3,12) Буфер; 4,9) задвижки; 5) крестовик елки; 6) переводная катушка; 7) переводная втулка; 8) крестовик трубной головки; 10) штуцеры; 11) фланец колонны.

Устьевая арматура погружного ЭЦН.Марка арматуры: АФК1(ш)-100Х14К2

Оборудование устья скважины предназначено для подвешиванияколонны насосно-компрессорных труб, герметизации пространства между обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами с учетом ввода в это пространство кабеля и перепуска газа из этого пространства при увеличении его давления. Кроме того, конструкция устьевого оборудования предусматривает использование приборов при исследованияхскважины (измерении давления на выкиде у насосно-компрессорныхтруб и в затрубном пространстве, измерении уровня жидкости в скважине и т. д.).

Технические характеристики:

- Рабочее давление Pn, МПа (кг/см²) – 14(140)

- Условный проход Dn, мм - Ствола елки - 100

- Боковых отводов - 100

- Боковых отводов трубной головки - 65

- Температура рабочей среды, °C – не более 120

Устьевая арматура УЭЦН состоит из: 1) трубной головки; 2)разъемного корпуса;

3) резинового уплотнения; 4) кабеля; 5) разъемного фланца; 6) колена; 7) обратного клапана; 8) задвижки.

Схема установки погружного электро-центробежного насоса в скважине марки:УЭЦНМ(К)5-125-1200

У — установка;

3 — электропривод от погружного двигателя;

Ц — центробежный;

Н — насос;

М — модульный;

К — в коррозионном стойком исполнение.

5 — группа насоса.

125 — подача, M³/cyr;

1200—напор, м.

Насосный агрегат, состоящий из многоступенчатого центробежного насоса (ЭЦН), электродвигателя с гидрозащитой спускается в скважину на НКТ под уровень жидкости. Питание электроэнергией погружного электродвигателя (ПЭД) осуществляется по кабельной линии, которая крепится к НКТ металлическими поясами. Над насосом через 2 НКТ устанавливается обратный клапан, выше него на одну трубу — сливной.

Обратный клапан предназначен для предотвращения обратного вращения ротора насоса под воздействием столба жидкости в колонне НКТ при остановках (возможно использование для определения герметичности колонны НКТ).

Сливной клапан служит для слива жидкости из колонны НКТ при подъеме установки из скважины и для облегчения глушения скважины.

Данный погружной насос состоит из: 1) компенсатора; 2)погружного электродвигателя (ПЭД); 3)протектора; 4)приемной сетки; 5) газосепаратора; 6) насоса; 7) ловильной головки; 8) насосного обратного клапана; 9) спускного клапана; 10)колонны насосно компрессорных труб (НКТ); 11) колена; 12)выкидной линии; 13) обратного устьевого клапана; 14,16) манометров; 15) устьевой арматуры;17)кабельной линии; 18) соединительного вентиляционного ящика; 19)станции управления; 20) трансформатора; 22) хомутов для крепления кабеля.

Принципиальная технологическая схема промыслового сбора и транспорта нефти и газа Бароняна – Везирова.

На данном месторождении использована установка промыслового сбора и транспорта нефти Бароняна – Везирова, и модифицирована.Сбор нефти осуществляется за счет давления на устье скважинысоздаваемое непосредственно насосом или пластовой энергией.Основой этой схемы является совместный сбор и транспорт продукции всех нефтяных скважин до промыслового сборного пункта. Данная установка является полностью герметичной, от забоя скважины до резервуарных парков.

Система Ф. Г. Бароняна — С. А. Везирова предусматривает совместный сбор продукции нефтяных скважин независимо от способа эксплуатации (фонтанный, насосный, газлифтный) до нефтесборного пункта под давлением на устье 5—6 кгс/см2 (0,5—0,6МПа), направляемой по выкидным линиям в общие сборные коллекторы. Эта система относится к однотрубной напорной. Напорной называется система, при которой перемещение нефти осуществляется под действием напора, создаваемого насосом или пластовой энергией. В данном случае продукция фонтанных - скважин транспортируется поднапором пластовой энергии, газлифтный — под действием повышения давления за счет закачки газа в продуктивный пласт и насосный — под действием увеличения нагрузки на насосы.

Принципиальная технологическая схема системы Бароняна— Везирова заключается в следующем.

Продукция каждой скважины по выкидному трубопроводу направляется в групповую замерную установку (ГЗУ), где происходит частичное разделение ее на газ и жидкость.

Затем она направляется в сепаратор, где газ отделяется от нефти. Газ из сепаратора направляется в осушительный сепаратор, после чего подается в газлифтные скважины. Остальная продукция из сепаратора поступает в отстойники, где от нефти отделяются вода и механические примеси, а отсюда — в сборные резервуары. Продукция фонтанных скважин проходит двухступенчатое газоотделение.

Вода из отстойников направляется в резервуарный парк с водой, а затем закачивается в продуктивный пласт для поддержания пластового давления.

Газ из отстойников и сборных резервуаров вакуум-компрессором через осушительный сепаратор поступает на прием компрессоров высокого давления для закачки в газлифтную скважину.

Преимущества этой системы:

1) небольшое число трубопроводов;

2) сокращение потерь нефти и газа;

3) улучшилось обслуживание установок;

4) сокращение количества денежных средств;

5) появилась возможность транспорта нефти и газа на большие расстояния за счет напора скважин, что исключает необходимость строительства промежуточных насосных и компрессорных станций.

Однако эта система имеет и недостатки:

1) большое число мелких нефтесборных пунктов;

2) ограниченная протяженность участков однотрубного сбора и транспорта продукции скважин (скважина — нефтесборный пункт), что не решает коренного изменения системы сбора и транспорта продукции скважин;

3) возможность образования и выпадения парафина в сборном коллекторе в результате наличия перепада давления и выделения газа из нефти.

Автоматическая групповая замерная установка (АГЗУ) «Спутник-В»

Сепаратор НГС 6,3(5,7)-1200

Автоматизированная групповая замерная установка «Спутник» предназначена для периодического определения по программе количества жидкости и попутного нефтяного газа, добываемых из нефтяных скважин.

Основные технические характеристики

Количество подключаемых скважин: 2-14

Диапазон дебитов по жидкости, подключенных к установке скважин, м3/сут,

в пределах: от 1 до 400

Рабочее давление, МПа, не более: 4,0

Питание электрических цепей

род тока: переменный

напряжение, В: 380/220

частота переменного тока, Гц: 50 ± 1

потребляемая мощность, КВт, не более: 10

Характеристика окружающего воздуха:

интервал температур, °С: от -50 до +45

Характеристика рабочей среды:

содержание воды в жидкости, объемная доля, %, в пределах: от 0 до 98

содержание парафина, массовая доля, %: до 5

содержание механических примесей, мг/л: не более 3000

размер механических примесей, мм: не более 5

В АГЗУ «Спутник –В» входит: 1– распределительная батарея; 2 – емкость для шаров, счищающих парафин со стенок выкидных линий; 3 – штуцеры; 4 – трехходовые клапаны; 5 – замерная линия для одиночной скважины; 6 – трехходовые краны; 7 – коллектор обводненной нефти; 8 – коллектор безводной нефти; 9 – гамма-датчик уровня; 10 – сепаратор; 11 – диафрагма; 12 – заслонка; 13 – сифон; 14 – тарированная емкость; 15 – тарированная пружина

Измеряется продукция скважин при помощи «Спутника-В» следующим образом. Нефтегазовая смесь подается от скважин в распределительную батарею 1, где, пройдя штуцер 3, она попадает в трехходовой клапан 4. Из трехходового клапана нефтегазовая смесь может направляться или в линию 5 для измерения объемов нефти и газа в сепараторе 10 или в линию 8 – общую для безводной нефти, поступающей со всех скважин. И обводненные, и безводные скважины переключаются на замер автоматически, через определенное время при помощи блока местной автоматики (БМА) и трехходовых клапанов 4. Количество жидкости, попавшей в сепаратор 10, измеряется при помощи тарированной емкости 14, гамма-датчиков 9, подающих сигнал уровней жидкости на БМА, и плоской тарированной пружины 15.

Дебит жидкости (нефть+вода) определяется путем измерения массы жидкости, накапливаемой в объеме между гамма-датчиками верхнего и нижнего уровней 9, и регистрации времени накопления этого объема.

Дебит чистой нефти определяется путем сравнения массы жидкости в заданном объеме с массой чистой воды, которая занимала бы этот объем.