25 Вопрос Назначение и схема штангово–винтовой насосной установки

Многие нефтяные месторождения находятся в поздней или завершающей стадии эксплуатации, когда нефть имеет высокую вязкость, т.к. в её составе присутствуют асфальто-смолопарафинистые отложения. Винтовые насосные установки с погружным электродвигателем способны работать с вязкой нефтью, но ресурс их, вследствие высокой скорости вращения, приводящий к быстрому износу оборудования, невелик. Перспективными являются винтовые насосные установки с поверхностным приводом, обеспечивающими низкую частоту вращения винта, что создаёт эффективные условия для работы пласта.

Преимущество погружных винтовых насосов с поверхностным приводом заключается в том, что двигатель из узкого пространства скважины вынесен на поверхность (на устье скважины). Этим достигается свободный доступ персонала к приводу для монтажа/демонтажа, обслуживания и контроля. Также существенно упрощается и сама конструкция двигателя (появляется возможность применения более простых и дешёвых асинхронных двигателей во взрывобезопасном исполнении по сравнению с погружными электродвигателями).

Существует две схемы расположения поверхностного привода:

1) непосредственно на устье (на колонной головке);

2) когда двигатель располагается на отдельном фундаменте рядом с устьем.

При этом крутящий момент передаётся посредством шкивной клиноремённой передачи, позволяющей изменять частоту вращения штанг, а значит и частоту вращения винта насоса.

26 Вопрос Для чего применяется клиновой захват, установленный в буровом роторе?

Для удержания бурильных труб в роторе при спуско-подъёмных операциях в центральное отверстие стола ротора устанавливают клиновой захват Рис 4.26. Правый клин на рисунке показан как в опущенном, так и в поднятом состоянии. При опускании клиньев (4 шт.) они захватывают бурильную трубу и удерживают бурильную колонну на весу. При подъёме, отодвигаясь от центра, освобождают проход для спуска или подъёма бурильной колонны.

27 Вопрос Установки для замера добытой нефти, принцип действия

Измерения продукции отдельных скважин является важнейшим фактором для установления оптимального режима работы скважин, суммарного учёта количества извлекаемых нефти, газа и пластовой воды, анализа динамики разработки нефтяного месторождения, контроля и регулирования за продвижением водонефтяного и газонефтяного контактов. Поэтому при учёте продукции скважин особое внимание обращается на темп изменения обводнённости нефти и на увеличение газовых факторов.

На промыслах широко применяются блочные автоматизированные замерные установки АГЗУ, получивших на промысле название «Спутники». Установки предназначены для автоматического переключения скважин на замер по заданной программе и автоматического измерения дебита скважины. Автоматический влагомер нефти непрерывно определяет процентное содержание воды в потоке нефти, турбинный расходомер измеряет количество выделившегося из нефти свободного газа.

Принцип работы установки (рис. 7.4) заключается в следующем.

Жидкость любой скважины, поставленной на замер, направляется через линию 1, обратный клапан 2, роторный переключатель скважин 4 по замерной линии 5 в гидроциклонный сепаратор 10, где происходит отделение газа от жидкости. На выходе газа из сепаратора установлен регулятор перепада давления 11, поддерживающий постоянный перепад между сепаратором и расходомером газа 12. Постоянный перепад давления передаётся золотниковыми механизмами 13 и 13а, от которых также передаётся постоянный перепад на поршневой клапан 16.

Количество жидкости измеряется следующим образом. Когда поплавок 14 уровнемера находится в крайнем нижнем положении, верхняя вилка поплавкового механизма нажимает на верхний выступ золотника, в результате чего повышенное давление от регулятора 11 передаётся на правую часть поршневого клапана 16 и прикрывает его; подача жидкости прекращается, и турбинный расходомер 15 перестаёт работать. С этого момента уровень жидкости в сепараторе достигает крайнего верхнего положения, и нижняя вилка поплавкового механизма нажмёт на выступ золотника 13а, повышенное давление от регулятора 11 начнёт действовать на левую часть поршневого клапана 16 и открывает его; начинается течение жидкости в системе, и турбинный расходомер 15 отсчитает количество прошедшей через него жидкости.

Для определения процента обводнённости нефти на «Спутнике» установлен влагомер 17, через который пропускается вся продукция скважины.