Выбор исполнения винтовых насосов и комплектации УШВН

Осложняющими эксплуатацию факторами, оказывающими влияние на комплектацию УШВН, являются искривление ствола скважины, высокая температура пласта, свободный газ, воздействие химических обработок скважины, вынос продуктов реакции после проведения ОПЗ и вынос механических примесей.

Когда ротор винтового насоса вращается по часовой стрелке, вследствие трения на статор действует крутящий момент в том же направлении, т.е. в направлении отворота НКТ. Работа насоса сопровождается вибрацией, создаваемой планетарным движением ротора насоса. Сочетание трения и вибрации создает опасность отвинчивания резьб НКТ, причем эта опасность тем существеннее, чем глубже устанавливается винтовой насос. Для фиксации винтового насоса и предотвращения его проворота в обсадной колонне скважины служит противоотворотный якорь, которым в обязательном порядке комплектуется УШВН. Якорь присоединяется к нижней части винтового насоса и закрепляется в обсадной колонне с помощью плашек.

Винтовой насос сконструирован таким образом, что он не запаковывается газом, а воздействие газа, добываемого с помощью данного насоса, только снижает объемный КПД. В случае, когда доля свободного газа в жидкости на приеме винтового насоса превышает 25%, рекомендуется установка газового якоря перед приемом насоса УШВН. Наиболее простая конструкция газового якоря предполагает наличие двух концентрично расположенных труб одна в другой, в пространстве между которыми происходит отделение газа от жидкости за счет разности скоростей движения фаз. Следует отметить, что при увеличении вязкости жидкости эффективность отделения газа от жидкости снижается и увеличиваются дополнительные потери на трение внутри газового якоря. Еще одним способом отделения свободного газа от нефти при забойном давлении ниже давления насыщения и наличии зумпфа глубиной не менее 3-5 м является спуск насоса ниже уровня пласта на 3-5 м.

Преимуществом винтового насоса является способность перекачивать жидкости с большой концентрацией твердых примесей. При вращении ротора внутри статора, частицы песка (твердых веществ) спрессовываются между ротором и статором и промываются через насос с каждым последующим объемом жидкости. Однако, при содержании механических примесей более 1 г/л необходимо применение специального износостойкого исполнения насоса. Для УШВН в качестве альтернативного варианта для насосов в обычном исполнении может быть использован сепаратор механических примесей, примером которого может выступать описанный выше газовый якорь. При этом отделение твердых частиц происходит за счет гравитационных эффектов, проявляющихся при резком изменении направления движения потока. Следует отметить, что при увеличении вязкости жидкости эффективность отделения твердых частиц от жидкости снижается и увеличиваются дополнительные потери на трение внутри газового якоря.

Эластомер статора и ротор, как правило, обладают низкой стойкостью к различным агрессивным средам (кислотам, реагентам, ингибиторам коррозии и прочее). Если заранее известно, что винтовой насос будет использоваться после ОПЗ или в процессе эксплуатации УШВН будут проводиться химические обработки, то при выборе исполнения насоса следует предусмотреть использование кислотостойких насосов. На скважинах, эксплуатируемых винтовыми насосами, запрещается проведение безподходных ОПЗ.

Материал эластомера статора чувствителен к температуре перекачиваемой жидкости: с увеличением температуры эластомер расширяется и зазор между статором и ротором сокращается. Увеличение натяга между статором и ротором приводит к увеличению необходимого крутящего момента, повышенному износу винтовой пары, а в пределе – и к раздиру эластомера. Поэтому при эксплуатации скважин с высокой пластовой температурой и планировании тепловых обработок призабойной зоны пласта следует предусмотреть использование винтовых насосов в теплостойком исполнении.

Монтаж и демонтаж УШВН

Подготовка скважины к спуску УШВН

Ответственный за данную операцию – Подрядчик по ТКРС.

Нормализация (очистка) забоя скважины должна производиться в случае отсутствия текущего забоя и частичного или полного перекрытия интервала перфорации.

Освоение скважины должно производиться после проведения ОПЗ для удаления продуктов реакции кислоты перед спуском УШВН. Допускается не проводить освоение, если винтовой насос имеет кислотостойкое исполнение.

Шаблонирование эксплуатационной колонны перед спуском УШВН должно производиться в следующих случаях:

§ в скважинах, выходящих из бурения или из капитального ремонта, связанного с ремонтом эксплуатационной колонны;

§ при увеличении габаритного размера установки в диаметральном или продольном измерении;

§ при увеличении глубины спуска установки (спуск в интервал, не обследованный с помощью шаблона).

Шаблонирование производится до глубины спуска винтового насоса плюс 10 метров.

Длина шаблона выбирается равнойдлина винтового насоса плюс 2 метра.

Диаметр шаблона выбирается равным , где – внутренний диаметр эксплуатационной колонны, при условии, что диаметр шаблона не менее условного диаметра противоотворотного якоря.

Перед монтажом УШВН необходимо проверить комплектность завезенного оборудования, соответствие заводского номера паспорту.

Перед монтажом УШВН мастером бригады ТКРС в Эксплуатационный паспорт заносятся данные акта глушения (тип жидкости глушения, удельный вес, объем) и результаты проведения шаблонирования (Приложение 1.1).

Спуск статора

Ответственные за данную операцию – Подрядчик по ТКРС, Сервисная организация, которая выполняет работу по монтажу и техническому обслуживанию УШВН.

Перед спуском статора собрать погружную часть УШВН согласно руководству по эксплуатации.

Спуск статора осуществляется согласно руководству по эксплуатации винтового насоса. Общие принципы технологии спуска статора изложены ниже.

Прикрепить к нижней части статора посадочный патрубок с упорным пальцем. Любое вспомогательное оборудование (газопесочный, противоотворотный якорь или др.) должно быть установлено ниже статора с посадочным патрубком. При любой компоновке установки должен сохраняться свободный проход жидкости к нижней части статора либо через входные отверстия, выполненные в посадочном патрубке, либо через каналы в газопесочном и противоотворотном якоре.

Измерить расстояние от верхнего торца посадочного патрубка до упорного пальца. Выполнить эскиз спускаемой в скважину компоновки с указанием длин, внутренних и наружных диаметров.

Полученную сборку разместить над трубной головкой.

Убедиться, что плашки противоотворотного якоря очищены и свободно двигаются.

Установить плашки противоотворотного якоря в транспортное положение и медленно ввести якорь в трубную головку.

Нарастить еще одну трубу и после ее спуска проверить работоспособность противоотворотного якоря следующим образом:

§ приподнять подвеску на 1-2 м над устьем скважины и повернуть ее по часовой стрелке. Плашки якоря выйдут из гнезд и зафиксируют якорь относительно эксплуатационной колонны, это будет препятствовать дальнейшему повороту НКТ;

§ убедившись, что противоотворотный якорь работает, произвести один оборот НКТ против часовой стрелки, плашки якоря выйдут из зацепления с эксплуатационной колонной;

§ поднять колонну НКТ и убедиться что плашки якоря сложились;

§ продолжить спуск НКТ.

Для исключения срабатывания противоотворотного якоря во время спуска НКТ не допускается поворот колонны НКТ против часовой стрелки.

Прохождение участков с темпом набора кривизны более 1,5° на 10 м осуществлять со скоростью не более 0,5 м/с.

После спуска статора до заданной глубины повернуть колонну НКТ по часовой стрелке, зафиксировав противоотворотный якорь.

Посадить колонный фланец и зафиксировать колонну НКТ в данном положении в устьевой арматуре.

По окончании спуска ротора заполняется эксплуатационный паспорт УШВН: разделы «Монтаж» и «Спуск установки» (Приложение 1.1).