЦ.

Техническая характеристика установки УЦП

Монтажная база шасси автомобиля повышенной

проходимости КамАЗ-43101

Наибольшее давление нагнетания, МПа 23

Наибольшая идеальная подача, дм³/с 15, 35

Диаметр условного прохода трубопроводов

манифольда, мм:

всасывающего 100

нагнетательного 50

Вместимость мерного бака, м³, не менее 5

Насос водоподающего блока:

наибольшее давление, МПа 1,54

наибольшая подача, дм³/с 10

Габаритные размеры, мм, не более:

длина 8600

ширина 2500

высота 3600

Полная масса, кг 15205

Головки ГУЦ (рис. 35) поставляют с кранами высокого давления (цементировочную пробку вставляют в нее заблаговременно, что исключает необходимость ее разборки в процессе цементирования), а головки ГЦК (рис. 36) - без кранов (цементировочную пробку в нее вставляют после закачки цементного раствора).

Цементировочная арматура, устанавливаемая на устье скважины, предназначена для герметичного соединения НКТ с обсадной колонной, продавки в пласт цементного раствора, нагнетания жидкости при прямой и обратной промывках скважин.

Рис. 35. Головка цементировочная ГУЦ

Рис. 36. Головка цементировочная ГЦК

1.8 Оборудование противовыбросовое и превенторы

Противовыбросовое оборудование (ОП) предназначено для герметизации устья строящихся и ремонтируемых скважин с находящейся в ней колонной труб или при её отсутствии, при проворачивании, расхаживании колонны труб между замковыми и муфтовыми соединениями. Противовыбросовое оборудование позволяет производить циркуляцию промывочной жидкости с противодавлением на пласт.

Основные параметры ОП и его составных частей должны соответствовать ГОСТУ 13862-90.

Технические характеристики

ОП1-18035 ОП1-18035К2

Условный проход стволовой части, мм 180 180

Рабочее давление, МПа 35 35

Условный диаметр труб, уплотняемых

плашками превентора, мм 60127 60114

Рабочее давление в гидросистеме, МПа 610 610

Масса полного комплекта, кг 12950 -

Тип манифольда МПБ2-8035 МПБ2-807035К2

Превенторы типа ППГ и ППМ (рис. 37) обеспечивают возможность расхаживания колонны труб при герметизированном устье, подвешивание колонны на плашки и удержание колонны плашками от выброса под действием скважинного давления.

Рис. 37. Превентор ППМ

Основные узлы и детали превентора - корпус, крышки корпуса с гидроцилиндрами и плашки.

Для освоения и ремонта нефтяных и газовых скважин выпускаются превенторы следующих типов:

ППГ-15021 с гидравлическим зажимом плашек и механическим поджимом;

ППМ-15021 с механическим зажимом плашек.

Технические характеристики

ППГ-15021 ППМ-15021

Диаметр проходного отверстия, мм 150 150

Рабочее давление, МПа (кГс/см²) 21 (210) 21 (210)

Максимальное давление в рабочих

камерах приводных цилиндров, МПа 10 -

Диаметр уплотняемых труб 50; 60,3; 63,5; 73; 89

глухая плашка позволяет перекрывать

скважину при отсутствии в ней трубы

Пробное давление, МПа (кГс/см²) 42 (420) 42 (420)

Рабочая среда нефть, газ, газоконденсат, вода,

буровой раствор и их смеси

Масса, кг 540 470

Превентор плашечный штанговый ППШ-6221 (рис. 38) применяется при ремонте нефтяных скважин, эксплуатируемых штанговыми насосами. Превентор ППШ предназначен для герметизации штанг при аварийных работах.

Рис. 38. Превентор плашечный штанговый ППШ-6221

Техническая характеристика ППШ-6221

Диаметр проходки, мм 62

Рабочее давление, МПа (кГс/см²) 21 (210)

Диаметр герметизируемых штанг при смене

уплотнителей, мм 16, 19, 22, 25

Привод плашек ручной

Рабочая среда нефть, газ, газоконденсат, вода

Температура рабочей среды и окружающего

воздуха (градусы Цельсия) от -10 до +100°C

Масса, кг 32

2. Оборудование для поддержания пластового давления

Система оборудования для поддержания пластового давления (ППД) состоит в общем случае из участков водозабора, магистрали подвода воды (с трубопроводом большого диаметра и насосными станциями первого, второго и, если требуется, третьего водоподъема), очистных сооружений подготовки воды к закачке ее в нефтяной пласт, кустовых насосных станций высокого давления на территории промысла, разводящих трубопроводов с водораспределительными гребёнками, от которых вода идет к нагнетательным скважинам.

Скважины оснащены устьевой арматурой по типу фонтанной, насосно-компрессорной колонной труб и часто пакером, предохраняющим основную часть обсадной колонны скважины от действия высокого давления закачиваемой воды.

Плавучие насосные станции применяются при заборе воды из водоемов (реки, озера, моря). При извлечении воды из водоносных пластов скважинами применяется сифонная система (динамический уровень жидкости в скважине до 4 м).

Сифонная система вакуум - котлы, в которых создается разряжение в (0,040,047) МПа. Вакуум поддерживается вакуум-насосами с подачей 0,03 м³/с и наибольшим разряжением в 0,086 МПа. Вода из скважины поступает в вакуум_котлы самотеком и далее отбирается поверхностными насосами. Такая система применяется на Туймазинском и Ромашкинском месторождениях. Это на 2030% дешевле, чем извлечение воды из скважин насосами.

При более низких динамических уровнях жидкости (4 м и более уровня приема поверхностного насоса) применяются погружные скважинные насосы. По типу привода они подразделяются на: насосы с вертикальным приводным валом и электродвигателем на поверхности (типа АТН); насосы с погружным электродвигателем.

АТН - артезианские турбинные насосные установки применяют для откачки воды из скважины с динамическим уровнем до 100 м. Они обеспечивают подачу 30370 м³/ч и напор от 20 до 115 м. Мощность двигателя насосов АТН от 7 до 55 кВт.

Основными типами скважинных насосов с погружными электродвигателями являются - АП; АПВ (артезианский, погружной, высоконапорный), ЭЦНВ (электрический, центробежный, водоподъемный), ЭПЛ (электрический, погружной, лопастной).

Насосы ЭЦНВ обеспечивают: подачу от 2 до 360 м³/ч, напор 25360 м. Мощность двигателя насосов ЭЦНВ от 0,37 до 500 кВт. В обозначении насоса ЭЦНВ-10-120-60: 10 - диаметр скважины в дюймах, 120 - подача в м³/ч и 60 - напор в метрах водяного столба.

В системе ППД широко применяются центробежные насосы типа ЦНС, агрегаты электронасосные скважинные типа УЭЦПК, в состав которых входят погружные центробежные насосы, перспективно использование плунжерных насосов, имеющих жесткую напорную характеристику.

На нефтепромыслах применяют следующие центробежные насосы секционные: ЦНС630-1700, НЦС-300; агрегаты электронасосные многоступенчатые ЦНС180-1900М, ЦНС180-1422, ЦНС180-1050; ЦНС180-1900М, ЦНС180-1422М, ЦНС180-1050М; ЦНС180-85425; насосный агрегат ЦНСА63-1400УХЛ4 и другие [7].

Центробежные насосы типа ЦНС180 (высоконапорные) предназначены для нагнетания воды в скважину с целью поддержания пластового давления. Конструкция насосов типа ЦНС180 разработана с учетом создания на одной корпусной базе трех-модификаций с давлением нагнетания 9,519 МПа.

Центробежные насосы типа ЦНС180 допускают изменение рабочей характеристики посредством уменьшения числа ступеней (не более 2) с установкой проставочных втулок, без изменения привязочных размеров, с обязательной динамической балансировкой ротора.

Рис. 39. Центробежный насос ЦНС 180-1900 1 - крышка всасывания; 2 - рабочее колесо 1 ступени; 3 - направляющий аппарат 1 ступени; 4 _ рабочее колесо промежуточной ступени; 5 - направляющий аппарат промежуточной ступени; 6 _ секция; 7 - направляющий аппарат промежуточной ступени; 8 - крышка напорная; 9 - концевое уплотнение; 10 - подшипник скольжения; 11 - отжимное устройство; 12 - плита

Рис. 40. Характеристика агрегата ЦНС 180-1900 *Зависимости Q-H, Q-, Q-N указаны для насоса при плотности жидкости 1000 кг/м³

Таблица 14 Технические характеристики ЦНС

Показатели	Центробежный насосный агрегат
	ЦНС180-1050	ЦНС180-1422	ЦНС180-1900
Подача, м3/с	0,05	0,05	0,05
Напор, м	1050	1422	1900
Допускаемое давление на входе, МПа	0,63,1	0,63,1	0,63,1
КПД, %	73	73	73
Частота вращения (синхронная), мин-1	3000	3000	3000
Потребляемая мощность на номинальном режиме, кВт	710	960	1280
Насос: Число секций Диаметр рабочих колес, мм	8 308	11 308	15 308
Габаритные размеры, мм: длина ширина высота	2263 1396 1434	2640 1510 1510	3022 1430 1505
Масса, кг	3500	4000	4860
Электродвигатель: Мощность, кВт Напряжение, В Частота вращения, мин-1	800 6000 3000	1200 6000 3000	1600 6000 3000

Насосы типа ЦНС180 - центробежные секционные, горизонтальные, однокорпусные с односторонним расположением рабочих колес, с гидравлической пятой, подшипниками скольжения и концевыми уплотнениями комбинированного типа (щелевое и сальниковое уплотнения).

Насосы этого типа состоят из двух основных узлов: корпуса - совокупности неподвижных деталей, и ротора - вращающегося вала с расположенными на нем деталями.

Ротор насоса состоит из рабочих колес, посаженных на вал по скользящей посадке, разгрузочного диска, защитных втулок и других деталей.

Опорами ротора служат подшипники скольжения с принудительной смазкой, а для насоса ЦНС180-1050 - с кольцевой смазкой.

Насос соединяется с электродвигателем посредством зубчатой муфты.

Отечественной промышленностью освоен выпуск трехплунжерного насоа типа НП-3-160 и агрегата, электронасосного трехплунжерного типа АНТ-150.

Насос трехплунжерный НП-3-160 (рис. 41) предназначен для нагнетания воды и растворов в пласт в системах поддержания пластового давления, а также для подачи рабочей жидкости при добыче нефти гидропоршневыми и струйными насосами.

Техническая характеристика насоса НП-3-160

Максимальное давление, развиваемое насосом, МПа1 6

Максимальная подача насоса, дм³/с 2,5

Необходимое давление на приеме насоса, МПа 0,050,10

Диаметр плунжера, мм 56

Ход плунжера, мм 60

Количество плунжеров, шт 3

Число оборотов вала насоса, об/мин 370

Номинальная мощность электродвигателя, кВт/об/мин 45/750

Передаточное отношение редуктора 2

Габаритных размеры, мм:

длина L 2210

ширина B 1530

высота H 1130

Рис. 41. Насос трехплунжерный НП-3-160: 1 - рама; 2 - электродвигатель; 3 - муфта; 4 - защитный кожух; 5 - приводная часть; 6 _ гидравлическая часть; 7 - клапан предохранительный

Для обслуживания куста скважин обычно строят блочные кустовые насосные станции (БКНС), техпологическая типовая система которой включает: насосные блоки, блок дренажных насосов, блок напорных гребенок, резервуар сточных вод, трансформаторную комплектную подстанцию и блок управления [7]. Они имеют от 1 до 4 насосных блоков с насосами ЦНС-180, 1 или 2 блока гребенки, обеспечивают подачу от 180 до 720 м³/ч и давление нагнетания 10,5; 14,22 и 19,0 МПа.

Мощность одного двигателя составляет: 800; 1250; 1600 и 4000 кВт.

Блочная кустовая насосная станция - мини - КНС предназначена для обустройства и реконструкции системы ППД с целью экономии энергетических и материальных ресурсов и может быть изготовлена в трех исполнениях. Каждое исполнение станции комплектуется двумя насосными блоками и блоком управления.

Исполнение I - для схемы централизованного водоснабжения. Насосные блоки комплектуются насосными агрегатами, водораспределительной гребенкой, модулем сбора и утилизации утечек сальников и модулем ввода ингибитора коррозии. Блок управления комплектуется щитами НКУ и автоматизации. Экономия энергоресурсов достигается за счет оптимизации системы электроснабжения и регулирования графика нагрузок в течении суток.

Исполнение II - для схем локального водоснабжения (подготовка сеноманской воды для ее закачки в пласт). Насосные блоки комплектуются по исполнению I с добавлением модуля сепарации воды. При данном исполнении мини-КНС экономический эффект достигается за счет экономии на прокладке низконапорных и высоконапорных водоводов. Одновременно реализуется преимущество первого исполнения.

Исполнение III - для схем с предварительным сбросом воды из добываемого на кусте скважин продукта и оборудованием для отделения воды от нефти и подготовки ее для закачки в нефтяной пласт. Насосные блоки комплектуются по исполнений I с добавлением модуля дегазации воды. Эта схема, дает особенно значительный эффект при увеличении обводненности продукции скважин за счет снижения встречной перекачки воды.

Техническая характеристика мини-КНС

Производительность, м³/сут 2001200

Давление нагнетания, МПа 16

Установленная мощность, кВт 165560

Температура окружающего воздуха, °C -55+45

Температура в насосных блоках, °C, не ниже +5

Температура в блоке управления, °C, не ниже +18

Станция блочная кустовая насосная малой производительности МБКНС предназначена для ППД системы заводнения нефтяных пластов месторождений с ограниченной приемистостью скважин и высоким пластовым давлением.

Техническая характеристика

Производительность МБКНС, м³/сут:

минимальная 200

максимальная 1600

Давление нагнетания, МПа:

минимальное 12,5

максимальное 20

Давление на входе, МПа от 0,4 до 1,6

Напряжение питания электродвигателей МБКНС, В 380

Потреоляемая мощность, кВт:

минимальная 300

максимальная 750

Кроме блочных унифицированных наносных станций БКНС с насосами ЦНС_180 выпускаются специальные блочно-кустовые насосные станции «Север» (СБКНС4-150 и СБКНС2-200) с целью проведения работ по ППД в условиях Крайнего Севера [7].

Блок напорной гребенки БГ-1 на кустовых насосных станциях предназначен для распределения, измерения расхода и давления технологической воды, подаваемой на скважины системой ППД [7].

Устьевая арматура (рис. 42) предназначена для герметизации устья нагнетательных скважин в процессе нагнетания в скважину воды, для выполнения ремонтных работ, проведения мероприятий по улучшению приемистости пласта и исследовательских работ, осуществляемых без прекращения закачки. Основные части арматуры - трубная головка и «ёлка».

Трубная головка предназначена для герметизации затрубного пространства, подвески колонны насосно-компрессорных труб и проведения некоторых технологических операций, исследовательских и ремонтных работ. Она состоит из крестовины, задвижек и быстросборного соединения.

«Елка» служит для закачки жидкости через колонну насосно-компрессорных труб и состоит из стволовых задвижек, тройника, боковых задвижек и обратного клапана.

Рис. 42. Арматура устьевая нагнетательная АУН 50-21: 1, 2, 6 - задвижка ЗМС 65-21; 3, 7 - контрольное устройство; 4 - головка; 5 - колонный фланец

Для оборудования устья нагнетательных скважин применяется арматура АНК1-6521, АНК1-6535, АУН50-21 и др. [7].

Установки погружных центробежных электронасосов типа УЭЦП и УЭЦПК (табл. 15) предназначены для закачки поверхностных или пластовых вод в нагнетательные скважины с целью поддержания пластового давления и добычи пластовых вод с подачей на кустовые наносные станции при содержании в жидкости механических примесей не более 0,1 г/л, с рН = 5,49 и температурой не выше 60°C.

Таблица 15

Установки	Подача, м3/сут	Напор, м	Внутренний диаметр колонны обсадных труб, мм	Размеры электронасоса, мм	Масса, кг
				поперечный	длина	электронасоса	установки для холодного климата
У2ЭЦП14-1000-1200	1000	1200	359	320	8620	2726	11060
У2ЭЦП16-2000-1400	2000	1360	396	375	9133	4325	14900
У2ЭЦПК16-2000-1400	2000	1360	396	375	9077	2503	14401
У2ЭЦПК16-3000-1000	3000	930	396	375	7207	3446	13318
У2ЭЦПК16-3000-160	3000	160	396	360	10975	1020	3012
У2ЭЦПК16-2000-200	2000	200	396	360	11170	1185	3332

Установка (рис. 43) состоит из погружного электронасоса (насос и электродвигатель), кабеля, оборудования устья скважины, трансформатора и комплектного устройства для управления и защиты электродвигателя.

Электронасосный агрегат спускают в скважину (или шурф) и подвешивают на ее устье. Жидкость подается насосом по нагнетательным водоводам в группу нагнетательных скважин или на кустовые насосные станции.

Рис. 43. Установки погружного центробежного электронасоса: а - для добычи пластовых вод: 1 - погружной электродвигатель; 2 - погружной насос; 3 - оборудование устья скважины; 4 - силовой кабель; 5 - комплектное устройство; 6 - трансформатор б - для закачки воды: 1 - шурф; 2 - разводящий водовод; 3 электронасосный погружной агрегат; 4 - силовой кабель; 5 - нагнетательный водовод; 6 - комплектное устройство; 7 - трансформатор

В зависимости от поперечного размера погружного агрегата установки подразделяются на две группы - 14 и 16.

Установки группы 14 имеют поперечный размер погружного агрегата 320 мм и применяются в шурфах с внутренним диаметром обсадной колонны (кожуха) не менее 359 мм; установки группы 16 имеют поперечный размер 375 мм и используются в скважинах или шурфах с внутренним диаметром обсадной колонны не менее 396 мм.

В зависимости от развиваемого напора насосы делятся на высоконапорные, состоящие из двух или трех секций, и низконапорные - из одной секции с тремя или пятью ступенями, для добычи пластовых вод.

Высоконапорный насос - погружной многоступенчатый, секционный с вертикальным расположением вала.

Соединение секций высоконапорных насосов типа ЭЦП - фланцевое, типа ЭЦПК - хомутовое.

Из зарубежного оборудования для закачивания пластовой воды можно отметить высокоэффективную горизонтальную насосную установку компании «Рэда», которая позволяет перекачивать свыше 4000 м3 воды в сутки под высоким давлением [7]. В последние годы всё чаще для ППД пытаются применить высоконапорные плунжерные насосы типа PCN и PAH чехословацкого производства, а также трехплунжерные электронасосные агрегаты типа АНТ, выпускаемые совместным предприятием «УИТЛИ-УРАЛ» на Буланашском машзаводе [7].

3. Оборудование для воздействия на пласт

Для увеличения и восстановления производительности и приемистости скважин применяют оборудование, позволяющее воздействовать на пласт тепловыми, механическими и химическими методами.

3.1 Оборудование для теплового воздействия на пласт

Тепловое воздействие на призабойную зону предотвращает образование парафинистых и смолистых отложений в поровом пространстве пласта и способствует увеличению текущей и суммарной добычи нефти. Прогрев зоны удлиняет межремонтный период эксплуатации скважины, так как повышается температура нефти и снижается ее вязкость, уменьшается количество парафина, отлагающегося на стенках подъёмных труб и в выкидных линиях.

Призабойную зону скважины прогревают следующими способами: нагнетанием в пласт на некоторую глубину теплоносителя - насыщенного или перегретого пара, растворителя, горячей воды или нефти; спуском на забой (в фильтровую зону) нагревателя-электропечи или погружной газовой горелки.

Обработка паром. При этом способе теплоноситель - пар получают от полустационарных котельных и передвижных котельных установок ППГУ-4/120 М, «Такума» КSК, а также парогенераторных установок типа УПГ и ППУА. Если давление нагнетания до 4 МПа, то используют паровые котельные общего типа ДКВР-10/39 и скважинное оборудование (устьевое и внутрискважинное). Устье оборудуют арматурой типа АП, лубрикатором типа ЛП 50-150 и колонной головкой ГКС.

Парогенераторные установки УПГ-60/16М, УПГ-50/6М (рис. 44) предназначены для паротеплового воздействия на пласт с целью увеличения коэффициента нефтеотдачи.

Рис. 44. Принципиальная схема парогенераторной установки УПГ-50/6М: 1 - дроссельное устройство; 2 - парогенератор; 3 - подогреватель топлива; 4 - дутьевой вентилятор; 5 - подогреватель воздуха; 6 - топливный насос; 7 - деаэратор; 8 - охладитель деаэрированной воды; 9 - электронасосный агрегат; 10 - сульфоугольный фильтр; 11 - насос химочищенной воды; 12 - бак химочищенной воды; 13 - насос исходной воды; 14 _ подогреватель исходной воды; 15 - фильтр химводоочистки

Техническая характеристика УПГ-60/16М УПГ-50/6М

Производительность по пару, т/ч 60 50

Теплопроизводительность, Гкал/ч 34,4 25,4

Номинальное давление, МПа 16,0 6,0

Установленная электрическая мощность, кВт 1528,0 1294,0

Температура обработанных газов, С 320 343

КПД установки, % 80,0 83,9

Вид топлива газ газ, нефть

Парогенераторная установка ППУА - 1600/100 (рис. 45) состоит из цистерны для воды 1, емкости для топлива 2, парогенератора 3, питательного насоса 4, вентилятора высокого давления 5, топливного насоса 7, привода установки 8, приборов 6 и трубопроводов 9.Техническая характеристика

Производительность по пару, т/ч 16

Давление пара, МПа 9,81

Температура пара, °C 310

Теплопроизводительность, Гкал/ч 0,94

Масса установки без заправки водой и топливом, кг 15350

Вместимость цистерны, м³ 5,2

Рис. 45. Парогенераторная установка ППУА-1600/100

Устьевая арматура АП-65/210, АП-65/5016У1 (рис. 46) предназначена для герметизации устья скважин при паротепловом воздействии на пласт.

Рис. 46. Устьевая арматура АП-65/210, АП-65/5016У1: 1 - устьевой сальник; 2 - задвижка; 3 - устьевое шарнирное устройство; 4 - специальная труба

Арматура (рис. 46) состоит из устьевого сальника 1, предназначенного для компенсации теплового расширения 4 (удлинения) колонны НКТ, задвижки 2 и устьевого шарнирного устройства 3. Шарнирное устройство обеспечивает компенсацию термических удлинений эксплуатационной колонны и паропровода от парогенератора к скважине.

Техническая характеристика

Тип арматуры АП-65/210 АП-65/5016У1

Рабочее давление, МПа 15 16

Максимальная температура, С 320 345

Условный проход, мм 65 65

Рис. 47. Термостойкий пакер: 1 - переводник; 2 - верхний шлипсовый узел; 3 - уплотитель; 4 _ нижний шлипсовый узел; 5 - гидроцилиндр; 6 - клапанный узел; 7 - фильтр

Термостойкие пакеры ПВ-ЯГМ-Г-122-140, ПВ-ЯГМ-7-140-140, предназначены для герметизации ствола скважины при нагнетании теплоносителя, в том числе для разобщения затрубного пространства в скважине от закачиваемого пара в пласт. Последнее исключает необходимость в спуске дополнительной изолирующей колонны.

Технические характеристики

Тип пакеров ПВ-ЯГМ-Г-122-140 ПВ-ЯГМ-Г-140-140

Диаметр обсадных труб, мм 146 146

Максимальный перепад давлений, МПа 14,0 14,0

Максимальная температура, С 325 325

Условный диаметр обсадных труб, мм 146 168

Давление при посадке пакера, МПа 20 20

Диаметр пакера, мм 122 140

Длина пакера, мм 1690 2370

Электротепловая обработка. Этот способ проще и дешевле, чем предыдущий. Температуру в призабойной зоне обычно повышают глубинными электронагревателями (рис. 48). Для прогрева больших зон пласта в пласт закачивают пар с тепературой до 300°С или горячую воду с температурой около 200°С. Для поддержания пластового давления используют горячую воду с температурой, близкой к пластовой (60100°С).

Рис. 48. Глубинный электронагреватель: 1 - крепление кабель-троса; 2 - проволочный бандаж; 3 - кабель-трос КТГН-10; 4 - головка электронагревателя; 5 - асбестовый шнур; 6 - свинцовая заливка; 7 - нажимная гайка; 8 _ клеммная полость; 9 - нагревательный элемент

Для прогрева призабойной зоны выпускается самоходная установка электропрогрева сквашен (СУЭПС). Установки СУЭПС рассчитаны на глубину спуска нагревателя до 1200 и 1500 м. Мощность нагревателей 10,5; 21 и 25 кВт. Установка состоит из нагревателя, спускаемого в скважину на кабель-тросе. На устье кабель закрепляется зажимом. На поверхности имеется автотрансформатор для повышения напряжения и станция управления для включения и отключения нагревателя, защиты оборудования при номинальных или аварийных режимах (коротком замыкании, работе на двух или одной фазах, работе без нагрузки и т.д.) и для регистрации величины напряжения, силы тока и температуры нагрева полости скважины у нагревателя.

Нагреватель состоит из трех трубчатых электронагревательных элементов (ТЭН). ТЭН представляет собой стальную трубку, внутри которой спираль из нихромовои проволоки расположена в кварцевом песке или плавленной окиси магния. Последняя служит изоляцией спирали и являются хорошим теплопередатчиком. Три такие трубки расположены в кожухе и составляют нагреватель.

Кабель-трос имеет три силовые жилы сечением 4 мм² и три сигнальные жилы сечением 0,56 мм². Разрывное усилие кабеля - 100кН, наружный диаметр - около 18мм.

Автотрансформатор и станция управления взяты от установок глубинных центробежных насосов (ЭЦН). Это оборудование размещается на прицепе автомашины.

Нагреватели электрические скважинные индукционные типа НЭСИ 50-122 выпускаются двух модификаций; НЭСИ 50-122Т и НЭСИ 50-122М. Первый предназначен для тепловой обработки призабойной зоны скважины, а второй - для магнитной обработки скважинной жидкости с целью борьбы с отложениями парафина.

Оба нагревателя предназначены для работы в скважинах с высоковязкой нефтью, оборудованных скважинными штанговыми насосами.

Нагреватель НЭСИ 50-122М (рис. 49) состоит из сердечника, катушек индуктивности, головки токовода, переводника кожуха, диафрагмы и корпуса.



Рис. 49. Нагреватель электрический скважинный индукционный НЭСИ50-122М: 1 - кабель; 2 - патрубок; 3 - головка токовода; 4 - катушка; 5 - сердечник; 6 - центральная труба; 7 _ переводник; 8 - кожух; 9 - диафрагма; 10 - втулка; 11, 14 - крышка; 12, 17 - центратор; 13 _ гайка; 15 - термореле; 16 - корпус

Сердечник выполнен из трубы углеродистой стали и присоединяется резьбой к головке токовода. На сердечнике размещены три катушки индуктивности, фазы которых соединены в звезду и имеют три ввода, к которым через выводной кабель и втулку присоединяется вилка силового кабеля.

Нагреватель начинает работать при подаче напряжения по кабелю, при этом на катушке индуктивности в сердечнике и кожухе возникают вихревые токи, которые нагревают кожух и сердечник, а, следовательно, и жидкость протекающую внутри сердечника и омывающую нагреватель снаружи. Трансформаторное масло, находящееся в полости нагревателя, выполняет функцию гидрозащиты, а также является переносчиком тепла от более к менее нагретым частям нагревателя, предотвращая местные перегревы. Диафрагма предназначена для компенсации расширения трансформаторного масла и создания избыточного давления в полости нагревателя.

Нагреватель НЭСИ50-122Т также как НЭСИ50-122М устанавливается ниже скважинного штангового насоса в зоне продуктивного пласта.

Отличительной особенностью нагревателя НЭСИ50-122М является то, что его сердечник изготавливается из немагнитного материала.

Техническая характеристика

Тип НЭСИ50-122Т НЭСИ50-122М

Давление окружающей среды в месте

подвески нагревателя, МПа 30 30

Минимальный внутренний диаметр

обсадной колонны, мм 128 128

Температура нагрева жидкости, С 90 90

Максимальная мощность, кВт 50 50

Напряжение питания при максимальной

мощности, В 1023 549

Частота тока, Гц 50 50

Габаритные размеры, мм

диаметр 122 122

длина 5300 5300

Масса, кг 192 192

Забойные электронагревательные системы ЕВНН фирмы «Петротерм» (рис. 50) обеспечивают электронагрев продуктивной зоны для снижения вязкости пластовой нефти или предупреждения отложений парафина, благодаря этому производительность скважины увеличивается в 28 раз и более. Стандартные системы пригодны для скважин с начальным дебитом 150 баррел/сут. Сборка нагревателей закрепляется непосредственно на колонне НКТ. Электроэнергия подается по стальному бронированному кабелю или сплошному стальному проводнику, системы переменного тока напряжением 480 В, мощностью 44 кВт являются стандартными для скважин глубиной до 4000 фут. Модели с более высоким напряжением или мощностью рекомендуются для более глубоких скважин. Оборудование, рассчитанное на меньшую мощность, может работать при напряжении 240 В. В течение всего срока обработки скважина остается в насосной эксплуатации. Выбор конкретной модели зависит исключительно от характеристик продуктивного пласта и скважины.

Рис. 50. Забойная электронагревательная система ЕВНН

Характеристики забойных электронагревательных систем ЕВНН (стандартные модели)

Мощность Дебит скважины до Сила переменного тока

нагревателей термообработки, при напряжении 480 В, Число фаз кВт/тыс. ВтV/ч баррел/сут А

5/17 15 В/D 11 Amp 1ф

10/34 510 21 1ф

15/51 1020 32 1ф

22/75 2030 27 3ф

29/100 3040 36 3ф

44/150 4050 54 3ф

3.2 Оборудование механического и химического воздействия на пласт

Воздействие на призабойную зону пласта позволяет интенсифицировать добычу нефти и газа за счет увеличения проницаемости призабойной зоны. Выделяют основные методы воздействия: механические, химические и комплексные.

3.2.1 Оборудование для гидроразрыва пласта

В комплекс оборудования для гидроразрыва пласта входят: насосные установки, пескосместительные установки, автоцистерны для транспортирования жидкостей разрыва, арматура устья скважины, пакеры, якори и другое вспомогательное оборудование.

Для гидроразрыва в частности, может быть использовано следующее оборудование.

Пакеры с опорой на забой: ПМ; ОПМ.

Пакеры плашечные (без опоры на забой): ПШ; ПС; ПГ.

Насосные установки (агрегаты): УН1-630-700А; НА-105-1; 2АН-500; 3АН-500 и 4АН-700.

Пескосместительные установки: 4ПА; УСП-50 (до 9т. песка).

Блок манифольда: 1БМ-700; 1БМ-700С.

Арматура устья: 2АУ-700; 2АУ-700СУ.

Автоцистерны: АЦН-8С-5337; АЦН-14С-65101; АЦ9-5337; АТК-8-65101 и другие вместимостью (621) м³.

Насосные установки (агрегаты) 2АН-500, 3АН-500 и 4АН-700 предназначены для закачки рабочих жидкостей: жидкости разрыва, песконосителя и продавочной жидкости.

Тип и число насосных установок определяют по их технической характеристике, исходя из параметров обрабатываемого пласта: глубины залегания, толщины, проницаемости, степени естественной трещиноватости и т.д. Важное условие при этом - максимальное сокращение потребных установок, что упрощает обвязку устья скважины, управление процессом и снижает стоимость работ.

Насосная установка (агрегат) 4АН-700 монтируется на шасси грузового трехосного автомобиля КрАЗ-275Б1А и состоит из силовой установки 9УС-800, коробки передач ЗКПМ, трехплунжерного насоса 4Р-700, манифольда и системы управления.

Характеристика установок 2АН-500, 3АН-500 и 4АН-700 приведена в табл. 16.

Таблица 16 Характеристика насосных установок

Скорость	2АН-500	3АН-500	4АН-700
	Диаметр сменных плунжеров, мм
	100	115	100	120
	Подача, л/с	Давление, МПа	Подача, л/с	Давление, МПа	Подача, л/с	Давление, МПа	Подача, л/с	Давление, МПа
V V V	5,10 5,92 7,33 8,92 11,55 14,95	50,8 43,7 35,3 29,0 22,4 17,3	8,8 12,0 15,8 20,0 - -	50,0 37,0 29,0 23,0 - -	6,3 8,5 12,0 15,0 - -	50,0 36,6 26,0 20,7 - -	9,0 12,3 17,3 22,0 - -	71,9 52,9 37,4 29,8 - -

Пескосмесительная установка УСП-50 предназначена для транспортирования песка, приготовления песчано-жидкостной смеси и подачи ее на прием насосных установок при гидроразрыве пластов, а также при гидропескоструйной перфорации. Смонтирована она на шасси автомобиля КрАЗ-257Б1А и состоит из бункера, загрузочного и рабочего шнеков, манифольда, поста управления, гидросистемы управления шнеками и мешалки.

Ниже приведена техническая характеристика установки УСП-50.

Максимальная подача, м³/мин3,6Подача, т/мин 0,3

Вместимость бункера, м³ 6,83Наибольшее давление, МПа0,2

Блоки манифольдов 1БМ-700 и 1БМ-700С предназначены для обвязки насосных установок между собой и с устьевым оборудованием при нагнетании жидкости в скважину в районах с умеренным климатом (1БМ-700) и с умеренным и холодным (при температуре до -50°С) климатом (1БМ-700С).

Каждый блок, смонтированный на автошасси ЗИЛ-131, состоит из напорного и приемораздаточного коллекторов, комплекта труб с шарнирными соединениями и подъемной стрелы.

Напорный коллектор состоит из трех клапанных коробок с шестью отводами, служащими для присоединения напорных линий насосных установок. С одной стороны к коробке прикреплен проходной кран с зубчатыми секторами, с другой - центральная труба, заканчивающаяся тройником с предохранительным клапаном и двумя патрубками с пробковыми кранами и накидными гайками для присоединения напорных трубопроводов, которыми оснащена арматура на устье скважины. Каждый отвод снабжен обратным клапаном.

Раздаточный коллектор - труба с приваренными к ней десятью ниппелями, к каждому из которых присоединен пробковый кран, предназначен для подачи рабочей жидкости к насосным установкам. На нем установлен предохранительный клапан многократного действия.

Блок манифольда оснащен насосно-компрессорными трубами вспомогательного напорного трубопровода с шарнирными коленами.

На платформе автомобиля предусмотрена площадка для перевозки устьевой арматуры, погрузка и разгрузка которой осуществляются поворотной стрелой блока манифольда.

Применение блока манифольда при цементировании скважин, гидравлическом разрыве пласта и гидропескоструйной перфорации сокращает время монтажа и демонтажа коммуникаций обвязки установок между собой и с устьевой головкой, а также значительно упрощает эту работу.

Универсальная арматура устья 2АУ-700 предназначена для обвязки насосных агрегатов с устьем скважины при гидравлическом разрыве пласта, гидропескоструйной перфорации, кислотных обработках и цементировании скважин.

Арматура состоит из трубной и устьевой головок, запорной арматуры и элементов обвязки головок. Укомплектована она кранами с цилиндрической пробкой, легко управляемыми при любом рабочем давлении.

Устьевая головка снабжена резиновой манжеткой, обеспечивающей спуск - подъем НКТ без разгерметизации устья скважины.

Более полная информация об отечественном и зарубежном оборудовании приведена в комплекте каталогов [7].

3.2.2 Выбор оборудования для проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП)

Технология ГРП включает: 1. Промывку скважины; 2. Спуск в скважину высокопрочных НКТ с пакером и якорем на нижнем конце; 3. Обвязку и опрессовку на 1,5- кратное рабочее давление устья и наземного оборудования; 4. Определение приемистости скважины закачкой жидкости; 5. Закачку в пласт жидкости-разрыва, жидкости-песконосителя и продавочной жидкости (собственно гидроразрыв); 6. Демонтаж оборудования и пуск скважины в работу.

При выборе оборудования для ГРП необходимо: определить технологическую схему - давление и расход жидкостей; типы и количество жидких сред и наполнителя.

Рис. 51. Технологическая схема гидравлического разрыва пласта 1 - трещина разрыва; 2 - продуктивный пласт; 3 - пакер; 4 - якорь; 5 - обсадная колонна; 6 - насосно-компрессорные трубы; 7 - арматура устья; 8 - манометр; 9 - блок манифольдов; 10 - станция контроля и управления процессом; 11 - насосные агрегаты; 12 - пескосмесители; 13 - емкости с технологическими жидкостями; 14 - насосные агрегаты

Давление нагнетания на устье скважины - Р_у

P_у = Р_грп + Р_mp - Р_с ,

где Р_с - гидростатическое давление столба жидкости в скважине; Р_mp - давление на трение в трубах определяется по формуле Дарси-Вейсбаха (при необходимости с учетом увеличения потерь давления за счет наличия в жидкости песка); Р_грп _ забойное давление разрыва пласта устанавливают по опыту или оценивают по формуле:

Р_грп = Р_г + _р ,

где Р_г = Н_nq - горное давление; _р - прочность породы пласта на разрыв в условиях всестороннего сжатия (_р=1,5З МПа); Н - глубина залегания пласта, м; _n - средняя плотность вышележащих горных пород равная 22002600 кг/м³, в среднем 2300 кг/м³; g _ ускорение свободного падения.