1. Штанговые скважинные насосные установки (шсну) 2. 1. Гипотеза органического происхождения нефти
 Скачать 0.73 Mb.
|
|
Устьевое оборудование I предназначено для герметизации полированного штока 14 с помощью сальника 21, направления потока жидкости потребителю, подвешивания насосно-компрессорных труб, замера затрубного давления и проведения исследовательских работ в скважине. Колонна насосных штанг II соединяет канатную подвеску насоса с плунжером глубинного насоса. Колонна собирается из отдельных штанг 18. Штанги имеют длину по 8...10 м, диаметр 16...25 мм и соединяются друг с другом посредством муфт 23. Первая, верхняя штанга 14 имеет поверхность, обработанную по высокому классу чистоты, и называется полированной, иногда сальниковой штангой. Колонна насосно-компрессорных труб II служит для подъема пластовой жидкости на поверхность и соединяет устьевую арматуру с цилиндром глубинного насоса. Она составлена из труб 17 длиной по 8...12 м, диаметром 38...100 мм, соединенных трубными муфтами 22. В верхней части колонны установлен устьевой сальник, герметизирующий насосно-компрессорные трубы. Через сальник пропущена полированная штанга. Оборудование устья скважины имеет отвод, по которому откачиваемая жидкостъ направляется в промысловую сеть. Глубинный штанговый насос III представляет собой насос одинарного действия. Он состоит из цилиндра 24, прикрепленного к колонне насосно-компрессорных труб, плунжера 25 соединенного с колонной штанг. Нагнетательный клапан 26 установлен на плунжере, а всасывающий 27 - в нижней части цилиндра. Ниже насоса при необходимости устанавливается газовый IV или песочный якорь. В них газ и песок отделяются от пластовой жидкости. Газ направляется в затрубное пространство между насосно-компрессорной 17 и обсадной 16 колоннами, а песок осаждается в корпусе якоря. При работе ШСНУ энергия от электродвигателя передается через редуктор к кривошипно-шатунному механизму, преобразующему вращательное движение выходного вала редуктора через балансир в возвратно-поступательное движение колонны штанг. Связанный с колонной плунжер также совершает возвратно-поступательное движение. При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан закрыт давлением жидкости, находящейся над плунжером, и столб жидкости в колонне насосно-компрессорных труб движется вверх — происходит откачивание жидкости. В это время впускной (всасывающий) клапан открывается, и жидкость заполняет объем цилиндра насоса под плунжером. При ходе плунжера вниз всасывающий клапан под действием давления столба откачиваемой жидкости закрывается, нагнетательный клапан открывается и жидкость перетекает в надплунжерное пространство цилиндра. Откачиваемая жидкость отводится из колонны через боковой отвод устьевого сальника и направляется в промысловую сеть. Приемущества и недостатки Так как при этом полный срок эксплуатации скважин составляет от 25 до 40 лет, а период фонтанной эксплуатации ограничен обычно 3-7 годами, число скважин, оборудованных насосными установками, непрерывно растет, причем большая часть из них оснащается штанговыми скважинными насосами плунжерного типа. Преимуществами таких насосов является высокая надежность работы, большой ресурс работы с характеристиками, обеспечивающими рентабельность добычи, простота устройства и несложность эксплуатации и ремонтных работ. Привод штанговых скважинных насосов (станок-качалка) отличается очень высокой надежностью, большим ресурсом безотказной работы, возможностью дли-тельной работы без необходимости вмешательства ремонтного персонала. Все эти преимущества обусловили широкое распространение штанговых скважинных насос-ных установок (ШСНУ). Вместе с тем, одним из основных недостатков ШСНУ явля-ется недостаточная надежность и невысокий ресурс колонны насосных штанг, связывающий расположенный на поверхности привод (станок-качалку) с плунжером насоса, установленного на глубине в призабойном участке ствола скважины недостатки ШСНУ: громоздкость, металлоемкость, значительные силы трения и износ в зонах контакта насосных штанг и насосно-компрессорных труб, эмульгирующее воздействие возвратно-поступательного движущейся колонны штанг, переменная нагрузка на электродвигатель 29. ЭЦН (Электрический центробежный насос) ЭЦН - наиболее широко распространенный в России аппарат механизированной добычи нефти. Относится к лопастным центробежным насосам динамического типа. Принцип работы Электрический ток из промысловой сети через автотрансформатор и стацию управления по бронированному трехжильному кабелю поступает к маслозаполненному электродвигателю. Вращая вал насоса, электродвигатель ПЭД приводит его в действие. Всасываемая насосом нефть проходит через приемную сетку и нагнетается по НКТ на поверхность. Чтобы нефть при остановке агрегата не сливалась из подъемных труб (НКТ) в скважину, в трубах над насосом смонтирован обратный клапан.Погружной электроцентробежный насос представляет собой набор отдельных ступеней, в каждой из которых имеется свой ротор (центробежное колесо) и статор (направляющий аппарат). Основные преимущества УЭЦН заключаются в наилучшей приспособленности к российским условиям добычи нефти, в возможности подбора установок и выборе эффективной технологии добычи нефти в широком диапазоне осложняющих факторов пластово-скважинных характеристик. Существенными недостатками электроцентробежных насосов являются их низкая эффективность при работе в скважинах с дебитом ниже 60 м3/сут, снижение подачи, напора и КПД при увеличении свободного газа на приеме насоса. Установка состоит из двух частей: наземной и погружной. Наземная часть включает автотрансформатор , станцию управления , иногда кабельный барабан и оборудование устья скважины. Погружная часть включает колонну НКТ , на которой погружной агрегат спускается в скважину, бронированный трехжильный электрический кабель, по которому подается питающее напряжение погружному электродвигателю и который крепится к колонне НКТ специальными зажимами. Погружной агрегат состоит из многоступенчатого центробежного насоса, оборудованного приемной сеткой и обратным клапаном. Часто в комплект погружной установки входит сливной клапан, через который сливается жидкость из НКТ при подъеме установки. В нижней части насос сочленен с узлом гидрозащиты (протектором), который, в свою очередь, сочленен с погружным электродвигателем. В нижней части электродвигатель имеет компенсатор 40. Промысловые трубопроводы — это капитальные инженерные сооружения, рассчитанные на длительный срок эксплуатации и предназначенные для бесперебойной транспортировки природного газа, нефти, нефтепродуктов, воды и их смесей от мест их добычи (начальная точка трубопровода до установок комплексной подготовки и далее к местам врезки в магистральный трубопровод или для подачи на другой вид транспорта — железнодорожный, речной, морской. Основной составляющей промыслового трубопровода является линейная часть — непрерывная нить, сваренная из отдельных труб или секций и уложенная в траншею тем или иным способом. Линейная часть трубопровода прокладывается в разнообразных топографических, геологических, гидрогеологических и климатических условиях. Вдоль трассы трубопроводов встречаются участки с грунтами малой несущей способности, а также болотистые участки, участки многолетнемерзлых и скальных грунтов и др. Кроме того, трубопроводы пересекают значительное число естественных и искусственных препятствий (реки, озера, железные и шоссейные дороги), требующих соответствующих конструктивных решений, которые обусловлили бы как надежную работу трубопровода, так и беспрепятственную эксплуатацию пересекаемых искусственных сооружений по их прямому назначению. В настоящее время существуют следующие принципиально различные конструктивные схемы прокладки промысловых трубопроводов: подземная, наземная и надземная, а также редко используемая прокладка в каналах и коллекторах. Выбор той или иной схемы прокладки определяется условиями строительства и окончательно принимается на основании технико-экономического сравнения различных вариантов. Схема сбора и подготовки зависит от площади месторождения, дебитов скважин, физико-химических свойств перекачиваемой жидкости, рельефа местности и природных условий. На некоторых месторождениях к дожимной насосной станции (ДНС) подходят коллекторы от нескольких АГЗУ, на других – на каждый АГЗУ установлен сепаратор первой ступени. Единой универсальной схемы промыслового сбора, транспорта и подготовки нефти не существует. Схема сбора и подготовки зависит от площади месторождения жидкости, рельефа местности и природных условий. 28.Разработка нефтяных и газовых месторождений. Понятие о системе разработки месторождения. Основные показатели разработки. Разработка нефтяного или газового месторождения - это комплекс мероприятий, направленный на обеспечение притока нефти и газа из залежи к забою скважин, предусматривающих с этой целью определенный порядок размещения скважин на площади, очередность их бурение и ввода в эксплуатацию, установление и поддержание определенного режима их работы. Система разработки месторождения предусматривает решение и осуществление следующих мероприятий: должны рассчитываться технологические показатели разработки (добыча нефти или газа и изменение ее во времени, срок разработки залежи, нефтеоотдача и газоконденсатоотдача и т.д.). Рациональный вариант системы разработки месторождения выбирается из рассматриваемых, и на основании анализа технико-экономических показателей по каждому из вариантов. Комплексное проектирование разработки нефтяных и газовых месторождений должно также осуществляться с учетом решения вопросов бурения скважин на конкретном объекте, технологии, техники добычи нефти, газа и обустройства системы сбора и подготовки нефти, газа и воды. Особенность проектирования разработки газовых и газоконденсатных месторождений — учет по вариантам разработки неразрывной системы: пласт, скважины, система подготовки газа к транспортированию, магистральный газопровод, потребитель (потребители). В связи с этим комплексное проектирование разработки месторождений должно предусматривать регламентированную последовательность и методы геолого-промыслового, технологического и технико-экономического обоснования схем и проектов разработки нефтяных и газовых месторождений. 32.Понятие о нефтеотдаче пласта. Классификация методов увеличения нефтеотдачи плстаста Отношение количества добытой нефти к первоначальному ее запасу в залежи называется коэффициентом нефтеотдачи. Коэффициент нефтеотдачи зависит от геологического строения залежи, свойств породы, пластовых жидкостей и самой нефти, показателей разработки залежи (числа добывающих скважин, порядка их ввода в эксплуатацию и т. д.) Нефтеотдача (степень полноты извлечения нефти) ее характеризуют коэффициентом нефтеотдачи (вводится термин коэффициента нефтеизвлечения), причем различают конечный, текущий и проектный коэффициенты нефтеотдачи. Под текущим коэффициентом нефтеотдачи (текущей нефтеотдачей) понимается отношение добытого из пласта количества нефти на определенную дату к балансовым (геологическим) ее запасам. Текущая нефтеотдача возрастает во времени по мере извлечения из пласта нефти. Конечный коэффициент нефтеотдачи - это отношение извлеченных запасов нефти (добытого количества нефти за весь срок разработки) к балансовым запасам. Проектный коэффициент нефтеотдачи отличается от конечного (фактического) тем, что он обосновывается и планируется при подсчете запасов нефти и проектировании разработки. Классификация методов увеличения нефтеотдачи: 1. Тепловые методы: • паротепловое воздействие на пласт; • внутрипластовое горение; • вытеснение нефти горячей водой; • пароциклические обработки скважин. 2. Газовые методы: • закачка воздуха в пласт; • воздействие на пласт углеводородным газом (в том числе ШФЛУ); • воздействие на пласт двуокисью углерода; • воздействие на пласт азотом, дымовыми газами и др. 3. Химические методы: • вытеснение нефти водными растворами ПАВ (включая пенные системы); • вытеснение нефти растворами полимеров; • вытеснение нефти щелочными растворами; • вытеснение нефти кислотами; • вытеснение нефти композициями химических реагентов (в том числе мицеллярные растворы и др.); • микробиологическое воздействие. 4. Гидродинамические методы: • интегрированные технологии; • вовлечение в разработку недренируемых запасов; • барьерное заводнение на газонефтяных залежах; • нестационарное (циклическое) заводнение; • форсированный отбор жидкости; • ступенчато-термальное заводнение. 5. Группа комбинированных методов. С точки зрения воздействия на пластовую систему в большинстве случаев реализуется именно комбинированный принцип воздействия, при котором сочетаются гидродинамический и тепловой методы, гидродинамический и физико-химический методы, тепловой и физико-химический методы и так далее. 6. Методы увеличения дебита скважин. Отдельно следует сказать о так называемых физических методах увеличения дебита скважин. Объединять их с методами увеличения нефтеотдачи не совсем правильно из-за того, что использование методов увеличения нефтеотдачи характеризуется увеличенным потенциалом вытесняющего агента, а в физических методах потенциал вытесняющего нефть агента реализуется за счет использования естественной энергии пласта. Кроме того, физические методы чаще всего не повышают конечную нефтеотдачу пласта, а лишь приводят к временному увеличению добычи, то есть повышению текущей нефтеотдачи пласта. 40. Промысловые трубопроводы — это капитальные инженерные сооружения, рассчитанные на длительный срок эксплуатации и предназначенные для бесперебойной транспортировки природного газа, нефти, нефтепродуктов, воды и их смесей от мест их добычи (начальная точка трубопровода до установок комплексной подготовки и далее к местам врезки в магистральный трубопровод или для подачи на другой вид транспорта — железнодорожный, речной, морской. Основной составляющей промыслового трубопровода является линейная часть — непрерывная нить, сваренная из отдельных труб или секций и уложенная в траншею тем или иным способом. Линейная часть трубопровода прокладывается в разнообразных топографических, геологических, гидрогеологических и климатических условиях. Вдоль трассы трубопроводов встречаются участки с грунтами малой несущей способности, а также болотистые участки, участки многолетнемерзлых и скальных грунтов и др. Кроме того, трубопроводы пересекают значительное число естественных и искусственных препятствий (реки, озера, железные и шоссейные дороги), требующих соответствующих конструктивных решений, которые обусловлили бы как надежную работу трубопровода, так и беспрепятственную эксплуатацию пересекаемых искусственных сооружений по их прямому назначению. В настоящее время существуют следующие принципиально различные конструктивные схемы прокладки промысловых трубопроводов: подземная, наземная и надземная, а также редко используемая прокладка в каналах и коллекторах. Выбор той или иной схемы прокладки определяется условиями строительства и окончательно принимается на основании технико-экономического сравнения различных вариантов. Схема сбора и подготовки зависит от площади месторождения, дебитов скважин, физико-химических свойств перекачиваемой жидкости, рельефа местности и природных условий. На некоторых месторождениях к дожимной насосной станции (ДНС) подходят коллекторы от нескольких АГЗУ, на других – на каждый АГЗУ установлен сепаратор первой ступени. Единой универсальной схемы промыслового сбора, транспорта и подготовки нефти не существует. Схема сбора и подготовки зависит от площади месторождения жидкости, рельефа местности и природных условий. 42. Основные процессы промысловой подготовки: разгазирование, обезвоживание, обессоливание и стабилизация нефти Разгазирование (дегазация) — это процесс выделения газа из нефти посредством изменения термодинамических условий. Процесс разделения двухфазной смеси на два самостоятельных потока (сепарация) - жидкостный и газовый осуществляется в сепараторах. В промысловых условиях приходится встречаться с контактным и ступенчатым разгазироваиием нефти. Контактное разгазирование нефти происходит в трубопроводах между ступенями сепарации, ступенчатое разгазирование - в целом на месторождении с двумя и большим числом пунктов отбора газа со ступенчатым изменением давления от пластового до атмосферного. ОБЕЗВОЖИВАНИЕ И ОБЕССОЛИВАНИЕ НЕФТИ, подготовка нефти к переработке путем удаления из нее воды, минер. солей и мех. примесей. Обезвоживание нефти проводят путем разрушения (расслоения) водно-нефтяной эмульсии с применением деэмуль-гаторов-разл. ПАВ, к-рые, адсорбируясь на границе раздела фаз, способствуют разрушению капель (глобул) диспергированной в нефти воды. Одного только обезвоживания для подготовки к переработке нефтей большинства месторождений недостаточно. Оставшиеся в нефти соли и воду удаляют с помощью принципиально мало отличающейся от обезвоживания операции, наз. обессоливанием. Последнее заключается в смешении нефти со свежей пресной водой, разрушении образовавшейся эмульсии и послед. отделении от нефти промывной воды с перешедшими в нее солями и мех. примесями. Стабилизация нефти, удаление из нефти, выходящей из нефтяных скважин, остаточного количества углеводородных газов и лёгких жидких фракций после первичной дегазации. Стабилизация нефти осуществляется на нефтяных промыслах или на головных перекачивающих станциях. |