Отчет по производственной практики в НГДУ «Чекмагушнефть»

Вес колонны штанг определяется из соотношения

Pш=q1*L1+…+qi*Li

Где q1, q2 …qi – вес 1 м насосных штанг, образующих колонну, H; L1, L2 
… Li – длина ступеней колонны, м.

Вес жидкости определится  из формулы:

[pic] где Fпл – площадь  сечения плунжера, кв.см; L – глубина  установки насоса, м; х – плотность  жидкости, кг/куб.м; g – ускорение  свободного падения, см/кв.с.

Максимальная нагрузка Рмах на головку балансира составит

Pmax=Рж+Рш(в+m) где в –  кэффициент потери веса штанг  в жидкости; m фактор динамичности, характеризующий напряженность  работы станка-качалки

[pic] где Рш; Рж – соответственно  плотность штанг и жидкости, кг/м3

[pic]

Здесь S – длина хода сальникового штока, м; n число двойных ходов  в минуту.

4.3.Добыча нефти бесштанговыми  скважинными насосами

Главной отличительной особенностью бесштанговых скважинных насосов 
(БШГН), позволяющей выделить их в самостоятельную группу, является отсутствие механической связи между приводом и самым насосом, как это имеет место в установке штангового глубинного насоса. (Там, если вы вспомните, привод – станок-качалка, установленный на поверхности, воздействует через колонну штанг на насос, находящийся в скважине на значительной глубине).

Хорошо это или плохо  – отсутствие штанг? Каковы технические  и технологические особенности  бесштанговых насосов? Прежде чем установить это, рассмотрим основные виды бесштанговых скважинных насосов, выпускаемые в  настоящее время отечественной  промышленностью и применяемые  на нефтяных промыслах.

Наиболее обширную группу в классе БШНГ составляют установки  электроцентробежных насосов (УЭЦН).

В качестве привода УЭЦН применяют погружной электродвигатель, спускаемый в скважину совместно  с насосом на заданную глубину.

Вторую группу составляют установки электровинтовых насосов (УЭВН). Их доля в общем балансе  добычи нефти незначительна. Приводом винтового насоса тоже служит погружной  электродвигатель, спускаемый вместе с насосом на заданную глубину.

Третью группу составляют установки гидропоршневых насосов (УГПН). И хотя их в настоящее время  почти не встретите на промыслах, по технико- технологическим особенностям, а также по очередности разработки и применения в прошлом на промыслах, они могут быть выделены в третью группу. 
Приводом УГПН является специально спускаемый вместе с поршневым насосом гидравлический двигатель.

К БШНГ следует отнести  струйные насосы. Разработанные и  испытываемые в настоящее время  на промыслах союза. Они основаны на принципе подъема нефти за счет эжекционного эффекта, создаваемого потоком  подаваемой в скважину жидкости.

Применяются и электродиафрагменные насосы, в которых подача жидкости производится перемещающейся диафрагмой.

4.4. Установки электроцентробежных  насосов

По конструктивному исполнению УЭЦН подразделяются на три группы: а) насосы исполнения 1 предназначены  для эксплуатации нефтяных и обводненных  скважин с содержанием механических примесей до 0,1 г/л; б) насосы исполнения 2 (износостойкое исполнение) предназначены  для эксплуатации сильно обводненных  скважин с содержанием механических примесей до 0,5 г/л; в) насосы исполнения 3 предназначены для откачки жидкости с водородным показателем pH=5-8,5 и  содержанием до 1,25 г/л сероводорода.

По величине поперечного  габарита УЭЦН подразделяются на группы: а) группа 5 – насосы с наружным диаметром  корпуса 92 мм; б) группа 5А - насосы с  диаметром корпуса 103 мм; в) группы 6 и 6А - насосы с диаметром корпуса 114 мм.

Установка электроцентробежного насоса включает в себя подземное  и наземное оборудование.

К подземному оборудованию относятся: а) электроцентробежный  насос, являющийся основным узлом установки 
(ЭЦН); б) погружной электродвигатель (ПЭД), являющийся приводом насоса; в) система гидрозащиты, осуществляющая защиту ПЭД от попадания в него пластовой жидкости и состоящая из протектора и компенсатора; г)токоведущий кабель, служащий для подачи электроэнергии к ПЭД; д) насосно-компрессорные трубы (НКТ), являющиеся каналом, по которому добываемая жидкость поступает от насоса на дневную поверхность.

К наземному оборудованию относятся: а) устьевая арматура, служащая для направления и регулирования  поступающей жидкости из скважины и  герметизации устья и кабеля; б) станция  управления погружным двигателем, осуществляющая запуск, контроль и управление работой  УЭЦН; в) трансформатор, предназначенный  для регулирования величины напряжения, подаваемого на ПЭД; г) подвесной  ролик, служащий для подвески и направления  кабеля в скважину при спуско-подъемных  операциях.

В настоящее время выпускается  более 78 типоразмеров УЭЦН. Каждый типоразмер имеет определенный шифр. Например, УЭЦНМ (К) 5-125-1200 обозначает: У – установка, Э – привод от электродвигателя, Ц – центробежный, Н – насос, коррозионно устойчивое исполнение, 5 – группа 
(диаметр обсадной колонны, для которой он предназначен), 125 – подача насоса, (куб.м/сут), 1200 – напор (м).

ЭЦН является основным узлом  установки. В отличие от поршневых  насосов, сообщающих напор перекачиваемой жидкости посредством возвратно- поступательных движений поршня, в центробежных насосах  перекачиваемая жидкость получает напор  на лопатках быстровращающегося рабочего колеса. При этом происходит превращение  кинетической энергии движущейся жидкости в потенциальную энергию давления.

Поскольку ЭЦН есть центробежный насос, созданный для эксплуатации нефтяных скважин, это повлекло за собой  ряд особенностей, присущих только этому классу насосов, а именно: а) насос должен иметь минимальные  габариты, ограничиваемые диаметром  скважин; б) насос должен иметь широкий  диапазон производительностей и  напоров; в) насос подвешивается  в вертикальном положении и недоступен осмотру и обслуживанию.

Основными конструктивными  элементами ЭЦН являются: рабочее  колесо, направляющий аппарат, вал, корпус, гидравлическая пята, уплотнения, подшипники. Эти детали – необходимые компоненты любого центробежного насоса, присущи  они и ЭЦН.

Основными параметрами насоса являются: подача, напор, высота всасывания, потребляемая мощность и коэффициент  полезного действия (КПД). 
Параметры насоса указывают в его паспорте при его работе на пресной воде.

Под подачей (Q) понимают объем  перекачиваемой жидкости, проходящей через напорный патрубок насоса в  единицу времени. Подача выражается в кубических метрах в сутки.

Напор (Н) есть разность полной удельной энергии на выходе и входе  в насос, выраженная в метрах столба жидкости.

Рабочее колесо является основным рабочим органом насоса. Оно состоит  из дисков – переднего (по ходу жидкости) в виде кольца с отверстием большого диаметра в центре и заднего –  сплошного диска со ступицей (втулкой  в центре), через которую проходит вал.

Диски расположены на некотором  расстоянии один от другого, а между  ними находятся лопатки, отогнутые  назад по направлению вращения колеса. 
Колеса ЭЦН изготавливают из легированного чугуна или полиамидной смолы.

Направляющий аппарат  предназначен для изменения потока жидкости и преобразования скоростной энергии в давление. Он состоит  из двух неподвижных дисков с лопатками, напоминающими лопатки рабочего колеса, закрепленные неподвижно в  корпусе насоса. Рабочее колесо, собранное совместно с направляющим аппаратом, образует ступень насоса. Каждая ступень развивает напор 4…7 м.

Учитывая, что глубина, с  которой приходится поднимать нефть  достигает 
1,5…2 км и более, можно легко рассчитать потребное количество ступеней, образующих насос, достигающее 400 штук и более.

Таким образом, электроцентробежный  насос является многоступенчатым и, кроме того, секционным, так как  в один корпус такое количество ступеней установить невозможно.

Вал предназначен для передачи вращения рабочим колесам и представляет собой цилиндрический стержень со шпоночным  пазом для крепления рабочих  колес. Со стороны протектора конец  вала имеет шлицы. Длина и диаметр  вала регламентируются габаритами насоса. Вал с укрепленными на нем колесами образуют ротор насоса. Вал ЭЦН  работает в весьма жестких условиях, т.к. имеет при незначительном диаметре (17…25 мм) значительную длину (до 5000 мм) и несет на себе большое количество рабочих колес (до 300).

Материалом для валов  являются легированные стали.

Опорами вала являются радиальные подшипники скольжения сверху и снизу. Каждый направляющий аппарат осуществляет кратковременную разгрузку осевых усилий в колесе посредством упора  перемещающегося колеса в аппарат и скольжения его по текстолитовой шайбе. Нижняя опора вала перенесена в узел протектора.

Такая конструкция позволяет  передавать осевые силы равномерно на все направляющие аппараты. На вал  практически действует сила от собственного веса и сила осевого давления, достигающая  у серийных насосов 400 Н 
(разность сил со стороны нагнетания и всасывания). Часть осевой силы компенсируется гидравлической пятой, на которой вал «подвешен» вверху. Пята состоит из неподвижных и вращающихся колец.

Ротор, собранный совместно  с направляющими аппаратами, образует пакет ступеней, который после  сборки вставляется в специальную  трубу – корпус. 
Диаметры корпуса современных насосов составляют 92, 103 и 114 мм, а длина зависит от числа собранных в нем ступеней.

Корпус сверху заканчивается  резьбой, с помощью которой он присоединяется к колонне НКТ, и  ловильной головкой, обеспечивающей захват насоса при его падении  в скважину.

Снизу корпус снабжен фильтром и присоединительными фланцами для  соединения с очередной секцией  или протектором. Иногда насосы соединяются  со своими узлами с помощью быстросборных  байонетных соединений.

Уплотнения в ЭЦН представлены сальником, расположенным в нижней части насоса, состоящим из набора колец, выполненных из свинцовой  ваты с графитом. В связи с созданием  новой гидрозащиты и функция  сальника, которая сводится к предотвращению попадания механических примесей из насоса в протектор.

Кроме того, соединяемые  на резьбе части корпуса насоса, снабжены уплотнительными кольцами круглого сечения.

5. Искусственное воздействие  на пласт путем закачки воды

5.1.Теоретические основы  поддержания пластового давления

Естественные режимы залегания  залежей нефти недолговечны. Процесс  снижения пластового давления ускоряется по мере наращивания отборов жидкостей  из пласта. И тогда, даже при хорошей  связи залежей нефти с контуром питания, его активным воздействием на залежь, неминуемо начинается истощение  пластовой энергии. Это сопровождается повсеместным снижением динамических уровней жидкости в скважинах  и следовательно, уменьшением отборов.

При организации поддержания  пластового давления (ППД) наиболее сложным  из теоретических вопросов и до сих  пор решенных не полностью, являются достижение максимального вытеснения нефти из пласта при эффективном  контроле и регулировании процесса.

При этом следует иметь  ввиду, что вода и нефть отличаются своими физико-химическими характеристиками: плотностью, вязкостью, коэффициентом  поверхностного натяжения, смачиваемостью. Чем больше различие между показателями, тем сложнее идет процесс вытеснения. Механизм вытеснения нефти из пористой среды нельзя представлять простым  поршневым вытеснением. 
Здесь имеет место и смешение агентов, и разрыв струи нефти, и образование отдельных, чередующихся потоков нефти и воды, и фильтрация по капиллярам и трещинам, и образование застойных и тупиковых зон.

Коэффициент нефтеотдачи  месторождения, к максимальной величине которого должен стремиться технолог, зависит от всех вышеназванных факторов. Накопленные к сегодняшнему дню  материалы позволяют оценить  влияние каждого из них.

Значительное место в  эффективности процесса ППД занимает размещение скважин на месторождении. Они определяют картину заводнения, которое подразделяется на несколько  видов.

Поддержание пластового давления, появившееся у нас в стране вначале под названием законтурного заводнения, получило повсеместное распространение. Сегодня оно является вторичным  способом добычи нефти 
(каким оно именовалось вначале), а непременным условием рациональной разработки залежей с первых дней закладывается в проекты разработки и осуществляется на многих месторождениях страны.

5.2.Законтурное заводнение

Законтурное заводнение предполагает закачку воды в нагнетательные скважины, расположенные за внешним контуром нефтеносности. При этом решаются вопросы  наиболее оптимального удаления скважин  друг от друга и от эксплуатационных, величина давления нагнетания и объема закачки.

Помере удаления контура  нефтеносности от нагнетательных скважин  и обводнения первого ряда эксплуатационных скважин фронд нагнетания переносится.

При организации ППД после  некоторого времени разработки залежи, объем закачиваемой воды Qн будет  превышать объем отбираемой жидкости на количество, обеспечивающее интенсивный  прирост пластового давления. 
Необходимо также предусмотреть компенсацию закачиваемой жидкости на различные потери (оттоки).

Критерием нормального ведения  процесса является величина пластового давления в зоне отбора, которая  должна иметь тенденцию к росту  или стабилизации.

Законтурное заводнение эффективно при наличии следующих факторов: - небольшие размеры залежи (отношение  площади залежи к периметру контура  нефтеносности 1,5…1,75 км); - пласт однородной с хорошими коллекторскими свойствами по толщине и по площади; - нагнетательные скважины отстоят от контура нефтеносности  на расстоянии 300…800 м, что обеспечит  более равномерное продвижение  фронта воды и предотвратит образование  языков обводнения; - существует хорошая  гидродинамическая связь между  зоной отбора и зоной нагнетания.