Скважинное оборудование. 
Анализ разработки Правдинского месторождения

а. Устьевое оборудование 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.

Оборудование устья нагнетательной скважины изготавливают в коррозионностойком исполнении, исключающем проникновение сточных вод в вышележащие водоносные горизонты. Для нагнетания воды в пласт применяется скважинная арматура типа 1АНЛ-60−200 (рисунок 4.3), с проходным сечением елки 60 мм, рассчитанная на рабочее давление 20 МПа.

При закачке в пласт сточных вод подводящий водовод от КНС подключается к тройнику, а через отросток крестовины в кольцевое пространство закачивается нейтральная жидкость (см. рисунок 4.3).

б. Глубинное оборудование Большее применение на Правдинском месторождении нашли погружные центробежные электронасосы, особенно для эксплуатации обводненных высокодебитных, глубоких и наклонных скважин.

Погружные центробежные электронасосы не имея длинной колонны штанг между насосом и приводом, позволяют передавать насосу значительно большую мощность, чем в штанговой установке, а следовательно увеличивать добывные возможности этого вида оборудования.

Установка погружного центробежного электронасоса для добычи нефти состоит из погружного агрегата (электронасоса), спускаемого в скважину на насосных трубах специального кабеля, питающего двигатель электроэнергией, и станции автоматического управления (рисунок 4.4).

Электронасос состоит из специального погружного маслонаполненного электродвигателя переменного тока, протектора, предохраняющего двигатель от проникновения в него окружающей жидкости, и центробежного многоступенчатого насоса. Корпусы электродвигателя, протектора и насоса соединены фланцами. Валы имеют шлицевые соединения. В собранном агрегате электродвигатель расположен внизу над ним — гидрозащита (специальный протектор), над протектором — насос.

Рисунок 4.3 — Скважинная арматура фланцевая типа 1АНЛ-60−200. 1 — буфер; 2 — крестовик; 3 — катушка; 4 — тройник; 5 — задвижка; 6 — вентиль; 7 — манометр; 8 — насосно-компрессорные трубы Рисунок 4.4 — Установка погружного центробежного электронасоса УЭЦН Электронасос спускают в скважину на насосно-компрессорных трубах. Питание двигателя электроэнергией осуществляется по круглому специальному нефтестойкому трехжильному кабелю, который крепится к насосным трубам металлическими поясами. На поверхности устaпaвливaют лишь станцию управления и автотрансформатор.

Для максимального уменьшения диаметрального габарита погружного агрегата вдоль него укладывают специальный плоский кабель, предохраняемый от повреждения ребрами, приваренными к насосу, и защитными кожухами. Площадь сечения кабеля выбирают в зависимости от силы тока двигателя и глубины его спуска в скважину. Участок кабеля от устья до станций управления прокладывают по эстакаде.

Применение погружных электронасосов позволяет вводить скважины в эксплуатацию сразу же после бурения в любой период года (даже в самые суровые зимние месяцы) без больших затрат времени и средств на монтаж оборудования. Спуск электронасоса в скважину отличается от обычного спуска насосно-компрессорных труб наличием кабеля и необходимостью его крепления к трубам. Сборка же самого электронасоса на устье скважины очень проста.

При эксплуатации скважин погружными центробежными электронасосами устье легко герметизируется, что позволяет собирать и отводить попутный газ.

Характерной особенностью погружных центробежных электронасосов является простота обслуживания, экономичность, небольшая по сравнению с другими видами оборудования металлоемкость, относительно большой межремонтный период их работы.

Большие межремонтные периоды позволяют эксплуатировать скважины без вышек, с использованием передвижных мачт для периодических подъемов электронасосов.

Погружной многоступенчатый центробежный насос представляет собой набор большого числа рабочих колес и направляющих аппаратов, предварительно собранных на валу и заключенных в стальной корпус, выполненный из трубной заготовки.

Направляющие аппараты закреплены для предотвращения проворота в корпусе насоса специальной гайкой (ниппелем), а рабочие колеса посажены на вал на шпонке, предотвращающей проворот их относительно вала, и свободно перемещаются вдоль него.

В собранном насосе втулка рабочего колеса вращается в отверстии направляющего аппарата, как в подшипнике, а колесо опирается нижним диском о специальный бурт направляющего аппарата, выполняющий роль подпятника. Для уменьшения силы трения между диском рабочего колеса и буртом направляющего аппарата, обусловленной действующим на колесо осевым усилием, которое при нормальном режиме работы насоса направлено сверху вниз, в расточку нижнего диска колеса запрессована шайба из антифрикционного материала.

В насосах обычного исполнения опорная шайба изготовляется из текстолита. По мере ее износа рабочее колесо перемещается вдоль вала оставаясь, как правило, всегда прижатым вниз. Число рабочих колес и направляющих аппаратов (ступеней) в насосах колеблется от 84 до 332. Длина корпуса насоса не превышает обычно 5,5 м. Когда разместить в одном корпусе нужное число ступеней невозможно, их заключают в два, а иногда в три корпуса, которые являются в этом случае отдельными секциями одного насоса.

Рабочие колеса многоступенчатых погружных насосов изготовляют из специального никелевого чугуна. Направляющие аппараты (осевого типа) изготовляются также из никелевого чугуна.

Верхний конец вала насоса вращается в подшипнике скольжения и заканчивается специальной пятой. Нижний конец вала смонтирован в подшипниковом узле, состоящем из одного и двух радиально-упорных подшипников. Подшипники смазываются специальной густой смазкой. поступающей из камеры протектора гидрозащиты двигателя. Чтобы масло не ухолило из камеры подшипников, вал насоса уплотняется сальником, состоящим из свинцово-графитовых колец.