Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

• Введение
• 1. Вводное занятие
• 2. Компания, где проходила практика
• 3. Ответы на вопросы к отчету по первой учебной практике
• 3.1 Схема оборудования фонтанной скважины
• 3.1.1 Колонная головка
• 3.1.2 Фонтанная арматура
• 3.1.3 Освоение и пуск в работу фонтанных скважин
• 3.2 Схема оборудования газлифтной скважины
• 3.2.1 Виды газлифта
• 3.2.2 Конструкции и системы газлифтных подъёмников
• 3.3 Схема установки скважинного штангового насоса
• 3.3.1 Глубинные штанговые насосы
• 3.3.2 Плунжеры и клапаны
• 3.3.3 Насосные штанги
• 3.4 Схема установки погружного электроцентробежного насоса
• 3.4.1 Погружные центробежные насосы
• 3.4.2 Погружной электродвигатель (ПЭД)
• 3.4.3 Кабель питания ЭЦН
• Вывод
• Список используемых источников
• Введение
• Повышение качества подготовки специалистов с учетом всех достижений научно-технического прогресса в нефтегазопромысловой промышленности должно базироваться на усилении практической подготовки студентов, которая является важнейшим средством обеспечения требуемого профессионального уровня. Место прохождения практики - ОАО «Удмуртнефть» ЦДНГ-5 «Киенгоп». На практике был в должности оператора по добычи нефти и газа в период с 27.06 по 09.07 2016-ого года.

Обязанности, выполняемые практикантом:

1. ведение технологического процесса при всех способах добычи нефти, газа и газового конденсата;

2. обслуживание, монтаж и демонтаж оборудования и механизмов под руководством оператора по добычи нефти и газа более высокой квалификации;

3. ознакомление с работами по поддержанию заданного режима работы скважин, установок комплексной подготовки нефти, групповых замерных установок, дожимных насосных и компрессорных станций, станций подземного хранения нефти и других объектов, связанных с технологией добычи нефти, газа и газового конденсата;

4. разборка, ремонт и сборка отдельных узлов и механизмов простого нефтепромыслового оборудования и арматуры;

5. замер дебита скважин на автоматизированной групповой замерной установке. Представление информации руководителю работ и оператору о всех замеченных неполадках в работе скважин и другого нефтепромыслового оборудования. Техническое обслуживание скважин под руководством оператора по добычи нефти и газа более высокой квалификации. Снятие показаний приборов, измеряющих параметры работы скважины.

1. Вводное занятие

На вводном занятии перед прохождением практики были освоены следующие необходимые знания и регламенты поведения на производственных объектах:

1) Инструктаж по охране и труда;

2) Ознакомление с основными видами и причинами травматизма на объекте;

3) Используемые средства индивидуальной защиты;

4) Предупреждение травматизма;

5) Ограждение опасных мест;

6) Приемы безопасного выполнения работ;

7) Разбор инструкций по электробезопасности, пожарной безопасности, оказанию первой медицинской помощи.

2. Компания, где проходила практика

На практику поступил в компанию ОАО «Удмертнефть» в ЦДНГ-5 Киенгоп.

Открытое акционерное общество «Удмуртнефть» - крупнейшее нефтедобывающее предприятие Удмуртской Республики с ежегодным объемом добычи нефти более 6 миллионов тонн. Рисунок 1 - главное здание ОАО «Удмуртнефть» в г. Ижевск.

скважина забой нефть насос

Рисунок 1 Главное офисное здание ОАО "Удмуртнефть"

История всей нефтяной отрасли Удмуртии неотделима от истории «Удмуртнефти», созданной по приказу министерства нефтедобывающей промышленности СССР в августе 1967 года.

Эффективная работа предприятия на протяжении четырех десятилетий является гарантом стабильности и благополучия региона, его уверенного движения вперед, развития и процветания. Несмотря на то, что нефтедобывающая отрасль -- одна из самых молодых в экономике Удмуртии, она заслужила искреннее уважение и признание за весомый вклад в развитие экономической, социальной и культурной жизни региона. И во многом благодаря плодотворному труду коллектива ОАО «Удмуртнефть».

Основной вид деятельности: геологоразведка, разработка и эксплуатация месторождений углеводородов.

ОАО «Удмуртнефть» имеет на своем балансе 32 месторождения, из них к разрабатываемым относятся 25 нефтяных и газонефтяных месторождений (добыча природного газа не ведётся); к разведываемым - два месторождения (Вязовское, Оросовское); к подготовленным к разработке - четыре месторождения (Западно-Погребняковское, Логошурское, Шарканское, Тимеевское).

Ведет разработку месторождений, расположенных на территории 12 районов республики, имеет 58 лицензий на добычу нефти и растворенного газа по 26 месторождениям; 5 лицензий на геологическое изучение, разведку и добычу углеводородного сырья; 1 лицензия на геологическое изучение с целью поисков и оценки углеводородного сырья.

За весь период производственной деятельности из недр извлечено свыше 271 млн тонн нефти. Годовой объем добычи в 6,4 млн тонн составляет около 60 % от общего объема добычи нефти в Удмуртской Республике.

В состав ОАО «Удмуртнефть» входят три региональные инженерно-технологические службы (РИТС) - «Юг», «Север» и «Центр».

Киенгопский участок недр находится в центральной части Удмуртии на территории Якшур-Бодьинского, Шарканского и Игринского районов в 50 км от г. Ижевска. Примыкает к Киенгопской площади Чутырско-Киенгопского месторождения нефти и газа. Участок расположен в районе с развитой инфраструктурой.

В шестидесятых годах одновременно с открытием крупных нефтяных месторождений в Западной Сибири открываются неф-тяные месторождения на полуострове Мангышлак (Узеньское), в Удмуртии (Чутырско-Киенгопское, Мишкинское, Вятское), в Пермской области (Ножовское), Оренбургской (Покровское, Пономаревское, Бобровское), в Куйбышевской (Кулешевское) и другие. [1] Чутырско-Киенгопское месторождение открыто в 1962 г. В 1970 г введено в промышленную эксплуатацию.

Все месторождения-спутники, окружающие Чутырско-Киенгопское месторождение, находятся в разработке.

На государственном балансе запасов полезных ископаемых по состоянию на 1 января.2015 г в нераспределенном фонде верейской залежи Киенгопского месторождения числятся извлекаемые запасы: 3524 тыс т. Накопленная добыча по состоянию на 1 января.2015 г составляет 25 тыс т. Площадь участка составляет 52,4 км2.

В феврале 2016 г, выиграв аукцион со стартовым платежом 101,9 млн рублей, оператором разработки Киенгопского участка недр стала Удмуртнефть, дочка Роснефти.

3. Ответы на вопросы к отчету по первой учебной практике

3.1 Схема оборудования фонтанной скважины

Способ эксплуатации скважин, при котором подъем газожидкостной смеси от забоя скважины на дневную поверхность происходит за счет природной (пластовой) энергии, называется фонтанным. Фонтанирование нефтяных скважин происходит за счет гидростатического напора или за счет энергии сжатого газа, а также за счет энергии сжатых горных пород. [1]

Приток нефти к забоям скважин происходит за счет разности между пластовым и забойным давлением. В случае, когда давление столба жидкости (до устья заполненной скважины) меньше пластового давления, скважина будет фонтанировать. В зависимости от режима работы залежи фонтанирование скважины будет происходить за счет энергии гидростатического напора или за счет энергии расширения газа, растворенного в нефти, или одновременно за счет той и другой энергии. Чаще всего основную роль в фонтанировании скважин играет газ, содержащийся вместе с нефтью в пласте, и в тех случаях, когда газ в пластовых условиях полностью растворен в нефти и по пласту движется однородная жидкость. При освоении таких скважин свободный газ начинает выделяться из нефти в насосно-компрессорных трубах на глубине, где давление ниже давления насыщения нефти газом. При этом фонтанирование будет происходить за счет гидростатического напора и энергии сжатого газа, проявляющейся в верхней части скважины. На глубине, соответствующей давлению насыщения нефти газом, газ начинает выделяться из нефти в виде пузырьков. Поднимаясь вверх, газовые пузырьки испытывают все меньшее давление, вследствие чего объем пузырьков газа увеличивается и плотность смеси нефти и газа становится меньше. В итоге давление газожидкостного столба на забой скважины становится меньше пластового, и скважина начинает фонтанировать. Фонтанирование скважины под действием гидростатического напора бывает тогда, когда давление на устье больше давления насыщения. [1]

3.1.1 Колонная головка

Условия эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, а также охрана недр и техника безопасности 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 фонтанной скважины оборудования, состоящего из колон-ной головки, фонтанной арматуры и манифольдов (выкидных ли-ний). [1]

Колонная головка предназначается для обвязки устья скважины с целью герметизации межтрубных пространств, а также для подвески обсадных колонн (при многоколонной конструкции скважин) и установки фонтанной арматуры. Существуют одно-, двух-, трех-, четырех- и пятиколонные головки.

Колонная головка должна обеспечивать:

- надежную герметизацию межтрубного пространства;

- надежное и быстрое закрепление подвески обсадных колонн;

- удобный и быстрый монтаж;

- возможность контроля за движением жидкости и газа в межтрубном пространстве;

- минимально возможная высота.

Колонные головки выпускаются на различные давления от 14,0 до 70,0 МПа. В отдельных случаях (на газовых скважинах) применяются колонные головки на давление до 150,0 МПа. [1]

После окончания бурения скважины с колонной головки демонтируют превенторы и устанавливают фонтанную арматуру.



Рисунок 2 Конструкция колонной головки для одной обсадной головки

Корпус 1 колонной головки, изображенной но рисунке 2, навинчивается на верхний резьбовой конец кондуктора. Обсадная колонна 10 вворачивается в специальную муфту 7. Герметичность соединения корпуса головки 1 и муфты 7 достигается муфтой 2 и двумя кольцами 3. Плотность посадки достигается за счет прижатия муфты полукольцами 5 и фланцем 4, который болтами притягивается к фланцу корпуса. Муфта 7 заканчивается фланцем 6 для подсоединения к нему фонтанной арматуры. Для опрессовки колонной головки и контроля давления в межтрубном пространстве предусмотрен боковой отвод с краном высокого давления 9 и манометром 8. [1]

3.1.2 Фонтанная арматура

Фонтанная арматура служит для:

- подвески насосно-компрессорных (подъемных) 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 эксплуата-ции скважин;

- регулирования режима работы скважины;

- проведения исследований в скважине;

- создания противодавления на забой и т.д.

Фонтанную арматуру собирают из различных тройников, крестовин и арматуры, которые соединяются между собой с помощью болтов. Соединения герметизируют с помощью металлического кольца с овальным поперечным сечением, которое устанавливается в выемке на фланцах, и затем стягивают болтами. [1]

Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной елки. Трубную головку устанавливают на колонную головку. Трубная головка предназначена для подвески насосно-компрессорных труб и герметизации кольцевого пространства между фонтанными трубами (НКТ) и эксплуатационной колонной, а также для проведения различных геолого-технических мероприятий. [1]

Фонтанная арматура тройниковая (рисунок 3) состоит из крестовика 1, тройника 3 и переводной катушки 5. Тройник устанавливают при оборудовании скважин двухрядным подъемником. При этом первый ряд труб крепится к переводной катушке с помощью переводной втулки 4, а второй ряд труб крепится с помощью переводной втулки 2. [1]

Если скважина оборудуется одним рядом насосно-компрессорных труб, то тройник на фонтанной арматуре не устанавливают.

На крестовике и тройнике трубной головки ставят запорные задвижки 12, которые служат для соединения технологического оборудования межтрубным или кольцевым пространством, а также для их герметизации. Трубная головка подвергается давлению затрубного газа, которое может быть больше, чем давление в фонтанной елке. В этой связи трубная головка рассчитывается и испытывается на давление в 1,5 раза большее, чем фонтанная елка.



Рисунок 3 Фонтанная арматура тройниковая

Рисунок 4 Фонтанная арматура крестовиковая

Это объясняется тем, что в межтрубном пространстве, которое герметизирует трубная головка, может скопиться чистый газ, и поэтому давление может достигнуть пластового. [1]

Фонтанная елка устанавливается на трубную головку. Фонтанная елка предназначается для регулирования отбора нефти и газа, направления их в выкидные линии, проведения ремонтных работ и исследований, а также для закрытия скважины при необходимости. Фонтанная елка состоит (рисунок 4) из тройников 13, задвижек 7, устанавливаемых на выкидных линиях для перевода работы скважины на одну из них. Буферная задвижка 14 служит для перекрытия и установки лубрикатора, через который в скважину спускаются скребки для очистки лифтов от смолопарафинистых отложений, различных приборов (глубинных манометров, термометров, пробоотборников и т.д.) под давлением, без остановки фонтанной скважины. На буферную задвижку при эксплуатации скважины устанавливают буферную заглушку 9 с манометром 10. [1]

Все задвижки фонтанной елки, кроме задвижек на одной из выкидных линий, при работающей скважине должны быть открыты. Центральную задвижку закрывают только в аварийных случаях, направляя продукцию скважины через межтрубное пространство в выкидные линии трубной головки.

При работе скважины нефть и газ из НКТ (подъемных труб) через открытую центральную задвижку направляются по одному из выкидов в выкидную линию на групповую замерную установку (ГЗУ). Для регулирования режима работы фонтанной елки устанавливают штуцеры 8, которые представляют собой втулки с калиброванными отверстиями от 2 до 20 мм. Каждое отверстие при соответствующем забойном и буферном давлениях обеспечивает пропуск определенного количества нефти и газа. Штуцеры бывают втулочные или дисковые. Штуцеры втулочные применяются на скважинах, где вместе с нефтью с забоя поднимается песок, а дисковые штуцеры применяются на скважинах, где в нефти нет песка. [1]

Втулочные штуцеры, с целью продления срока службы, изготавливают из высокопрочных легированных сталей или из металлокерамического материала с каналом определенного диаметра. По мере износа штуцера (диаметр отверстия штуцера увеличивается) установленный режим работы скважины нарушается, поэтому штуцер надо заменять.

В этом случае поток нефти и газа переводят временно на запасной отвод, на котором заранее устанавливают штуцер необходимого диаметра и одновременно меняют изношенный штуцер в рабочем отводе.

Существует много различных конструкций штуцеров. Простейший штуцер изготавливают в виде диафрагмы, с отверстием определенного диаметра, который устанавливается между двумя фланцами выкидной линии и зажимается болтами. На фонтанной арматуре устанавливают два манометра с трехходовыми кранами или вентилями. Один манометр устанавливается на отводе крестовика трубной головки для замера давления в межтрубном пространстве скважины, которое называют затрубным давлением. Второй манометр устанавливается на буфере арматуры и замеряет давление на устье скважины. Это давление называется буферным, или устьевым. Самым ответственным элементом фонтанных арматур являются запорные устройства. Основное требование, предъявляемое к запорным устройствам, обеспечение абсолютной герметичности их затворов. От их бесперебойного действия зависит надежность работы всего устьевого оборудования фонтанных скважин. Задвижки для фонтанных арматур выпускаются литые и ковано-сварные двух типов: клиновые и прямоточные с уплотнительной смазкой. Клиновые задвижки сравнительно быстро теряют герметичность ввиду того, что уплотнительные поверхности клина и гнезда (поверхности затворов) при открытом положении задвижек во время работы скважины подвергаются коррозии в результате контакта их с высокоминерализованной пластовой водой, содержащейся в продукции скважины, а также подвергаются воздействию механических частиц и песка, выносимого с забоя скважин вместе с нефтью и газом на поверхность. [1]

Прямоточная, уплотняемая смазкой, задвижка сконструирована так, что в ней и в открытом, и в закрытом положении продукция скважин (нефть, газ) не соприкасается с уплотняющими поверхностями, поэтому износ уплотняющих поверхностей в ней небольшой. Эта задвижка обладает высокой стойкостью к абразивному действию механических примесей и песка, содержащихся в продукции скважины.

Пробковые краны имеют небольшой вес, они удобны при эксплуатации и в обслуживании. Уплотнительные поверхности в кране соприкасаются с продукцией скважин только во время открытия или закрытия их, что значительно снижает их коррозию и эрозию.

Сборка и установка фонтанной арматуры на устье скважины является очень важным и ответственным заключительным видом работ, особенно на скважинах с высоким давлением. Поэтому сборка и установка фонтанной арматуры на устье скважины должна вестись очень внимательно, с проверкой и опрессовкой собранной и установленной арматуры на 2-кратное рабочее давление. Если ожидается сильное нефтегазопроявление и может возникнуть опасность раскачивания фонтанной арматуры, то ее укрепляют анкерными болтами и растяжками из стального каната. [1]

Концевые задвижки фонтанных арматур соединяются трубопроводами с оборудованием для сбора нефти и сепарации газа. Все эти трубопроводы, предназначенные для направления газо-жидкостного потока от устья скважины, а также для соединения затрубного пространства с наземным оборудованием скважины, называются обвязкой скважины. Задвижка затрубного пространства скважины соединяется с одной из манифольдных линий, что позволяет при необходимости снижать давление в затрубном пространстве.

При осмотрах фонтанной арматуры фиксируются нарушения герметичности в соединениях, вибрации элементов устьевого оборудования, показания манометров. О нарушении нормальной работы скважин судят по изменениям буферного и затрубного давления, изменению дебита нефти и обводненности продукции скважины, количеству песка и т.д. Снижение буферного давления и дебита скважины с одновременным повышением давления в межтрубном пространстве может указывать на большое отложение парафина на внутренних стенках НКТ или на образование песчаной пробки в НКТ.

Одновременное снижение буферного и затрубного давления указывает на образование на забое скважины песчаной пробки или скопления минерализованной пластовой воды между забоем и башмаком, что может привести к прекращению фонтанирования. Падение давления на буфере при одновременном увеличении дебита указывает на разъедание (увеличение диаметра) штуцера и необходимость его замены и т.д. [1]

3.1.3 Освоение и пуск в работу фонтанных скважин

Как отмечалось, приток нефти из продуктивного пласта к забою скважин может быть в том случае, когда забойное давление ниже пластового давления. После завершения бурения обычно ствол скважины заполнен глинистым раствором. Плотность глинистого раствора приготавливается такой, чтобы давление столба этого раствора в скважине превышало пластовое давление, т.е. Рзаб > Рпл. В этом случае вызвать приток нефти к забою скважины из пласта возможно или за счет снижения столба жидкости в скважине, или за счет уменьшения плотности жидкости, заполняющей скважину. [1]

Освоение фонтанных скважин производят в промысловой практике одним из следующих способов:

1. Снижением уровня жидкости в скважине с помощью сваба (поршня).

2. Снижением уровня жидкости в скважине с помощью компрессора.

3. Заменой глинистого раствора в скважине жидкостью или газожидкостной смесью меньшей плотности (пресной водой, нефтью и т.д.).

3.2 Схема оборудования газлифтной скважины

При определенных условиях, когда пластовой энергии не-достаточно для подъема нефти с забоя на поверхность, скважины прекращают фонтанировать. Однако фонтанирование можно искусственно продлить за счет подачи в скважину по НКТ сжатого газа или воздуха. Для сжатия газа до необходимого давления применяются компрессоры. В этом случае эксплуатация скважин называется компрессорным газлифтом.

В настоящее время в качестве рабочего агента воздух использовать запрещено, т.к. при определенном соотношении углеводородных газов и воздуха образуется взрывчатая смесь (гремучий газ), которая взрывоопасна и пожароопасна. [1]

Если в качестве рабочего агента для газового подъемника применяется газ из газовых пластов высокого давления, то в этом случае эксплуатация скважин называется бескомпрессорным газлифтом. Подъемник, в котором рабочим агентом служит газ, называется газлифтом. Действие газового или воздушного подъемника при компрессорной эксплуатации одинаково с действием подъемника при фонтанном способе эксплуатации, происходящем за счет пластового давления и энергии расширяющегося газа, поступающего в скважину из пласта. Газовый подъемник состоит из двух трубопроводов. Один из них служит для подачи газа, а другой для подъема жидкости с забоя на поверхность.

На рисунке 5 представлена принципиальная схема газлифтного подъ- ёмника (лифт Поле) для подъёма на некоторую высоту какой-либо жидкости. Газообразный рабочий агент по специальной колонне труб 1 подаётся в другую колонну труб 2, где смешивается, например, с нефтью, образуя газожидкостную смесь (ГЖС), которая будет подниматься на дневную поверхность. Причина подъёма скважинной жидкости на дневную поверхность следующая: получаю- щаяся при смешивании закачиваемого газа и пластовой жидкости ГЖС будет иметь меньшую плотность, поэтому продукция скважины будет способна под- ниматься по трубам вплоть до дневной поверхности. [2]



Рисунок 5 Принципиальная схема газлифтного подъёмника (лифт Поле)

Для работы газлифтной скважины в реальных условиях два канала соз-даются спуском в скважину одного или двух рядов насосно-компрессорных труб (НКТ).

3.2.1 Виды газлифта

Для работы газлифтной скважины необходимо организовать подачу газа в скважину. Рассмотрим виды газлифта в зависимости оттого, что создаёт давление для подачи газа в скважину. Газ для функционирования газлифтных скважин подаётся под различным давлением и из различных источников. [2]

Принято различать:

· компрессорный газлифт;

· бескомпрессорный газлифт;

· внутрискважинный бескомпрессорный газлифт.

При компрессорном газлифте газ поступает в скважину от компрессорных станций (рисунок 6). Рабочий агент подаётся в скважину под давлением, которое создают компрессоры.

На рисунке 6 представлена схема замкнутого цикла подачи рабочего агента при компрессорном газлифте. Основным элементом системы с замкнутым циклом является источник энергии рабочего агента - компрессорная станция 1. От компрессорной станции через станцию подготовки 2 по газопроводу высокого давления 3 рабочий агент доставляется к газораспределительным батареям 4 для распределения его по скважинам 5. Выходящий из скважины газ отделяется от нефти, поступает на комплексный сборный пункт 6 и по газопроводу низкого давления 7 направляется на компрессорную станцию.

Рисунок 6 Схема замкнутого цикла подачи рабочего агента

При бескомпрессорном газлифте газ поступает в добывающую нефтяную скважину из близлежащих газовых или газоконденсатных скважин (рисунок 7) или из газопровода без дополнительного сжатия.

Рисунок 7 Схема внутрискважинного бескомпрессорного газлифта

При внутрискважинном бескомпрессорном газлифте газ поступает из вышележащего или нижележащего газового пласта, вскрытого этой же скважиной. При этом возможны следующие схемы (рисунок 8).

Газовый пласт выше нефтяного (рисунок 8а). В скважину опускается один ряд труб. Между газовым и нефтяным пластами устанавливается пакер (разделитель). По НКТ поднимается нефть, а по кольцевому пространству - газ. Через клапан, установленный на НКТ, часть газа поступает в НКТ, и осуществляет подъем нефти на дневную поверхность. Регулированием противодавления в затрубном пространстве и настройкой клапана обеспечивается подача необходимого количества газа в колонну НКТ.

Газовый пласт ниже нефтяного (рисунок 8б). Нефть поднимается по затрубному пространству, а газ - по НКТ. Часть газа перепускается из НКТ в кольцевое пространство через клапан.

Рисунок 8 Схемы внутрискважинного бескомпрессорного газлифта

3.2.2 Конструкции и системы газлифтных подъёмников

Для эксплуатации газлифтной скважины в неё спускается один ряд (однорядный подъёмник) или два ряда (двухрядный подъёмник) НКТ. На рисунке 9 показаны две конструкции скважины, которые отличаются количеством спущенных колонн НКТ.

Рисунок 9 Конструкции газлифтных подъёмников

В зависимости от направления подачи рабочего агента различают кольцевую и центральную системы работы газлифтных подъёмников (рисунок 10).

На рисунке 10 схематично представлены конструкции и системы подачи рабочего агента газлифтных подъёмников. Прямая (центральная) система (рисунок 10, а) работы предусматривает подачу рабочего агента в центральную колонну НКТ 2. Обратная (кольцевая) система (рисунок 10, б) работы предусматривает подачу рабочего агента в кольцевое пространство (между НКТ 1 и обсадной эксплуатационной колонной 2). Для двухрядного подъёмника также различают обратную (рисунок 10, а) и прямую (рисунок 10, б) системы.

Рисунок 10 Системы газлифтных подъёмников

Достоинствами однорядного подъёмника являются:

· минимальная металлоёмкость скважинного оборудования;

· меньшая стоимость оборудования;

· возможность более широкого варьирования диаметром колонны НКТ;

· возможность применения газлифтных клапанов.

Недостатки однорядного подъёмника:

· высокое пусковое давление;

· уменьшается вынос из скважины песка из-за более низкой скорости восходящего потока между забоем и башмаком колонны НКТ;

· из-за большего объёма кольцевого пространства усиливаются пульсации.

Рисунок 11 Системы газлифтных подъёмников

3.3 Схема установки скважинного штангового насоса

Наиболее распространенным способом добычи нефти в нашей стране является эксплуатация нефтяных скважин штанговыми насосами с приводом от станков-качалок (СКН). Около 70% действующего фонда нефтяных скважин в нашей стране эксплуатируются глубинными насосами, которыми добывается более 30% от общего объема добычи нефти. 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. [1]

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 (рисунок 13).

Штанговая насосная установка состоит из глубинного плунжерного насоса 1, который спускается на НКТ 4 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 3 спускается плунжер насоса 2. Верхняя штанга называется полированным штоком, который проходит через сальник 6 и соединяется с головкой балансира станка-качалки 7 с помощью траверсы и гибкой канатной подвески. Станок-качалка приводится в действие от электродвигателя через систему передач. Вращение электродвигателя 11 станка-качалки при помощи редуктора 12, кривошипа 10 и шатуна 9 преобразуется в возвратно-поступательное движения балансира 8, передаваемое плунжеру насоса 2 через колонну штанг 3. На устье скважины устанавливается тройник 5, в который поступает нефть со скважины.

В верхней части тройника имеется сальниковое устройство, через которое пропущена верхняя штанга (полированный шток), и которое служит для герметизации устья и недопущения разлива нефти во время работы насосной установки. 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 всасывющий клапан под давлением столба жидкости в затрубном кольцевом пространстве 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. [1]



Рисунок 12 Схема работы штанговой глубинно-насосной установки

Рисунок 13 Схема работы глубинного насоса

При движении плунжера вверх (рисунок 12) нижний всасывющий клапан под давлением столба жидкости в затрубном кольцевом пространстве 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 (рисунок 12) 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 насоснокомпрессорные трубы, поднимается до устья скважины и через тройник поступает в выкидную линию.

3.3.1 Глубинные штанговые насосы

В промысловых условиях применяются невставные и вставные штанговые насосы. [1]

В невставных (их еще называют трубные) насосах основные узлы спускают в скважину раздельно. Вначале в скважину на насосно-компрессорных трубах спускается цилиндр насоса, а затем в НКТ на штангах в цилиндр насоса спускаются плунжер и всасывающий клапан. Поднимают невставной штанговый насос также раздельно. Сначала поднимают штанги с плунжером, а за-тем насосно-компрессорные трубы с цилиндром насоса.

Вставные штанговые насосы спускают в скважину в собранном виде, т.е. цилиндр насоса вместе с плунжером спускаются на штангах. Извлекают вставной насос на поверхность также в собранном виде поднятием штанг. Вставной насос в собранном виде спускают, устанавливают и закрепляют с помощью специального замкового приспособления, заранее спускаемого в скважину на трубах.

Для смены вставного насоса, вышедшего из строя по тем или иным причинам, поднимают на поверхность только штанги, а насосно-компрессорные (подъемные) трубы остаются в скважине, и их извлекают только тогда, когда необходимо заменить или отремонтировать замковое приспособление.

Как видно, при смене вставного насоса затрачивается значительно меньше времени, чем при смене невставного (трубного) насоса. При эксплуатации скважин вставными штанговыми насосами насосно-компрессорные (подъемные) трубы служат дольше, чем при эксплуатации скважин невставными насосами, т.к. их подъем и спуск производят сравнительно редко. Это особенно важно при эксплуатации глубоких скважин.

Рисунок 14 Схема невставных насосов после спуска

Однако если в добываемой нефти имеются парафин и смолы, то в этом случае вставные насосы практически не используются.

В промысловой практике применяются в основном невставные насосы двухклапанные НСН-1 (насос скважинный невставной первого типа) и трехклапанные НСН-2. [1]

На рисунке 14 показан насос НСН-1. Насос НСН-1 имеет три основных узла: первый - цилиндр, который состоит из собственно цилиндра 2, патрубка- удлинителя 4 и седла конуса 6; второй - плунжер, в состав которого входят сам плунжер 3 и шариковый нагнетательный клапан 1; третий - шариковый всасывающий клапан 5 с захватным штоком 7, головка которого находится в полости цилиндра.

В скважину на насоснокомпрессорных трубах спускается цилиндр насоса с седлом конуса 6. Затем в скважину на штангах спускают плунжер 3 со всасывающим клапаном 5, который висит на захватном штоке 7. Всасывающий клапан устанавливается в седло конуса, надавливая на него весом колонны штанг. [1]

3.3.2 Плунжеры и клапаны

Плунжеры глубинных насосов изготавливаются из цельнотянутых стальных труб. Длина плунжера 1200 мм, а толщина стенки в зависимости от диаметра плунжера от 5 до 9,5 мм. На концах плунжера делается внутренняя резьба для присоединения клапанов, переводников и т.д. Наружная поверхность плунжера тщательно шлифуется, покрывается хромом с целью повышения износостойкости и антикоррозийности, после чего полируется. Глубинные насосы в зависимости от условий эксплуатации комплектуются плунжерами с гладкой поверхностью, с кольцевыми и винтовыми канавками на внутренней поверхности и плунжерами с резиновыми уплотняющими кольцами. [1]

Плунжеры с гладкой внешней поверхностью применяются в тех насосах, которые предназначены для отбора жидкости, не содержащей механических примесей. В тех случаях, когда в откачиваемой жидкости имеется песок, частицы песка, проникая в зазоры между плунжером и цилиндром насоса, повреждают их рабочие поверхности и преждевременно выводят насос из строя.

Это осложнение в работе глубинных насосов устраняется, если применять плунжеры с канавками на внешней поверхности. Эти канавки становятся ловушками для песчинок, попавших в эти канавки, поэтому вероятность заклинивания плунжера снижается. Плунжер с резиновыми уплотнениями устанавливается в насосах, которыми отбирается жидкость, не содержащая песка. В нефтепромысловой практике такие насосы применяются при эксплуатации обводнившихся скважин. Плунжер с резиновыми уплотнениями (гуммированный плунжер) состоит из стального пологого корпуса с четырьмя кольцевыми проточками, в которых прочно привулканизированы резиновые манжеты. Одна из них (верхняя) - самоуплотняющаяся. Она прижимается к стенкам цилиндра под давлением столба жидкости. Остальные манжеты уплотняют зазор за счет упругости материала. Применение гуммированных плунжеров дает возможность упростить конструкцию цилиндра насоса, так как при этом к величине зазора между плунжером и цилиндром насоса предъявляются менее жесткие требования. Упрощение заключается в том, что цилиндр изготавливается безвтулочным из стальной цельнотянутой трубы. [1]

В этом случае диаметр плунжера может быть в пределах до 120 мм. Насосы с металлическим плунжером изготавливаются с различным зазором между плунжером и цилиндром насоса. В зависимости от величины зазора различают три группы посадки плунжера в цилиндре насоса: I группа - зазор 20-70 мк (микрон); П группа - зазор 70-120 мк; Ш группа - зазор 120-170 мк.

Насосы I группы посадки применяются в скважинах с маловязкой нефтью при большой глубине подвески.

Большинство скважин оборудуются насосами П группы посадки при разной глубине подвески. При добыче вязкой нефти и в обводнившихся скважинах применяются насосы III группы со слабой пригонкой плунжера.

В глубинных штанговых насосах применяются клапаны шаровой конструкции. Шаровой клапан состоит из шарика и седла шарика, изготавливаемых из легированной стали с последующей термической обработкой для повышения твердости и износостойкости.

Шарик должен плотно прилегать к седлу с целью недопущения пропуска жидкости через зазоры в клапанах, что достигается притиркой рабочей поверхности седла, которое находится в контакте с шариком.

Всасывающие клапаны невставных насосов состоят из наконечника-конуса и клапанной клетки, соединяющихся между собой на резьбе. Седло шарика плотно прижато торцами этих деталей. Клапанная клетка ограничивает перемещение шарика вверх и имеет боковые отверстия (окна) для выхода жидкости.

В верхнюю часть клетки ввинчивается шток ловителя или захватный шток. Конусная поверхность наконечника точно соответствует конусному отверстию седла, устанавливаемого на нижнем конце патрубка-удлинителя.

Конусные поверхности наконечника-конуса и седла конуса тщательно притираются друг к другу с целью лучшей герметизации.

Для слива жидкости из колонны НКТ применяют сливные клапаны.

В конструкции сливного клапана «Ижнефтемаш» для слива жидкости из колонны НКТ при подъеме насоса в колонне создается давление, необхбдимое для срабатывания клапана. Для повторного использования клапана необходимо установить новый, откалиброванный на требуемое давление, открывной стержень. Стержни поставляются в комплекте с ЗИП в количестве и на давление, заявляемое потребителем. [1]

3.3.3 Насосные штанги

Насосные штанги предназначаются для соединения плунжера штангового насоса с приводом насосной установки (СКН) и сообщают плунжеру возвратно-поступательное движение. Они представляют собой стальные стержни круглого сечения (рисунок 15). [1]

Штанги изготавливаются диаметром 16, 19, 22, 25 мм, длиной от 7,5 до 10 м. На концах штанг высажены утолщенные головки, на которых имеется резьба и участок с квадратным сечением для штангового ключа.

Рисунок 15 Насосная штанга

Заводами также выпускаются укороченные штанги длиной 1,0; 1,5; 2,0; 2,5 и 3,0 м. Такие штанги применяются для регулирования длины колонны штанг в зависимости от глубины под-вески насоса и положения плунжера в цилиндре насоса после завершения спуска насоса и штанг при подземном ремонте скважин.

Изготавливаются штанги из стали 40 30 ХМА, нормализованные с поверхностным упрочнением токами высокой частоты (ТВЧ), дробеструйной обработкой. [1]

Штанги постоянно работают со знакопеременными нагрузками в сложных условиях: в агрессивных (пластовых) жидкостях, содержащих сероводород, испытывают влияние столба жидкости, нагрузки от продольных колебаний колонны штанг и т.д. Штанги работают в среднем 5,5-6 лет и делают до 5 млн. циклов в год. С целью предохранения резьбы от возможных повреждений при транспортировке и хранении на конец штанги в заводских условиях навинчивается предохранительный колпачок, а в открытый конец муфты ввинчивают предохранительную пробку. Насосные штанги необходимо транспортировать на штанговозах, оборудованных гидравлическими кранами и полуприцепами.

3.4 Схема установки погружного электроцентробежного насоса

Эксплуатация скважин штанговыми глубинными насосами нашла широкое применение в нашей стране и до настоящего времени является одним из наиболее распространенных способов добычи нефти. В то же время с ростом обводненности продукции, особенно в конце 2-й стадии разработки месторождения, а также на 3-й и 4-й стадиях, с целью недопущения резкого падения добычи нефти требуется больше отбирать жидкости из скважин, но глубинными штанговыми насосами практически возможно отбирать не более 40-50 м3/сут. [1]

Кроме того, межремонтный период штанговых глубинных установок в среднем составляет не более 260-280 суток. Наряду со штанговыми глубинными насосами с середины 60-х годов на промыслах Самарской области, Татарии, Башкирии и в других нефтедобывающих объединениях начали внедрять электроцен- тробежные погружные насосы (ЭЦН). Уже к 1970 году электро- центробежными погружными насосами эксплуатировалось около 5 тысяч скважин, из которых добывалось 84 млн. тонн нефти, а из 37000 скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами, добывалось 65 млн. т нефти.

В этот период в основном внедрялись погружные электро- центробежные насосы производительностью 40, 80, 120, 160 и 200 м3/сут. В то время дебит глубинно-насосных скважин в среднем равнялся 10-15 т/сут.

Следует отметить, что большая роль во внедрении погружных центробежных насосов на промыслах в нашей стране принадлежит Особому конструкторскому бюро (ОКБ, г. Москва), которым руководил А.А. Богданов. Работники ОКБ были постоянно на промыслах, в первые годы внедрения они монтировали и выводили на режим ЭЦН, демонтировали установки. ОКБ вместе с промысловиками проводили анализ работы установок, выявляли причины выхода их из строя и т.д. В результате уже к концу 70-х годов межремонтный период погружных электроцентробежных насосов (ЭЦН) составлял 400 и более суток, а на некоторых скважинах ЭЦН работали по 2-3 года без подъема. [1]

Электроцентробежные погружные насосы имеют значительные преимущества перед глубинными штанговыми насосами:

1. Простота наземного оборудования;

2. Возможность отбора жидкости из скважин до 1000 м /с;

3. Возможность использовать их на скважинах с глубиной более 3000 метров;

4. Высокий (от 500 суток до 2-3 лет и более) межремонтный период работы ЭЦН;

5. Возможность проведения исследований в скважинах без подъема насосного оборудования;

6. Менее трудоемкие методы удаления парафина со стенок насосно-компрессорных труб;

7. Повышение культуры производства.

Все это способствовало тому, что в последующие годы ЭЦН нашли широкое применение, особенно для эксплуатации обводненных, высокодебитных наклонных и глубоких скважин. Установка погружного центробежного электронасоса (рисунок 16) состоит из погружного электронасоса 4, спускаемого в скважину на насосно-компрессорных трубах 5, погружного электродвигателя 1, специального круглого и плоского бронированного кабеля 6, питающего электродвигатель электроэнергией, протектора 2, станции автоматического управления 10, автотрансформатора 9.

В собранном виде электродвигатель располагается внизу, над ним - гидрозащита (протектор), над протектором - насос. Эти узлы соединяются между собой фланцами. Валы электродвигателя, протектора и насоса соединяются между собой с помощью шлицевых муфт. В погружном электроцентробежном агрегате электродвигатель расположен под насосом. Поэтому насос имеет боковой прием жидкости, которая поступает в него из кольцевого (межтрубного) пространства между эксплуатационной колонной и электродвигателем через фильтр-сетку 3. Электрический ток для питания погружного электродвигателя подводится к нему по специальному бронированному трехжильному круглому кабелю, который спускается в скважину вместе с насосно-компрессорными трубами и крепится к ним металлическими поясами. На участке несколько выше насоса и до подклю-чения к электродвигателю применяется плоский кабель, который крепят к насосу и протектору также металлическими поясами. Плоский кабель применяется для максимального уменьшения диаметра погружного агрегата.



Рисунок 16 Установка погружного центробежного электронасоса

Наземное оборудование скважин состоит из устьевой арматуры 7, ролика 8, барабана со стойками для кабеля 11, автоматической станции управления 10 и автотрансформатора 9. С помощью автоматической станции управления вручную или автоматически включают или отключают погружной насосный агрегат и контролируют его работу. Автотрансформатор предназначен для компенсации падения напряжения в кабеле 6, подводящем ток к погружному электродвигателю 1. [1]

Для защиты от атмосферных осадков автотрансформатор устанавливается в будке. Устьевая арматура 7 служит для направления продукции скважины в выкидную линию, герметизации затрубного пространства с учетом ввода в скважину кабеля и перепуска попутного нефтяного газа из затрубного пространства в выкидную линию при значительном увеличении его давления. Ролик предохраняет кабель от перегибов при спуско-подъемных операциях. Барабан служит для перевозки кабеля, а также для более легкого разматывания и сматывания его при спуске и подъеме насосной установки из скважины.

Устьевое оборудование при эксплуатации скважин погружными электроцентробежными насосами состоит из тройника и задвижки, устанавливаемой на выкидной линии. Насосно-компрессорные трубы подвешиваются на фланце обсадной колонны с помощью специальной планшайбы.

Электроцентробежный погружной насос работает следующим образом. Электрический ток от промысловых электроподстанций через автотрансформатор 9 и станцию управления 10 поступает по кабелю 6 к погружному электродвигателю (ПЭД) 1, в результате чего электродвигатель начинает вращаться и одновременно вращает вал насоса и проводит электроцентробежный насос в действие. Во время работы агрегата жидкость всасывается центробежным насосом через фильтр-сетку 3, установленный на приеме насоса, и нагнетает ее по насосно-компрессорным трубам на поверхность. Для того чтобы жидкость при остановках насосного агрега¬та не протекала из насосно-компрессорных труб в скважину, в НКТ над погружным насосом устанавливается обратный клапан.

Над насосом устанавливается также спусковой клапан, через который жидкость из насосно-компрессорных труб во время их подъема сливается в скважину.

3.4.1 Погружные центробежные насосы

В зависимости от условий эксплуатации погружные центробежные насосы выпускаются в двух исполнениях.

Насосы для эксплуатации нефтяных и обводненных скважин с незначительным (до 0,01 % по массе) содержанием механических примесей и износостойкие - для эксплуатации скважин с высокой обводненностью и значительным (до 1 % по массе) содержанием механических примесей в добываемой жидкости.

Погружные центробежные насосы по поперечным размерам делятся на три условные группы: 5, 5А и 6, что означает номинальный диаметр обсадной колонны, в которую может быть спущен погружной насос. Группа 5 имеет наружный диаметр корпуса 92 мм, группа 5А - 103 мм и группа 6-114 мм. Частота вращения вала выпускаемых погружных центробежных насосов находится в пределах 2800-2900 об/мин.

Погружной центробежный насос представляет собой набор большого числа рабочих колес и направляющих аппаратов, предварительно собранных на валу и заключенных в стальной корпус, изготовленный из трубной заготовки. Число рабочих колес и направляющих аппаратов (ступеней) в выпускаемых насосах колеблется от 84 до 332.

Наружный диаметр погружного насоса определяется его свободным размещением в обсадной колонне в сборе с плоским кабелем и принят равным 92 мм для обсадной колонны диаметром 146 мм (5") и 114 мм для обсадной колонны диаметром 168 мм (6").

Корпус многоступенчатого погружного электронасоса представляет собой стальную трубу, точно обработанную по внутренней поверхности, и с обоих концов имеет резьбу (рисунок 17).

С нижней стороны в корпус завинчивается основание насоса 5, по окружности которого закреплена приемная сетка 3, не допускающая попадания в полость насоса механических частиц, а с верхней стороны - ниппельная гайка 12. К основанию насоса прилегает специальная втулка 6, а за ней укладываются направляющие аппараты 10 в сборе с рабочими колесами 8. Над последним верхним направляющим аппаратом монтируется верхний подшипник 11. Все эти детали при сборке зажимаются между основанием насоса и ниппельной гайкой и удерживаются в неподвижном состоянии. Рабочие колеса связаны с валом насоса призматической шпонкой и могут смещаться вдоль вала.

Рисунок 17 Погружной центробежный насос

Во время работы каждое рабочее колесо опирается на торцовый выступ расположенного под ним направляющего аппарата. При такой посадке осевые нагрузки от рабочих колес передаются непосредственно на направляющие аппараты и через них - на основание насоса. С целью уменьшения трения между рабочими колесами и направляющими аппаратами устанавливаются текстолитовые шайбы 9, запрессованные в кольцевой паз на нижнем торце рабочего колеса, и шайбы 7, надетые на его втулку. Сверху осевое усилие, возникающее вследствие давления жидкости на верхний торец вала, воспринимается сдвоенным радиально-упорным подшипником 2, а случайные осевые нагрузки, направленные вверх, воспринимаются третьим радиально-упорным подшипником.

Корпус насоса соединяется с колонной насосно-компрессорных труб при помощи ловильной головки 14, которая навинчивается на выступающую часть ниппельной головки 12.

Головка имеет внутреннюю резьбу, соответствующую резьбе насосно-компрессорных труб, и специальные наружные проточки для проведения ловильных работ.

Для соединения с валом протектора на нижний конец вала надета шлицевая муфта 1.

На рисунке 18 показана схема одной ступени насоса.

Рисунок 18 Схема одной ступени насоса

Лопатки 1, которые составляют ротор насоса, опираются на элементы статора 3 насоса через текстолитовые кольца 4. Исходя их этого, осевые нагрузки, которые развиваются на валу двигателя, передаются корпусу насоса. Лопатки посредством шпонки укрепляются на валу 2, а элементы, составляющие статор, закреплены в корпусе насоса затяжной гайкой.

Лопатки изготавливаются из бронзы, чугуна, пластических материалов, а элементы, составляющие статор, делаются из чугуна.

Принцип работы электроцентробежного погружного насоса заключается в том, что увеличение напора жидкости, протекающей через него, происходит при вращении рабочих колес, которые являются основным органом насоса.

Во время работы электроцентробежного насоса жидкость, поступающая через всасывающие отверстия к центральной открытой части рабочего колеса, попадает на его лопатки и увлекается ими в полость насоса, где приобретает вращательное движение. Выбрасываемая из колеса жидкость обладает большой скоростью и, следовательно, значительной кинетической энергией - энергией движения. Для преобразования этой энергии в энергию давления служат специальные направляющие устройства, которые состоят из системы фигурных лопаток, охватывающих рабочее колесо. Жидкость, проходя между этими лопатками, изменяет направление движения, постепенно теряет скорость и отводится в следующую ступень.

Напор жидкости, создаваемый одной ступенью, составляет 3,5-5,5 м водяного столба. Например, для обеспечения напора в 900-1000 м в корпусе насоса монтируют по 160-200 ступеней, а когда необходимо создать больший напор, применяют двухсекционные насосы. Для эксплуатации скважин с большим содержанием механических частиц (песка) в откачиваемой жидкости (от 1 до 10 граммов на литр) выпускаются погружные электроцентробежные насосы в износоустойчивом исполнении.

3.4.2 Погружной электродвигатель (ПЭД)

Погружной центробежный насос приводится в действие трехфазным электродвигателем переменного тока с короткозамкнутым ротором. Погружные электродвигатели применяются для работы в скважинах с температурой откачиваемой жидкости 80-95° С. [1]

Диаметр корпуса двигателя ограничивается внутренним диаметром эксплуатационной колонны, поэтому, чтобы обеспечить необходимую мощность, длина их достигает 4,2-8,2 м.