Технология добычи нефти

Размещено на http://www.allbest.ru/

ЛЕКЦИИ

Предмет: ТЕХНОЛГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ

Преподаватель:

проф. Дроздов Александр Николаевич

Тема 1. ИСТОЧНИКИ ПЛАСТОВОЙ ЭНЕРГИИ. ПРИТОК НЕФТИ К СКВАЖИНЕ

К источникам пластовой энергии относятся:

энергия давления в пласте;

энергия упругих деформаций скелета породы - коллектора;

энергия упругого расширения жидкости;

энергия растворенного в нефти газа;

гравитационная энергия флюида в пласте.

УРАВНЕНИЕ ФИЛЬТРАЦИИ ЖИДКОСТИ И ПРИТОКА НЕФТИ К СКВАЖИНЕ:

1 допущение: Пласт однороден; проницаемость пласта

k = const;

пласт имеет одинаковую толщину hhhррhрh; вязкость жидкости не меняется. Процесс изотермический.

Фазовых переходов при фильтрации - нет (не выделяется газ; не выпадает парафин). Фильтрация подчиняется закону Дарси:

Связь между дебитом, площадью и скоростью фильтрации:



F = 2 r h

Q =

Разделим переменные:

Интегрируем от радиуса контура до контура питания:

Лограифмируем:

“ОТЧЕ НАШ” (ПО ДЮПЕИ)

Тема 2. РЕЖИМЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Под режимом разработки месторождения понимают совокупность природных и техногенных факторов, определяющих закономерности фильтрации жидкости и газа в пласте.

1) ВОДОНАПОРНЫЙ РЕЖИМ:

1. Pпл > Рнас

2. Имеется внешний источник питания (например, подрусловые воды рек)

Хорошая гидродинамическая связь нефтяной и водонасыщенной части пласта.

Газовый фактор скважины - это отношение дебита газа к дебиту нефти:

ПРИМЕР.

ТАТ: Ромашкинское м/е: Гн.пл.н.= 48м3/м3, Рнас = 9 Мпа;

ЗапСиб: Варьёганское м/е: Гн.пл. = 300м3/м3, Рнас = 20Мпа.

КОЭФФИЦИЕНТ НЕФТЕОТДАЧИ: ОТНОШЕНИЕ ИЗВЛЕЧЕННОЙ НЕФТИ К ЗАПАСУ:

;

В Грозненской области н.о. = до 0,5 и более.

2) УПРУГИЙ РЕЖИМ:

Рпл>Pнас

Отсутствует гидродинамическая связь с источником питания (замкнутая залежь)

ОБЬЕМ ПОР УМЕНЬШАЕТСЯ, НЕФТЬ ВЫДАВЛИВАЕТСЯ НА ПОВЕРХНОСТЬ.

При реализации упругого режима фильтрация нефти происходит в основном за счет действия двух факторов: Упругого сжатия породы - коллектора при снижении пластового давления за счет веса вышележащих горных пород. При этом уменьшается объем пор и нефть из них выдавливается; упругого расширения жидкости при снижении пластового давления.

УПРУГО-ВОДОНАПОРНЫЙ РЕЖИМ:

В отличие от водонапорного режима - источника питания - нет. Пластовое давление падает.

ГАЗОНАПОРНЫЙ РЕЖИМ (РЕЖИМ ГАЗОВОЙ ШАПКИ):

Вытекание нефти происходит за счет расширения газовой шапки при снижения пластового давления.

Коэффициенты нефтеотдачи велики - н.о.=0,4 - 0,5

РЕЖИМ РАСТВОРЕННОГО ГАЗА.

Рпл<Рнас

Отсутствует гидродинамическая связь с внеш.ист.пит.

В пласте выделяется свободный газ, объем газожидкостной смеси становится больше, чем объем жидкости и за счет этого происходит фильтрация в пласте.



ГРАВИТАЦИОННЫЙ РЕЖИМ.

Тема 3. ВСКРЫТИЕ ПЛАСТОВ

1скв) Вскрывается весь продуктивный интервал (пласт)

2скв) Вскрывается частично (в зоне ГНК - газонефт.конт.)

3скв) Пласт вскрывается полностью.

4скв) Пласт вскрывается частично

5скв) Пласт вскрывается на всю толщину.

Когда пласт вскрывается не на всю толщину, то скважина называется гидродинамически несовершенной по степени вскрытия пласта.

Рис. - Гидродинамически несовершенная скважина. 1 - труба; 2 - цемент; 3 - долото меньшего диаметра.

Рис.-гидродинамически несовершенная по характеру вскрытия.

Уравнение Дюпеи:

;

rп - приведенный радиус скважины.

С - коэффициент, учитывающий несовершенство скважины (ВЫУЧ. САМОСТ.ПО ЩУРОВУ).

Приведенный радиус скважины - условный радиус такой совершенной скважины, дебит которой при прочих равных условиях равен дебиту несовершенной скважины.

rп < rc

СПОСОБЫ ПЕРФОРАЦИИ СКВАЖИНЫ:

ПУЛЕВАЯ ПЕРФОРАЦИЯ.

2. ТОРПЕДНАЯ ПЕРФОРАЦИЯ: стреляют торпедами, которые взрываются в пласте.

3. КУМУЛЯТИВНАЯ ПЕРФОРАЦИЯ: цементный камень прожигается струей газа.

4. ГИДРОПЕСКОСТРУЙНАЯ ПЕРФОРАЦИЯ.



5. СВЕРЛЯЩИЕ ПЕРФОРАТОРЫ.

Тема 4. ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН

Рзаб>Рпл при вскрытии пласта;

Рзаб = жgH

Вскрытие пласта при депрессии

Рзаб<Рпл

ОСВОЕНИЕ СКВАЖИНЫ - это комплекс технологических мероприятий по снижению забойного давления и вызову притока из пласта.

2 ГРУППЫ МЕТОДОВ СНИЖЕНИЯ Рзаб:

УМЕНЬШЕНИЕ ПЛОТНОСТИ СРЕДЫ, ЗАПОЛНЯЮЩЕЙ СКВАЖИНУ;

ПОНИЖЕНИЕ УРОВНЯ ЖИДКОСТИ В СКВАЖИНЕ.

ПЕРВАЯ ГРУППА:

Замена на воду.

Глинистый раствор гл.р. 1400 кг/м3.

Соленая вода сол.в. 1100 кг/м3.

Заменой на пресную воду пр.в.=1000 кг/м3 - можно снизить забойное давление на 15 - 40 %.

Прямая промывка - в НКТ

Обратная промывка - в затрубное пространство.

После вскрытия пласта перфоратор извлекают на поверхность и в скважин спускают колонну НКТ. Затем проводят замену жидкости глушения на воду. Этот метод эффективен в тех скважинах, которые после некоторого снижения забойного давления начинают фонтанировать.

Если же фонтанирование не происходит, то можно применить 2ой метод - замена на нефть.

2. Замена на нефть.

ндегаз = 820 - 860 кг/м3, сниз. На 18% Рзаб.

3. Компрессорный метод освоения скважин.

К - компрессор.

гжс ж

Рзаб .

Подъем жидкости на поверхность за счет энергии газа.

В последние годы закачка воздуха в скважины во многих районах запрещена, и там применяют азотные установки.

Выхлоп.газ ДВС в компрессор.

4. Закачка аэрированной жидкости.

5. Освоение скважин с помощью пен.

В жидкость добавляют пену (ПАВ - пенообразователь).

ВТОРАЯ ГРУППА МЕТОДОВ:

Тартание желонками.

Свабирование

Под уровень жидкости сваб опускается на 100 - 150 метров.

2'НКТ - 60 50 мм (60 - dнар., 50 - dвнутр.)

2,5''НКТ - 7362 мм

Понижение уровня с помощью глубинных насосов.

Наиболее распространенный метод освоения скважин.

g (Ндин - Нст).

Насос - погружной центробежный.

Тема 5. ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН

Проводят с целью получения информации о продуктивности скважин и свойствах пласта.

Исследования:

Гидродинамические

Геофизические

ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН НА УСТАНОВИВШИХСЯ

РЕЖИМАХ РАБОТЫ:

Q - дебит скважины, м3/сут

- депрессия на пласт, Мпа. Депрессия:

=Рпл - Рзаб.

1 - при соблюдении лин.закона фильтрации Дарси.

Q = Кпрод (Рпл - Рзаб) = Кпрод .

Кпрод<1 м3/сутМпа - мало

Кпрод>10 м3/сутМпа - нормальная скважина.



I - 1 уст. Режим

II - измен.режим рад.скв.(напр. штуцер).

III - 2ой уст. Режим

Достижение установления режима - 1 и более суток для реальных нефтяных скважин.

Кпрод = .

ВИДЫ ИНДИКАТОРНЫХ ДИАГРАММ СКВАЖИН.



Рнас= 9 МПа (Ромашкино, Д1)

Рнас= 16МПа (Федоровское м/е)

Рнас= 20 - 25 МПа (Варьёган)

1) не дожд. Устан.режима - ошибка при исследовании.

2) Подключение низкопроницаемых интервалов, неработающих при

малых депрессиях.

ЗАВИСИМОСТЬ Кпр ОТ ОБВОДНЕННОСТИ.



Тема 6. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН НА НЕУСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМАХ РАБОТЫ

К прод.

Замеряют дебит добывающей скважины на установившемся режиме, затем скважину остана вливают, и записывают динамику изменения забойного давления во времени.

В дальнейшем строят кривую восстановления и по ней определяют коллекторские свойства пласта.

В нагнетательных скважинах действуют аналогично, отличие только в том, что после остановки скважины записывают не кривую восстановления, а кривую падения давления на забое скважины. Рзаб(t=0) - забойное давление в скважине при работе на установившемся режиме перед установкой.



- пьезопроводность пласта,

,

где m - пористость пласта,

ж - коэффициент сжимаемости жидкости,

п - коэффициент сжимаемости породы,

* = mж+породы,

* - коэффициент упругости пласта.



Тема 7. ДЕБИТОМЕТРИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН

Дебитометрические исследования скважин проводят для изучения профиля притока добывающих и профилеприемистости в нагнетательных скважинах.



По значению уровня можно рассчитать давление в скважине.



Vзв = 440 м/с (м/е МОНГИ)

.

Тема 8. МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ СКВАЖИНЫ

ПЗС - призабойная зона скважины.

Проникновение жидкости глушения (бурового раствора, соленой воды) в ПЗС.

Зона кольматации - где проницаемость скважины снижена (кольматация - образование эмульсий, закупорка порового пространства).

Выпадение твердой фазы при фильтрации (соли, парафин).

Чтобы улучшить коллекторские свойства призабойной зоны скважины, применяют различные методы воздействия.

1 . Механические методы.

Химические методы.

Тепловые методы.

Химические: кислотные обработки скважин , соляно - кислотная обработка (СКО):

Используют ингибиторы коррозии, так же используют ПАВ.

КИСЛОТНЫЕ ВАННЫ.

Очищают поверхность перфорирующих каналов.

Простые СКО.

СКО под давлением (низкопроницаемые коллекторы)

Поинтервальная СКО.



Термокислотные обработки (сочетание химического и теплового воздействия):

Mg + HCl = MgCl2 + H2 + тепло

Кислотные обработки терригенных коллекторов.

Кремнезём. HCl и HF.

ГЛИНОКИСЛОТНАЯ ОБРАБОТКА - ПОЗВОЛЯЕТ РАСТВОРИТЬ ГЛИНУ В КИСЛОТЕ.

ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТА (ГРП) - метод воздействия на ПЗП:

Сущность ГРП состоит в создании новых и раскрытии имеющихся трещин в пласте. Трещины создаются путем закачки в ПЗС жидкости разрыва под большим давлением.

После создания трещины закачивают твердый наполнитель (песок, стеклянные шарики, пропант(широко распространен)). Пропант - propping agent - закрепляющий агент - керамические шарики высокой твердости - «9» по шкале Маоса, (выше только алмаз - «10»).

Наполнитель не позволяет трещинам сомкнуться после снятия давления. Проницаемость трещин с наполнителем существенно выше проницаемости песчаника, поэтому приведенный радиус скважины rп после ГРП может существенно превышать rскв (по долоту).

Область применения ГРП - плотные низкопроницаемые породы.

СХЕМА ПРОВЕДЕНИЯ ГРП В СКВАЖИНЕ:

Якорь - нужен для того, чтобы закрепить пакер и предотвратить его страгивание из-за большей силы давления снизу.

На больших глубинах образуются вертикальные трещины.

В качестве жидкости разрыва используют вязкую нефть или воду с добавкой загустителя.

Жидкость разрыва.

Жидкость песконоситель.

Продавочная жидкость.

ГРП имеет и негативные стороны. По трещинам может происходить быстрое обводнение с

скважин. Кроме того пропант, который выносится из трещин в процессе эксплуатации скважин приводит к катастрофическому износу и преждевременному отказу оборудования для добычи нефти.

ТЕПЛОВЫЕ МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЗС.

Их применяют в тех случаях, когда в призабойной зоне выпадают отложения парафина и асфальтена смолистых веществ.

Сущность теплового воздействия состоит в нагреве призабойной зоны и растворении отложений.

Наиболее часто применяют спуск электронагревателей на кабеле на забой скважины.

ПОДЪЕМ ЖИДКОСТИ ИЗ СКВАЖИНЫ.

В настоящее время в России применяются следующие способы добычи нефти:

Эксплуатация скважин установками погружных центробежных насосов. Добывается 60% всей нефти.

Эксплуатация скважин штанговыми глубинными насосами. 20% всей нефти.

добыча нефть месторождение скважина

12% всей нефти.

В подавляющем большинстве случаев эксплуатации скважин происходит движение газожидкостной смеси. Для того, чтобы разобраться в существе дела, рассмотрим принцип действия газожидкостного подъемника.



ХАРАКТЕРИСТИЧЕСКАЯ КРИВАЯ ПОДЪЕМНИКА:

Характеристические кривые подъемника при различных погружениях под уровень жидкости.

0 < < 1.

= const.



СТРУКТУРЫ ТЕЧЕНИЯ ГАЗОЖИДКОСТНЫХ СМЕСЕЙ В ТРУБАХ.

В отличие от движения однородной жидкости, структура течения газожидкостных смесей характеризуется существенно большим многообразием форм.

Во многих случаях существуют основные структуры и несколько переходных.

3 ОСНОВНЫЕ СТРУКТУРЫ:

Пузырьковая (эмульсионная) структура - при больших газосодержаниях.

Пробковая структура (снарядная и четочная) - при увеличении расхода газа.

Стержневая структура (кольцевая) - при высоких газосодержаниях.

Граница существования режимов течения зависит от скорости смеси, вязкости, поверхностного

Натяжения, абсолютного давления в потоке, пенообразующих свойств жидкости.

В фонтанных и насосных скважинах в основном наблюдается пузырьковое течение смеси в подъемных трубах.

Пробковый режим характерен для газлифтных скважин.

Стержневая структура наблюдается в основном в газоконденсатных скважинах.

УРАВНЕНИЕ ДВИЖЕНИЯ ГАЗОЖИДКОСТНОЙ СМЕСИ В ПОДЪЕМНИКЕ.

dp = смgdh + dpтрения.

Разделим правую и левую части на dh:

.

Так как теоретическому расчету движение гжс в подъемнике не поддается, то для нахождения

существуют различные эмпирические и полуэмпирические формулы.

По А.П. Крылову,



q,V - измеряются в м3/с, d - в метрах, а1, а2, а3 - эмпирические коэффициенты.

РАСЧЕТ КРИВЫХ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ В СКВАЖИНЕ.

Поскольку характеристики ГЖС по мере подъема из скважины непрерывно меняются, распределение давления в скважине не будет линейным.



Расчеты берут либо снизу вверх, либо сверху вниз.

сверху вниз(необходимо найти Рзаб по известному Ру).

Используется численный метод.

Задаемся перепадом Р.

Находим

Рср =Pi + P/2.

Для Рср расчитываем свойства нефти - Гр, Гскв, , , вн.

Расчитываем

- объемное расходное

газосодержание. - истинное газосодержание, .

V (расход)=VгазаFгаза

= 0,833.

см = г + ж (1 - )

Р = смgh + Pтр.

Т.е. из Р находим h.



По Рзаб расчитать Ру. В этом случае расчеты ведутся снизу вверх.Задаются величиной Р, находят среднее давление

Рср = Рзаб - (Р/2),

считают свойства нефти: , и находят h.



Тема 9. ФОНТАННАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН

Под Фонтанным способом эксплуатации скважин понимается подъем нефти н поверхность за счет природной энергии. Различают Артезианское фонтанирование и фонтанирование за счет энергии выделяющегося из нефти газа.

АРТЕЗИАНСКОЕ ФОНТАНИРОВАНИЕ

Рпл > gH

Pу >Pнас.

Самарская область - Яблоневый овраг

Калининградская область - Кравцовское месторождение

Рнас = 2,5Мпа.

Ру = 3 - 4 Мпа.

ФОНТАНИРОВАНИЕ ЗА СЧЕТ ВЫДЕЛИВШЕГОСЯ ИЗ НЕФТИ ГАЗА.

Рпл>срГЖСgH

Продукция скважины поднимается по НКТ. Штуцер 16 необходим для регулирования работы фонтанной скважины. Устьевая арматура предназначена для управления эксплуатации скважины и проведения различных технологических операций (глушение освоения и т.д.).

Воронка на нижнем конце НКТ служит для того, чтобы предотвратить обрыв глубинных приборов, опускаемых на проволоке при их подъеме с забоя скважины.

Через кран 18 отбирают пробу продукции на обводненность.

СХЕМЫ ФОНТАННЫХ АРМАТУР ДЛЯ ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЙ (применяется при наличии песка в добываемой продукции и при добыче коррозионно-активной продукции):

ОБОРУДОВАНИЕ ЗАБОЯ ФОНТАННОЙ СКВАЖИНЫ В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ.

Пакер применяется для того, чтобы изолировать эксплуатационную колонну от воздействия агрессивной среды.

Клапан - отсекатель перекрывает проходное сечение НКТ в аварийных ситуациях (например, при разрушении устьевой арматуры).

Циркуляционный клапан предназначен для проведения технологических операций по глушению и освоению скважины.

Через ингибиторный клапан подают реагенты - ингибиторы корррозий.

ДОСТОИНСТВА, НЕДОСТАТКИ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ ФОНТАННОГО СПОСОБА ДОБЫЧИ НЕФТИ.

ДОСТОИНСТВА:

Простота и надежность

Высокий межремонтный период работы скважины

Возможность проведения комплекса гидродинамических исследований на забое скважины.

НЕДОСТАТКИ:

Невозможность фонтанирования с требуемыми дебитами при увеличении обводненности продукции.

ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ:

Скважины с хорошими значениями проницаемости призабойной зоны, высокими пластовыми давлениями, средним и высоким газовым фактором.

Тема 10. ГАЗЛИФТНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН

В тех случаях, когда фонтанные режимы не обеспечивают требуемы дебитов, можно дополнительно подавать газ в скважину и увеличить за счет работы газа дебит жидкости. Такой способ эксплуатации называют газлифтом.

КОНСТРУКЦИИ ГАЗЛИФТНЫХ ПОДЪЕМНИКОВ.



Двухрядный подъемник позволяет вести эксплуатацию газлифтной скважины с эксплуатационной колонной. Недостаток - высокая металлоемкость. Наименьшей материалоемкостью обладает однорядный подъемник.

НЕДОСТАТОК ОДНОРЯДНОГО ПОДЪЕМНИКА:

На эксплуатационную колонну действует высокое давление закачиваемого газа, кроме того, в этом газе могут накапливаться H2S и другие агрессивные компоненты.

1,5 - рядный подъемник является своеобразным компромиссом между одно- и двухкомпонентным подъемниками.

Хвостовик меньшего диаметра - для избавления от излишней металлоемкости.

НЕДОСТАТОК 1,5 - РЯДНОЙ СХЕМЫ - невозможность изменения относительного погружения подъемника при необходимости изменения режима работы.

СЛЕДУЮЩАЯ СХЕМА ОБОРУДОВАНИЯ СКВАЖИН ПРИМЕНЯЕТСЯ НА ПРАКТИКЕ (ОДНОРЯДНАЯ СХЕМА):

Затрубное пространство перекрыто пакером, газ подают через специальный клапан.

Схема позволяет избежать нежелательных пульсаций при работе газлифтной скважины.

Тема 11. ПУСК ГАЗЛИФТНОЙ СКВАЖИНЫ. МЕТОДЫ СНИЖЕНИЯ ПУСКОВЫХ ДАВЛЕНИЙ

Pгmax = жgH + Pу

H = 2000м, ж = 1000кг/м3.

Ру = 0,1 МПа.

Ргmax = 20,1 МПа,

Рграб = гжсср gh + Ртр +Ру.

Ргmax = 20 МПа. Рграб = 8 - 9 МПа.

Требуется применение специальных пусковых компенсаторов высокого давления.



МЕТОДЫ СНИЖЕНИЯ ПУСКОВОГО ДАВЛЕНИЯ.

1. Последовательный допуск НКТ в скважину.

2. Переключение с кольцевой системы на центральную.

3. Задавка жидкости в пласте - эффективен только в высокопродуктивных пластах с низким пластовым давлением.

4. Применение пусковых отверстий: в муфтах НКТ сверлят отверстия для подачи газа.

5. Использование пусковых клапанов.

При использовании клапанов газ сначала вводится через первый клапан, затем уровень отжимается до второго клапана. После того, как газ начинает поступать в НКТ через второй клапан, первый клапан закрывается. Затем уровень отжимается до третьего клапана, закрывается клапан №2 и так далее.



Закрывают клапан

Ркf к+ Рс fс.

Открывает клапан сила Ртfк.

Откр.клапана

Ркfк + Рсfс<Ртfк.

При разгазировании столба жидкости в НКТ

Рт падает и клапан закрывается.

УКПН - установка комплексной подготовки нефти.

УПГ - установка подготовки газа.

ГПЗ - газоперерабатывающий завод.

КС - компрессорная станция.

РГ - распределительная гребенка (на устье скважины).

БЕЗКОМПРЕССОРНЫЙ ГАЗЛИФТ.

ГАЗЛИФТ В НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЕ.

ОБЩАЯ СХЕМА ШТАНГОВОЙ НАСОСНОЙ УСТАНОВКИ, ЕЕ ЭЛЕМЕНТЫ И НАЗНАЧЕНИЕ.

Штанговая насосная установки ШНУ состоит из наземного и подземного оборудования. Подземное оборудование включает: штанговый скважинный насос (ШСН) со всасывающем клапаном / (неподвижный) на нижнем конце цилиндра и нагнетательным клапаном 2 (подвижный) на верхнем конце поршня-плунжера, насосные штанги 3 и трубы.

Кроме того, подземное оборудование может включать различные защитные устройства (газовые и песочные якори, хвостовики), присоединяемые к приемному патрубку ШСН и улучшающие его работу в осложненных условиях (песок, газ).

В наземное оборудование входит станок-качалка (СК), состоящий из электродвигателя 9, кривошипа 7, шатуна 8, балансира 6, устьевого сальника 5, устьевой обвязки и тройника 4.

Станок-качалка сообщает штангам возвратно-поступательное движение, близкое к синусоидальному. СК имеет гибкую канатную подвеску для сочленения с верхним концом полированного штока и откидную или поворотную головку балансира для беспрепятственного прохода спуско-подъемных механизмов (талевого блока, крюка, элеватора) при подземном ремонте.

Балансир качается на поперечной оси, укрепленной в подшипниках, и сочленяется с двумя массивными кривошипами 7 с помощью двух шатунов 8, расположенных по обе стороны редуктора. Кривошипы с подвижными противовесами могут перемещаться относительно оси вращения главного вала редуктора на то или иное расстояние вдоль кривошипов. Противовесы необходимы для уравновешивания СК.

Редуктор с постоянным передаточным числом, маслоза-полненный, герметичный имеет трансмиссионный вал, на одном конце которого предусмотрен трансмиссионный шкив, соединенный клиноременной передачей с малым шкивом электродвигателя 9. На другом конце трансмиссионного вала имеется тормозной барабан. Опорный подшипник балансира укреплен на металлической стойке-пирамиде.

Все элементы станка-качалки -- пирамида, редуктор, электродвигатель -- крепятся к единой раме, которая закрепляется на бетонном фундаменте. Кроме того, все СК снабжены тормозным устройством, необходимым для удержания балансира и кривошипов в любом заданном положении. Точка сочленения шатуна с кривошипом может менять свое расстояние относительно центра вращения перестановкой пальца кривошипа в то или иное отверстие, которых для этого предусмотрено несколько. Этим достигается ступенчатое изменение амплитуды, качаний балансира, т.е. длины хода штанг. Поскольку редуктор имеет постоянное передаточное число, то изменение частоты качаний достигается только изменением передаточного числа клиноременной трансмиссии и сменой шкива на валу электродвигателя на больший или меньший диаметр.

Промышленностью выпускается большое число станков-качалок различных типоразмеров (так называемый нормальный ряд) грузоподъемностью на головке балансира от 10 до 200 кН, в соответствии с широким диапазоном глубин и дебитов скважин, которые приходится оборудовать штанговыми установками (ШСНУ). Типоразмеры СК и их основные параметры регламентируются госстандартом.

Штанговый скважинный насос состоит из длинного (2 -- 4 м) цилиндра той или иной конструкции. На нижнем конце цилиндра укреплен неподвижный всасывающий клапан, открывающийся при ходе вверх. Цилиндр подвешивается на трубах. В нем помещается поршень-плунжер, выполненный в виде длиной (1 - 1,5 м) гладко обработанной трубы, имеющей нагнетательный клапан, так же открывающийся вверх. Плунжер подвешивается на штангах. При движении плунжера вверх жидкость через всасывающий клапан под воздействием давления на приеме насоса заполняет внутреннюю полость цилиндра. При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, жидкость под плунжером сжимается и открывает нагнетательный клапан. Таким образом, плунжер с открытым клапаном погружается в жидкость. При очередном ходе вверх нагнетательный клапан под давлением жидкости, находящейся над плунжером, закрывается. Плунжер превращается в поршень и поднимает жидкость на высоту, равную длине хода (0,6 - 6м ). Накапливающаяся под плунжером жидкость достигает устья скважины и через тройник поступает в нефтесборную сеть.



КОЭФФИЦИЕНТ ПОДАЧИ ШТАНГОВОГО ГЛУБИННОГО НАСОСА.

Qт = 1440F S n, м3/сут (1)

n - число двойных ходов в минуту

1440 - число минут в сутках

F - площадь сечения цилиндра

S - длина хода

Qт - теоретическая подача

КОЭФФИЦИЕНТ ПОДАЧИ

(2)

= 1 2 3 4

1 - коэффициент наполнения;

2 - коэффициент потери длины хода плунжера;

3 - коэффициент утечек;

4 - коэффициент усадки(усадки нефти на поверхности по сравнению со скважинным объемом).

Коэффициент наполнения: при наличии свободного газа на приеме насоса часть объема цилиндра насоса заполняется газом. Вследствие этого снижается подача жидкости, а степень её снижения характеризует коэффициент наполнения.

Чтобы уменьшить вредное влияние свободного газа на работу насоса, применяют специальные устройства - газовые якоря.

СХЕМА ГАЗОВОГО ЯКОРЯ.

КОЭФФИЦИЕНТ ПОТЕРИ ДЛИНЫ ХОДА ПЛУНЖЕРА. Потеря хода плунжера возникает вследствие упругих деформаций колонны штанг при растяжении.

КОЭФФИЦИЕНТ УТЕЧКИ. Утечки происходят в зазоре между плунжером и цилиндром, в клапанах, а также в резьбовых соединениях колонны НКТ.

КОЭФФИЦИЕНТ УСАДКИ.

Штанговые насосы бывают различной конструкции.

Выделяют две основные группы: не вставные и вставные насосы.



У не вставных насосов цилиндр спускается на НКТ. Для смены насоса необходимо вначале извлечь плунжер, который поднимают на штангах, а затем - цилиндр. Его поднимают на поверхность, извлекая НКТ.

Существуют конструкции с ловителем и штоком.

Конструкция с захватным штоком обеспечивает надежное извлечение клапана, однако при добыче нефти со значительным содержанием газа происходит существенное снижение коэффициент наполнения, это вызвано большим объемом мертвого пространства между всасывающим и нагнетательным клапанами.

При ходе плунжера вверх газ расширяется и разрежение в приемной камере насоса достигается существенно позже.

В насосах с ловителем мертвое пространство минимально, однако в реальных скважинных условиях поймать клапан не так то и просто…

Применение вставных насосов позволяет существенно снизить затраты на спускоподъемные операции, так как насос спускается на штангах.

Однако для того, чтобы насос целиком извлекался на поверхность, необходимо, чтобы наружный диаметр цилиндра был меньше, чем внутренний диаметр НКТ. Это ограничивает подачу вставных насосов.

В промысловых условиях нормальным значением коэффициента подачи считается величина не менее 0,6.

Иногда, если скважина фонтанирует через насос, значения коэффициента подачи могут быть больше 1. Одним из диаметров, негативно влияющим на надежность насоса, является наличие песка в откачиваемой жидкости.

Для защиты насоса в этом случае применяются песочные якоря.

Размещено на Allbest.ru