Выполнили: ст.гр.НГДР-32 Сарсенова А.; Турдиева Г. Проверила: к.т.н., доцент Чурикова Л. А. Выполнили: ст.гр.НГДР-32 Сарсенова А.; Турдиева Г. Проверила: к.т.н., доцент Чурикова Л. А. Министерство образования и науки Республики Казахстан Западно-Казахстанский аграрно-технический университет им.Жангир хана
Подъем нефти в стволе скважины может происходить либо за счет пластовой энергии Е пл, либо за счет пластовой и искусственно вводимой в скважину с поверхности энергий Е и. В стволе скважины энергия расходуется на преодоление силы тяжести гидростатического столба нефти с учетом противодавления на выкиде скважины (на устье) и сил сопротивлений, связанных с движением - путевого (гидравлическое трение), местного (расширение, сужение, изменение направления потока) и инерционного (ускорение движения). Эти силы вызывают соответствующие расходы энергии: Е см, Е тр, Е м и Е ин. Отсюда баланс энергии в работающей (подающей на поверхность нефть) скважине можно записать в виде Е пл + Е и = Е см + Е тр + Е м + Е ин
В общем балансе расходы энергии на местные (Е м ) сопротивления очень малы, поэтому ими всегда пренебрегают. Если скважина работает за счет только пластовой энергии, которой обладает нефтяной пласт (залежь), то такой способ эксплуатации называют фонтанным, а само явление - фонтанированием. Е и при фонтанном способе равно 0. Если скважины не могут фонтанировать, то их переводят на механизированный способ эксплуатации: газлифтный или насосный, когда Е пл >0 и Е и >0. В этом случае за счет пластовой энергии нефть поднимается только на высоту, меньшую глубины скважины, то есть уровень жидкости в скважине не доходит до устья (выкида) скважины. Для поднятия жидкости до устья и подачи ее в выкидную линию (сборный трубопровод) требуется ввести в скважину искусственную энергию Е и. При газлифтном способе в скважину вводят энергию сжатого газа Е г, а при насосном - энергию, создаваемую насосом.
Для того чтобы в скважину поступала жидкость из пласта (будь то нефть, газ или вода) должно соблюдаться простое условие: пластовое давление должно быть выше гидростатического давления столба жидкости в стволе скважины. Теперь, если энергия пласта изначально высока и пластовое давление выше давления столба жидкости в стволе скважины, то получаем естественный приток нефти. Такой способ называется фонтанный способ эксплуатации скважины. Если энергии пласта недостаточно, чтобы обеспечить приток нефти в скважину, то у нас есть два варианта. Согласно приведенной выше формуле нам надо либо уменьшить плотность жидкости (ρ) в стволе скважины, либо уменьшить высоту столба жидкости (h). На величину g мы повлиять не можем, так как это величина постоянная. На изменении плотности жидкости основан газлифтный способ эксплуатации скважины. При этом способе с помощью колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважину закачивают сжатый газ. Пузырьки газа, поднимаясь к устью скважины, снижают плотность столба жидкости, что обеспечивает снижение гидростатического давления и соответственно приток нефти из пласта. Если же снижения плотности жидкости недостаточно для притока нефти, то остается только снижать высоту столба жидкости. Этого достигают насосными способами эксплуатации скважины. В скважину, попросту говоря, спускают насос и откачивают присутствующую в ней жидкость. Высота столба жидкости снижается до тех пор, пока из пласта не начнет поступать нефть. В результате при работающем насосе в скважине устанавливается какой-то равновесный уровень столба жидкости, который называется динамическим уровнем.
Таким образом выделяют три основных способа эксплуатации скважин: 1) фонтанный, когда нефть извлекается из скважин самоизливом; 2) компрессорный (газлифтный) - с помощью энергии сжатого газа, вводимого в скважину извне; 3) насосный - извлечение нефти с помощью насосов различных типов. Выбор способа эксплуатации нефтяных скважин зависит от величины пластового давления и глубины залегания пласта.
При фонтанном способе жидкость и газ поднимаются по стволу скважины от забоя на поверхность только под действием пластовой энергии, которой обладает нефтяной пласт. Этот способ является наиболее экономичным, так как не требует дополнительных затрат энергии на подъем жидкости на поверхность. Кроме того при этом способе не требуется закупка дорогостоящего оборудования, требующего к тому же регулярного обслуживания. Оборудование фонтанных скважин состоит из колонной головки, фонтанной арматуры и выкидной линии. Это оборудование относится к наземному. Подземное оборудование состоит из колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), которые, как правило, спускают до глубины верхних дыр перфорации
Насосно-компрессорные трубы (НКТ) в фонтанных скважинах служат для подъема жидкости и газа на поверхность, регулирования режима работы скважины, проведения исследовательских работ, борьбы со смолопарафиновыми отложениями, осуществления различных геолого- технических мероприятий (ГТМ), предохранения эксплуатационной колонны от коррозии и эрозии, предупреждения и ликвидации песчаных пробок, глушения скважин перед подземным или капитальным ремонтами, предохранения эксплуатационной колонны скважины от высокого давления при различных геолого-технических мероприятиях.
Газлифтная эксплуатация является продолжением фонтанной эксплуатации, когда пластовая энергия уменьшается настолько, что подъем жидкости на поверхность ею не обеспечивается и возникает необходимость в дополнительной энергии. В качестве дополнительной энергии используется газ высокого давления. В результате смешивания дополнительно поступающего в скважину газа с пластовой жидкостью образуется газожидкостная смесь пониженной плотностью, что снижает давление на забое скважины. Пониженное забойное давление обеспечивает приток продукции из пласта и подъем газожидкостной смеси на поверхность. Различают компрессорный газлифт и бескомпрессорный газлифт. Если для сжатия газа до необходимого давления и закачки его в скважину применяются компрессоры, то соответственно такой способ эксплуатации называется компрессорным газлифтом. Если в качестве рабочего агента для газового подъемника применяется газ из газовых пластов высокого давления, то в этом случае эксплуатация скважин называется бескомпрессорным газлифтом.
все оборудование располагается на поверхности, что упрощает его ремонт и обслуживание; простота конструкций оборудования; возможность отбора больших объемов жидкости (до 1800 т/сут) независимо от глубины скважины и диаметра эксплуатационной колонны; простое регулирование дебита нефти скважины (увеличивая или уменьшая подачу газа в скважину); возможность эксплуатации пескопроявляющих и обводненных скважин; простота исследования скважин.
необходимость частой замены НКТ, особенно в обводненных скважинах и в пескопроявляющих скважинах; низкий КПД подъемника и всей системы компрессор-скважина (при низких динамических уровнях КПД подъемника часто не превышает 5%); большая стоимость затрат на строительство компрессорных станций, газораспределительных будок и сети газопроводов в начале обустройства месторождений; большой расход электроэнергии на добычу 1 т нефти при эксплуатации малодебитных скважин с низкими динамическими уровнями.
Существуют следующие виды насосной эксплуатации скважин: установкой штангового глубинного насоса (УШГН); установкой электроцентробежного насоса (УЭЦН); установкой штангового (либо электропогружного) винтового насоса (УШВН, УЭВН); установкой электро диафрагменного насоса (УЭДН) и др.
При насосном способе эксплуатации подъем нефти из скважин на поверхность осуществляется штанговыми и бесштанговыми насосами. Стандарт предусматривает выпуск двух схем штанговых насосов: вставных и не вставных. Основное принципиальное их отличие в том, что цилиндр не вставного насоса встроен в колонну НКТ и для замены насоса необходим подъем колонны НКТ. Вставной насос опускается в трубы НКТ на штангах и крепится в нужном месте колонны с помощью специального в глубоких скважинах
1 – фильтр; 2 – скважинный насос; 3 – насосно- компрессорные трубы; 4 – насосные штанги; 5 – тройник; 6 – устьевой сальник; 7 – сальниковый шток; 8 – стойка СК; 9 – траверсы канатной подвески; 10 – головка балансира; 11 – фундамент; 12 – канатная подвеска; 13 – балансир; 14 – шатун; 15 – кривошип; 16 – редуктор; 17 – ведомый шкив; 18 – клиноременная передача; 19 – электродвигатель; 20 – противовес; 21 – рама; 22 – ручной тормоз; 23 – салазки электродвигателя.
Станок-качалка и есть один из элементов эксплуатации скважин штанговым насосом. По сути, станок-качалка является приводом штангового насоса, расположенного на дне скважины. Это устройство по принципу действия очень похоже на ручной насос велосипеда, преобразующий возвратно- поступательные движения в поток воздуха. Нефтяной насос возвратно-поступательные движения от станка-качалки преобразует в поток жидкости, которая по насосно- компрессорным трубам (НКТ) поступает на поверхность.
Установки погружных центробежных электронасосов (УЭЦН) широко начали применять для эксплуатации скважин с 1955 г УЭЦН состоит из погружного агрегата, оборудования устья, электрооборудования и НКТ ЭЦН имеют следующие преимущества перед глубинными штанговыми насосами: 1. Простота наземного оборудования; 2. Возможность отбора жидкости из скважин до 1000 м 3 /сут; 3. Возможность использовать их на скважинах с глубиной более 3000 м; 4. Высокий (от 500 суток до 2-3 лет и более) межремонтный период работы ЭЦН; 5. Возможность проведения исследований в скважинах без подъема насосного оборудования; 6. Менее трудоемкие методы удаления парафина со стенок НКТ.
Рис.42 Схема установки погружного центробежного электронасоса: 1 эксплуатационная колонна; 2 компенсатор; 3 электродвигатель; 4 протектор; 5 центробежный электронасос; 6 обратный и спускной клапаны; 7 насосно- компрессорные трубы; 8 электрический кабель: 9 крепежный пояс; 10 обратный перепускной клапан; // оборудование устья; 12 барабан для кабеля; 13 станция управления; 14 трансформатор
Принцип действия установки следующий. Электрический ток из промысловой сети через автотрансформатор и станцию управления по бронированному кабелю поступает к электродвигателю. Вращая вал насоса, электродвигатель приводит его в действие. Всасываемая насосом нефть проходит через фильтр и нагнетается по подъемным трубам на поверхность. Чтобы нефть при остановке агрегата не сливалась из подъемных труб в скважину, в трубах над насосом смонтирован обратный клапан.
Существенными недостатками электроцентробежных электронасососов являются: низкая эффективность при работе в скважинах с дебитом ниже 60 м 3 /сут; снижение подачи, напора и КПД при увеличении вязкости откачиваемой смеси, а также при увеличении свободного газа на приеме насоса.
Кроме перечисленных насосов в последнее время стали применяться винтовые, диафрагменные, гидропоршневые и струйные насосы. Винтовой насос - это насос объемного действия, подача которого прямо пропорциональна частоте вращения специального винта (или винтов). Винтовой насос имеет весьма незателивую конструкцию(включает резинометаллическую обойму и металлический винт) и обеспечивает постоянное движение перекачиваемой жидкости без пульсаций и нарушения течения потока. Частота вращения может варьироваться от 10 до 300 оборотов в минуту, что обеспечивает широкий диапазон изменения подачи. Благодаря способности к сухому всасыванию насос создает постоянную депрессию на пласт, что важно при добыче вязкой нефти. Привод установки находится на поверхности, за счет чего он постоянно доступен для осмотров, технического обслуживания и регулировки режимов. Гидропоршневой насос - это погружной насос, приводимый в действие потоком жидкости, подаваемой в скважину с поверхности насосной установкой. При этом в скважину спускают два ряда концентрических труб диаметром 63 и 102 мм. Насос опускают в скважину внутрь трубы диаметром 63 мм и давлением жидкости прижимают к посадочному седлу, находящемуся в конце этой трубы. Поступающая с поверхности жидкость приводит в движение поршень двигателя, а вместе с ним и поршень насоса. Поршень насоса откачивает жидкость из скважины и вместе с рабочей жидкостью подает ее по межтрубному пространству на поверхность.