Природные коллекторы нефти и газа

В нефтяных и газовых месторождениях нефть и газ, так же как и пластовые воды, занимают пустоты (поры) в горных породах, имеющиеся между отдельными зернами, из которых состоят эти: породы, а также трещины и каверны в них. Отдельно взятые поры в породах весьма малы, но в сумме образуют огромный объем, до­ходящий иногда до 50% общего объема всей породы.

Все горные породы, составляющие земную кору, имеют пустоты между частицами, т. е. обладают пористостью, но промышленные-запасы нефти практически встречаются только в осадочных породах — в песках, песчаниках, известняках, конгломератах, являющихся хорошими коллекторами для жидкостей и газов. Эти породы обла­дают проницаемостью, т. е. способностью пропускать жидкости и газы через систему многочисленных каналов, связывающих отдель­ные пустоты в породе между собой.

Глины являются также осадочными породами, но они непрони­цаемы для жидкостей и газов вследствие того, что пустоты в них и каналы, соединяющие эти пустоты, ничтожно малы. В мелких,, субкапиллярных каналах (диаметром менее 0,0002 мм), которые-присущи глинистым породам, жидкости и газы прочно удерживаются в неподвижном состоянии капиллярными силами (силами сцепления, силами прилипания), действующими в этих каналах.

В формировании нефтяных и газовых месторождений глины играют роль непроницаемых перекрытий, между которыми залегают-в виде пластов проницаемые породы, заполненные нефтью, газом или водой. Если бы не было глинистых пород, подстилающих и перекрывающих проницаемые породы, то нефть и газ, имеющиеся в недрах земли, рассеялись бы по всей толще земной коры и выхо­дили на поверхность.

Основные физические параметры горных пород, складывающих нефтяные и газовые месторождения, следующие: пористость, гра­нулометрический (механический) состав, проницаемость, удельная поверхность, ^механические свойства. Эти параметры горных пород, необходимо знать для решения задач рациональной разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений.

2Т

при вращении рабочих колес, которые являются основным орга­ном насоса.

Во время работы насоса жидкость, поступающая через всасываю-• щие отверстия к центральной открытой части рабочего колеса, попадает на его лопатки и увлекается ими в полость насоса, где при­обретает вращательное движение.

Под влиянием центробежной силы и от воздействия лопаток ча­стицы жидкости с большой скоростью отбрасываются к периферии вращающегося колеса и затем наружу. Выбрасываемая из колеса Жидкость обладает большой скоростью и, следовательно, значитель­ной кинетической энергией — энергией движения. Для преобразо­вания этой энергии в энергию давления служат специальные на­правляющие устройства, которые состоят из системы фигурных ло­паток, охватывающих рабочее колесо. Жидкость, протекая между этими лопатками, плавно изменяет направление движения, посте­пенно теряет скорость и отводится в следующую ступень.

Рабочие колеса погружных насосов имеют небольшой диаметр и вследствие этого напор жидкости, создаваемый одной ступенью, не превышает 3,5—5,5 м водяного столба. Поэтому для обеспечения напора в 800—1000 м в корпусе насоса монтируют по 150—200 сту­пеней, а в тех случаях, когда необходимо иметь больший напор, применяют двухсекционные насосы.

Часть погружных центробежных электронасосов выпускается в износоустойчивом исполнении; они предназначены для эксплуа­тации скважин с содержанием механических частиц (песка) в отка­чиваемой жидкости от 1 до 10 г на литр.

Отличительными конструктивными особенностями таких насосов являются:

а) выполнение опорных торцовых поверхностей рабочих колес
и направляющих аппаратов, а также других трущихся поверхностей
(кроме сальникового узла) из износоустойчивой нефтестойкой ре­
зины;

б) применение промежуточных износостойких подшипников, об­
лицованных резиной;

в) защищенность вала насоса по всей длине от непосредственного
соприкосновения с пластовой жидкостью; на участке между саль­
ником и первым рабочим колесом, а также между рабочими колесами
и промежуточными подшипниками вал защищен бронзовыми втул­
ками;

г) изготовление рабочих колес из бронзы.

Износоустойчивыми являются также насосы с капроновыми ра­бочими колесами и направляющими аппаратами.

Погружной электродвигатель (ПЭД). Погружной центробежный насос приводится в действие трехфазным электродвигателем пере­менного тока с короткозамкнутым ротором, рассчитанным на пита­ние от сети промышленной частоты. Погружные электродвигатели предназначены для работы в скважинах с температурой откачивае­мой жидкости до 70—95° С.

Скорость вращения ротора погружных электродвигателей со­ставляет около 3000 об/мин.

Своеобразные условия работы погружного двигателя определяют его конструктивное исполнение и значительное отличие от обычных электродвигателей. Поперечные размеры двигателя ограничены раз­мерами обсадной колонны, и поэтому с целью обеспечения необхо­димой мощности их выполняют значительной длины. Например, двигатель мощностью 46 кВт имеет длину 6,8 м.

Во избежание проникновения в полость электродвигателя жид­кости, заполняющей скважину, его делают герметичным и запол­няют маловязким трансформаторным маслом, которое благодаря действию механизма протектора находится под давлением, превы­шающим давление окружающей среды.

Устройство погружного двигателя показано на рис. 125.

Ротор двигателя состоит из отдельных секций 1, собранных на валу 2. Между секциями установлены промежуточные опорные подшипники качения или скольжения 3, которые предотвращают изгиб вала от одностороннего магнитного притяжения между ста­тором и ротором и от действия неуравновешенных центробежных сил. Осевые нагрузки (в основном вес ротора) воспринимаются верх­ним радиально-упорным подшипником 8.

Каждая секция ротора представляет собой набор пластин-дисков, отштампованных из специальной электротехнической стали. В за­крытых пазах секций размещается обмотка ротора (беличье колесо). Крутящий момент роторных секций передается на вал двигателя при помощи шпонок.

Статор двигателя состоит из магнитных 4 и немагнитных 5 паке­тов, собранных в общем корпусе 6. Магнитные пакеты в собранном двигателе располагаются напротив секций ротора, а немагнитные — напротив промежуточных подшипников. Все пакеты статора свя­заны с корпусом шпоночным соединением, при помощи которого реактивный крутящий момент статора передается на корпус.

Обмотка статора 7 — общая для всех секций и выполнена из медных изолированных стержней, уложенных в пазах статора. Изо­ляция обмотки делается из стеклоткани, пропитанной специальным лаком, и является термо- и маслостойкой.

Концы обмотки, изготовленные из гибких проводников, присоеди­нены к штепсельной розетке, которая монтируется в косом срезе верхней головки двигателя.

Во время работы двигателя происходит постоянная циркуляция масла, заполняющего его полость. Для этой цели у вала двигателя сделано центральное сверление на всю длину, а в пакетах статора имеются специальные продольные пазы. Масло из внутренней по­лости вала откачивается специальной турбинной, установленной на валу непосредственно под самым верхним промежуточным под­шипником, и подается в верхнюю часть двигателя, откуда по пазам в статоре и по зазору между ротором и статором направляется к ниж­ней части двигателя.

В полость вала масло поступает через тканевый фильтр. Осажде­ние механических частиц из масла происходит в нижней части кор­пуса, а также в камере в верхней его части.

Рис. 125. Погружной электродвигатель.

Погружные электродвигатели имеют максимальные внешние диа­метры 103 и 123 мм, что позволяет спускать их в скважины с экс­плуатационными колоннами диаметром соответственно 146 и 168 мм (5* и 6").

Мощности выпускаемых двигателей равны 10, 17, 28, 35, 46, 55, 75 и 100 кВт.

Протектор. Для защиты электродвигателя от попадания в него откачиваемой из скважины жидкости служит специальное предо­хранительное устройство, называемое протек-, тором (рис. 126). Принцип этой защиты состоит в том, что протектор создает в полости двига­теля, заполненной специальным жидким мас­лом, давление, которое является избыточным над давлением окружающей среды при любом его значении. Кроме того, протектор снаб­жает упорные подшипники насоса специаль­ной густой смазкой.

Корпус протектора состоит из двух камер А и Б, разделенных ниппелем 7.

Нижняя камера Б заполняется маловязким маслом и сообщается с полостью электродвига­теля через отверстие 9 и зазоры между валом 2 протектора и его кожухом 8. Запас масла в этой камере служит для компенсации утечек масла из полости электродвигателя.

Верхняя камера А имеет запас густой смазки для подшипников насоса и специальное устройство, при помощи которого в протек­торе поддерживается избыточное давление. Смазка помещается в верхней части камеры.

Избыточное давление в камере, равное 150— 200 кПа, создается при помощи пружины 5, которая действует на поршень 4 снизу. Когда насосный агрегат находится в скважине, дав­ление окружающей жидкости передается на поршень через отверстия 6 в корпус протек­тора, и таким образом избыточное давление, создаваемое пружиной и поршнем, остается неизменным.

Заполнение протектора густой смазкой осуществляется через обратный клапан 1, рас­положенный в головке(на рисунке изображен с правой стороны головки). Нагнетаемая под давлением смазка продвигает поршень вниз и сжимает пружину 5.

Рис. 126. Протектор. 1 — обратный клапан; 2 — вал протектора; 3 — верхний патрубок; 4 — поршень; 5 — пружина; 6 — отверстие в корпусе; 7 — разделительный ниппель; 8 — кожух; 9— отверстие; 10 — пере­пускной клапан.

Сообщение полости верхней камеры б^дру-гими узлами насосного агрегата осуществля­ется следующим образом.

После сборки всей установки открывается перепускной клапан 10 и смазка из верхней камеры протектора через этот клапан поступа­ет в камеру радиально-упорных подшипников

насоса и заполняет ее. Давление из этой камеры передается на жидкое масло в нижней камере и, следовательно, на внутреннюю полость электродвигателя через зазор между валом протектора и патрубком 3.

"Кабель. Питание электроэнергией погружного двигателя осуще­ствляется по трехжильному кабелю двух типов. Круглый кабель КРБК (кабель резиновый, бронированный, круглый) от наземного оборудования спускается в скважину до глубины несколько выше насоса, а дальше идет плоский кабель КРБП (кабель резиновый, бронированный, плоский), который соединяется с круглым кабелем горячей вулканизацией.

На конце плоского кабеля имеется герметичная штепсельная муфта с наконечниками из бериллиевой бронзы. Корпус кабельной муфты крепится к головке двигателя двумя болтами, а герметич­ность соединения создается свинцовой прокладкой.

Сечение токоподводящих жил кабеля выбирается в зависимости от мощности погружного двигателя и глубины его спуска одного из следующих размеров: 10, 16, 25, 35 и 50 мм². Наружный диаметр кабеля от 12,2 до 40 мм.

На поверхности кабель намотан на барабан, располагаемый на расстоянии нескольких метров от скважины. Сматываемый с катушки барабана кабель проходит через направляющий ролик, подвешен­ный на пружинном амортизаторе у устья скважины.

Оборудование устья и колонны подъемных труб. Обычно устье­вую арматуру для скважин, оборудованных погружными электро­насосами, изготовляют в промысловых мастерских. Крестовина или тройник устьевой арматуры на нижнем конце имеет трубную резьбу, а на остальных фланцы для присоединения задвижек.

Верхняя буферная задвижка монтируется в тех случаях, когда необходимо производить очистку труб от парафина. Боковые за­движки, предназначенные для направления газонефтяного потока, обвязываются так же, как и на фонтанных скважинах (рис. 127).

Для отвода газа из затрубного пространства в верхнюю муфту обсадной колонны завинчивается колонный патрубок с боковым от­водом и задвижкой, которая соединяется с одной из выкидных ли­ний катушкой. Эту задвижку открывают периодически или же остав­ляют постоянно открытой. В последнем случае в обвязке затрубной задвижки устанавливается обратный клапан, не допускающий пере­тока нефти из выкидной линии обратно в скважину. На скважинах с фонтанными проявлениями желательно иметь на арматуре и на затрубном пространстве стальные задвижки, поэтому при изготов­лении устьевой арматуры часто используют фланцевые задвижки от стандартных фонтанных арматур.

Насосные трубы с агрегатом, прикрепленным к нижнему концу колонны этих труб, подвешивают на фланце обсадной колонны по­средством специальной планшайбы.

Планшайба, представленная на рис. 128, состоит из основной части, представляющей неполный круг, и дополнительной — сег-

Рис. 127. Схема обвязки устья скважины, оборудованной ЭЦН.

1 — крестовик; а — задвижка для подключения ЦПУ; з — сальниковое уп­лотнение; — 4 планшайба; 5 — колонный патрубок; в — обратный клапан;

7 — штуцер.

пан. 1 — корпус клапана; '2 — прокладка; 3 — штуцер.

Рис. 128. Специальная план- р_ис. 129. Обрат- Рис. 130. Сливной кла-
шайба. ный клапан.

1 — патрубок-пере­водник; 2 — шпиль­ка; 3 — специальная гайка; 4 — шарик; в — седло клапана; б — резиновое уплот-

нительное кольцо.

мента, крепящегося к первой двумя шпильками. Зазор между этими двумя частями уплотнен прокладкой. В середине разъема имеется отверстие для пропуска в скважину силового кабеля.

В колонне насосных труб над насосом устанавливают обратный и сливной клапаны. Обратный клапан (рис. 129) используется для залива насосных труб жидкостью перед пуском насоса, что облег­чает пуск насоса и контроль за его работой после пуска. Во время работы насоса обратный клапан находится в открытом положении под действием давления снизу.

Сливной клапан (рис. 130) монтируют над обратным клапаном и пользуются им для спуска жидкости из насосных труб перед подъ­емом их из скважины.

При необходимости поднять насосный агрегат из скважины в на­сосные трубы сбрасывают металлический стержень. Этот стержень, проходя через трубы, ударяет по удлиненному концу штуцера слив­ного клапана, отламывает его в месте надреза, в результате чего открывается отверстие для стока жидкости из колонны насосных труб. Это облегчает труд работающих, так как развинчивание и подъем труб производятся без разлива жидкости. Сломанный шту­цер впоследствии реставрируют или заменяют новым.