38 Оборудование устья фонтанных скважин. Обвязка фонтанных скважин с выкидной линией.

Условия эксплуатации н и г месторождений требуют герметизации и разобщения межтрубных пространств, спуска в скважину НКТ, направления нефти и газа в систему нефтесбора, регулирования работы скважин. Это достигается с помощью установки на устье, оборудования, состоящего из колонной головки, фонтанной арматуры и манифольдов (выкидных линий). Колонная головка служит для обвязки устья скважины с целью герметизации межтрубного пространства и установки фонтанной арматуры. Колонная головка должна обеспечивать: 1.надежную герметизацию межтрубного пространства; 2.надежное и быстрое закрепление подвески обсадных колонн; 3.удобный и быстрый монтаж; 4.контроль за движением жидкости и газа в межтрубном пространстве; 5.минимально возможная высота.

После окончания бурения скважины устанавливают фонтанную арматуру. Фонтанная арматура служит для: подвески насосно-компрессорных труб; герметизации устья скважины; контроля за межтрубным (между НКТ и обсадной колонной) пространством; направления нефти и газа в выкидную линию; проведения геолого-технических операций при эксплуатации скважин; регулирования режима работы скважины; проведения исследований в скважине; создания противодавления на забой. Фонтанную арматуру собирают из различных тройников, крестовин и арматуры, которые соединяются между собой с помощью болтов. Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной елки. Трубную головку устанавливают на колонную головку. Она предназначена для подвески НКТ и герметизации кольцевого пространства между НКТ и эксплуатационной колонной, а также для проведения различных геолого-технических мероприятий. Фонтанная елка устанавливается на трубную головку. она предназначается для регулирования отбора нефти и газа, направления их в выкидные линии, проведения ремонтных работ и исследований, а также для закрытия скважины при необходимости. Для регулирования режима работы фонтанной елки устанавливают штуцеры, которые представляют собой втулки с отверстиями. Сборка и установка фонтанной арматуры - очень важный вид работ, особенно на скважинах с высоким давлением. Поэтому сборка и установка должна вестись очень внимательно, с проверкой и опрессовкой арматуры на 2-кратное рабочее давление. Концевые задвижки фонтанных арматур соединяются трубопроводами с оборудованием для сбора нефти и сепарации газа. Все эти трубопроводы, предназначенные для направления газожидкостного потока от устья скважины, а также для соединения затрубного пространства с наземным оборудованием скважины, называются обвязкой скважины.

39 Добыча нефти штанговыми насосами. Схема работы штанговой насосной установки. Коэффициент наполнения и подачи штангового насоса.

Наиболее распространенным способом добычи нефти в России является эксплуатация скважин штанговыми насосами с приводом от станков-качалок (СКН). Около 70%, которыми добывается более 30% от общего объема добычи. Этому способствует простота оборудования и его обслуживания, небольшие затраты на обустройство скважин, что позволяет с высокими экономическими показателями эксплуатировать скважины с дебитами от нескольких килограммов до нескольких десятков тонн нефти в сутки.

Штанговыми глубинными насосами можно добывать нефть с глубины до 3000 метров. В основном глубинно-насосную эксплуатацию применяют в среднедебитных (до 30-40 т/сут) и малодебитных (до 1 т/сут) нефтяных скважинах. Глубинный штанговый насос представляет собой плунжерный насос специальной конструкции. Привод насоса осуществляется с поверхности через колонну штанг. Поэтому такие насосы называются глубинными штанговыми насосами. Штанговая насосная установка состоит из глубинного плунжерного насоса, который спускается на НКТ в скважину под динамический уровень, и станка-качалки, устанавливаемого на устье скважины, а также устьевого оборудования, состоящего из тройника с сальником и планшайбы. В скважину на штангах спускается плунжер насоса. Вращение электродвигателя станка-качалки при помощи редуктора, кривошипа и шатуна преобразуется в возвратно-поступательное движения балансира, передаваемое плунжеру насоса через колонну штанг. На устье скважины устанавливается тройник, в который поступает нефть со скважины. В средней части тройника имеется боковой отвод, через который нефть из скважины поступает в выкидную линию. Глубинный насос работает следующим образом. При движении плунжера вверх нижний всасывающий клапан открывается и нефть (жидкость) поступает в цилиндр насоса. В это время верхний нагнетательный клапан закрыт, так как на него действует давление столба жидкости, находящейся в насосно-компрессорных трубах. При движении плунжера вниз нижний всасывающий клапан под давлением нефти (жидкости), находящейся под плунжером, закрывается, а нагнетательный клапан открывается, и жидкость из цилиндра насоса переходит в подъемные трубы. При непрерывной работе насоса нефть поступает в насосно-компрессорные трубы, поднимается до устья скважины и через тройник поступает в выкидную линию. Минутная подача определяется как произведение подачи насоса (площадь сечения плунжера на длину его хода) за один двойной ход на число двойных ходов плунжера в минуту. V_min=F*S_пл*n

Суточная теоретич подача насоса Q_теор=1440* F*S_пл*n. На практике фактическая подача, меньше теоретической. Т.к. возможны утечки жидкости в скважину, из за наличия большого зазора между плунжером и цилиндром насоса и неисправности клапанов. Т.е. Q_факт= 1440* F*S_пл*n*J. коэффициент подачи штангового насоса J=отношению фактической суточной подачи насосной установки к его суточной теоретической подаче. J=Q_факт/Q_теор. Коэфиц подачи зависит от коэффициента наполнения насоса который равен отношению фактически поступающего под плунжер объема жидкости к цилиндрическому объему, описываемому плунжером при его ходе вверх.