Файл: Понятие о системе разработки залежей нефти. Рациональная система разработки. Параметры системы разработки.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 26.04.2024
Просмотров: 144
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
СОДЕРЖАНИЕ
Первичное и вторичное вскрытие продуктивного пласта
Методы вскрытия продуктивных пластов
Разновидности оборудования для перфорирования
Способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин
Особенности эксплуатации с помощью штангового насоса
Особенности эксплуатации с помощью центробежного насоса с электроприводом
Общие сведения о поршневых насосах
, соединенных между собой посредством шарнира. На оси шарнира расположена пружина, удерживающая ключ на трубе. На малой челюсти имеется сухарь с вогнутой зубчатой поверхностью. Штанговые ключи предназначены для свинчивания и развинчивания насосных штанг. Ключи состоят из рукоятки и рабочей части, имеющей зев под головку штанги. Рабочая часть и рукоятка соединяются друг с другом шарнирно. Штанговые ключи изготовляют для штанг всех размеров и отличаются они только размером зева. Для механизации работ по свинчиванию и развинчиванию, труб, а также удержания колонны труб на весу применяют автоматы подземного ремонта. Наиболее широко применяемый автомат АПР-2ВБ, состоит из вращателя, клиньевой подвески, центратора, балансира с грузом и электропривода с переключателем. Автомат устанавливается непосредственно на колонный фланец устья скважины. Автомат комплектуется элеваторами типа ЭГ и трубными ключами Г. В. Молчанова КТМ и КСМ. Для механического свинчивания и развинчивания штанг применяются штанговые ключи АШК и АШК-М, которые могут подвешиваться на упругой подвеске к ноге вышки или устанавливаются на шарнирной опоре, прикрепляемой к насосно-компрессорным трубам. Автоматы для свинчивания и развинчивания труб и штанг приводятся во вращение электродвигателями взрывобезопасного исполнения. Кроме оборудования для спуско-подъемных операций бригады текущего ремонта скважин обеспечиваются вспомогательным инструментом. Это различного рода труболовки, предназначенные для захвата оборвавшихся в скважине труб, ловители штанг.
Оборудование фонтанных скважин, наземное и подземное. Типы фонтанных арматур.
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 колонной головки, фонтанной арматуры и манифольдов (выкидных линий).
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. После окончания бурения скважины с колонной головки демонтируют превенторы и устанавливают фонтанную арматуру.
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 эксплуатации 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.
Фонтанные арматуры различаются по конструктивным и прочностным признакам:
- по рабочему давлению — от 7 до 105 МПа; - по размерам проходного сечения ствола — от 50 до 100 мм; - по конструкции фонтанной ёлки — крестовые и тройниковые; - по числу спускаемых в скважину рядов труб — однорядные и двухрядные; - по типу запорных устройств — с задвижками или с кранами
Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной елки. Трубную головку устанавливают на колонную головку. Трубная головкапредназначена для подвески насосно-компрессорных труб и герметизации кольцевого пространства между фонтанными трубами (НКТ) и эксплуатационной колонной, а также для проведения различных геолого-технических мероприятий.
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 из тройников.
Фонтанные ёлки по конструкции делятся на крестовые и тройниковые. Характерным узлом крестовой арматуры является крестовина с двумя боковыми отводами, каждый из которых может быть рабочим, а второй запасным. Для тройниковой фонтанной ёлки характерным узлом являются тройники, к которым присоединяются выкидные линии — верхняя и нижняя. Причем рабочим выкидом всегда должна быть верхняя линия, а нижняя — запасной. Это продиктовано безопасностью работы и возможностью предотвращения открытого фонтанирования. Тройниковые арматуры, как правило, применяются в скважинах, дающих вместе с нефтью абразивный материал—песок, ил. При разъедании песком верхнего тройника скважина может быть переведена на работу через нижний отвод. При этом промежуточная (между отводами) задвижка или кран закрывается; и верхний тройник, и отвод могут быть отремонтированы. При применении в этих условиях крестовой арматуры разъедание крестовины приводит к необходимости перекрытия скважины центральной задвижкой для замены крестовины. Однако крестовые арматуры более компактны, высота их меньше, обслуживание, которое заключается в снятии показаний манометров, смене штуцеров и осуществляется с мостков без лестниц. Тройниковые арматуры имеют большую высоту и требуют для обслуживания специальных вспомогательных сооружений.
Подземное оборудование - НКТ служат для выноса жидкости и газа на поверхность, регулирования режима работы скв., проведения иссследовательских работ, борьбы со смоло-парафиновыми отложениями, осуществления различных ГТМ, предохранения экспл.колонны от коррозии и эрозии, предупреждения и ликвидации песчаных пробок, глушения скважин перед подземным или капитальным ремонтами, предохранения эксплуатационной колонны скважины от высокого давления
Электроцентробежная насосная установка - комплекс оборудования для механизированной добычи жидкости через скважины с помощью центробежного насоса, непосредственно соединенного с погружным электродвигателем. Установки ЭЦН выпускают для эксплуатации высокодебитных, обводненных, глубоких и наклонных скважин с дебитом 25—1300 м3/сут и высотой подъема жидкости 500—2000 м Установка (УЭЦН) представляет собой комплекс наземного и погружного оборудования.
УЭЦН для нефтяных скважин включает:
• кабельную линию, соединяющую электродвигатель с трансформатором и станцией управления;
• центробежный насос (до 120 ступеней);
• газосепаратор (с противотоком или центробежный);
• блок гидрозащиты, предохраняющий электродвигатель от попадания пластовой среды и компенсирующий тепловое расширение масла в системе смазки электродвигателя;
• асинхронный погружной электродвигатель (ПЭД);
• погружной блок системы телеметрии.
В зависимости от диаметра насоса изготавливаются три габаритные группы: 5; 5А; 6.
В шифре насоса заложены их основные номинальные параметры, такие как подача и напор при работе на оптимальном режиме. Например, ЭЦН5-40-950 означает центробежный электронасос группы 5 с подачей 40 м3/сут (по воде) и напором 950 м. В шифре насосов износостойкого исполнения имеется буква И, означающая износостойкость.
• исполнение (коррозионно-износостойкое или обычное) ;• габаритная группа;
• номинальная производительность (подача, м3/сут); • номинальный напор, м.
Рабочая ступень центробежного насоса содержит направляющий аппарат с рабочим колесом. Физический принцип работы данного насоса основан на сообщении определенной кинетической энергии от вращающегося на валу рабочего колеса, имеющего полые каналы, к потоку движущейся жидкости, которая в результате получения ускорения движется вверх вдоль стенок направляющего аппарата. Направляющий аппарат преобразует кинетическую энергию потока жидкости в его потенциальную (создавая напор). Направляющие аппараты стянуты в цилиндрическом корпусе насоса и объединены в отдельные секции (для удобства транспортировки и монтажа).Затем жидкость последовательно поступает в следующий
направляющий аппарат и рабочие колесо, приобретая новую порцию кинетической энергии. Рабочая пара колесо – направляющий аппарат называется ступенью ЭЦН. Ступени (рисунок 9) расположены в секциях ЭЦН. Жидкость в секции попадает через приемную сетку газосепаратора. Таким образом, при подъеме жидкости происходит превращение кинетической энергии движения жидкости, в потенциальную энергию столба этой жидкости. После прохождения секций ЭЦН жидкость через обратный и спускной клапаны попадает в НКТ и движется по ней вверх, до устья скважины. Источником вращательного движения вала, на который насажены рабочие колеса, и все остальные вращающиеся элементы установки, является погружной асинхронный трехфазный электродвигатель. Управление асинхронным двигателем осуществляется при помощи находящейся на поверхности станции управления. Ток к двигателю подается через кабельную линию с поверхности.Жидкость поступает в насос через сетку, расположенную в его нижней части. Сетка обеспечивает фильтрацию пластовой жидкости. Насос подает жидкость из скважины в НКТ. Принцип действия насоса можно представить следующим образом: жидкость, засасываемая через приемный фильтр, поступает на лопасти вращающегося рабочего колеса, под действием которого она приобретает скорость и давление. Для преобразования кинетической энергии в энергию давления жидкость, выходящая из рабочего колеса, направляется в неподвижные каналы переменного сечения рабочего аппарата, связанного с корпусом насоса, затем жидкость, выйдя из рабочего аппарата попадает на рабочее колесо следующей ступени и цикл повторяется. Центробежные насосы рассчитаны на большую скорость вращения вала. Запуск насоса обычно производят при закрытой задвижке на нагнетательном патрубке (при этом насос потребляет наименьшую мощность). После запуска насоса задвижку открывают.
Установка состоит из двух частей: наземной и погружной. Наземная часть включает автотрансформатор 1; станцию управления 2; иногда кабельный барабан 3 и оборудование устья скважины 4. Погружная часть включает колонну НКТ 5, на которой погружной агрегат спускается в скважину; бронированный трехжильный электрический кабель 6, по которому подается питающее напряжение погружному электродвигателю и который крепится к колонне НКТ специальными зажимами 7. Погружной агрегат состоит из многоступенчатого центробежного насоса 8, оборудованного приемной сеткой 9 и обратным клапаном 10. Часто в комплект погружной установки входит сливной клапан 11, через который сливается жидкость из НКТ при подъеме установки. В нижней части насос сочленен с узлом гидрозащиты (протектором) 12, который, в свою очередь, сочленен с погружным электродвигателем 13. В нижней части электродвигатель 13 имеет компенсатор 14.
- 1 ... 10 11 12 13 14 15 16 17 ... 27
Оборудование фонтанных скважин, наземное и подземное. Типы фонтанных арматур.
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 колонной головки, фонтанной арматуры и манифольдов (выкидных линий).
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. После окончания бурения скважины с колонной головки демонтируют превенторы и устанавливают фонтанную арматуру.
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 эксплуатации 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.
Фонтанные арматуры различаются по конструктивным и прочностным признакам:
- по рабочему давлению — от 7 до 105 МПа; - по размерам проходного сечения ствола — от 50 до 100 мм; - по конструкции фонтанной ёлки — крестовые и тройниковые; - по числу спускаемых в скважину рядов труб — однорядные и двухрядные; - по типу запорных устройств — с задвижками или с кранами
Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной елки. Трубную головку устанавливают на колонную головку. Трубная головкапредназначена для подвески насосно-компрессорных труб и герметизации кольцевого пространства между фонтанными трубами (НКТ) и эксплуатационной колонной, а также для проведения различных геолого-технических мероприятий.
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 из тройников.
Фонтанные ёлки по конструкции делятся на крестовые и тройниковые. Характерным узлом крестовой арматуры является крестовина с двумя боковыми отводами, каждый из которых может быть рабочим, а второй запасным. Для тройниковой фонтанной ёлки характерным узлом являются тройники, к которым присоединяются выкидные линии — верхняя и нижняя. Причем рабочим выкидом всегда должна быть верхняя линия, а нижняя — запасной. Это продиктовано безопасностью работы и возможностью предотвращения открытого фонтанирования. Тройниковые арматуры, как правило, применяются в скважинах, дающих вместе с нефтью абразивный материал—песок, ил. При разъедании песком верхнего тройника скважина может быть переведена на работу через нижний отвод. При этом промежуточная (между отводами) задвижка или кран закрывается; и верхний тройник, и отвод могут быть отремонтированы. При применении в этих условиях крестовой арматуры разъедание крестовины приводит к необходимости перекрытия скважины центральной задвижкой для замены крестовины. Однако крестовые арматуры более компактны, высота их меньше, обслуживание, которое заключается в снятии показаний манометров, смене штуцеров и осуществляется с мостков без лестниц. Тройниковые арматуры имеют большую высоту и требуют для обслуживания специальных вспомогательных сооружений.
Подземное оборудование - НКТ служат для выноса жидкости и газа на поверхность, регулирования режима работы скв., проведения иссследовательских работ, борьбы со смоло-парафиновыми отложениями, осуществления различных ГТМ, предохранения экспл.колонны от коррозии и эрозии, предупреждения и ликвидации песчаных пробок, глушения скважин перед подземным или капитальным ремонтами, предохранения эксплуатационной колонны скважины от высокого давления
-
Оборудование для эксплуатации скважин установками электроцентробежных насосов (УЭЦН). Условное обозначение. Техническая характеристика. Зависимость параметров насосов от числа оборотов и частоты тока.
Электроцентробежная насосная установка - комплекс оборудования для механизированной добычи жидкости через скважины с помощью центробежного насоса, непосредственно соединенного с погружным электродвигателем. Установки ЭЦН выпускают для эксплуатации высокодебитных, обводненных, глубоких и наклонных скважин с дебитом 25—1300 м3/сут и высотой подъема жидкости 500—2000 м Установка (УЭЦН) представляет собой комплекс наземного и погружного оборудования.
УЭЦН для нефтяных скважин включает:
• кабельную линию, соединяющую электродвигатель с трансформатором и станцией управления;
• центробежный насос (до 120 ступеней);
• газосепаратор (с противотоком или центробежный);
• блок гидрозащиты, предохраняющий электродвигатель от попадания пластовой среды и компенсирующий тепловое расширение масла в системе смазки электродвигателя;
• асинхронный погружной электродвигатель (ПЭД);
• погружной блок системы телеметрии.
В зависимости от диаметра насоса изготавливаются три габаритные группы: 5; 5А; 6.
В шифре насоса заложены их основные номинальные параметры, такие как подача и напор при работе на оптимальном режиме. Например, ЭЦН5-40-950 означает центробежный электронасос группы 5 с подачей 40 м3/сут (по воде) и напором 950 м. В шифре насосов износостойкого исполнения имеется буква И, означающая износостойкость.
• исполнение (коррозионно-износостойкое или обычное) ;• габаритная группа;
• номинальная производительность (подача, м3/сут); • номинальный напор, м.
Рабочая ступень центробежного насоса содержит направляющий аппарат с рабочим колесом. Физический принцип работы данного насоса основан на сообщении определенной кинетической энергии от вращающегося на валу рабочего колеса, имеющего полые каналы, к потоку движущейся жидкости, которая в результате получения ускорения движется вверх вдоль стенок направляющего аппарата. Направляющий аппарат преобразует кинетическую энергию потока жидкости в его потенциальную (создавая напор). Направляющие аппараты стянуты в цилиндрическом корпусе насоса и объединены в отдельные секции (для удобства транспортировки и монтажа).Затем жидкость последовательно поступает в следующий
направляющий аппарат и рабочие колесо, приобретая новую порцию кинетической энергии. Рабочая пара колесо – направляющий аппарат называется ступенью ЭЦН. Ступени (рисунок 9) расположены в секциях ЭЦН. Жидкость в секции попадает через приемную сетку газосепаратора. Таким образом, при подъеме жидкости происходит превращение кинетической энергии движения жидкости, в потенциальную энергию столба этой жидкости. После прохождения секций ЭЦН жидкость через обратный и спускной клапаны попадает в НКТ и движется по ней вверх, до устья скважины. Источником вращательного движения вала, на который насажены рабочие колеса, и все остальные вращающиеся элементы установки, является погружной асинхронный трехфазный электродвигатель. Управление асинхронным двигателем осуществляется при помощи находящейся на поверхности станции управления. Ток к двигателю подается через кабельную линию с поверхности.Жидкость поступает в насос через сетку, расположенную в его нижней части. Сетка обеспечивает фильтрацию пластовой жидкости. Насос подает жидкость из скважины в НКТ. Принцип действия насоса можно представить следующим образом: жидкость, засасываемая через приемный фильтр, поступает на лопасти вращающегося рабочего колеса, под действием которого она приобретает скорость и давление. Для преобразования кинетической энергии в энергию давления жидкость, выходящая из рабочего колеса, направляется в неподвижные каналы переменного сечения рабочего аппарата, связанного с корпусом насоса, затем жидкость, выйдя из рабочего аппарата попадает на рабочее колесо следующей ступени и цикл повторяется. Центробежные насосы рассчитаны на большую скорость вращения вала. Запуск насоса обычно производят при закрытой задвижке на нагнетательном патрубке (при этом насос потребляет наименьшую мощность). После запуска насоса задвижку открывают.
Установка состоит из двух частей: наземной и погружной. Наземная часть включает автотрансформатор 1; станцию управления 2; иногда кабельный барабан 3 и оборудование устья скважины 4. Погружная часть включает колонну НКТ 5, на которой погружной агрегат спускается в скважину; бронированный трехжильный электрический кабель 6, по которому подается питающее напряжение погружному электродвигателю и который крепится к колонне НКТ специальными зажимами 7. Погружной агрегат состоит из многоступенчатого центробежного насоса 8, оборудованного приемной сеткой 9 и обратным клапаном 10. Часто в комплект погружной установки входит сливной клапан 11, через который сливается жидкость из НКТ при подъеме установки. В нижней части насос сочленен с узлом гидрозащиты (протектором) 12, который, в свою очередь, сочленен с погружным электродвигателем 13. В нижней части электродвигатель 13 имеет компенсатор 14.
