Оборудование устья насосных скважин

Оборудование устья насосных скважин

В зависимости от характеристик пласта и полезного ископаемого оборудование устья насосных скважин может значительно отличаться конструкцией и комплектацией. Привод насосной установки ШСНУ находится на поверхности, электромотор УЭЦН опускается внутрь скважины. На рабочей площадке монтируют фонтанную арматуру или ее урезанный вариант из устьевого сальника, выкидной линии.

 

В учебниках для средне специальных и высших заведений и подземная и наземная часть относится к устьевому оборудованию. В стандартах ГОСТ и специальной технической литературе оборудование устья включает в себя только колонную головку, устьевую арматуру и наземные приводы насосных нефтедобывающих установок.

Подземное оборудование

При добыче полезных ископаемых – нефть, конденсат, газ – из пласта с низким давлением, не способным поднять его на поверхность без посторонней помощи, подземное оборудование устья насосных скважин состоит из следующих элементов:

• обсадные колонны – расположены внутри друг друга, имеют разную длину, служат силовым каркасом ствола скважины, не позволяя осыпаться породе, обеспечивая стабильность внутреннего сечения ствола по всей его высоте;
• колонные головки – удерживают на весу все имеющиеся в скважине обсадные трубы, являются пьедесталом для устьевой арматуры;
• фильтрационное оборудование – расположены на уровне продуктивных пластов, отделяют крупные фракции породы от нефти;
• пакеры – отделяют продуктивные пласты друг от друга, обеспечивают герметичность отдельных участков затрубного пространства и внутри ствола;
• клапан-отсекатель забойный – отключение пласта при КРС;
• насосно-компрессорная труба – разборная колонна или скручиваемый цельный кусок.

 

Технология добычи нефти выбирается в зависимости от характеристик продукции и пласта. Поэтому количественный состав подземного оборудования для разных скважин, даже внутри одного месторождения, может быть не одинаковым.

Обсадные колонны

Две наружных колонны получили название направления и кондуктора. Направление имеет длину 5 – 300 м, бетонируется по всей глубине для предотвращения утечки рабочих сред из скважины в верхние пласты с грунтовыми водами. Кондуктор немного длиннее – 200 – 800 мм, так же зацементирован по всей высоте.

Длина остальных обсадных колонн и их общее количество зависят от глубины и числа продуктивных пластов. На трубы действует давление пород снаружи и нефти, технологических жидкостей, закачиваемых по мере необходимости в пласт, изнутри. Внутренняя обсадная колонна называется эксплуатационной, все остальные между ней и кондуктором – промежуточными. 

 

Промежуточные колонны крепят стенки обводненных горизонтов, нестабильных (осыпающихся) горных пород. Эксплуатационная колонна фактически становится каналом, по которому пластовая смесь жидкости, газа поднимается наверх.

При эксплуатации штанговых насосов колонна НКТ может перемещаться внутри ствола. При этом происходит физическое истирание стенок обсадных колонн. Поэтому здесь используется бесшовная стальная горячекатаная труба. Неподвижность труб относительно друг друга обеспечивается якорем, реже пакером.

Фильтры чаще всего создаются методом перфорации (просверливание, простреливание, гидропескоструйная, кумулятивная) непосредственно в теле труб обсадных колонн. Регламентируется промышленный массовый выпуск обсадных труб отечественным стандартом ГОСТ 632.

Лифтовый подъемник

Для подъема нефти на поверхность оборудование устья насосных скважин в обязательном порядке включает в себя колонну насосно-компрессорных труб. На малых и средних глубинах применяются неравнопрочные цельнокатаные муфтовые стальные трубы. На больших глубинах более экономически выгодны равнопрочные трубы. Существует несколько разновидностей насосно-компрессорных труб:

• материальное исполнение – металлические (сталь, легкий сплав), неметаллические (полимерные, стекловооконые);
• способ соединения – наматываемые, разборные;
• тип соединения – безмуфтовые (высадка наружу или внутрь), муфтовые;
• вид покрытия – эпоксидированные, эмалированные, остеклованные, без покрытия.

 

Основными эксплуатационными характеристиками насосно-компрессорных труб являются:

• номинальный диаметр – 2 – 5,5 дюйма (50,8 – 139,7 мм);
• длина – 8 – 11 м;
• тип резьбового соединения – трапецеидальная резьба ВС, треугольная резьба EU, NU, LC и SC;
• класс – 1 – 4 по группе прочности;
  
• покрытие – стекловидное, эмалевое, лакокрасочное.

Изготавливаются НКТ трубы по стандарту ГОСТ Р 53366, что полностью соответствует международной технической документации ИСО 11960. Кроме транспортировки вверх флюида, колонна НКТ служит для закачки в пласт технических жидкостей, спуска и удержания насосного оборудования, приводов, пакеров, якорей, токопроводов.

Основная нагрузка, действующая на насосно-компрессорные трубы, это их вес. Кроме того, жидкость оказывает гидростатическое давление на торец НКТ. Максимальные нагрузки на внутрискважинный трубопровод приходятся в момент гидроразрыва пласта, глушения и гидроиспытания скважины. 

Максимальной прочностью резьбового соединения и степенью герметичности обладают трубы НКБ типа. Однако во время операций подъема-спуска здесь используется специальный инструмент, поскольку муфт эти трубы не имеют.

Модификации труб НКМ могут работать в газовой среде, но имеют схожие с предыдущим вариантом недостатки. Трубы типа В высажены наружу, прочность одинакова по всей длин. Однако наружный их диаметр увеличен, что несколько снижает область их применения. Гладкие трубы после свинчивания делают колонну НКТ не равномерно прочной по длине.

Колонная головка

Важнейшим элементом оборудования устья насосных скважин колонная головка является по следующим причинам:

• на нее подвешиваются все эксплуатационные колонны;
• корпус головки передает нагрузку на забетонированный кондуктор, и далее на грунт;
• межтрубные пространства герметизируются друг от друга, и от окружающей среды именно внутри колонной головки;
• элементы колонной головки воспринимают температурные, коррозионные, растягивающие, сжимающие, крутящие нагрузки, давление рабочей среды.

 

Ряды обсадных труб крепятся внутри головки клиньями, поэтому ее корпус имеет форму расширяющегося кверху конуса. Доступ к межтрубному пространству осуществляется через боковые патрубки. Поэтому корпус головки сделан в виде крестовины, на которую сверху монтируется необходимое количество катушек.

Для скважины под давлением 25 МПа глубиной 2000 м вес обсадных труб составляет 500 кг, а высота колонной головки 1 м.

Пакеры

Простейшую конструкцию имеют механические многоразовые пакеры. Однако они срабатывают только под нагрузкой, которую невозможно обеспечить малым весом НКТ колонны в не глубоких скважинах. 

 

Работоспособность гидравлических пакеров напрямую зависит от дельты давления над ними и в нижней части забоя. Разбуриваемый пакер неизвлекаемого типа надежно разделяет водоносные пласты друг от друга, используется во время тампонажных работ.

Якорь

Этот элемент подземного оборудования устья насосных скважин предназначен для стабилизации пространственного положения НКТ колонны и частичной разгрузки колонной головки от ее веса. Существует классификация скважинных якорей по принципу действия:

• ЯК – без опирания колонны на забой;
• ЯЭЦ – для фиксации центратора ЦПР с эксцентриковым типом зацепления;
• ЯГ – гидравлический якорь, раскрывающий лопасти при давлении с устья;
• ЯГМ – гидромеханического типа для крепления ПВМ пакеров;

 

Устройство ЯЭЦ обычно используется в наклонных скважинах. Сборочная единица ЯГ предназначена для односторонних осевых нагрузок. 

Классификация погружных скважинных насосов

В настоящее время оборудование устья насосных скважин имеет несколько вариантов конструкции, комплектации. Установки для добычи конденсата, газа и нефти имеют классификацию по нескольким признакам:

• конструкция – плунжерный, винтовой, центробежный, диафрагменный, гидропоршневой, струйный;
• тип привода – погружной, наземный, сдвоенный, гидравлический, электрический, механический. 

При эксплуатации насосных установок с электрическими погружными приводами внутрь скважины запускается силовой кабель. Герметизация технологического отверстия в элементах обвязки устья не представляет сложностей.

В отличие от  неподвижного кабеля, колонна штанг, приводящая в действие плунжерный скважинный насос, имеет возвратно-поступательное движение. Поэтому конструкция сальника на устье получается более сложной.

Объемные (штанговые)

Установками УШГН оснащено около 70% нефтегазодобывающих скважин. Скважинная штанговая насосная установка включает в себя невставной/вставной погружной насос, колонну НКТ, штанг, устьевое оборудование и наземный привод.

Вставной насос имеет меньший диаметр и подачу, соответственно. Зато извлекается на поверхность отдельно от насосно-компрессорных труб. Трубный (невставной) насос обладает высокой характеристикой подачи, но замена плунжера обходится дороже, так как поднимается он только вместе с НКТ колонной.

 

Самой крупногабаритной частью оборудования устья насосных скважин ШСНУ является станок-качалка. Приводы классифицируются по энергоносителю, типу двигателя, количеству обслуживаемых скважин. Наибольшее распространение получили качалки механического типа с электродвигателем и балансиром. Реже применяются безбалансирые станки с гидравлическим или ДВС приводом.

Штанговый насос практически не чувствителен к содержанию абразива, сероводорода, углекислоты и прочих примесей в нефти. Существует несколько вариантов приводов и механических передач, способов уравновешивания балансиров.

Электроцентробежные

В своей категории оборудования устья насосных скважин насосы ЭЦН считаются самыми высокопроизводительными. При гораздо меньшем количестве скважин с УЭЦН именно за счет них обеспечивается 70% объемов добычи. Если штанговые насосы пластовую жидкость в себя втягивают, то электроцентробежные агрегаты ее нагнетают из пласта.

 

Привод здесь погружной, состоящий из электродвигателя с усиленной гидравлической защитой. Основными преимуществами скважинных электропогружных насосов являются:

• освоение скважин с высоким дебитом;
• отсутствие ограничений по глубине залежей;
• работоспособность в искривленных стволах скважин;
• снижение габаритов и количества наземного оборудования;
• исследования, очистка НКТ от парафина без остановки добычи;
• межремонтный период насоса, привода от 500 дней.

Это же насосное оборудование применяется для закачки в пласт технических жидкостей с высоким содержанием минералов в рамках ППД.

Гидропоршневые

В отсутствие механических частиц в добываемом флюиде для добычи могут быть использованы гидропоршневые насосы. Привод здесь погружной, механическая передача отсутствует, как класс. Поэтому гидропоршневыми насосами удобно откачивать нефть из наклонных, горизонтальных скважин. 

Фактически это оборудование устья насосных скважин представляет собой доработанный под нужды нефтепромысла поршневой насос двухстороннего действия с четырехходовым краном. Реже применяются дифференциальные ГПН одинарного действия.

Струйные

В основу технологии струйного насоса заложен гидравлический принцип инжектора в диффузоре. Конструкция очень простая, полностью отсутствуют движущиеся элементы. Остальными достоинствами этого оборудования устья насосных скважин являются:

• высокий КПД установки;
• стабильная токовая нагрузка;
• низкий нагрев погружного привода;
• невозможность затрубного фонтанирования;
• отбор и использование выделяемых газов;
• быстрый выход в рабочий режим;
• обеспечение быстрого, легкого притока;
• независимость объемов добычи от изменения показателей давления, обводненности.

 

Основной проблемой добычи битумов и высоковязкой нефти является сложность управления, прогнозирования процессов горения внутри пласта. В то же время, площадный и циклический метод температурного воздействия паром являются самыми эффективными для нефтепродуктов с высоким показателем плотности.

Одновинтовые насосы ВНО являются улучшенной версией роторно-зубчатых моделей. В них использована шестерня с малым числом зубьев, угол наклона которых увеличен. Характеристики ВНО имеют широкий диапазон – 6 – 30 МПа давление, 0,5 – 1000 кубов подачи ежесуточно.

Винтовые насосы пригодны для стволов с кривизной до 900, глубиной 3200 м, плотностью, температурой и дебитом жидкости 850 г/см3, 120°С и 800 м3/сутки, соответственно. С увеличением количества заходов винта понижается скорость его вращения по закону мультиредуктора. Винт изготавливается из титанового сплава или легированных хромом, марганцем, ванадием сталей.

Диафрагменные

Подобное оборудование устья насосных скважин относится к категории малодебитных насосов. Принцип действия схож с ШГН, но вместо длинного и медленного хода плунжера здесь использованы высокочастотные колебания диафрагмы малой амплитуды. 

Основная масса узлов насоса изолирована от контакта с рабочей жидкостью. Что повышает ресурс в агрессивных средах с углекислотой, песком, сероводородом. Установка УЭДН обладает преимуществами:

• малый размер устьевой площадки (болото, море);
• низкий дебит скважины;
• возможность откачки вязких эмульсий, жидкостей с высоким содержанием газа;
• простая эксплуатация, монтаж;
• маломощный электропривод;
• низкая металлоемкость и габариты наземного оборудования.

Спускаются электродиафрагменные насосы в скважину на трубах НКТ 42 – 60 мм.

Винтовые

Область применения винтового насоса – освоение скважин со следующими характеристиками нефти:

• высокая вязкость флюида;
• большое содержание абразивных частиц;
• повышенный процент механических примесей;
• избыточное количество попутного газа.

 

Это подземное оборудование устья насосных скважин имеет низкую стоимость. На поверхности находится небольшая часть довольно компактного оборудования. При работе насоса нефть почти не превращается в эмульсию, сохраняет свои характеристики. Защита от абразивного износа здесь максимально возможная в категории скважинного насосного оборудования в целом.

Наземное устьевое оборудование

На поверхности земли расположено следующее оборудование устья насосных скважин:

• устьевая арматура – трубная обвязка, елка и манифольд
• прискважинные сооружения – площадки для обслуживания оборудования;
• скважинные установки – штанговые (ШСНУ, ШГУ), бесштанговые (УЭЦН, УЭВН, струйные).

Нижняя часть устьевой арматуры АУЭ называется трубной обвязкой. Она состоит из трубной головки, запорной и регулирующей арматуры, измерительных приборов. Трубная головка является аналогом колонной головки, но только для подвешивания НКТ колонн, а не обсадных труб.

Соответственно, устанавливается крестовина трубной головки на колонную головку или катушку. Существует классификация этого сборочного узла по следующим признакам:

• количество колонн НКТ – одна или две;
• взаимное расположение колонн – концентрическое (внутри друг друга) либо параллельное (рядом друг с другом);
• способ подвешивания труб – в адаптере, трубодержателе, стволовой катушке;
• наличие сальника – только для ШСНУ;
• рабочее давление – 14 – 140 МПа;
• тип управления – ручное, удаленное, автоматическое, комбинированное;
• диаметр НКТ – 60 – 168 мм;
• тип уплотнения – металл/металл, резиновое кольцо, манжета, подкачивающая пасту, резиновый пакер сплошного типа или «ласточкин хвост».

 

От фонтанной елки остается только главное запорное устройство, тройник и выкидная линия. При давлении 4 – 21 МПа в качестве запорных устройств могут использоваться шаровые краны. При давлении от 35 МПа всегда применяются полнопроходные прямоточные шиберные задвижки. 

Выкидная линия здесь одна, поэтому крестовые схемы елки не используются, запасной канал не требуется. На выкидной линии стоит запорное устройство, дроссель и манометр. Дополнительно затрубное пространство соединено коленом с выкидной линией после дросселя. Обратный клапан на этом колене позволяет выровнять давление в этих контурах.

Основным отличие устьевой арматуры ШСНУ от УЭЦН (АУШ от АУЭ) является наличие сальника СУС, обеспечивающего герметичность колонны штанг. Вместо задвижек в качестве запорной арматуры используются угловые вентили. Пробоотборник встроен в устьевой патрубок, ниппель выкидной лини подключается гайкой БРС.

 

Арматура АУЭ или устьевое оборудование ОУЭ подходит так же для винтовых, диафрагменных электрических насосов с погружным приводом. В комплект арматуры АУЭ входит подвеска трубная, корпус, быстроразъемное соединение, перепускной клапан, угловые вентили, пробоотборник, отборник давления. 

Устье скважины со струйным насосом обвязывается комплектом арматуры, которая представляет собой гибрид фонтанной и устьевой одновременно. Нагнетательная часть связана с  поверхностным силовым насосом и сепаратором. Фонтанная часть необходима для перенаправления потоков добываемого флюида в выкидную линию, манифольд, и далее на АГЗУ.