Отчет по практике в НГДУ

Эксплуатация скважин штанговыми насосами.

Одним из разновидностей этого способа является добыча нефти установками штанговых глубинных насосов (УШГН)

Самым распространенным способом механизированной эксплуатации скважин является эксплуатация скважинными штанговыми насосами.

Большинство скважин эксплуатируется при помощи глубинных штанговых насосов (рис.1). Штанговый глубинный насос устанавливается на конце подъемных труб под уровнем жидкости в скважине; его поршень (плунжер) приводится в движение шатунно-кривошипным механизмом, называемым станком-качалкой (рис. 2).

Рис. 1. Схемы глубинных насосов.

1 — кожух с цилиндром;   2 — плунжер;   3 — клетка нагнетательного клапана; 4 — клетка всасывающего клапана;   5 — ловильный шток;  в — седло конуса; 7 — наружная рубашка; 8 — упор; 9 — посадочное гнездо;

Установка скважинного штангового насоса (УСШН) состоит из следующих обязательных частей:

Рис. 2. Станок-качалка СК

1 — балансир; 2 — грузовые плиты; 3 — подвеска; 4 — траверсы; 5 — стойка; 6— шатуны;   7 — противогруз; 8 — кривошип; 9 — редуктор; 10 — клиновидные ремни; 11 — электродвигатель.

  Установка работает следующим образом. При ходе плунжера вверх в цилиндре насоса снижается давление и нижний (всасывающий) клапан поднимается, открывая доступ жидкости (процесс всасывания). Одновременно столб жидкости, находящийся над плунжером, прижимает к седлу верхний (нагнетательный) клапан, поднимается вверх и выбрасывается из НКТ в рабочий монифольд жидкость (процесс нагнетания). При ходе плунжера вниз верхний клапан открывается нижний клапан давлением жидкости закрывается, а жидкость находящаяся в цилиндре, перетекает через полый плунжер в НКТ.

Станок-качалка является индивидуальным приводом штангового глубинного насоса, спускаемого в скважину и связанного с приводом гибкой механической связью – колонны штанг.

 Эксплуатация скважин электроцентробежными насосами.

   Недостаточно высокая подача штанговых насосов, необходимость установки громоздкого оборудования, опасность обрыва штанг при больших глубинах подвески и добыче вязких нефтей и другие причины ограничивают область их применения. Для эксплуатации обводненных, высокодебитных, глубоких и наклонных скважин широко распространены погружные центробежные электронасосы (УЭЦН). Отличительная черта таких насосных установок — расположение двигателя непосредственно у насоса и устранение штанг. Установка погружного центробежного электронасоса состоит гидрозащитой, необходимой для предотвращения попадания пластовой жидкости в полость электродвигателя из насосного агрегата, спускаемого в скважину на насосно-компрессорных трубах, кабеля, арматуры устья, станции управления  и автотрансформатора.

         Наземное оборудование скважин состоит из устьевой арматуры, трансформатора и станции управления. Трансформатор предназначен для компенсации падения напряжения в кабеле, подводящем ток к погружному электродвигателю и спускаемом с установленного на поверхности барабана. Кабель крепится к насосно-компрессорным трубам с помощью крепильного пояса.        Станция управления позволяет вручную или автоматически запускать или останавливать установку и контролировать ее работу. Устьевая арматура предназначена для отвода продукции скважин в выкидную линию, герметизации затрубного пространства с учетом ввода в это пространство кабеля и перепуска газа из него при чрезмерном увеличении его давления. Применяют оборудование устья типа ОУЭ или фонтанную арматуру типа АФК 1-65x140 или АФКЗ-65х21. Принцип действия установки следующий. Электрический ток из промысловой сети через трансформатор и станцию управления поступает по кабелю к электродвигателю, в результате чего начинают вращаться его вал и насос. Во время работы агрегата жидкость проходит через фильтр, установленный на приеме насоса, и поднимается по НКТ на поверхность. Чтобы жидкость при остановке агрегата не сливалась из колонны труб в скважину, в верхней части насоса смонтирован обратный клапан. Кроме того , под насосом предусмотрен клапан для слива жидкости и из колонны труб перед подъемом агрегата из скважины. Шифр центробежных электронасосов, например насоса УЭЦН5А-160-1750, означает: установка центробежного электронасоса группы 5 А с подачей 160 м3/сут и напором 1750 м.

Погружные центробежные электронасосы выпускают в трех конструктивных исполнениях: обычном, повышенной износостойкости и повышенной коррозионной стойкости с подачей от 40 до 500 м3/сут и напором от 575 до 1800 м. Выбор типоразмера установки погружного электронасоса определяют по заданному дебиту скважины по жидкости, содержанием в ней нефти, воды и газа, плотностью и вязкостью этих составляющих, содержанием в отбираемой жидкости механических примесей, глубиной залегания пласта, температурой пластовой жидкости, пластовым давлением, внутренним диаметром обсадной колонны, коэффициентом продуктивности, буферным давлением.

 

 

 

4. Организация процесса ППД на  промысловом объекте.

4.1 Источники водоснабжения.

В настоящее время метод заводнения является основным методом разработки нефтяных месторождений .Для заводнения используются пресные поверхностные , подземные , сточные , подземные минерализованные воды. Использование пресных поверхностных и подземных вод для заводнения нефтяных месторождений на юго-востоке РТ , где ресурсы их ограничены , требуют поиска альтернативных источников.

Одним из таких источников являются подземные минерализованные воды карбонатного и терригенного девона , которые по своим физическим и химическим свойствам идентичны пластовым водам продуктивных отложений . Использование этих вод наряду с нефтепромысловыми сточными водами в системе поддержания пластового давления нефтяных месторождений РТ позволит значительно сократить расход пресной воды , закачиваемой в нагнетательные скважины . Для поддержания добычи нефти на  достигнутом уровне на поздней стадии разработки вовлекаются разработка запасов  , сосредоточенных в глинистых коллекторах пашийского горизонта . Опыт использования высокоминерализованных вод терригенного девона в  НГДУ «Азнакаевскнефть» показывает , что запасы этих коллекторов эффективнее разрабатываются закачкой пластовой воды . Опыты проведенные в «ТатНИПИнефть» по совместимости вод  , показывают  что для закачки эффективнее использовать подземные воды,

принадлежащие  к тому же водоносному комплексу , что и виды продуктивных отложений.

4.2 Оборудование нагнетательных  скважин.

Устевая арматура нагнетательной скважины.

Эта арматура предназначена для герметизации устья нагнетательных скважин в процессе нагнетания в скважину воды, для выполнения ремонтных работ, проведения мероприятий по улучшению приемистости пласта и исследовательных работ, осуществляемых без прекращения закачки. Основные части арматуры — трубная головка и елка. Трубная головка предназначена для герметизации затрубного пространства, подвески колонны насосно-компрессорных труб и проведения некоторых технологических операций, исследовательских и ремонтных работ. Она состоит из крестовины, задвижек и быстро сборного соединения. Елка служит для закачки жидкости через колонну насосно-компрессорных труб и состоит из стволовых задвижек, тройника, боковых задвижек и обратного клапана. Для оборудования устья нагнетательных скважин применяется арматура типов АНК1-65Х210 и АНК1-65Х350 .  
Устевая арматура типа АНК-1 (рис 2)для нагнетательных скважин состоит из: 1-трубная головка ; 2- быстросборное соединение ; 3- раз-

делитель под манометр ; 4- задвижка ЗМС-1 ; 5- обратный клапан;