Отчет по практике. Бурение. Технология бурения скважины

• Название: Технология бурения скважины
• Дата: 28.03.2022
• Размер: 398 Kb.
• Имя файла: Отчет по практике. Бурение.doc
• Тип: Документы; #421193
• страница: 2 из 11

Толща земной поверхности сложена породами разной твердости. В верхней части - песок, глина, глубже - песчаники известняки, затем - граниты, кварциты.

Это следует учитывать при выборе конструкции породоразрушающего инструмента - долота, являющегося первичным звеном в большой технологической цепи процесса бурения.

От долота-зубила, которые применялись при ударном бурении, нефтяники ушли, хотя и эти долота, и метод ударного бурения продолжают применяться для вскрытия неглубоких, преимущественно водяных скважин. Правда, в новом, механизированном варианте.

РХ ("рыбий хвост"), или двухлопастные долота, применяют для проходки мягких пород - вязких глин, рыхлых песчаников, мягких известняков, мергелей; трехлопастные долота - для мягких, но не вязких пород; шарошечные долота - для пород с различными механическими свойствами.

Поскольку шарошечные, долота получили преимущественное применение, рассмотрим конструкцию шарошечного долота.


Оно состоит из корпуса, к которому привариваются три лапы, являющиеся опорными конструкциями для шарошек.

Последние по форме напоминают конические шестерни с несколькими рядами зубьев. Шарошки-шестерни укреплены на оси лапы и вращаются в роликовых и шариковых подшипниках. В корпусе выполнены отверстия для подачи промывочной жидкости.

При вращении долота шарошки перекрываются по породке, откалывая от нее кусочек за кусочком. Интенсивность разрушения будет зависеть от скорости вращения долота, от усилия, с которым долото будет давить на породу, и от скорости очистки от выбуренной породы.

Долговечность работы долота влияет напрямую на время сооружения скважины. Поэтому ведутся работы по повышению износостойкости режущей части долот - путем наплавки твердых и сверхтвердых материалов - карбида вольфрама, алмаза. Алмазные долота позволяют увеличить проходку в твердых породах до 250...300 м и, таким образом, одним долотом заменить 15...20 обычных шарошечных.
2.2. Устройство буровой установки
Ранее мы отметили, что бурение скважины есть процесс разрушения породы в заданном пространственном интервале, имеющем целью образования в земной поверхности скважины.

Однако этот результат может быть достигнут посредством вовлечения в процесс специального оборудования, функционально объединенного одной задачей и технологически составляющего единый комплекс - буровая установка.

Современную буровую установку составляет следующее оборудование.

Вышка является грузоподъемным сооружением, для чего снабжается специальной полиспастной (талевой) системой. В нее входят: кронблок, талевый блок, крюк и металлический канат. Кронблок и талевый блок - система не перемещающихся и перемещающихся шкивов, через которые переброшен канат. Один конец каната закреплен неподвижно (мертвый конец), второй - укрепляется на барабане лебедки.

Работа талевой системы основана на известном правиле механики'. при подъеме груза с помощью блока выигрыш в силе равен проигрышу в расстоянии. Нас в данном случае интересует выигрыш в силе, поскольку непосредственный подъем груза значительной массы требует больших затрат мощности. К талевому блоку крепится крюк, на который подвешивается груз, спускаемый в скважину или поднимаемый из нее. В большинстве случаев - это колонна бурильных труб, к самому низу которой крепится долото.

Лебедка - механизм, предназначенный для намотки свободного (ходового) конца талевого каната, и осуществления за счет этого спускоподъемных операций. Главным узлом лебедки является барабан, вращательное движение которому сообщает специальный привод. Скорость вращения барабана регулируется пневматическим или ручным тормозом.

Ротор - механизм, осуществляющий вращение труб при бурении скважин, а также их свинчивание и развинчивание. Состоит из корпуса, в котором на подшипниках установлен вращающийся стол. Стол имеет отверстие квадратной формы, в которое вставляется первая труба бурильной колонны и имеющая квадратное сечение. Такая конструкция трубы и стола обеспечивает их надежный контакт. Вращение стола осуществляется через коническую пару шестерен, одна из которых связана с карданным валом привода, вторая - со столом,

Насос - гидравлическая машина, осуществляющая подачу жидкости (ее называют промывочной) в скважину в процессе бурения. При этом достигаются следующие цели: напор струи жидкости воздействует на породу в области долота, что способствует ее разрушению; выбуренная порода захватывается струей жидкости и выносится на поверхность. В качестве промывочной жидкости используется вода с различными присадками и глинистый раствор.

Насос состоит из двух узлов - гидравлического и механического. Гидравлический узел включает в себя два (или три) цилиндра, в которых совершают возвратно-поступательное движение поршни. Клапаны, установленные в цилиндрах, обеспечивают поочередный впуск и выброс жидкости, а воздушный колпак сглаживает пульсирующий характер подачи жидкости.

Перемещение поршней обеспечивает механический узел, представляющий собой редуктор с кривошипно-шатунным механизмом. Последний преобразовывает вращательное движение в возвратно-поступательное движение поршней. Механический узел включает в себя шкив, кривошип (коленвал), шатун, крейцкопф. Крейцкопф обеспечивает передачу усилий от шатуна к штоку поршня строго по оси поршня.

Насос в целях безопасности, обязательно должен быть укомплектован ' предохранительным клапаном, который монтируется на нагнетательном трубопроводе и предотвращает создание в насосе и в трубопроводе давления выше критического.

Вертлюг - узел, обеспечивающий подачу промывочной жидкости к буровому долоту через колонну бурильных труб в процессе ее вращения. Для этой цели вертлюг выполнен из двух частей - неподвижной и подвижной. Неподвижная часть соединена с помощью бурового шланга со стояком, по которому подается промывочная жидкость, а подвижная - через квадрат с вращающейся бурильной колонной.

Система очистки промывочной жидкости предназначена для очистки выходящей из скважины промывочной жидкости, несущей частицы выбуренной породы и других примесей и подготовки жидкости для повторного использования. Система укомплектовывается специальными ситами для очистки жидкости от выбуренной породы, дегазаторами для отделения газа, емкостью для сбора очищенной жидкости.

Механический ключ обеспечивает свинчивание и развинчивание труб, составляющих бурильную колонну.


3. Вскрытие и освоение нефтяного пласта
Бурение скважины заканчивается вскрытием нефтяного пласта, т.е. сообщением нефтяного пласта со скважиной. Этот этап является весьма ответственным по следующим причинам. Нефтегазовая смесь в пласте находится под большим давлением, величина которого может быть заранее неизвестной. При давлении, превышающем давление столба жидкости, заполняющей скважину, может произойти выброс жидкости из ствола скважины и возникнет открытое фонтанирование;

- попадание промывочной жидкости (в большинстве случаев это глинистый раствор) в нефтяной пласт забивает его каналы, ухудшая приток нефти в скважину.

Избежать фонтанных выбросов можно, предусмотрев установку на устье специальных устройств, перекрывающих ствол скважины - превенторов, или, применив промывочную жидкость высокой плотности.

Предотвращение проникновения раствора в нефтяной пласт добиваются путем введения в раствор различных: компонентов, по свойствам близким к пластовой жидкости, например, эмульсий на нефтяной основе.

Поскольку после вскрытия нефтяного пласта бурением в скважину спускают обсадную колонну и цементируют ее, тем самым перекрывая и нефтяной пласт, возникает необходимость в повторном вскрытии пласта. Этого достигают посредством прострела колонны в интервале пласта специальными перфораторами, имеющими заряды на пороховой основе. Они спускаются в скважину на кабель-канате геофизической службой.

В настоящее время освоены и применяют несколько методов перфорации скважин.
3.1.1. Пулевая перфорация

Пулевая перфорация скважин заключается. в спуске в скважину на кабель-канате специальных устройств - перфораторов, в корпус которых встроены пороховые заряды с пулями. Получая электрический импульс с поверхности, заряды взрываются, сообщая пулям высокую скорость и большую пробивную силу. Она вызывает разрушение металла колонны и цементного кольца. Количество отверстий в колонне и их расположение по толщине пласта заранее рассчитывается, поэтому иногда спускают гирлянду перфораторов. Давление горящих газов в стволе-каморе может достигать 0.6...0.8 тыс. МПа, что обеспечивает получение перфорационных отверстий диаметром до 20 мм и длиной 145...350 мм.
Пули изготавливаются из легированной стали и для уменьшения трения при движении по каморе покрываются медью или свинцом. Применяют перфораторы типов ПБ-2, ПВН-90.
3.1.2. Торпедная перфорация
Торпедная перфорация по принципу осуществления аналогична пулевой, только увеличен вес заряда. с 4...5 г. до 27 г. и в перфораторе применены горизонтальные стволы. Диаметр отверстий - 22 мм, глубина - 100...160 мм, на 1 м толщины пласта выполняется до четырех отверстий.
3.1.3. Кумулятивная перфорация
Кумулятивная перфорация - образование отверстий за счет направленного движения струи раскаленных вырывающихся из перфоратора со скоростью 6...8 км/с с давлением 0,15...0,3 млн.МПа. При этом образуется канал глубиной до 350 мм и диаметром 8...14 мм. Максимальная толщина пласта, вскрываемая кумулятивным перфоратором за спуск до 30 м, торпедным - до 1 м, пулевым до 2,5 м. Количество порохового заряда - до 50 г.
3.1.4. Гидропескоструйная перфорация
Гидропескоструйная перфорация - образование отверстий в колонне за счет абразивного воздействия песчано-жидкостной смеси, вырывающейся со скоростью до 300 м/с из калиброванных сопел с давлением 15...30 МПа.

Разработанный во ВНИИ и освоенный серийно под шифром АП-6М, пескоструйный аппарат хорошо зарекомендовал себя: глубина получаемых им каналов грушевидной формы может достигать 1,5 м.
3.1.5. Сверлящая перфорация
Сверлящий перфоратор - устройство для образования фильтра посредством сверления отверстий. Для этой цели применяют разработанный во ВНИИГИСе (г.Октябрьский) сверлящий керноотборник, электропривод которого связан с алмазным сверлом. Максимальное радиальное составляет 60 мм, что обеспечивает по результатам практики прохождения обсадной колонны, вход в пласт на глубину не более 20 мм.

Перфорация получила название «щадящей», так как исключает повреждение колонны и цементного кольца, которые неминуемы при взрывных методах. Сверлящая перфорация обладает высокой точностью образования фильтра в требуемом интервале.
3.2. Освоение нефтяных скважин
Освоением нефтяных скважин называется комплекс работ, проводимых после бурения, с целью вызова притока нефти из пласта в скважину.

Дело в том, что в процессе вскрытия, как говорилось ранее, возможно попадание в пласт бурового раствора, воды, что засоряет поры пласта, оттесняет от скважины нефть.

Поэтому не всегда возможен самопроизвольный приток нефти в скважину. В таких случаях прибегают к искусственному вызову притока, заключающемуся в проведении специальных работ.
3.2.1. Замена в стволе скважины жидкости большой плотности жидкость меньшей плотности
Такой метод широко применяется и основан на известном факте: столб жидкости, имеющей большую плотность, оказывает на пласт большее противодавление. Стремление снизить противодавление за счет вытеснения из ствола скважины, например, глинистого раствора плотностью Qг = 2000 кг/куб.м пресной водой плотностью Qb = 1000 кг/куб.м ведет к уменьшению противодавления на пласт вдвое.

Способ прост, экономичен и эффективен при слабой засоренности пласта.
3.2.2. Снижение давления на пласт компрессором
Если замещение раствора водой не приносит результатов, прибегают к дальнейшему уменьшению плотности: в ствол подают сжатый компрессором воздух. При этом удается оттеснить столб жидкости до башмака насосно-компрессорных труб, уменьшив таким образом противодавление на пласт до значительных величин.

В некоторых случаях может оказаться эффективным метод периодической подачи воздуха компрессором и жидкости насосным агрегатом, создавая последовательные воздушные порции. Количество таких порций газа может быть несколько, и они, расширяясь, выбрасывают жидкость из ствола.

С целью повышения эффективности вытеснения по длине колонны насосно-компрессорных труб устанавливают пусковые клапана-отверстия, через которые сжатый воздух поступает внутрь НКТ сразу же при входе в скважину и начинает «работать» т.е. поднимать жидкость и в затрубном пространстве, и в НКТ.
3.2.3. Свабирование
Метод заключается в спуске в НКТ специального поршня-сваба, снабженного обратным клапаном (рис 2.15.). Перемещаясь вниз, поршень пропускает через себя жидкость, при подъеме вверх – клапан закрывается, и весь столб жидкости, оказавшийся над ним, вынужден подниматься вместе с поршнем, а затем и выбрасываться из скважины. Поскольку столб поднимаемой жидкости может быть большим (до 1000 м), снижение давления на пласт может оказаться значительным. Так, если скважина до устья заполнена жидкостью, а сваб может быть спущен на глубину 1000 м, то уменьшение давления произойдет на величину уменьшения столба жидкости в затрубном пространстве, откуда часть жидкости перетечет из НКТ.

Процесс свабирования может быть повторен многократно, что позволяет снизить давление на пласт на очень большую величину.
3.2.4. Имплозия
Если в скважину опустить сосуд, заполненный воздухом под давлением, затем мгновенно сообщить этот сосуд со стволом скважины, то освободившийся воздух будет перемещаться из зоны высокого давления в зону низкого, увлекая за собой жидкость и создавая таким образом пониженное давление на пласт.

Подобный эффект может быть вызван, если в скважину спустить предварительно опорожненные от жидкости насосно-компрессорные труды и мгновенно перепустить в них скважинную жидкость. При этом противодавление на пласт уменьшится и увеличится приток жидкости из пласта.

Вызов притока сопровождается выносом из пласта принесенных туда механических примесей, т.е. очисткой пласта.
4. Подъем нефти на дневную поверхность
Подъем нефти на дневную поверхность получил название «добыча нефти», по аналогии с известными «добыча угля», «добыча руды». Однако, кроме названия, они существенно отличаются по технологии процесса извлечения.

Разделяют два вида осуществления этого процесса – фонтанный и механизированный. При фонтанном способе нефть поднимается на поверхность за счет внутренней энергии пласта, при механическом способе – прибегают к принудительному способу подъема с помощью различных устройств, спускаемых в скважину.

Фонтанный способ добычи экономичен и существует в первоначальный период разработки месторождения, пока запасы пластовой энергии достаточно велики. Затем на смену ему приходят механизированные способы. В зависимости от применяемых методов механизированные способы подразделяют на компрессорный и насосный. Последний включает в себя добычу нефти с помощью штанговых и бесштанговых насосов.

Рассмотрим способы добычи нефти, получившие в настоящие время применение.
4.1. Фонтанный способ добычи нефти.
4.1.1. Баланс пластовой энергии

Когда давление, под которым находится нефть в пласте, достаточно велико, нефть самопроизвольно поднимается на поверхность по стволу скважины. Таким способ подъема нефти получил название фонтанного.

На что же расходуется пластовок давление и какова должна быть его величина, чтобы обеспечить фонтанирование? Во-первых, необходимо преодолеть противодавление заполненного жидкостью ствола скважины – гидростатическое давление Р_гст. Во-вторых, надо компенсировать потери, возникающие при движении жидкости в колонне обсадных труб и насосно-компрессорных труб – гидравлические потери Р_гид. В-третьих, необходимо обеспечить транспортировку жидкости от устья скважины до сборного пункта – Р_тр. Кроме того устье скважины может оказаться выше или ниже сборного пункта и когда необходима энергия на преодоление геометрической разницы высот – Р_т. Надо также учесть, что при движении жидкости из зоны повышенного давления (пласт) в зону пониженного давления (скважина) из нее выделяется газ, который, расширяясь, помогает подъему. Обозначив это влияние газа через Р_газ, получим условие фонтанирования:

Р_пл = Р_гст + Р_гид + Р_тр - Р_газ + Р_г (4.1)

Подробно теория фонтанирования разработана академиком А.П.Крыловым.

При проектировании режима работы фонтанной скважины надо иметь ввиду следующее.

Приток жидкости из пласта тем больше, чем меньше будет давление на забое – Р_заб. В то же время пропускная способность подъемника будет тем выше, чем больше будет давление на забое. В процессе работы пласта и подъемника установится равновесие системы – «пласт-подъемник».

Приток жидкости из пласта описывается формулой.

q_n = K(Pпл - Рзаб)ⁿ (4.2)

Где К – коэффициент продуктивности, куб.м./сут.Мпа; Р_пл-пластовое давление, Мпа; Рзаб – забойное давление, Мпа.

Пропускная способность подъемника определяется по формуле (4.5), поэтому необходимо стремиться к соблюдению условия

q_n = q_max

Если НКТ спущены до забоя, то Рзаб в формуле (4.2) есть забойное давление. Если НКТ выше забоя, так что глубина скважины Н больше глубины спуска НКТ L: (LH), то:

Рзаб – Рбаш + (H – L)* p*q (4.3)

В этом случае формула (4.2) примет вид

q_n = K[Pпл – Рбаш - (H – L)* p*q]ⁿ (4.4)

где Рбаш – давление на входе в лифт; р-плотность жидкости.

При глубине подвести лифта L его диаметр d определится из формулы

(4.5)

При заданном диаметре лифта глубина его спуска составит:

(4.6)

где Ру-давление на устье скважины.

4.1.2. Осложнения при работе фонтанной скважины.
Отложения парафина

Часто встречающимся осложнением при работе фонтанных скважин является выпадение из нефти парафина, солей, вынос песка, прорывы газа.

По содержанию парафина нефти принято делить на три класса:

1 – беспарафинистая (содержит менее 1% парафина по массе); 2 – слабопарафинистая (содержит 1-2% парафина по массе); 3 – парафинистая (содержит более 2% парафина по массе).

Безводная девонская нефть Туймазинского нефтяного месторождения, например, содержит от 3,7 до 5,5% парафина: пласт Д1 – 5%, пласт Дп – 6 %, турнейский - 1,9%, угленосный – 3,7%. Месторождения Мангышлака содержат 15-20% парафина (Узень и Жетыбай).

Добыча нефти при наличии в ней парафина осложняется выпадением парафиновых отложнений в трубах, затрубном пространстве, в выкидных линиях, в резервуарах.

Парафиновые отложения состоит из парафина, нефти, смолистых компонентов нефти, а также воды, твердых частиц, глины и песка.

Парафиновые отложения нарушают нормальную работу скважин: их приходится останавливать на ремонт, что приводит к потере добычи нефти.

В условиях Башкирии затраты на депарафинизацию промыслового оборудования составляют около 10% от себестоимости добываемой нефти.

Начало отложения парафина отмечается на глубине 800-900 м. Наибольшие отложения наблюдаются примерно на глубине 100-200 м.

Фонтанный лифт диаметром 73 мм при дебите скважины 75 т/сут. полностью запарафинивается примерно за пять суток. За это время в лифте скапливается более 1000 кг парафина. Средний дебит скважины при этом снижается до 50 т/сут.

Рассмотрим некоторые факторы, влияющие на выпадение парафина из нефти.

В пластовых условиях парафин обычно находится в растворенном состоянии. При снижении давления и температуры нарушается первоначальное физико-химическое равновесие. В результате начинает выделяться из раствора парафин в виде мельчайших кристаллов, которые сначала находятся в нефти во взвешенном состоянии, а впоследствии осаждаются на твердых поверхностях оборудования.

Выпадению парафина способствует снижение температуры в лифте. Температура начала кристаллизации парафина для месторождений Татарии и Башкирии находится в пределах 15…35 градусов С.

Снижение температуры в лифтовых трубах происходит в связи с выделением газа из нефти, которое обусловлено в свою очередь снижением давления по мере перемещения частиц газа в нефти от забоя скважины к устью, а также при снижении устьевого давления.

Опишем метод борьбы с парафином, в основу которого положено свойство парафина прилипать только к шероховатым поверхностям. Ученые С.Ф.Люшин и В.А.Рассказов установили, что на гладких поверхностях отложение парафина не наблюдается. Группой ученых объединения «Башнефть» и НГДУ «Туймазанефть», институтов «УралНИТИ» и «ОФ ВНИИКанефтегаз» были разработаны рецептуры материалов и созданы установки для их нанесения на внутреннюю поверхность насосно-компрессорных труб.

Были испытаны поверхности, выполненные из стекла, эмали, эпоксидной смелы. Свойство покрытий различны: стекло температуростойко, кислотоупорно, но хрупко. Вследствие больших нагрузок, действующих на насосно-компрессорные трубы в скважине и разных величин деформаций металла и стекла, стекло отделяется от труб, осыпается, образуя стеклянные пробки.

Эмаль более прочна, чем стекло, стойка к агрессивным жидкостям, но также разрушается при механическом воздействии.

Следует сказать, что процесс нанесения стекла и эмали требует нагрева трубы до 700^оС и выше, что вызывает изменения в структуре металла и ведет к снижению прочности.

Эпоксидная смола является упругим материалом, наносится при температуре +100^оС, процесс нанесения может быть осуществлен в условиях промысловых мастерских. При высоком качестве подготовки поверхности и соответствующем подборе материалов покрытие долговечно и надежно, противостоит парафинообразованию.

Следует упомянуть и метод борьбы с парафином, заключающийся в периодическом соскабливании его с поверхности НКТ. Для этой цели была создана целая система, состоящая из скребков переменного сечения, опускаемых в НКТ на проволоке специальной лебедкой, программного реле времени и концевых выключателей.

Конструктивно скребки были выполнены так, что при движении вниз они уменьшали свой диаметр, что обеспечивало им свободной проход даже при наличии на стенках труб отложений парафина. При подъеме же они увеличивали диаметр и срезали парафин.

Скребки в некоторых нефтяных районах применяются и в настоящее время.

Очистка устьевой арматуры, а также труб от парафина производится депарафинизационным передвижным агрегатом, представляющим собой автомобиль, на котором установлен нагреватель.

В нагревателе монтируется труба, через которую прокачивается жидкость. Здесь она нагревается до определенной температуры и направляется в скважину. Агрегат может быть подключен на «циркуляцию», т.е. выходящая из скважины жидкость направляется в печь, подогревается до 100^оС и возвращается в затрубное пространство скважины. В процессе циркуляции производится очистка ствола скважины и НКТ.
4.1.3. Оборудование фонтанной скважины.
Наиболее простым способом подъема жидкости из фонтанной скважины является использование для этой цели эксплуатационной колонны. При этом возможно возникновение осложнений: а) эрозия колонны за счет воздействия движущейся жидкости и содержащихся в ней компонентов; б) нерациональное использование пластовой энергии вследствие значительного диаметра колонны; в) возникновение осложнений за счет выделяющихся из жидкости компонентов – солей, парафина, мехпримесей.

Восстанавливать поврежденную колонну и устранять осложнения трудоемко и не всегда эффективно. Надо также иметь ввиду, что эксплуатационная колонна является в скважинах, как правило, и обсадной колонной и призвана надежно защищать скважину от разрушения и проникновения в нее посторонних агентов в течение всей жизни месторождения.

Все оборудование фонтанной скважины можно разделить на две группы – подземное и наземное.

Подземное оборудование включает в себя насосно-компрессорные трубы (НКТ), якорь, пакер, клапаны, муфты – все устройства и приспособления, работающие в скважине и находящиеся ниже фланца обсадной колонны.

К наземному оборудованию относится устьевая арматура, рабочие манифольды, штуцеры, клапаны, задвижки – все оборудование, работающие на поверхности.

Рассмотрим назначение и конструкционные особенности оборудования, соответствующие требованиям технологического процесса.
4.1.4. Насосно-компрессорные трубы.
Насосно-компрессорные трубы в нефтяных скважинах выполняют следующие основные функции: а) являются каналом для подъема добываемой жидкости; б) служат для подвески глубинного оборудования; в) являются каналом для проведения различных технологических операций; г) являются инструментом для воздействия на забой и призабойную зону.

В зависимости от назначения и условия их применения НКТ называют: а) фонтанными (или лифтовыми) – при применении в фонтанных скважинах для подъема жидкости; б) насосными при эксплуатации в насосных скважинах; в) компрессорными при применении в компрессорных скважинах.

Насосно-компрессорные трубы по конструкции подразделяются на: а) гладкие; б) с высаженными наружу концами.

Гладкие НКТ имеют одинаковый внутренний диаметр по всей длине. Они не равнопрочны: прочность их в резьбовой части составляет 80-85% прочности тела трубы. НКТ с высаженными наружу концами – равнопрочны: прочность их в резьбовой части равна прочности в любом сечении трубы.

ГОСТ 633-80 регламентирует выпуск бесшовных (цельнотянутых) НКТ следующих условных (наружных) диаметров, мм: гладкие – 48, 60, 73, 83, 102, 114 и с высаженными наружу концами – 33, 42, 48, 60, 73, 89, 102, 114. Толщина стенок от 4 до 7 мм, длина трубы от 5,5 до 10 м (в среднем 8 м). НКТ выпускаются из стали группы прочности Д, К,Е,Л,М. Конструкция резьбового соединения специальная.

Резьба в НКТ – коническая. Преимущества таких резьб: а) возможность обеспечить герметичность без уплотняющих средств; б) возможность ликвидации в резьбе зазоров; в) более равномерное распределение нагрузки; г) сокращение времени на сборку – разборку.
4.1.5. Пакеры, якоря
Пакеры – устройства, предназначенные для разобщения отдельных участков скважины, например, призабойной зоны от остальной части. При этом они выполняют следующие функции:

• 
  защищают обсадную колонну от воздействия пластового давления;
  
• 
  препятствуют контакту с ней агрессивных пластовых жидкостей и газов;
  
• 
  способствуют давлению газа только в НКТ, увеличивая их коэффициент полезного действия;
  
• 
  создают возможность раздельной разработки отдельных пластов и пропластков;
  
• 
  позволяют осуществлять направленное устьевое воздействие на отдельные пропластки и пласты при технологических операциях.
  

Процесс разобщения производится механическим, гидравлическим и гидромеханическим воздействием на резиновый пакерующий элемент, увеличивающий при этом диаметральный габарит. В зависимости от вида воздействия на разобщающий элемент получили применение пакеры механического («М») или гидравлического («ГМ») действия.

Пакер работает так. После спуска на заданную глубину на насосно-компрессорных трубах в последние бросают шарик, который устанавливается в седле. Закачкой жидкости в НКТ в пакере создают давление, которые передается через канал «А» под поршнем и вызывает его перемещение. Поршень толкает плашкодержатель с усилием, обеспечивающим срезание удерживающего винта 10. Продолжая движение вверх, он надвигает плашки на корпус и приживает их к эксплуатационной колонне.

Расжатие манжет производится за счет массы труб, воздействующих на упор.

При дальнейшем увеличении давления (до 21 МПа) срезается винт, удерживающий седло с шариком, и они выпадают из корпуса, освобождая проходное сечение пакера.

Подъем пакера осуществляется после снятия осевой нагрузки и перемещения вверх ствола, конуса, упора. Это способствует возвращению в первоначальное положение плашек и манжет.

Якорь предназначен обеспечить дополнительную силу для надежного удержания пакера в заданном интервале. Для этого якорь соединяется в один блок с пакером и спускаются в скважину одновременно. Удерживающими элементами в якоре являются плашки, срабатывающими от давления, создаваемого в колонне НКТ и передаваемого через канал под поршень. Принцип его работы аналогичен работе пакера. При снятии давления и подъеме НКТ плашки возвращаются на свое место, освобождая якорь.

Якорь может быть конструктивно совмещен с пакером и тогда в шифр пакера вводится буквы «я» (например, ПД-ЯГМ).
4.1.6. Фонтанная арматура
Фонтанная арматура относится к оборудованию скважин, которое призвано выполнять следующие функции: а) герметизация кольцевого пространства между обсадной колонной и подъемными трубами; б) направление движения газожидкостной смеси; в) подвески глубинного оборудования; г) создание противодавления на устье; д) проведение исследований, освоения и других технологических операций.

Арматура состоит из ряда конструктивных элементов. Трубная головка служит для подвески фонтанных труб, герметизации устья, проведения различных технологических операций. Включает в себя колонный фланец, крестовик трубной головки, тройник трубной головки, переводную катушку. Фонтанная елка служит для направления и регулирования продукции скважины. Включает в себя центральную задвижку, крестовик елки (в тройниковой арматуре тройки), буферную задвижку, буферный патрубок, штуцер.

Назначение каждого из элементов арматуры: колонный фланец – для присоединения арматуры к обсадной колонне и герметизации затрубного пространства; крестовик трубной головки – для сообщения с затрубным пространством скважины; тройник трубной головки – для подвески первого ряда труб и сообщения с ним; переводная катушка – для подвески второго ряда труб и сообщения с ним; центральная задвижка – для закрытия скважины; крестовик елки служит для направления продукции скважины в трубопровод; буферная задвижка – для спуска глубинных приборов в скважину; буферный патрубок – для помещения приборов перед спуском в скважину и уменьшения колебаний давления в арматуре (там скапливается газ) ; штуцер – для регулирования дебита скважины; рабочий монифольд – часть арматуры между штуцерами и общей выкидной линией, предназначенная для соединения двух выкидов в один; вспомогательный монифольд – лилия, соединяющая затрубное пространство или насосно-компрессорные трубы и служит для подачи в скважину воздуха, газа и других агентов при технологических операциях.

Конструкция основных элементов арматуры. Основное требование, предъявляемое в арматуре, это ее абсолютная герметичность при высокой прочности деталей, их быстросборности и взаимозаменяемости.

Запорные устройства. Применяются три типа запорных устройств: прямоточные задвижки, краны, угловые вентили.

Штуцер или дроссель, предназначен для поддержания заданного режима работы скважин.

Колонные головки предназначены для герметизации пространства между спущенными в скважину обсадными трубами. В зависимости от конструкции скважины применяют различные типы колонных головок.
4.2. Добыча нефти установками штанговых насосов
Принудительный подъем нефти из скважин с помощью насосов является наиболее продолжительным в жизни месторождения.

Одним из разновидностей этого способа является добыча нефти установками штанговых глубинных насосов (УШГН).

УШГН представляет собой поршневой насос одинарного действия, шток которого связан колонной штанг с наземным приводом – станком-качалкой. Последний включает в себя кривошипно-шатунный механизм, преобразующий вращательное движение первичного двигателя в возвратно-поступательное движение и сообщает его колонне штанг и плунжеру насоса.

Осуществление способа производится с помощью установки, схема которой приведена. Подземное оборудование составляют: насосно-компрессорные трубы, насос, штанги, устройства для борьбы с осложнениями.

К наземному оборудованию относится привод (станок-качалка), устьевая арматура, рабочий монифольд.

Установка работает следующим образом. При ходе плунжера вверх в цилиндре насоса снижается давление и нижний (всасывающий) клапан поднимается, открывая доступ жидкости (процесс всасывания). Одновременно столб жидкости, находящийся над плунжером, прижимает к седлу верхний (нагнетательный) клапан, поднимается вверх и выбрасывается из НКТ в рабочий монифольд (процесс нагнетания).

При ходе плунжера вниз верхний клапан открывается нижний клапан давлением жидкости закрывается, а жидкость находящаяся в цилиндре, перетекает через полый плунжер в НКТ.

Рассмотрим устройство и работу отдельных узлов УШГН.
4.2.1.Привод
Приводы классифицируются: а) по роду используемой энергии – на механические, гидравлические, пневматические; б) по числу обслуживаемых скважин – на индивидуальные и групповые; в) по типу первичного двигателя – на электрические и тепловые.

Станок-качалка является индивидуальным приводом штангового глубинного насоса, спускаемого в скважину и связанного с приводом гибкой механической связью – колонной штанг.

В конструктивном отношении станок-качалка представляет собой четырехзвенный механизм, преобразующий вращательное движение первичного двигателя в возвратно-поступательное движение колонны штанг.

Устройство серийного станка-качалки по ГОСТу 5866-76 описывается следующим образом.

Крутящий момент от электродвигателя через клиноременную передачу передается на ведущий вал редуктора, а затем и на ведомый вал. На последнем укрепляется кривошип с противовесами. Кривошип с помощью шатунов и траверсы связан с балансиром, качающимся на опоре, укрепленной на стойке. Балансир со стороны переднего плеча снабжен откидной головкой, на которой монтируется канатная подвеска.

Станок-качалка (СК) состоит из ряда самостоятельных узлов.

Рама предназначена для установки на ней всего оборудования СК и выполняется из профильного проката в виде двух полозьев, соединенных поперечниками, и имеет специальную подставку под редуктор. В раме имеются отверстия для крепления к фундаменту.

Стойка является опорой для балансира и выполняется из профильного проката в виде четырехгранной пирамиды. Ноги стойки связаны между собой поперечинами. Снизу стойка крепится к раме сваркой или болтами, сверху несет плиту для крепления оси балансира с помощью двух скоб.

Балансир предназначен для передачи возвратнопоступательного движения колонне штанг. Выполняется из профильного проката двутаврового сечения и имеет однобалочную или двухбалочную конструкцию. Со стороны скважины балансир заканчивается поворотной головкой.

Опора балансира - ось, оба конца которой установлены в сферических роликоподшипниках, расположенных в чугунных корпусах. К средней части оси, имеющей квадратное сечение, приварена планка, через которую опора балансира с помощью болтов соединяется с балансиром.

Траверса выполняет роль связующего звена между кривошипно-шатунным механизмом и балансиром и конструктивно выполняется в виде прямолинейной балки из профильного проката. Крепление к балансиру шарнирное при помощи сферического роликоподшипника.

Шатун - трубная заготовка со специальными головками по концам; с помощью верхней головки шатун соединяется пальцем с траверсой, нижней – кривошипом через палец и сферический подшипник.

Кривошип – основной элемент кривошипно-шатунного механизма, предназначенный для преобразования вращательного движения вала редуктора в возвратно-поступательные колонны штанг. Выполнен в виде прямоугольных пластин с отверстиями для крепления к шатунам и ведомому валу редуктора. Снабжен пазами для установки и перемещения противовесов.

Канатная подвеска является гибком звеном между колонной штанг и балансиром. Состоит из двух траверс – верхней и нижней, разделенных втулками зажимов канатов. На верхней траверсе лежит узел крепления полированного штока. Траверсы могут быть раздвинуты винтами для установки динамографа.

Клиноременная передача СК предусматривает применение клиновых ремней типов О,А,Б,В,Г. Правильный выбор типа ремня обеспечивает долговечность работы передачи.

Шкивы выполняют быстросменными за счет конусной расточки тела и применения конусной втулки, закрепляемой гайкой.

Поворотные салазки являются рамой для двигателя, крепящейся в наклонном положении, что обеспечивает изменение межцентрового расстояния между осями валов и, следовательно, натяжение ремней.

Тормоз двух колодочной конструкции укрепляется на тормозном барабане и приводится в действие ходовым винтом. Рукоятка тормоза в целях безопасности вынесена в конец рамы станка-качалки.

Приводом станка качалки является трехфазный, асинхронный электродвигатель во влагоморозостойком исполнении с короткозамкнутым ротором с кратностями пускового и максимального момента соответственно 1,8…2,0 и 2,2…2,5.

Основная синхронная частота вращения – 1500 об/мин. Для получения необходимого числа ходов точки подвеса штанг могут быть применены электродвигатели с частотой вращения 750 или 1000 об/мин серии АОП.

Кроме описанного привода, основой которого является качающийся балансир, в РФ и за рубежом созданы и применяются несколько конструкций без балансирных приводов. Преимущества этих приводов заключаются в уменьшении общего габарита привода, улучшении условий обслуживания и снижении металлоемкости, повышении транспортабельности и монтаже способности.

Принципиальный отличительной особенностью всех без балансирных СК является отсутствие качающегося балансира.

Примером без балансирного механического привода является следующая конструкция. Она состоит из опорной стрелы, на верхнем конце которой расположено сдвоенное цепное колесо и роликовые цепи. Концы цепей крепятся к траверсе. К последней присоединены шатуны. Редуктор имеет привод от электродвигателя. На ведомом валу редуктора укреплены V-образный формы с отверстиями для крепления шатунов. На окружности диска устанавливаются противовесы.

За рубежом применяются несколько типов без балансирных приводов, одной из разновидностей которых является следующий. Он состоит из стальной фермы, устанавливаемой на устье скважины. На верхней площадке фермы установлен приводной двигатель с реверсивным редукторов, на выходном валу которого укреплен шкив. Через шкив перебрасывается со стороны фермы уравновешивающий груз, с другой – канат с полированной штангой. Ферма устанавливается на рельсы и может быть откатана при подземном ремонте. Реверсивный редуктор управляется пультом: при достижении полированным штоком крайних положений пульт дает команду на изменение направления вращения.

Выпускаются такие СК в США фирмой «Ойл вэл» имеют следующие характеристики: длина хода до 10,2 м, грузоподъемность до 157 кН, число ходов до 2 мин-1, мощность до 30 кВт.

За рубежом получили применение гидравлические приводы штанговых насосов. Они включают в себя подъемный цилиндр, уравновешивающий цилиндр, соединенные между собой системой маслопроводов. Гидравлическая силовая часть состоит из насоса и распределительного устройства. Насос нагнетает в подъемный цилиндр масло, в результате чего поршень, а затем и колонна штанг поднимаются. При верхнем положении срабатывает распределительное устройство и масло вытекает из-под поршня.

Уравновешивание гидравлического привода происходит путем перетока масла из подпоршневой полости цилиндра при его ходе вниз в подпоршневую полость цилиндра и подъем его поршня. Затем при ходе вверх происходит обратный процесс: масло из под поршневой полости цилиндра перетекает в подпоршневую полость цилиндра, помогая перемещению его поршня вверх.

4.2.2. Конструкция штангового насоса
Скважинный насос состоит из цилиндра, поршня и клапанов всасывающего и нагнетательного. При ходе поршня вверх в цилиндре насоса создается разряжение, в результате которого давление жидкости вне насоса оказывается выше, чем внутри. Это вынуждает всасывающий клапан открываться и впустить в цилиндр насосов порцию жидкости.

Одновременно, находящаяся над поршнем жидкость оказывает давление на нагнетательный клапан, прижимая его к седлу, и вместе с поршнем перемещается вверх. Через определенное количество ходов вверх (циклов) произойдет заполнение колонны насосно-компрессорных труб и жидкость начнет поступать в устьевой трубопровод.

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.