Отчёт по практике в ТЦДНГ-1 НГДУ «Туймазанефть» ООО «Башнефть-Добыча»

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.