технология добычи нефти 26

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.

Консорциум « Н е д р а »

Основные режимы разработки нефтяных месторождений. Оборудование и технология эксплуатации скважин погружными электроцентробежными насосами.

Водонапорный режим – основной источник энергии напор краевой воды, которая внедряется в залежь и относительно быстро полностью компенсирует в объеме залежи отбираемое количество нефти и попутной воды.

Объем залежи постепенно сокращается за счет подъема ВНК.

При этом режиме с целью уменьшения отборов попутной воды из пласта в скважинах, пробуренных вблизи ВНК или в его пределах, нижнюю часть нефтенасыщенного пласта обычно не перфорируют.

Режим свойственен к инфильтрационным водонапорным системам, при хорошей гидродинамической связи залежи с законтурной зоной пласта и с областью питания.

Упруговодонапорный режим – режим, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора краевой воды, но в отличие от водонапорного режима основным источником энергии при этом служит упругость пород -

коллекторов и насыщающей их жидкости. Проявляется в инфильтрационных и элизионных водонапорных системах.

Перфорация осуществляется как и при водонапорном режиме.

Газонапорный режим – это режим нефтяной части газонефтяной залежи, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора газа, заключенного в газовой шапке. В результате снижения пластового давления в нефтяной части залежи происходит расширение газовой шапки и соответствующее перемещение вниз ГНК. Режим в чистом виде может действовать в залежах, не имеющих гидродинамической связи с законтурной областью, или при

Консорциум « Н е д р а »

весьма слабой активности краевых вод. С целью предотвращения преждевременных прорывов газа в нефтяные скважины в них перфорируют нижнюю часть нефтенасыщенной толщины, т.е. отступают от ГНК.

Режим растворенного газа – режим нефтяной залежи, при котором пластовое давление падает в процессе разработки ниже давления насыщения, в результате чего газ выделяется из раствора и пузырьки выделившегося газа,

расширяясь, вытесняют нефть к скважинам.

Гравитационный режим – это режим, при котором нефть перемещается в пласте к скважинам под действием силы тяжести самой нефти. Этот вид энергии может действовать, когда другими ее видами залежь не обладает. Режим может быть природным, но чаще проявляется после завершения действия режима растворенного газа, т.е. после дегазации нефти и снижения пластового давления. Его проявлению способствует значительная высота залежи. Нефть в пласте стекает в пониженные части залежи.

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.

Установка погружного центробежного насоса включает в себя погружное и наземное оборудование.

В погружное оборудование входит: электронасосный агрегат, который спускают в скважину под уровень жидкости на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ).

Консорциум « Н е д р а »

Макет космического корабля «Восток-1» в павильоне «Космос» на ВДНХ. За ним — цитата К. Э. Циолковского:

«Сначала неизбежно идут: мысль, фантазия, сказка. За ними шествует научный расчёт. И уже в конце концов исполнение венчает мысль»

Консорциум « Н е д р а »

Электронасосный агрегат состоит из: электродвигателя с гидрозащитой, газосепаратора, центробежного насоса,

а также обратного и сливного клапанов.

К наземному оборудованию относится: электрооборудование установки и устьевое оборудование скважины

(колонная головка и устьевая арматура, обвязанная с выкидной линией).

Соединение наземного кабеля с основным кабелем кабельной линии осуществляется в клеммной коробке,

которая устанавливается на расстояние 3-5 метров от устья скважины.

Необходимость эксплуатации ЭЦН в скважине накладывает ограничения на диаметр насоса. Большинство применяемых центробежных насосов для добычи нефти не превышает 103 мм (5А габарит насоса). В то же время длина ЭЦН в сборе может достигать 50 м.

Основными параметрами, определяющими характеристики работы насоса, являются: номинальный дебит или производительность (м3/сут), развиваемый напор при номинальном дебите (м), частота вращения насоса (об/ми н).

Консорциум « Н е д р а »

Конструкция скважины и её влияние на выбор эксплуатационного оборудования. Установка электровинтовых насосов. Конструктивная схема, принцип действия, параметры, обозначения и область применения.

Нефтяная скважина для добычи нефти в диаметре может составлять от 75 до 400 мм. Всё зависит от конкретных условий бурения, от типа залегающих на глубине пород, а также от размеров нефтеносного слоя. То есть больший диаметр позволяет вести выкачку нефти из недр земли с большей скоростью.

Скважина состоит из трёх основных частей: устья, ствола и забоя. Устье – это верхняя часть скважины, которая предназначена для предотвращения обвалов и разрушений неплотных пород поверхностных слоёв, а также для защиты от размытия буровым раствором. Ствол определяет направление бурения и служит для удаления разрушенных пород из скважины. Забой служит для укрепления колонн на глубине и для добычи нефти из продуктивного пласта.

Конструкция забоя скважины бывает двух типов - открытого и закрытого. Открытый забой, не обсаженный колонной, используют в твердых породах, где исключены обвалы. Встречается такой тип весьма редко. При закрытом забое продуктивный пласт обсаживают колонной с последующим цементированием и перфорацией. Оборудование забоя скважины может включать и другие элементы, например, гравийный фильтр и т. п.

Конструкция скважин в вечномерзлых породах зависит от типа этих пород, определяемого минимальной температурой и склонностью оттаявших пород к усадкам.

Встречаются четыре типа вечномерзлых пород:

Консорциум « Н е д р а »

•высокотемпературные (Тм >-3 °C) - непросадочные слабольдистые, просадочные сильнольдистые;

•низкотемпературные (Т <-3 °C) непросадочные, просадочные.

На севере европейской части СССР и в Восточной Сибири наиболее часто встречаются вечномерзлые породы первого типа. Конструкция скважин для пород этого типа принципиально не отличается от конструкции скважин для обычных немерзлых пород. Необходимым условием при подборе обсадных колонн является учет дополнительных напряжений, которые могут возникнуть при длительных остановках скважин и повторном промерзании оттаявших вокруг скважины пород.

Электровинтовые насосы скомпонованы аналогично УЦЭН, но вместо гидродинамического центробежного насоса используется объемный винтовой насос. Это решение позволяет использовать все преимущества объемного насоса и преимущества компоновки агрегата ЦЭН.

Конструкция скважинного винтового насоса предусматривает использование двух уравновешенных винтов с правым 7 и левым 4 направлениями спирали. Винты изготовлены из титано вых сплавов для увеличения износостойкости и полыми - для уменьшения инерционных усилий.

Осевые усилия от винтов приложены к эксцентриковой соединительной муфте 5, расположенной между ними,

и взаимно компенсируются. Привод винтов осуществляется от расположенного в нижней части электродвигател я через протектор 10, эксцентриковую пусковую муфту 9 и вал 8. Эксцентриковые муфты обеспечивают необходимое вращение винтов 4 и 7. Пусковая муфта осуществляет пуск насоса при максимальном крутящем моменте двигателя,

Консорциум « Н е д р а »

отключает насос при аварийном выходе его из строя, предотвращает движение винта в противоположную сторону при

обесточивании двигателя или неправильном подключении кабеля.

Консорциум « Н е д р а »

Схема винтового скважинного насоса: 1 - предохранительный клапан: 2 - фильтровая сетка; 3 - левая обойма; 4

- левый винт; 5 — эксцентриковая шарнирная соединительная муфта; 6-правая обойма; 7 — правый винт; 8 — вал; 9

— пусковая муфта; 10— протектор.

Прием жидкости из скважины ведется через две фильтровые приемные сетки 2, расположенные вверху верхнего и внизу нижнего винтов. Общий выход жидкости происходит в пространстве между винтами, затем она проходит по кольцу между корпусом обоймы верхнего винта и кожухом насоса к многофункциональному предохранительному клапану 1 поршеньково-золотникового типа. Обойдя по каналу предохранительный клапан, жидкость проходит в шламовую трубку и попадает в НКТ.

Предохранительный клапан перепускает жидкость в НКТ при спуске насоса в скважину и из НКТ при подъеме,

а также из НКТ в затрубное пространство при остановках насоса, недостаточном притоке из пласта, содержании в жидкости большого количество газа, повышении устьевого давления выше регламентированной величины (объемный насос не может работать при закрытом виде том выкиде). Шламовая труба представляет собой заглушённый сверху патрубок с боковыми отверстиями и предохраняет насос от попадания в него механических твердых частиц с поверхности и из откачиваемой жидкости при остановках. Шлам собирается между внутренней поверхностью НКТ и наружной поверхностью шламовой трубы.

В России технология добычи нефти с помощью винтовых насосов не имеет широкого применения, когда как в Канаде и Южной Америке доля винтовых насосов в механизированной добыче достигает 40 %. И этому есть несколько

Консорциум « Н е д р а »