технология добычи нефти 26

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 »

условиям скважины, и давление на забое скважины равно сумме гидростатического давления столба жидк ости и давления газа.

Динамическое давление – это давление устанавливается на забое во время отбора жидкости или газа из скважины или во время закачки жидкости или газа в скважину. Динамическое давление на забое очень часто называют забойным давлением в отличие от статического, которое называют пластовым давлением. Однако и статическое, и динамическое давления в то же время являются забойными. Динамический уровень жидкости Уровень жидкости, который устанавливается в работающей скважине при условии, что на н его действует атмосферное давление (межтрубное пространство открыто), называется динамическим уровнем. При герметизированном затрубном пространстве динамическое давление будет равно сумме гидростатического давления столба жидкости от уровня до забоя и давления газа, действующего на уровень. Высота столба жидкости измеряется по вертикали. Поэтому в наклонных скважинах при вычислении гидростатических давлений должна делаться соответствующая поправка на кривизну скважины.

Жидкость из пласта в скважину поступает действием перепада давления между пластом и забоем скважины.

Поэтому пластовое давление - основной фактор, определяющий текущее энергетическое состояние залежи.

Точнее, следует говорить не об абсолютной величине этого параметра, а об его соотношении с но рмальным пластовым давлением на глубине залегания данной залежи, которое равно давлению столба воды равной высоты.

Различают залежи, у которых начальное пластовое давление превышает эту величину (аномально -высокое

Консорциум « Н е д р а »

пластовое давление - АВПД) и залежи с более низким начальным давлением (аномально низкое пластовое давление — АНПД).

Значения забойного давления в скважине определяют в период установившегося режима ее работы,

пластового - после продолжительной остановки скважин (от нескольких часов до суток и более).

Штанговые скважинные насосные установки (ШСНУ) предназначены для подъема пластовой жидкости из скважины на дневную поверхность.

Свыше 70% действующего фонда скважин оснащены глубинными скважинными насосами. С их помощью добывается в стране около 30% нефти.

В настоящее время ШСНУ, как правило, применяют на скважинах с дебитом до 30...40 м3 жидкости в сутки,

реже до 50 м3 при средних глубинах подвески 1000...1500 м. В неглубоких скважинах установка обеспечивает подъем жидкости до 200 м3/сут.

В отдельных случаях может применяться подвеска насоса на глубину до 3000 м.

Широкое распространение ШСНУ обусловливают следующие факторы:

•простота ее конструкции;

•простота обслуживания и ремонта в промысловых условиях;

Консорциум « Н е д р а »

•удобство регулировки;

•возможность обслуживания установки работниками низкой квалификации;

•малое влияние на работу ШГНУ физико-химических свойств откачиваемой жидкости;

•высокий КПД;

•возможность эксплуатации скважин малых диаметров.

Кминусам штангового оборудования можно отнести следующие свойства:

•Невысокая подача.

•Ограничение по спуску оборудования.

•Ограничение по углу уклона ствола скважины.

Схема установки штангового скважинного насоса Штанговая глубинная насосная установка состоит из скважинного насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4 насосно - компрессорных труб 3,

подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8, сальникового уплотнения 6, сальникового штока 7, станка-

качалки 9, фундамента 10 и тройника 5. На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра 1.

Консорциум « Н е д р а »

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.

3. 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.

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 »

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 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.

Консорциум « Н е д р а »

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).

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.

Консорциум « Н е д р а »

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/мин).

4. 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 бурени я и служит для удаления разрушенных пород из скважины. Забой служит для укрепления колонн на глубине и для добычи нефти из продуктивного пласта.

Консорциум « Н е д р а »