Некоторые углеводороды в пластовых условиях представляют собой жидкости, но по мере подъема наверх меняются и условия – температура, давление, газовый фактор, в результате чего они превращаются в твердые вещества и выпадают на стенках скважины. Эти отложения представлены преимущественно четырьмя веществами: парафинами, церезинами, нефтяными смолами и асфальтенами. Общее их название АСПО – асфальтосмолопарафинистые отложения.

Кстати, все эти вещества весьма полезны в деятельности человека. Парафин применяют в пищевых целях, он входит в состав технических смазок, с его помощью лечат, из церезина получают вазелин, па названию «асфальтены» и без расшифровки понятно, куда они входят. Но вот для добычи и транспортировки нефти – это страшный бич. Они откладываются на стенках насосно-компрессорных труб, транспортных магистралей, нефтеоборудования, что приводит к резкому уменьшению дебита скважин, полному прекращению подачи нефти по трубопроводам, выходу из строя оборудования и прочим печальным последствиям. Поэтому с АСПО постоянно и методично борются.

Трубы, забитые АСПО

Для начала давайте разберемся, что из себя представляют эти вещества и по каким причинам они выпадают.

Парафины – это воскообразная смесь предельных углеводородов с числом атомов углерода от 18 до 35. Обычно парафины имеют линейные молекулы, хотя присутствует и небольшое число изомеров разветвленной структуры.

Церезины часто относят к парафинам, хотя часто и выделяют в отдельный класс веществ. Это также предельные углеводороды, но с числом атомов углерода от 36 до 55. В отличии от парафинов они представлены преимущественно разветвленными изоалканами.

Нефтяные смолы и асфальтены также схожи по строению. В основе их находятся уже гетероциклические соединения. Вспоминаем химию, углеводороды могут быть линейными и циклическими. Если несколько атомов углерода замкнуты связями в кольцо – то, соответственно, это циклические углеводороды. При этом они могут быть карбоциклическими и гетероциклическими. Если в кольце только атомы углерода, то это карбоциклическое соединение, а если есть иной атом – гетероциклическое. Например, шестичленный карбоцикл, имеющий ароматическое кольцо называется бензол. Если же в бензоле заменить один атом углерода на азот, то получается шестичленный гетероцикл пиридин.

Бензол и пиридин

Смолы от асфальтенов отличаются числом атомов углерода. Если в молекуле их от 30 до 70, то это нефтяные смолы, а если больше – соответственно асфальтены.

Процентный состав содержания различных веществ зависит от состава нефти. В некоторых АСПО могут преобладать асфальтены, в других – парафины и пр.

Кроме этих веществ АСПО всегда содержат в себе механические примеси и связанную нефть. Механические примеси берутся из разрушенного скелета породы, приносятся пластовой водой, содержат частицы бурового раствора, цемента и пр.

Внешне АСПО представляют мазеобразную густую массу разного цвета, преимущественно темных оттенков. На холоде они твердеют.

К основным факторам, приводящим к выпадению АСПО относятся:

1. Состав нефти. Если нефть тяжелая, в ней больше содержится парафинов, нафтенов, смол и асфальтенов, тем больше интенсивность осадкообразования

2. Невысокие температуры потока. Если добываемый флюид горячий, а на многих месторождениях даже на поверхности добываемая жидкость может иметь температуру под сотню градусов, тем меньше АСПО отлагается на трубах. При понижении температуры в осадок выпадает больше АСПО. Особенно критичны температуры от 20 градусов Цельсия и ниже.

3. Низкая скорость потока. Особенно мощные отложения бывают на низкодебитных скважинах. Скорость истечения жидкости в них мала, поэтому частицы успевают осесть на стенках труб. Если же скорость выше шести метров в секунду, то АСПО там практически не встречаются, бляшки парафина буквально срываются потоком.

4. Высокий газовый фактор. При подъеме нефти происходит падение давления, нефть начинает активно разгазироваться. Температура снижается и выпадают АСПО.

5. Состояние поверхности труб. Чем более старые трубы, чем более шероховатые стенки, тем больше площадь для удержания отложений.

Во второй части я напишу основные методы борьбы с АСПО.

Шарошечное долото

При этом скважина имеет ступенчатую конструкцию, и ее диаметр уменьшается от устья к забою. После бурения каждой ступени в скважину спускают трубу определенного диаметра для закрепления стен скважины. После пространство между стенками трубы и горной породой цементируют.

Конструкция скважины

Первая труба, самого большого диаметра, например 324 мм называется направление. Она нужна для защиты устья и верхнего слоя почвы от размывания.

Затем продолжают бурить ствол долотом меньшего диаметра до глубины порядка 500-700 метров. Затем спускают трубу меньшего диаметра, чаще всего 168 мм диаметром. Эта труба и часть скважины называется кондуктором. Кондуктор перекрывает водоносные слои и предохраняет их от попадания соленых вод и углеводородов.

Затем идет колонна еще меньшего диаметра, которая заходит в нефтеносный пласт. Она называется эксплуатационной. Если скважина глубокая, то между кондуктором и колонной спускается еще промежуточная (техническая) колонна.

Обсадная труба. 168 мм

В зависимости от геологических и технологических условий, скважина может быть пробурена различным образом:
Вертикальная скважина – это скважина, у которой угол отклонения ствола от вертикали не превышает 5°.
Если угол отклонения от вертикали больше 5°, то это уже наклонно-направленная скважина.

Горизонтальной скважиной (или горизонтальным стволом скважины) называют скважину, у которой угол отклонения ствола от вертикали составляет 80-90°. Но здесь есть один нюанс. Пласты не пролегают в недрах по идеальной горизонтали. Поэтому смысла бурить скважину под углом в 90% нет смысла, да и эксплуатировать ее труднее. Поэтому горизонтальной считается скважина, которая пробурена в азимутальном направлении пласта (внутри пласта по углу наклона пласта)

Скважины с двумя и более стволами называют многоствольными (многозабойными). Тут есть тоже один нюанс. Если основной ствол скважины пробурен до пласта, а уже внутри пласта забурены дополнительные стволы, то скважина многозабойная. Если разветвление начинается до пласта – то скважина многоствольная.

Типы скважин

После того, как скважина пробурена и ее стенки зацементированы, на устье обсадные колонны обвязываются колонной головкой. Точнее сказать, что она устанавливается во время бурения и на ней устанавливают противовыбросовое оборудование. Она жестко соединяет в единую систему все обсадные колонны скважины, воспринимает усилия от их веса и передает всю нагрузку кондуктору. Она обеспечивает изоляцию и герметизацию межколонных пространств и одновременно доступ к ним для контроля состояния стволовой части скважины и выполнения необходимых технологических операций. Колонная головка служит пьедесталом для монтажа эксплуатационного оборудования, спущенного в скважину.

Колонная головка

На верхний фланец катушки колонной головки монтируется фонтанная арматура. Она необходима для обвязки и герметизации устья, а также для:

• перекрытия добываемой нефти и газа и направления их в трубопровод;

• подвески колонны (подъемной) насосно-компрессорных труб;

• осуществления на скважине различных технологических процедур;

• регулирования и контроля работы скважины;

• монтажа глубинного насоса

Она состоит из двух частей – трубной головки (обвязки) и фонтанной елки. Бывает несколько типов фонтанных арматур, они делятся на тройниковые и крестовые, с кранами и задвижками, однорядные и двурядные (используются редко).

Верхняя часть колонной головки и трубная головка

Фонтанная елка тройникового типа

Планировал написать одну статью, но материала хватит на две. В следующей части рассмотрю подземное оборудование, типы скважин, может еще что вспомню.

PS. Вспомнил забавную историю. В одной из КРС-бригад был мастер, которого звали Фидан Андреевич (сам в ахуе, мама башкирка, папа русский). Инициалы были ФА, как аббревиатура фонтанной арматуры. Так в бригаде, да и везде его за глаза звали Фонтан Арматурыч. Куда поехал? Да к Фонтан Арматурычу

Принципиальная схема работы гидрозащиты

Получается, что торцовое уплотнение разделяет объемы над и под ниппелем, но при этом позволяет валу вращаться. При этом такое торцовое уплотнение держит порядка 3-4 атм. Таких уплотнений в протекторе – обычно три или четыре.

Итак, сверху и снизу диафрагма, которая уравнивает давления внутри и снаружи ПЭДа, изготовлена из специальной термостойкой и маслостойкой резиной ограничены. Она ограничена торцовыми уплотнениям. Снаружи диафрагмы – пластовая жидкость(голубые шарики). Эта жидкость давит на стенки диафрагмы и передает давление маслу(зеленые шарики). Масло по каналу среднего ниппеля попадает в верхнюю трубку лабиринта и сообщает давление дальше(красные шарики). Масло через нижнюю трубку лабиринта по трубке попадает в полостью двигателя (желтые шарики). Вал при этом у нас может вращаться, но полость двигателя отделена аж тремя барьерами, и еще и давления что там, что там одинаковое! Вот такой хитрый механизм. Тот кусок, который содержит диафрагму – соответственно диафрагменная секция протектора, тот который с трубками – лабиринтная секция. Зачем такие сложности? Все сделано для того, что бы протектор как можно дольше работал и защищал двигатель. Например, отказало верхнее торцовое уплотнение или порвалась диафрагма? что произойдет? А ничего страшного! Пластовая жидкость будет давить на жидкость лабиринта – масло и пластовая жидкость в спокойном состоянии не смешиваются, а в спокойном состоянии они находятся даже при включенном двигателе. И пока еще пластовая жидкость пройдет лабиринт? Протектор все это время будет выполнять свои функции.

Это самый простой протектор, однако есть и посложнее, когда лабиринтов и диафрагм больше, то есть камер не две, а три, или даже четыре! Соответственно торцовых уплотнений и барьеров для пластовой жидкости еще больше. Бывает, что два протектора соединяют последовательно – это увеличивает надежность оборудования.

Еще один узел протектора – узел пяты. Это специальный упорный подшипник, который воспринимает осевую нагрузку на вал протектора. Эта нагрузка в некоторых установках может быть больше тонны. Представляете себе подшипник, который вращается с частотой 3000 об/минуту, и несет при этом тонну веса.

Полость диафрагмы соединена через специальные обратные клапана с внешней полостью. Эти клапана открываются при определенном давлении изнутри диафрагмы, что бы в случае превышения давления в двигателе, например, при его нагреве и соответственно расширению объема масла, ему было куда деваться и не рвать диафрагму. То есть масло при определенном давлении выплевывается из протектора.

В каждом ниппеле, в голове и основании есть специальные радиальные подшипник – они позволяют валу легко вращаться и ограничивают его от изгиба.

Когда производят монтаж протектора, его прокачивают через специальные пробки, полость за полостью, снизу вверх, вытесняя весь воздух и одновременно проводя опрессовку торцовых уплотнений и клапанов. Делать это надо очень тщательно, соблюдая последовательность и время. Этих пробок на защите может быть штук десять – главное ничего не перепутать. Пробки уплотняются специальными одноразовыми свинцовыми шайбами.

Для питания двигателя используется кабель. Очевидно, что обычный кабель для этой цели не подойдет, поэтому для этого используют специальный нефтепогружной кабель. По форме профиля могут быть кабели круглые КРБК и плоские КПБП. Сейчас круглый кабель практически не используется. КПБП состоит из трех изолированных медных жил. Изоляция выполняется двухслойной. В нижнем слое используется изоляционный полиэтилен высокой плотности, в наружном слое светостабилизированный полиэтилен высокой плотности для оболочек. Толщина каждого из слоев составляет 1,5 мм.

Схема кабеля КПБП

Поверх параллельно уложенных жил располагается подушка из лент нетканого материала и броня из стальных оцинкованных лент толщиной 0,5 мм. Броню накладывают с положительным перекрытием лент.

Кабелю при спуске УЭЦН прикрепляется к трубам с помощью специальных металлических поясов – клямс. Они затягиваются специальным устройством – клямсевателем, по неведомой причине называемый оренбургскими нефтяниками кичедык. Кстати, тест на нефтяника. Если я говорю с кем-нибудь на работе, и он говорит кичедык и вертиголова - значит земляк.

Если скважина имеет горизонтальные участки, то в местах соприкосновения кабеля со стенками скважины на кабель ставят защитные устройства – протекторы.

Связка клямс

Тот самый кичедык

Протектор для кабеля

И под конец видеоролик с объяснением принципа работы УЦН

#comment_146615690

Насос характеризуется габаритом, дебитом, напором и исполнением.

Габарит – это поперечный размер насоса с кабелем, определяющий в какую скважину его можно опустить. Габариты бывают 3, 4, 5, 5А, 6, 6А, 6Б, 7, 8, 9. Самые распространенные 5 и 5А. 3-4 - это уж для совсем тонких скважин – большая редкость. 6 и больше это для высокодебитных скважин, поэтому встречаются редко, и, в основном, используются в водозаборных скважинах
Насосы 5 габарита имеют наружный диаметр корпуса 92 мм, 5А – 103 мм. Плюс кабель который идет вдоль насоса. Самый большой диаметр у насоса 9 габарита – 185 мм, я не видел никогда такого монстра

Дебит – это количество жидкости прокачиваемой насосом за определенный период времени. Как-то так получилось, что мы измеряем дебит в метрах кубических в сутки. В США меряют в баррелях (каждый баррель 159 литров). Так вот, распространенные дебиты для габарита 5 – от 10 до 200, для габарита 5А – от 160 до 800. Есть насосы в габарите 5А с дебитом 25 – 125 м3/сутки. Дебит насоса зависит от применяемой ступени. То есть в каждом габарите есть ряд ступеней для определенных дебитов.

Напор – это высота водяного столба, на которую насос поднимает свой дебит. Тут диапазон широчайший… иногда надо 100 метров для какой-нибудь водяной скважины, иногда надо насос 3200 метров напором. Каждая ступень поднимает жидкость на высоту 4-6 метров, то есть что бы получить насос с напором 2000 метров нужно в среднем 400 ступеней. В один корпус столько ступеней просто физически не поместится, поэтому насосы секционные. стандартные длины 3, 4, 5 метров. В последнее время появились секции 4,5 метра и 6 метров (для более точного подбора и экономии количества секций). В каждую секцию помещается ( в зависимости от дебита (высоты ступени) и длины секции от 30 до 200 ступеней. Набирая насос из секций, мы подбираем необходимый напор.

Схема ЭЦН

Каждая секция это корпус нужного диаметра, в который последовательно набраны неподвижные аппараты и вращающиеся колеса. Колеса вращаются посредством вала, у которого есть шпон-паз и шпонка. В каждом колесе тоже есть шпон-паз. Набирая на валу части в последовательности аппарат – колесо – аппарат – колесо, получаем внутренности насоса. Эти внутренности запрессовываются в корпус, на концы которого вворачиваются концевые детали – головка (верх) и основание (низ). Через определенный промежуток устанавливаются промежуточные подшипники – они нужны, что бы повысить износостойкость насоса. Ставят их каждый метр, каждые полметра, каждые 0,35 метра, или, иногда даже каждые 200 миллиметров. Эти подшипники изготавливаются из специальных твердосплавных или керамических материалов – то есть очень износостойкие.

Опять же насосы бывают плавающие (это когда колесо немного ходит между аппаратами в осевом направлении), а так же пакетной сборки или компрессионной. Пакетной – это когда определенное количество колес зажато между подшипниками пакета аппаратов, и компрессионной – когда колеса закреплены на валу (специальными распорными втулками). Пакетная и компрессионная сборка так же нужна для повышения износостойкости насоса. Ступени обычно делают из специального чугуна. Для стандартного исполнения – из серого чугуна модифицированного, для износостойкого и коррозионостойкого ЭЦН из нирезиста (чугун с содержанием 14-16 % никеля). Достаточно часто ступени изготовляют методом порошковой металлургии – ступени прессуют из железного порошка, с различными добавками, который потом пропитывают в специальных печах медью. А еще есть ступени из нержавеющей стали – штампованные и потом сваренные разными способами. Такие ступени появились недавно. Есть пластмассовые ступени, узкий сектор, тоже имеет свою нишу – где не нужна большая теплостойкость, например.

Коррозионной стойкости добиваются путем применения специальных материалов для корпуса и концевых деталей (ступени из нирезиста, высоколегированного порошка или нержавейки уже стойки к коррозии), валы – тоже специальные нержавеющие стали (во всех исполнениях).

Секции друг с другом стыкуются болтами или шпильками. При этом валы соединятся при помощи специальных шлицевых муфт. Так и получаются насосы с нужными парметрами.


Погружной электродвигатель или ПЭД.
Это обычный асинхронный электродвигатель, только тонкий и длинный, и маслозаполненый. Он нужен для того, что бы вращать вал насоса

У асинхронного двигателя есть статор и ротор.

Статор это набранная из отдельных листочков специальной электротехнической стали такая длинная «колбас с 12, 18 или 24 пазами (секторными вырезами) и центральным отверстием. Получается такая толстостенная труба, с одним центральным отверстием под ротор и, например, с 18 пазовыми отверстиями под обмотку. В этих пазах укладывается обмотка статора (специальным высокотемпературным проводом). Так как двигатель трехфазный, то на каждую фазу приходится по 6 пазов или по три катушки (катушка – это два паза). Витков – может быть очень много (ну например 93 витка на фазу).
Комбинация различной длины двигателя, диаметра провода и количества витков позволяет получать различные по мощности двигатели. После намотки обмотка двигателя пропитывается специальным лаком. Двигатели, так же как и насосы, имеют различные габариты (диаметр) 96, 103, 117, 123, 130 мм (есть и другие, но они редкие). Основные габариты – это 103 и 117 мм.

Схема ПЭД

Ротор – это вал, на который последовательно надеты пакеты роторов и подшипники. Каждый пакет, а это цилиндр длинной 300-350 мм и диаметром 50-56 мм, так же набран из отдельных листочков электротехнической стали, с пазам под медные стержни. Таких медных стержней обычно 25. Эти стержни по краям пакета замыкаются специальными медными крайними листами и наглухо спаиваются. Получается такое медное колесо, заполненное листочками электротехнической стали. Таких пакетов в двигателе может быть от 2 до 66 (в трехсекционных мощных ПЭД).

Ротор вставляется в статор и очень легко там вращается. Внутри статора есть специальные пазы, в которые вставляются стопора подшипников (подпружиненные пластинки), которые фиксируют корпус подшипника от проворота. Так как эти подшипники находятся внутри мощного электромагнитного поля, создаваемого обмоткой статора, то делают их из специальных немагнитных материалов. Если сделать подшипник из обычной стали – мы получим вместо подшипника короткозамкнутый виток внутри статора – а он будет очень сильно нагреваться.

Сверху ПЭД – головка с узлом токоввода (штекер, куда мы подсоединяем кабель) и узлом пяты. Узел пяты – это опорный подшипник скольжения, который делается из специальной керамики – он нужен для того, что бы вал на чем то висел и не падал на основание ПЭД. В основании (низ двигателя) расположен фильтр, который внутренней полостью соединен с валом. В валу ПЭД есть осевое отверстие на всю длину, через которое прокачивается масло. Масло прокачивается не просто так, а при помощи турбинки, расположенной вверху вала. Так вот - масло проходит через фильтр, попадает в вал, поднимается по нему, по пути смазывая подшипники (в валу есть радиальные сверления напротив каждого подшипника), раскидывается турбинкой в верхней полости двигателя и стекает по обмоткам вниз, попутно охлаждая их. Масло очень специальное, жидкое и изоляционное (например, 2,5 мм масла держит 40-60 киловольт напряжения).
Секционные двигатели состоят из двух или трех секций, соединяемых узлами секционирования (специальные основания и головки с электроштеккерами). В секционных двигателях обмотки соединяются последовательно. Обмотки двигателя в итоге (три фазы) соединяются в звезду (то есть три фазы объединены в одну точку – от которой делается специальный отвод для присоединения ТМС). Узел токоввода – специальная трехфазная розетка в которую вставляется штекер кабеля (муфта по другому). Валы имеют шлицевые концы и соединяются при помощи шлицевых муфт.

Когда подается напряжение на одну из фаз (а оно по очереди подается так а-в-с-а-в-с-а-в-с и т.д.) в обмотке статора создается электромагнитное поле, которое взаимодействует со стержнями ротора, так как ротор – короткозамкнутый – в его стержнях создается очень большой то и ротор начинается вращаться от созданного электромагнитного поля. А так пакет ротора закреплен на валу (при помощи шпонки) – ему приходится вращать за собой вал, а вслед за ним и вал насоса, и ступени, и поднимать жидкость. Вот так вот электричество преобразовывается во вращение. А асинхронный он потому что чуть-чуть все время отстает от переключения напряжения в фазах (3000 оборотов напряжения в минуту) примерно на 5%.
Двигатель характеризуется мощностью и габаритом. У каждого габарита и мощности есть свои номинальные напряжения и токи. На каждом двигателе обязательно есть табличка, на которой кроме номера и типа (мощности и габарита) указаны еще его ток, напряжение, масса, дата выпуска. Эти параметры дублируются ударным шрифтом и на корпусе статора (так как это основной узел ПЭД).

Возьмем для примера какой-нибудь ПЭД, пусть ПЭД 45-117. Это двигатель имеет мощность 45 кВт, диаметр 117 мм, у него напряжение 1400 В, ток 27 А. Почему 1400?? Почему не стандартные 380? Это все для того, что бы экономить электроэнергию и кабель. Так как кабельная линия очень длинная – передавать через нее большой ток – значит половина будет уходить на потери. А можно увеличить напряжение и уменьшить ток – тогда можно передать большую мощность на большое расстояние с минимальными потерями и по тонкому кабелю.
Все ПЭД рассчитаны на работу при различных частотах питания (обычно от 40 до 70 Гц), соответственно и на разных частотах вращения. На 50 Гц вал двигателя вращается со скоростью 2850 об/минуту (за счет скольжения).

В составе каждой УЭЦН есть следующие узлы:

ЭЦН (электроцентробежный насос) – главный узел . Насос делает основную работу – подъем жидкости. Насос состоит из секций, а секции из ступеней. Чем больше ступеней – тем больше напор, который развивает насос. Чем больше сама ступень – тем больше дебит (количество жидкости прокачиваемой за единицу времени). Чем больше дебит и напор – тем больше он потребляет энергии. Все взаимосвязано. Насосы кроме дебита и напора отличаются еще габаритом и исполнением – стандартные, износостойкие, коррозионостойкие, износо-коррозионостойкие.

ПЭД (погружной электродвигатель) Электродвигатель второй главный узел – крутит насос. Это обычный (в электрическом плане) асинхронный электродвигатель – только он тонкий и длинный. У двигателя два главных параметра – мощность и габарит. И опять же есть разные исполнения стандартный, теплостойкий, коррозионостойкий, особо теплостойкий. Двигатель заполнен специальным маслом, которое, кроме того, что смазывает, еще и охлаждает двигатель, и компенсирует давление, оказываемое на двигатель снаружи.

Протектор (еще его называют гидрозащитой) – стоит между насосом и двигателем. Он, во-первых, делит полость двигателя заполненную маслом от полости насоса заполненной пластовой жидкостью, передавая при этом вращение, а во вторых – решает проблему уравнивания давления внутри двигателя и снаружи (там до 400 атм бывает, это примерно как на трети глубины Марианской впадины). Бывают разных габаритов и опять же исполнения.

Кабель . Медный, трехжильный.. Еще он бронированный. Конечно, он не выдержит выстрел даже из Макарова, но зато выдержит пять-шесть спусков в скважину и будет там работать – достаточно долго.

Бронирование у него несколько другое, рассчитанное скорее на трение, чем на острый удар. Кабель бывает разных сечений (диаметров жил), отличается броней (обычная оцинкованная или из нержавейки), а еще он отличается температурной стойкостью. Есть кабель на 90, 120, 150, 200 и даже 230 градусов. То есть может неограниченно долго работать при температуре в два раза превышающей температуру кипения воды.

Еще есть дополнительные устройства.

Газосепаратор (или газосепаратор-диспергатор, или просто диспергатор, или сдвоенный газосепаратор, или даже сдвоенный газосепаратор-диспергатор). Он отделяет жидкость от свободного газа на входе в насос. Часто, очень часто количества свободного газа на входе в насос вполне достаточно, что бы насос не работал – тогда ставят какое либо газостабилизирующее устройство. Если нет необходимости ставить газосепаратор – ставят входной модуль.

ТМС – это своего рода тюнинг. Кто как расшифровывает – термоманометрическая система, телеметрия.

Еще ставят защитные устройства. Это обратный клапан (самый распространенный – КОШ – клапан обратный шариковый) – что бы жидкость не сливалась из труб, когда насос остановлен (подъем столба жидкости по стандартной трубе может занимать несколько часов – как то жалко этого времени). Для того, чтобы слить жидкость перед подъемом ставят сливной клапан (сливная муфта). Обратный и сливной клапан исполнены в виде переводников и устанавливаются в колонне НКТ над УЭЦН.

ЭЦН висит на насосно-компрессорных трубах. И смонтирован в следующей последовательности:

Вдоль НКТ (2-3 километра) – кабель, сверху – КС, потом КОШ, потом ЭЦН, потом газосепаратор (или входной модуль), затем протектор, дальше ПЭД, а еще ниже ТМС. Кабель проходит вдоль ЭЦНа, сепаратора и протектора до самой головы двигателя

Все части УЭЦН секционные, секции длиной не более 9-10 метров и собирается установка непосредственно на скважине.

В следующих частях рассмотрю каждые части подробнее.

Давайте разберемся, какие вещества используются для ВПП. Я написал про гели, но таких веществ конечно больше. Их можно разделить на несколько групп: на водной основе: полимерные системы, осадкообразователи и цементные составы. На углеводородной основе: эмульсионные тампонажые растворы, инвертные эмульсии, селективные гелеобразующие жидкости. А также смолы. Как видим, номенклатура очень обширна, признаюсь честно, что про некоторые системы я только читал, с другими сталкивался на других технологических операциях, например инвертные эмульсии широко используются при глушениях скважин. А работал преимущественно, думаю, как и большинство, с полимерными системами на водной основе. Хотя мне приходилось работать и со смолами, и осадкообразующими системами, но всего пару-тройку раз.

Такое большое разнообразие составов связано с тем, что различные вещества эффективны в различных условиях. Одни хорошо работают в высокотемпературных пластах (свыше 90 градусов С), другие с относительно низкими температурами. Одни работают в высокоминерализованной воде, третьи кислотостойки и применяются в скважинах, где, в последующем, планируется проводить солянокислотную обработку.

Кроме того, разные фирмы выпускают одни и те же реагенты под разным торговым названием

Многие составы применяют комбинированно. Например сначала качают отророчку из несшитого полиакриламида (ПАА), затем ГПГ, затем сшитый ПАА и заканчивают работы закачкой ПАВ (поверхносто-активного вещества). Такие композиции используют на неоднородных пластах, каждый компонент нужен для изоляции определенного участка.
Но, как я уже сказал выше, основа всего ВПП – это полимерные гелеобразующие системы. Особенно полиакриламид. Это название целой группы полимеров, мономером которого является акриламид. Он представляет собой белый порошок, который в воде образует длинные молекулы. Эти молекулы способны образовывать между собой связи – «сшиваться». Для этого нужно добавить к загеленной полиакриламидом воде небольшое количество сшивателя. Для этого используют ацетат хрома (III) – соль зеленого цвета с резким запахом уксуса. В результате в течение суток формируется очень прочный эластично-упругий гель зеленоватого оттенка (не всегда). Чем выше концентрация полиакриламида – тем он более упругий. Для того, чтобы этот гель сделать еще более прочным, в него добавляют армирующие компоненты, например древесную муку или порошкообразный мел.

Гель полиакриламида

Кроме полиакриламида используют и другие гелеобразователи на основе гидроксипропилгуара, ксантана, термотропного геля. И не только гели, я написал выше
Для того, чтобы приготовить загеленный или другой рабочий раствор и закачать его в пласт требуется специальный мобильный комплекс. Существует много видов таких установок, мне чаще всего приходилось работать на КУДР – комплексная мобильная установка по приготовлению и закачке водных растворов. Имеется много разновидностей таких установок: одни заточены для закачки жидких систем, например жидкого стекла (и его качают), другие для полимерно-дисперсных и водно-дисперсных систем и пр., а также могут отличаться производительностью установки и мощностью насоса.

ТС на фоне КУДР-а и скважины ППД

Как правило, установка имеет следующую конструкцию: бункер с шнековым дозатором. В бункер насыпается сыпучий реагент, шнек вращается с определенной частотой и подает отмеренное количество реагентов. Реагент через эжектор попадает в поток, который затем попадает в осреднительную емкость. В ней имеется мешалка, вода с реагентами размешивается в ней и через нижнюю часть емкости подается к трехплунжерному насосу типа СИН-35, через который жидкость нагнетается в скважину. Также в установке имеется емкость для сшивателя, растворенный сшиватель из нее дозируется насосом-дозатором типа НД, и попадает в поток жидкости, которая нагнетается в скважину. Там она смешивается при движении по трубам и фильтруется в пласт

Бункер для сыпучих реагентов с шнековым дозатором

Осреднительная емкость

Емкость для сшивателя

Насос

Насосы-дозаторы

Возможно будет третья часть

Успели загерметизировать устье

Тут в предыдущих темах один инженер хотел стать помбуром. Пусть посмотрит видео, может передумает. Да и другим товарищам, стонущим от непосильной офисной работы, не мешает посмотреть. Чтобы не гневить Бога.

Что двигает нефть от пласта к забою? Источников этой энергии несколько, выделяют пять основных режимов: водонапорный, упруго-водонапорный, режим «газовой шапки» (газонапорный), растворенного газа и гравитационный. Чаще всего одновременно залежь работает на нескольких режимах. В отдельной теме я опишу подробно эти режимы. Но со временем, каким бы не было мощным месторождение, энергия теряется, фонтаны перестают работать, потом нефть к забоям начинает передвигаться все медленнее и медленнее, дебиты скважин падают и для дальнейшей добычи необходимо механизировать фонд (добывать насосами) и поддержать энергию для перемещения нефти.

На настоящий момент для поддержания энергии пласта на большинстве месторождений используется система поддержания пластового давления с помощью закачки в пласт воды. Были экспериментальные разработки поддержания давления с помощью закачки газа, но насколько мне известно, они не получили распространения.

Суть системы ППД (поддержания пластового давления) заключается в следующем. Сначала на установках подготовки воды подготавливают воду. Для этого ее освобождают от нефтепродуктов, механических примесей, дегазируют и пр.

Откуда берут воду? Большая часть воды – скважинная. Нефть практически никогда не бывает безводной и со скважин добывают эмульсию из нефти и воды. Пороговым значением является эмульсия из 98% воды и 2% нефти, после этого добыча нецелесообразна. Скважинную воду отделяют от нефти и закачивают обратно. Но часть воды теряется, поэтому для компенсации объема потерянной жидкости рядом с установкой подготовки воды бурят водяные скважины, по которым по низконапорным водопроводам забирается вода. Иногда берут ее из открытых источников, но этот способ нежелателен, потому, что вода сильно загрязнена, и ее дольше и дороже подготавливать.

Вода со скважины ППД. Пить нельзя - станешь козлом

Подготовленная вода подается на БКНС (блочные кустовые насосные станции). На них с помощью центробежных многоступенчатых насосов создают нужное давление и напор. Затем вода по водоводам высокого давления подается к т. н. блоку напорной гребенки (БГ). В нем происходит водораспределение и учет поступаемой воды, которая уже подается к нагнетательным скважинам. Как правило, на одном кусту (куст – это совокупность скважин на одной площадке, я писал раньше в своих темах), несколько напорных скважин. Распределение к ним происходит в одном БГ. Если куст большой и состоит из нескольких позиций, то БГ несколько.

Блок гребенки

Нагнетательные скважины отличаются от добывающих другой фонтанной арматурой. Раньше их можно было еще отличить по цвету фланцевых соединений, голубым красили напорные скважины, а красным – нефтяные. В частности такое было на Оренбургнефти. Сейчас как там обстоит дело – не знаю, но на Севере, почему то, такого нет.

Нефтяная скважина

Нагнетательная скважина

Подземная часть скважины ППД устроена очень просто. По сути там спущены НКТ до уровня перфорации (дырки в стенках скважины, через которые нагнетается вода), а над зоной перфорации находится пакер (на некоторых скважинах, с относительно низким давлением, порядка 100-150 атмосфер, пакер не устанавливают)

Для изменения дебета подаваемой воды в скважины на линии подачи воды ставят штуцер. По сути это диск или стержень (шарик) с отверстием. От диаметра штуцера зависит объем нагнетаемой воды.

Штуцер

Вкладыши штуцера разного диаметра

Вода под давлением, которое может достигать 200 атмосфер, закачивается в скважину, попадает в пласт, отмывает нефть и попадает на забой добывающих скважин, где она и выкачивается с помощью погружных глубинных насосов.

Но тут есть один нюанс. Пласт у нас всегда неоднороден, разные его части, пропластки, имеют разные фильтрационно-емкостные свойства. Одни обладают высокой проницаемостью, другие плохой. Естественно, что вода проникает, в первую очередь, в хорошо проницаемые участки, вымывает из них нефть, а во многие пропластки даже не попадает, или туда попадает совсем небольшое количество воды. В результате у нас в пласте может быть еще много нефти, мы можем закачивать тысячи и тысячи кубометров воды, а на выходе получать ту же самую воду. А все потому, что профиль приемистости нагнетательной скважины неоднороден. Для того чтобы вода стала поступать в те зоны пласта, где есть нефть, но в силу низкой проницаемости она туда не проникает и проводят работы по выравниванию профиля приемистости (ВПП).

Об этом в следующей части