28.Штанговые скважинные насосные установки (шсну)
Схема ШСНУ
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;
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.
Установка состоит из:
привода
устьевого оборудования
насосных штанг
глубинного насоса
вспомогательного подземного оборудования
насосно-компрессорных труб.
Привод предназначен для преобразования энергии двигателя в возвратно-поступательное движение колонны насосных штанг.
В большинстве ШСНУ (рис. 4.21) в качестве привода применяют балансирные станки-качалки. Балансирный станок-качалка состоит из рамы 2, установленной на массивном фундаменте 1. На раме смонтированы: стойка 9, на которой с помощью шарнира укреплен балансир 10, имеющий на одном конце головку 12 на другом - шарнир, соединяющий его с шатуном 7. Шатун соединен с кривошипом 5, укрепленном на выходном валу редуктора. Входной вал редуктора посредством клиноременной передачи соединен с электродвигателем 3. Головка балансира соединена с колонной штанг с помощью канатной подвески 13.
Рис. 4.21. Штанговая скважинная насосная установка: 1 — фундамент; 2 - рама; 3 — электродвигатель; 4 - цилиндр; 5 - кривошип; 6 — груз; 7 - шатун; 8 - груз; 9 - стойка; 10 - балансир; 11 - механизм фиксации головки балансира; 12 - головка балансира; 13 - канатная подвеска; 14 - полированная штанга; 15 - оборудование устья скважины; 16 - обсадная колонна; 17 - насосно-компрессорные трубы; 18 - колонна штанг; 19 - глубинный насос; 20 - газовый якорь; 21 - уплотнение полированной штанги; 22 - муфта трубная; 23 - муфта штанговая; 24 - цилиндр глубинного насоса; 25 - плунжер насоса; 26 - нагнетательный клапан; 27 - всасывающий клапан
Устьевое оборудование I предназначено для герметизации полированного штока 14 с помощью сальника 21, направления потока жидкости потребителю, подвешивания насосно-компрессорных труб, замера затрубного давления и проведения исследовательских работ в скважине.
Колонна насосных штанг II соединяет канатную подвеску насоса с плунжером глубинного насоса. Колонна собирается из отдельных штанг 18. Штанги имеют длину по 8...10 м, диаметр 16...25 мм и соединяются друг с другом посредством муфт 23. Первая, верхняя штанга 14 имеет поверхность, обработанную по высокому классу чистоты, и называется полированной, иногда сальниковой штангой.
Колонна насосно-компрессорных труб II служит для подъема пластовой жидкости на поверхность и соединяет устьевую арматуру с цилиндром глубинного насоса. Она составлена из труб 17 длиной по 8...12 м, диаметром 38...100 мм, соединенных трубными муфтами 22. В верхней части колонны установлен устьевой сальник, герметизирующий насосно-компрессорные трубы. Через сальник пропущена полированная штанга. Оборудование устья скважины имеет отвод, по которому откачиваемая жидкостъ направляется в промысловую сеть.
Глубинный штанговый насос III представляет собой насос одинарного действия. Он состоит из цилиндра 24, прикрепленного к колонне насосно-компрессорных труб, плунжера 25 соединенного с колонной штанг. Нагнетательный клапан 26 установлен на плунжере, а всасывающий 27 - в нижней части цилиндра.
Ниже насоса при необходимости устанавливается газовый IV или песочный якорь. В них газ и песок отделяются от пластовой жидкости. Газ направляется в затрубное пространство между насосно-компрессорной 17 и обсадной 16 колоннами, а песок осаждается в корпусе якоря.
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.
Приемущества и недостатки
Так как при этом полный срок эксплуатации скважин составляет от 25 до 40 лет, а период фонтанной эксплуатации ограничен обычно 3-7 годами, число скважин, оборудованных насосными установками, непрерывно растет, причем большая часть из них оснащается штанговыми скважинными насосами плунжерного типа. Преимуществами таких насосов является высокая надежность работы, большой ресурс работы с характеристиками, обеспечивающими рентабельность добычи, простота устройства и несложность эксплуатации и ремонтных работ.
Привод штанговых скважинных насосов (станок-качалка) отличается очень высокой надежностью, большим ресурсом безотказной работы, возможностью дли-тельной работы без необходимости вмешательства ремонтного персонала. Все эти преимущества обусловили широкое распространение штанговых скважинных насос-ных установок (ШСНУ). Вместе с тем, одним из основных недостатков ШСНУ явля-ется недостаточная надежность и невысокий ресурс колонны насосных штанг, связывающий расположенный на поверхности привод (станок-качалку) с плунжером насоса, установленного на глубине в призабойном участке ствола скважины
недостатки ШСНУ: громоздкость, металлоемкость, значительные силы трения и износ в зонах контакта насосных штанг и насосно-компрессорных труб, эмульгирующее воздействие возвратно-поступательного движущейся колонны штанг, переменная нагрузка на электродвигатель
29. ЭЦН
ЭЦН(Электрический центробежный насос)- наиболее широко распространенный в России аппарат механизированной добычи нефти. Относится к лопастным центробежным насосам динамического типа. Принцип работы Электрический ток из промысловой сети через автотрансформатор и стацию управления по бронированному трехжильному кабелю поступает к маслозаполненному электродвигателю. Вращая вал насоса, электродвигатель ПЭД приводит его в действие. Всасываемая насосом нефть проходит через приемную сетку и нагнетается по НКТ на поверхность. Чтобы нефть при остановке агрегата не сливалась из подъемных труб (НКТ) в скважину, в трубах над насосом смонтирован обратный клапан.Погружной электроцентробежный насос представляет собой набор отдельных ступеней, в каждой из которых имеется свой ротор (центробежное колесо) и статор (направляющий аппарат).
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. Существенными недостатками электроцентробежных насосов являются их низкая эффективность при работе в скважинах с дебитом ниже 60 м3/сут, снижение подачи, напора и КПД при увеличении свободного газа на приеме насоса.
Установка состоит из двух частей: наземной и погружной. Наземная часть включает автотрансформатор , станцию управления , иногда кабельный барабан и оборудование устья скважины. Погружная часть включает колонну НКТ , на которой погружной агрегат спускается в скважину, бронированный трехжильный электрический кабель, по которому подается питающее напряжение погружному электродвигателю и который крепится к колонне НКТ специальными зажимами. Погружной агрегат состоит из многоступенчатого центробежного насоса, оборудованного приемной сеткой и обратным клапаном. Часто в комплект погружной установки входит сливной клапан, через который сливается жидкость из НКТ при подъеме установки. В нижней части насос сочленен с узлом гидрозащиты (протектором), который, в свою очередь, сочленен с погружным электродвигателем. В нижней части электродвигатель имеет компенсатор
40. Промысловые трубопроводы — это капитальные инженерные сооружения, рассчитанные на длительный срок эксплуатации и предназначенные для бесперебойной транспортировки природного газа, нефти, нефтепродуктов, воды и их смесей от мест их добычи (начальная точка трубопровода до установок комплексной подготовки и далее к местам врезки в магистральный трубопровод или для подачи на другой вид транспорта — железнодорожный, речной, морской. Основной составляющей промыслового трубопровода является линейная часть — непрерывная нить, сваренная из отдельных труб или секций и уложенная в траншею тем или иным способом. Линейная часть трубопровода прокладывается в разнообразных топографических, геологических, гидрогеологических и климатических условиях. Вдоль трассы трубопроводов встречаются участки с грунтами малой несущей способности, а также болотистые участки, участки многолетнемерзлых и скальных грунтов и др. Кроме того, трубопроводы пересекают значительное число естественных и искусственных препятствий (реки, озера, железные и шоссейные дороги), требующих соответствующих конструктивных решений, которые обусловлили бы как надежную работу трубопровода, так и беспрепятственную эксплуатацию пересекаемых искусственных сооружений по их прямому назначению. В настоящее время существуют следующие принципиально различные конструктивные схемы прокладки промысловых трубопроводов: подземная, наземная и надземная, а также редко используемая прокладка в каналах и коллекторах. Выбор той или иной схемы прокладки определяется условиями строительства и окончательно принимается на основании технико-экономического сравнения различных вариантов. Схема сбора и подготовки зависит от площади месторождения, дебитов скважин, физико-химических свойств перекачиваемой жидкости, рельефа местности и природных условий. На некоторых месторождениях к дожимной насосной станции (ДНС) подходят коллекторы от нескольких АГЗУ, на других – на каждый АГЗУ установлен сепаратор первой ступени. Единой универсальной схемы промыслового сбора, транспорта и подготовки нефти не существует. Схема сбора и подготовки зависит от площади месторождения жидкости, рельефа местности и природных условий.
28.Разработка нефтяных и газовых месторождений. Понятие о системе разработки месторождения. Основные показатели разработки.
Разработка нефтяного или газового месторождения - это комплекс мероприятий, направленный на обеспечение притока нефти и газа из залежи к забою скважин, предусматривающих с этой целью определенный порядок размещения скважин на площади, очередность их бурение и ввода в эксплуатацию, установление и поддержание определенного режима их работы.
Система разработки месторождения предусматривает решение и осуществление следующих мероприятий: должны рассчитываться технологические показатели разработки (добыча нефти или газа и изменение ее во времени, срок разработки залежи, нефтеоотдача и газоконденсатоотдача и т.д.). Рациональный вариант системы разработки месторождения выбирается из рассматриваемых, и на основании анализа технико-экономических показателей по каждому из вариантов.
Комплексное проектирование разработки нефтяных и газовых месторождений должно также осуществляться с учетом решения вопросов бурения скважин на конкретном объекте, технологии, техники добычи нефти, газа и обустройства системы сбора и подготовки нефти, газа и воды.
Особенность проектирования разработки газовых и газоконденсатных месторождений — учет по вариантам разработки неразрывной системы: пласт, скважины, система подготовки газа к транспортированию, магистральный газопровод, потребитель (потребители).
В связи с этим комплексное проектирование разработки месторождений должно предусматривать регламентированную последовательность и методы геолого-промыслового, технологического и технико-экономического обоснования схем и проектов разработки нефтяных и газовых месторождений.