
- •1.Общие сведения о нефтегазовых операциях.
- •2. Способы бурения скважин.
- •3. Классификация скважин
- •1. Назначение и состав бурильной колонны.
- •2. Цели и способы бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин
- •3. Кустовые размещение скважин.
- •4.Многозабойные и многоярусные скважины.
- •1. Горные породы, слагающие разрез нефтяных и газовых месторождений.
- •2.Механические свойства горных пород.
- •3.Классификация породоразрушающих инструментов.
- •1. Долото для бурения сплошным забоем и с отбором керна
- •Породоразрушающий инструмент для отбора керна
- •2. Снаряды для колонкового бурения.
- •3. Буровые долота специального назначения.
- •1. Буровые установки для глубокого бурения на нефть и газ, основные характеристики и классификация.
- •2. Приводы буровых установок.
- •1. Оборудование для вращательного бурения и спускоподъемных операций.
- •Параметры и комплектность циркуляционных систем
- •3. Противовыбросовое оборудование.
- •1. Особенности разработки морских месторождений нефти и газа.
- •2. Инженерно-геологические изыскания.
- •3. Искусственные острова.
- •1. Функций бурового раствора.
- •2. Требования к буровым растворам.
- •3. Типы и рецептуры буровых растворов.
- •1. Функция и режимы промывки скважин.
- •2. Требования к режиму промывки скважин.
- •3. Расчет режимов промывки скважин.
- •1. Система подготовки бурового раствора.
- •2. Регулирование содержания и состава твердой фазы в буровом растворе.
- •3. Средства контроля и управления процессом промывки скважин.
- •1. Понятие о режимах бурения его параметрах и показателях работ долот.
- •2. Влияния параметров режима бурения на механическую скорость проходка нового долота.
- •1. Влияния параметров режима бурения на износ долота и показатели его работы. Х
- •2. Специфические особенности режимов вращательного бурения. Х
- •3. Рациональная отработка долот.
- •1. Воздействие промывочной жидкости на продуктивный пласт.
- •2. Способы первичного вскрытия продуктивных пластов. Х
- •3. Технология опробования перспективных горизонтов.
- •2. Цели и способы крепления скважин.
- •3.Принципы проектирования конструкции скважины.
- •1. Обсадные трубы и их соединения. Условия работы обсадной колонны в скважине.
- •2. Принципы расчета обсадных колонн.
- •3 Задача и способы цементирования скважин.
- •1. Подготовка скважин к освоению.
- •2. Вторичное вскрытие продуктивного пласта перфорацией.
- •3. Виды перфорации и их эффективность.
- •1. Классификация осложнений.
- •2. Поглощение промывочной жидкости и тампонажного раствора.
- •1. Причины, виды аварий и меры по их предупреждению.
- •2 Ловильный инструмент и работа с ним.
- •1. Информационное обеспечение процесса бурения с применением компьютерной техники и спутниковой связи.
- •1.Приборы и аппаратура для контроля параметров режима бурения.
- •1. Телеметрические системы контроля забойных параметров.
- •1. Физические и тепловые свойства горных пород.
- •Тепловые свойства горных пород
- •Коэффициент линейного расширения пород уменьшается с ростом плотности минералов.
- •2. Состав и физические свойства природных газов и нефти.
- •1. Фазовое состояние углеводородных систем. Х
- •Фазовые переходы в нефти, воде и газе
- •2. Пластовые воды и их физические свойства.
- •3. Молекулярно-поверхностные свойства системы «нефть-газ вода порода».
- •Источники пластовой энергии
- •Силы, действующие в залежи
- •Поверхностные явления при фильтрации пластовых жидкостей и причины нарушения закона дарси
- •Общая схема вытеснения из пласта нефти водой и газом
- •Нефтеотдача пластов при различных условиях дренирования залежи
- •Роль капиллярных процессов при вытеснении нефти водой из пористых сред
- •Зависимость нефтеотдачи от скорости вытеснения нефти водой
- •1. Породы коллекторы, их фильтрационные свойства
- •Линейная фильтрация нефти и газа в пористой среде
- •1.. Нефте-, газо-, водонасыщенность коллекторов.
- •2. Пластовые нефти и газы.
- •1. Газоконденсаты и газогидраты.
- •1. Цели искусственного воздействия на пласт.
- •2. Методы воздействия на пласт с целью интенсификации добычи нефти.
- •1. Классификация способов воздействия на призабойную зону скважин.
- •С карбонатом:
- •Физико-химические методы воздействия на призабойную зону пласта
- •Тепловые методы воздействия на пласт
- •Механические методы воздействия на пласт
- •1. Стадии разработки месторождения.
- •2. Способы эксплуатации скважин.
- •1. Фонтанный способ эксплуатации
- •2. Условия фонтанирования и возможные методы его продления.
- •3. Погружные электроцентробежные насосные установки и их классификация
- •1. Фонтанная арматура.
- •2. Запорные устройства фонтанной арматуры.
- •1. Манифольд фонтанных скважин.
- •2. Состав оборудования при газлифтной эксплуатации скважин.
- •2. Станки качалки.
- •2. Учет продукции скважины
- •1. Промысловые трубопроводы.
- •2. Сепарация нефти.
- •1. Подготовка нефти на месторождениях.
- •2. Нефтяные резервуары.
- •1.Исследование скважин и обоснование технологического режима эксплуатации.
- •1. Сбор и подготовка газа на промысле
- •1. Сезонная и суточная неравномерность потребления газа.
- •2. Цели и преимущества подземного хранения газа.
- •2. Хранение газа в истощенных или частично выработанных газовых и газоконденсатных месторождениях.
- •1. Подземное хранение газа в водоносных структурах.
1. Манифольд фонтанных скважин.
Манифольд - система труб и отводов с задвижками или кранами - служит для соединения фонтанной арматуры с трубопроводом, но которому продукция скважины поступает иа групповую замерную установку (ГЗУ). Простейшая схема маиифольда крестовой фонтанной арматуры показана на рис. 7.24. Она предусматривает наличие двух практически идентичных обвязок (рабочая и резервная), в каждой из которых есть регулируемый штуцер 1, вентили 2 для отбора проб жидкости и газа, запорное устройство 3 для сброса продукции на факел или в земляной амбар и предохранительный клапан 6. Элементы схемы собираются в одно целое с помощью фланцевых соединений 7. Узлы, очерченные четырехугольниками ( №№ 1, 2,3), собираются иа заводе.
Рис. 7.24. Схема обвязки крестовой фонтанной арматуры:
I- регулируемый штуцер; 2 - вентили; 3 - запорное устройство для сброса продукции на факел или в земляной амбар; 4 -тройник; 5 - крестовина; 6 - предохранительный клапан; 7 - фланцевое соединение; ПЗУ - групповая замерная установка
2. Состав оборудования при газлифтной эксплуатации скважин.
Принципиальпая схема газлифтного цикла приведена па рис. 7.15.
При наличии газовой скважины высокого давления реализуется бескомпрессорный лифт. Газ из скважины 1 через газовый сепаратор 2 подастся в теплообменник 3. Нагретый газ после дополнительной очистки в сепараторе 4 проходит через газораспределительную батарею 5 и направляется к газлифтным скважинам 6. Продукция скважин направляется в газонефтяиой сепаратор 7, после которого нефть поступает в коллектор, а газ, содержащий капельки нефти проходит дополнительную очистку в сепараторе 8 и после сжатия в компрессорной станции 9 поступает в систему промыслового сбора.
Если газовой скважины высокого давления нет, то для газлифта используется попутный нефтяной газ. После компримирования газ из компрессорной станции 9 последовательно проходит теплообменник 3, газовый сепаратор 4 и так далее, пока вновь не поступит на станцию 9. В данном случае используется замкнутый газлифтный цикл, при котором нагнетаемый в скважины газ многократно используется для подъема жидкости.
При насосном способе эксплуатации подъем нефти из скважин на поверхность осуществляется штанговыми и бесштаиговыми насосами.
Рис. 7.15. Схема газлифтного цикла при добыче нефти:
1 - газовая скважина высокого давления; 2,4,8 - газовый сепаратор; 3 - теплообменник; 5 - газораспределительная батарея; 6 – газлифтная скважина; 7 - газонефтяной сепаратор; 9 - компрессорная станция
I- газ высокого давления из газовой скважины;II- продукция газлифтной скважины; Ш - нефть;IV- газ низкого давления, содержащий капельную нефть;V- газ низкого давления, очищенный от нефти;VI- сжатый газ в систему промыслового сбора;VII- газ высокого давления после
компрессорной станции
Контрольные вопросы:
1.Для чего предназначен манифольд?
2.Расскажите схему обвязки крестовой фонтанной арматуры
3.Что представляет собой газлифтная схема?
Литература
1. Аскеров М.М., Сулейманов А.Б. Ремонт скважин: Справ, пособие. — : Недра, 1993.
2. Ангелопуло O.K., Подгорнов В.М., Аваков Б.Э. Буровые растворы для осложненных условий. — М.: Недра, 1988.
3. Броун СИ. Нефть, газ и эргономика. — М: Недра, 1988.
4. Броун СИ. Охрана труда в бурении. — М: Недра, 1981.
5. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению: В 3 т.: 2-е изд., перераб. и доп. - М: Недра, 1993-1995. - Т. 1-3.
6.Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважина, Недра, 1990.
7.Варламов П.С Испытатели пластов многоциклового действия. — М: Недра, 1982.
8.Городнов В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении. 2-е изд., перераб. и доп. — М: Недра, 1984.
Лекция 36
Тема:.
План:1. Бесштанговые насосы и область их применения.
2. Станки качалки.
1. Бесштанговые насосы и область их применения.
ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН БЕСШТАНГОВЫМИ НАСОСАМИ
Назначение и устройство электропогружных насосов
Для отбора из скважин больших количеств жидкости используют лопастный насос с рабочими колесами центробежно-го типа, обеспечивающий большой напор при заданных подачах жидкости и габаритах насоса. Наряду с этим, в нефтяных скважинах некоторых районов с вязкой нефтью необходима большая мощность привода относительно подачи. В общем случае эти установки носят название электропогружные электронасосы. В первом случае - это установки центробежных электронасосов (УЭЦН), во втором - установки погружных винтовых электронасосов (УЭВПТ).
Скважинные центробежные и винтовые насосы приводятся в действие погружными электродвигателями. Электроэнергия подводится к двигателю но специальному кабелю. Установки ЭЦН и ЭВН довольно просты в обслуживании, так как на поверхности имеются станция управления и трансформатор, не требующие постоянного ухода.
При больших подачах УЭЦН имеют достаточный КИЛ (до 0,35), позволяющий конкурировать этим установкам со штанговыми установками и газлифтом.
При этом способе эксплуатации борьба с отложениями парафина проводится достаточно эффектинно с помощью автоматизированных проволочных скребков, а также путем нанесения покрытия внутри поверхности НКТ.
Межремонтный период работы УЭЦН в скважинах достаточно высок и составляет до 100 сут.
Скважинный насос имеет 80-400 ступеней. Жидкость поступает через сетку в нижней части насоса. Погружной электродвигатель маслозанолпенный, герметизированный. Во избежаниепопадания в неги пластовой жидкости устанавливается узел гидрозащиты. Элект[юэнергия с поверхности подается но круглому кабелю, а около насоса - но плоскому. При частоте тока 50 Гц частота вращения вала двигателя синхронная и составляет 3000 мин"1и 2800-2950 мин"1(с учетом скольжения).
Трансформатор (автотрансформатор) используют для повышения напряжения тока от 380 (промысловая сеть) до 400-2000 В.
Станция управления имеет приборы, показывающие силу тока и напряжение, что позволяет отключать установку вручную или автоматически.
Колонна НКТ оборудуется обратным и сливным клапанами. Обратный клапан удерживает жидкость в НКТ при остановках насоса, что облегчает запуск установки, а сливной освобождает НКТ от жидкости перед подъемом агрегата при установленном обратном клапане.
Для повышения эффективности работы для вязких жидкостей (до 6-10"1м2/с) в диапазоне подач 16-200 лг'/сут созданы скважинные винтовые насосы с погружным электродвигателем. Установка скважинного винтового насоса, подобно установке ЭЦН, имеет погружной электродвигатель с компенсатором и гидрлзащитой, винтовой насос, кабель, обратный и сливной клапаны (встреченные в НКТ), оборудование устья, транссформатор и станцию управления. За исключением насоса, части установки идентичны.
Одновинтовой насос объемного типа имеет однозаходный винт с внутренним диамет, вращающийся в двухзаходной обойме (рис. 6.1). Длина шага нарезки винтаIв 2 раза меньше длины шага обоймыТ. Контактная линия на длине шаха обоймы образует одну замкнутую полость, которая за один оборот винта перемещается на длину его шага к выкиду насоса. Крайнее положение оси отдельных сечений винта имеет отклонение от оси обоймы, равное2е. Объем одной замкнутой полости равен площади4е, умноженной на длину шага обоймы 7" (см. рис. 6.1). Частота вращения винтап определяет число этих полостей, перемещаемых к выкиду насоса в единицу времени.
Подача винтового насоса
Q= 4еаТп,
где а - коэффициент.
На длине обоймы и винти можно расположить три-четыре имкнутые области. Напоры, создаваемые насосами, составляют
200-1200 м. Допустимое количество свободного газа на приеме насека почти достигает 50 %.
Шифр установок ЭВН аналогичен шифру установок ЭЦН.
Серийно выпускаются установки: УЭВНТ-5А-16-1200, УЭВНТ-5А-25-1 000! УЭВНТ-5А-100-1000, УЭВНТ-200-900.
Область применения и характеристики погружных насосов
Область применения центробежных насосов в нефтедобыче довольно велика: но дебиту 40-1000 м /сут; но напорам 740-1800 м (для отечественных насосов).
Наиболее эффективны эти насосы при работе в скважинах с большими дебитами. Очевидно, что но дебитам центробежные насосы превосходят СШН, а но энергоемкости они предпочтительнее газлифта.
Однако для УЭЦН существуют ограничения по условиям скважин, например высокий газовый фактор, большая вязкость, высокое содержание механических примесей и т.д.
Создание насосов и электродвигателей в модульном исполнении дает возможность точнее подбирать УЭЦН к характеристике скважины но дебитам и напорам.
Все зги факторы с учетом экономической целесообразности должны быть приняты во внимание при выборе способов эксплуатации скважин.