Приводы классифицируются:
- по роду используемой
энергии – на механические,
гидравлические, пневматические,
- по числу обслуживаемых
скважин – на индивидуальные
и групповые,
- по типу первичного
двигателя – на электрические
и тепловые.
1 – станок-качалка;
2 – сальник устьевой; 3 – колонна НКТ;
4 – колонна насосных штанг; 5 – опора;
6 – вставной скважинный насос; 7 – невставной
скважинный насос
Рисунок 3 – Штанговая
скважинная насосная установка
Станок-качалка
является индивидуальным
приводом штангового скважинного
насоса, опускаемого в скважину и связанного
с приводом гибкой механической связью
– колонной штанг.
В конструктивном отношении
станок-качалка представляет собой четырехзвенный
механизм, преобразующий вращательное
движение первичного двигателя в возвратно-поступательное
движение колонны штанг.
Устройство серийного станка-качалки
приведено на рисунке 4.
1 – подвеска устьевого
штока; 2 – балансир с опорой; 3
– стойка; 4 – шатун;
5 – кривошип; 6 – редуктор; 7 – ведомый
шкив; 8 – ремень;
9 – электродвигатель; 10 – ведущий
шкив; 11 – ограждение; 12 – поворотная плита;
13 – рама; 14 – противовес; 15 – траверса;
16 – тормоз
Рисунок 4 – Станок-качалка
типа СК
Скважинные штанговые насосы
предназначены для откачивания из нефтяных
скважин жидкости обводненностью до 99
%, температурой не более 130 °С, содержанием
сероводорода не более 50 г/л, минерализацией
воды не более 10 г/л.
Скважинные насосы представляют
собой вертикальную конструкцию одинарного
действия с неподвижным цилиндром, подвижным
металлическим плунжером и шариковыми
клапанами; спускаются в скважину на колонне
насосно-компрессорных труб и насосных
штанг.
Невставные насосы, выпускаемые
промышленностью под шифром НСН, имеют
цельнометаллический цилиндр и полый
плунжер с гладкой поверхностью, с винтовыми
и кольцевыми канавками или углублениями
на поверхности.
1 – муфта; 2 – удлинительный
клапан; 3 – переводник; 4 – кожух;
5 – втулка; 6 – седло конуса; 7
– манжета; 8 – всасывающий клапан;
9 – шток ловителя; 10
– ловитель; 11 – нагнетательный клапан
Рисунок 5 – Штанговый насос
невставного типа
Вставные насосы (НСВ) по принципу
действия не отличаются от невставных.
Отличием является их монтаж в скважине:
насос фиксируется на заданной глубине
в замковой опоре, устанавливаемой заранее
в НКТ перед их спуском в скважину.
а – манжетная замковая опора;
б – с механическим креплением узла всасывающего
клапана. 1 – муфта; 2 – замок; 3 – удлинительная
муфта; 4 – плунжер; 5 – нагнетательный
клапан; 6 – всасывающий клапан; 7 – толстостенный
цилиндр
Рисунок 6 – Штанговый насос
вставного типа
Недостаточно высокая подача
штанговых насосов, необходимость установки
громоздкого оборудования, опасность
обрыва штанг при больших глубинах скважин
и другие причины ограничивают область
применения штанговых насосов.
В связи с этим за последние
годы при эксплуатации нефтяных скважин
стали применять бесштанговые насосы,
из которых широко распространены погружные
центробежные электронасосы и винтовые
насосы.
1 – двигатель;
2 – насос; 3 – кабель;
4 – обратный клапан; 5 –
спускной
клапан; 6 – устьевая
арматура; 7 – станция управления;
8 – автотрансформатор
Рисунок 7 – Установка погружного
центробежного электронасоса
Погружной центробежный
насос по принципу действия не отличается
от обычных центробежных насосов, применяемых
для перекачки жидкости. Он представляет
собой набор лопаток (ступеней), составляющих
ротор насоса и направляющих аппаратов,
являющихся статором.
Погружные центробежные электронасосы
(ЭЦН) применяют для работы в скважинах,
закрепленных обсадными трубами диаметрами
140, 146 и 168 мм с внутренними диаметрами
соответственно не менее 121,7; 124 и 144,3 мм.
Для таких скважин используют насосы с
наружным диаметром 92 – 123 мм. Для эксплуатации
скважин, в продукции которых содержится
большое количество песка (до 1,0% от количества
извлекаемой жидкости), центробежные электронасосы
изготовляют в износостойком исполнении.
4 Технологические режимы
эксплуатации скважин и установок при
добыче, сборе и транспортировке нефти
и газа, закачке воды (газа) на месторождении.
Измерение параметров технологических
режимов.
Система сбора, подготовки,
транспорта нефти и газа на Туймазинском
месторождении.
На
всем протяжении разработки Туймазинского
месторождения проводилась большая работа
в области совершенствования системы
сбора, подготовки, транспорта нефти и
газа, подготовки воды для ППД.
В НГДУ «Туймазанефть» с 1972
года был осуществлен раздельный сбор
девон-ской и угленосной нефти, позволивший
без смешивания транспортировать жидкости,
содержащие разные по физико-химическим
свойствам нефти.
Внедрение однотрубной напорной
системы сбора предусматривало создание
условий для сепарации жидкости и сброса
воды до поступления нефти на подготовку.
С этой целью были внедрены трубные водоотделители
ТВО-29, ТВО-36, ТВО20С, ТВО-20Д; установка предварительного
сброса УПС «Туркменево».
В 2008 году проведена реконструкция
ТВО 20 «С» и «Д» установили блоки подготовки
воды «С» и «Д» для сброса воды на БКНС-20,
смонтирован резервный БН (буллит нефти),
переименовали в УПС 20 «С» и «Д», это позволило
производить улучшить качество подготовки
сбрасываемой воды.
Действующий парк промысловых
трубопроводов Туймазинского нефтяного
ме-сторождения на 1.01.2011 г. составил 1428
км, в том числе:
- нефтепроводы 1137 км, из них
выкидные линии 560 км и 577 км
сборных нефтепроводов;
- водоводы 298 км, из них
высоконапорных 281 км и низконапорных
17 км;
Всего промысловых трубопроводов
по Туймазинскому нефтяному месторожде-нию
в коррозионно – стойком исполнении 921
км.
Технологическим режимом эксплуатации
скважин называют совокупность ряда условий и норм, с помощью которых осуществляется рациональная эксплуатация скважин. Включает абсолютные величины дебитов нефти, газа, воды и эмульсии в данной скважине, соответствующие этим дебитам допустимые величины забойного давления, допустимые проценты воды, эмульсии и песка в жидкости, поступающей из скважины, величины газового фактора, параметры подземного оборудования, параметры наземного оборудования.
Таблица 9 – Насосы,
применяемые в ТЦДНГ-1
|
Тип насоса
|
Условный размер, мм |
Длина плунжера, м. |
Количество, шт. |
НСВ1Б-28 |
28 |
4-7,2 |
1 |
НСВ1Б-29 |
29 |
4-7,2 |
20 |
НСВ1Б-32 |
32 |
4-7,2 |
247 |
НСН2Б-43 |
43 |
2,7 |
16 |
НСН2Б-44 |
44 |
2,7 |
33 |
НСН2Б-56 |
56 |
3,4; 7,1 |
4 |
НСН2Б-57 |
57 |
3,4; 7,1 |
3 |
В последние годы стали использоваться
штанговые насосы с безвтулочным цилиндром.
Их преимуществом является упрощение
конструкции и сборки насоса. У таких цилиндров
предусматривается большая толщина стенки,
чем у кожуха насосов с втулочным цилиндром,
что обеспечивает повышенную прочность
их резьбы по сравнению с резьбой кожухов.
Наличие большого количества
скважин, эксплуатируемых ШСНУ различных
типоразмеров, широкий диапазон условий
эксплуатации, различные характеристики
пластов и добываемых из них жидкостей
позволили получить широкий спектр данных
используемых при подборе оборудования
в ОЦДНГ-1
Анализ предусматривает группировку
скважин по ряду общих признаков,
которые приведены в таблице
10.
Таблица 10 – Группировка скважин
Дебит
скважин по неф-
ти, т/сут |
Коли-
чество
сква-
жин,
шт |
Распределение насосов по
степени обводненности,
% |
Распределение насосов по глубине
подвески насоса, м |
Средняя глубина подвески,
м |
|
0-2 |
2-20 |
21-50 |
51-90 |
91-100 |
0-
700 |
701-
1000 |
1001-
1300 |
1301-
1500 |
0 –1 |
647 |
29 |
145 |
125 |
287 |
61 |
- |
10 |
439 |
198 |
1261 |
|
1,1 – 5 |
507 |
18 |
214 |
142 |
128 |
5 |
2 |
18 |
385 |
102 |
1224 |
5,1 – 10 |
68 |
5 |
35 |
25 |
3 |
- |
- |
8 |
53 |
7 |
1182 |
10,1 – 20 |
14 |
1 |
10 |
2 |
1 |
- |
- |
- |
14 |
- |
1140 |
20,1 - 30 |
1 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
1 |
- |
1016 |
|
Итого |
1237 |
53 |
404 |
295 |
414 |
66 |
2 |
36 |
892 |
307 |
1240 |
Таблица 11 – Добыча жидкости
различными видами насосов по ТЦДНГ-1
|
Вид насоса |
Количество, шт. |
Добыча нефти, т. |
Добыча жидкости, м3
|
НСВ1Б-28 |
1 |
104 |
173,4 |
НСВ1Б-29 |
20 |
4161 |
8772,8 |
НСВ1Б-32 |
247 |
90987,2 |
248758,5 |
НСН2Б-43 |
16 |
10229,1 |
61825,5 |
НСН2Б-44 |
33 |
35715,3 |
113040,5 |
НСН2Б-56 |
4 |
6518,9 |
30687,4 |
НСН2Б-57 |
3 |
3987,6 |
27740 |
Итого |
324 |
151703,1 |
490998,1 |
Наибольшее число штанговых
насосов (62 %) имеет производительность
по нефти до 1 т/сут. Около 95 % скважин эксплуатируется
с содержанием воды до 90 %, 5 % -более 90%. Основными
глубинами подвесок насоса являются 1000-1300
м, (95 % скважин), наиболее распространенными
являются насосы вставного типа – 82,7 %.
Наземное оборудование скважин представлено
в основном станками-качалками нормального
ряда типа СКН5 – 31 %, СКД8 –15 % и 7СК8 – 29
%. Колонны штанг комплектуются двумя диаметрами
штанг – 22 и 19 мм в соотношении 40 % и 60 %.
Средняя величина погружения насосов
под динамический уровень составляет
более 300 м. что обеспечивает давление
на приеме 2,5-3,0 МПа. Число ходов большинства
станков-качалок поддерживается в пределах
5-6, длина хода полированного штока составляет
1,2 …2,5 м.
Основное применение в ТЦДНГ-1
получили насосы вставного типа (НСВ) –
268 шт. На них ложится основная часть добычи
нефти – 95252,2 т. из 151703,1 т. в год. Но если
сравнить отдельно насосы, то из таблицы
видно, что насосы типа НСН2Б-44 добывают
в три раза меньше жидкости, чем НСВ1Б-32,
но их в 7,5 раз меньше чем вставных. Это
объясняется тем, что они применяются
в малообводненных скважинах,чем вставные
и производительность не вставных насосов
выше, чем вставных. Однако вставные скважинные
насосы выгоднее при их ремонте (их понимают
только на штангах, а невставные необходимо
поднимать часть на штангах, часть и на
НКТ).
Технологический контроль работы
скважины предусматривает измерение параметров
технологических режимов. Технологический
контроль работы скважины проводится
на скважинах эксплуатационного фонда
с целью оценки режима работы скважины
и технологического оборудования. Контроль
технологических параметров работы скважины
выполняется на основе результатов следующих
исследований: оценка забойного давления,
замер забойного давления, оценка дебита
продукции скважины, оценка приемистости,
динамометрирование.
Оценка
забойного давления проводится на скважинах уровнемером.
При этом регистрируются динамический
уровень и затрубное давление.
Замер
забойного давления проводится на скважинах фонтанного
и наблюдательного фондов, при котором
производится замер параметров на забое
скважины или максимально возможной глубине
автономным манометром. При регистрации
параметров с заданным шагом по глубине
(100 м-200 м) или при использовании датчика
положения и скорости определяется плотность
флюида по стволу скважины и интервалы
раздела сред. Регистрируемые параметры
– дебит и температура.
Оценка
дебита продукции скважины проводится на добывающих скважинах,
при этом замеряется количество добывающей
нефти, воды и газа по скважине массоизмерительной
установкой, оценивается промысловый
газовый фактор. Регистрируемые параметры:
дебит по жидкости, обводненность продукции,
расход газа.