Понятие о режимах нефтегазоносных пластов

Различают  следующие  режимы:

 1. Водонапорный  режим – основной  силой , двигающей  нефть к  забою  скважины,   является  напор  пластовых  вод,  при  котором  происходит  полное  компенсирование отбора  жидкости  продвижением  пластовой  воды  в  продуктивную  часть  пласта.

 2. Упруговодонапорный  режим – основной  силой  является  упругое  расширение  пластовой  жидкости  и  породы при  снижении  пластового  давления.

 3. Газонапорный  режим ( режим  газовой  шапки) – основной  силой  является  напор  расширяющегося  газа  газовой  шапки,  при  котором  отбор  жидкости  полностью  компенсируется  продвижением  пластовой  воды  в  продуктивную  часть  пласта.

 4. Режим  растворенного  газа  -- основной  силой  является  расширение  газа,  выделяющегося  из нефти  при  снижении  пластового  давления.

 5.Гравитационный  режим – основной  силой  является  сила  тяжести  самой  нефти.

 6. Смешанные  режимы  -- сотенание  выше  перечисленных  видов  режимов в  разных  вариациях.

Требования к заземлению скважин оборудованных штанговыми насосами

¨      Кондуктор (техническая колонна) должен быть связан с рамой станка-качалки не менее чем двумя заземляющими стальными проводниками, приваренными в разных метах к кондуктору (технической колонне) и раме.

¨            Сечение прямоугольного проводника должно быть не менее 48   мм2, толщина стенок угловой стали не менее 4 мм, диаметр круглых заземлителей – 10 мм.

¨            Заземляющие проводники, соединяющие раму станка-качалки с кондуктором (технической колонной), должны быть заглублены в землю не менее,  чем на 0,5 м.

¨            В качестве заземляющих проводников может применяться сталь: круглая, полосовая, угловая или другого профиля.

¨            Применение для этих целей стального каната не допускается. Соединения заземляющих проводников должны быть доступны для осмотра.

Классификация скважин по назначению

По назначению скважины подразделяются на добывающие, нагнетательные, специальные, вспомогательные.

• Добывающие скважины предназначены для добычи нефти, газа, попутных компонентов..
• Нагнетательные скважины предназначены для нагнетания в пласт различных агентов (вода, пар, газ и др.) с целью обеспечения восполнения пластовой энергии в залежи.

• Специальные – предназначены для проведения различного рода исследований как при подготовке залежей к разработке, так и в процессе разработки. Эту группу скважин подразделяют на  две подгруппы- оценочные и контрольные.
• Оценочные скважины бурят по особой технологии на разных этапах освоения и разработки месторождения с отбором керна из продуктивных пластов и проведением рационального комплекса геофизических исследований для оценки начальной, текущей и остаточной нефтенасыщенности.
• Контрольные скважины служат для контроля за процессами протекающими в пласте при разработке залежей нефти и газа. Подразделяются на наблюдательные и пъезометрические.
• Наблюдательные – предназначены для наблюдения за характером вытеснения нефти из пластов – за перемещением ВНК, изменением нефтеводонасыщенности пластов. Эти скважины бурят в пределах залежи. Э/колонну не перфорируют. Это позволяет применять нейтронные методы исследования нефтегазонасыщенности пластов.
• Пъезометрические- для проведения наблюдений за изменением в них пластового давления. ПЗ могут располагаться на залежи как за контуром, так и внутри контура нефтеносности.
•  Фонд спец. скважин создаётся за счёт целенаправленного бурения или за счёт скважин, которые уже выполнили поставленные перед ними задачи.
• К числу вспомогательных скважин на месторождении относятся водозаборные и поглощающие скважины.
• Водозаборные- предназначенные для отбора воды из водонапорного горизонта с целью нагнетания ее в продуктивные пласты или использования для других нужд при разработке месторождения.
• Поглощающие (поглотительные, сбросовые) скважины используются в необходимых случаях для захоронения попутных и других промысловых вод.

Зачем и как уравновешивают станки качалки СК?

Принципы уравновешивания СК

Из теории работы ШНУ известно, что основная нагрузка на головку балансира при его ходе вверх равна весу столба жидкости и штанг (Р_ж + Р_шт). Силами трения и инерционными силами пренебрегаем. При ходе головки балансира вниз нагрузка становится равной только весу штанг, так как при этом нагнетательный клапан открывается и нагрузка от столба жидкости передается на трубы. 

При этом электродвигатель должен иметь запас мощности, достаточный для преодоления максимальной нагрузки во время первой половины хода. Устранить такую неравномерность нагрузки электродвигателя можно соответствующим уравновешиванием СК. Поскольку сила Р_шт действует  на головку балансира при ходе вверх и при ходе вниз, то при равноплечем балансире  на заднем плече необходимо поместить противовес, по крайней мере равный весу штанг. В этом случае штанги будут уравновешены и при ходе вверх двигатель будет совершать положительную работу Р_жS=W₁, а при ходе вниз – нулевую работу.

Нагрузки на электродвигатель будут постоянны при условии постоянства крутящего момента на валу кривошипа за обе половины хода. Равенство работ при ходе вверх и при ходе вниз может быть обеспечено лишь в том случае, если за первую половину хода в шатуне возникнет растягивающая его сила Т_р, а за вторую половину хода в шатуне возникает сжимающая сила Т_с (эти две силы по абсолютной величине будут равны. При соблюдении указанного условия работа электродвигателя будет наиболее равномерной.

Таким образом, уравновешивание СК можно обеспечить размещением необходимого контргруза либо на заднем плече балансира, либо на кривошипе. В соответствии с этим различают балансирное, кривошипное и комбинированное уравновешивание.

Балансирное уравновешивание, как правило, применяется у СК малой грузоподъемности, кривошипное – у СК большой грузоподъемности и комбинированное – у СК средней грузоподъемности.  Это объясняется необходимостью уменьшения инерционных нагрузок на балансир, возникающих при неравномерном движении контргруза. Кривошипное уравновешивание вызывает большие нагрузки на опоры вала и на корпус редуктора СК, что также нежелательно. Балансирные контргрузы выполняются в виде чугунных пластин, навешиваемых на заднее плечо  балансира. Кривошипные контргрузы выполняются в виде полуовальных чугунных отливок-пластин, укрепляемых на кривошипах. Для уравновешивания СК используются номограммы, имеющиеся в паспортной характеристике СК. Однако распределение веса контргруза и места его установки на кривошипе или балансире расчетным путем, с помощь. Формул или номограмм, не всегда обеспечивает наилучшее уравновешивание СК. Это объясняется тем, что теоретически невозможно учесть все нагрузки, возникающие в звеньях СК, а также степень изношенности узлов качалки, КПД всей установки, которые в теоретических формулах, как правило, не учитываются, но существенно влияют на уравновешивание СК. Поэтому окончательное уравновешивание осуществляется с помощью контролирования тока, потребляемого электродвигателем, при ходе головки балансира вверх и вниз. Стрелка амперметра, включенного в питающую двигатель электролинию, должна давать одинаковые максимальные отклонения при ходе вверх и вниз.

Пневматическое и гидравлическое испытание трубопроводов и арматуры, величина испытательного давления

Испытание обсадных колонн  скважины на герметичность. Проводится в процессе строительства или капитального ремонта скважин после цементирования затрубного пространства колонны. Заключается в создании давления в стволе скважины (нагнетанием в колонну обсадных труб жидкости, реже газа) и контроле его на устье скважины (последнее оборудуется специальной опрессовочной головкой и манометром). При этом величина устьевого давления должна быть не менее чем 20% выше ожидаемого максимального давления в скважине.

Результаты опрессовки считаются положительными, если давление в течение 30 минут не снижается, или снижается не более чем на 0.5 МПа (при давлении на устье выше 7 МПа), или не более чем на 0.3 МПа (при давлении на устье ниже 7 МПа.

 Перед началом работ обязательна опрессовка всех коммуникаций на давление, в 1,5 раза превышающее рабочее.

Конструкция нефтяной скважины и требования к ней

Конструкция забоя скважины должна обеспечивать:

-механическую устойчивость призабойной части пласта, доступ к забою скважин спускаемого оборудования, предотвращение обрушения породы;

-эффективную гидродинамическую связь забоя скважины с нефтенасыщенным пластом;

-возможность избирательного вскрытия нефтенасыщенных и изоляцию водо- или газонасыщенных пропластков, если из последних не намечается добыча продукции;

-возможность избирательного воздействия на различные пропластки или на отдельные части (по толщине) монолитного пласта;

-возможность дренирования всей нефтенасыщенной толщины пласта.

Элементы конструкции скважин приведены на рис.  На­чальный участок I скважин называют направлением. Поскольку устье скважины лежит в зоне легкоразмываемых пород его необходимо ук­реплять. В связи с этим направление выполняют следующим образом. Сначала бурят шурф - колодец до глубины залегания устойчивых гор­ных пород (4...8 м). Затем в него устанавливают трубу необходимой длины и диаметра, а пространство между стенками шурфа и трубой заполняют бутовым камнем и заливают цементным раствором 2.

Нижерасположенные участки скважины - цилиндрические. Сразу за направлением бурится участок на глубину от 50 до 400 м диаметром до 900 мм. Этот участок скважины закрепляют обсадной трубой 1 (состоящей из свинченных стальных труб), которую назы­вают кондуктором II.

Затрубное пространство кондуктора цементируют. С помощью кондуктора изолируют неустойчивые, мягкие и трещиноватые поро­ды, осложняющие процесс бурения.

После установки кондуктора не всегда удается пробурить скважину до проектной глубины из-за прохождения новых осложня­ющих горизонтов или из-за необходимости перекрытия продуктивных пластов, которые не планируется эксплуатировать данной скважиной. В таких случаях устанавливают и цементируют еще одну колонну III, называемую промежуточной. Если продуктивный пласт, для разра ботки которого предназначена скважина, залегает очень глубоко, то количество промежуточных колонн может быть больше одной.

Эксплуатацион­ная колонна предназначена для подъема нефти и газа от забоя к устью скважины или для нагнетания воды (газа) в продуктивный пласт с целью поддержания давления в нем. Во избежание перетоков нефти и газа в вышележащие горизонты, а воды в продуктивные пла­сты пространство между стенкой  эксплуатационной колонны и стенкой скважины заполняют цементным раствором.

                                                     Конструкция скважины

1 - обсадные трубы; 2 - цементный   камень; 3 - пласт, 4-перфорация в обсадной трубе и цементном камне; 1-направление; П-кондуктор; Ш-промежуточная колонна; IV - эксплуатационная колонна.

Методы вызова притока

Замена скважинной жидкости. Замена осуществляется при спущенных в скважину НКТ и герметизированном устье, что предотвращает выбросы и фонтанные проявления. Выходящая из бурения скважина обычно заполнена глинистым раствором. Производя промывку скважины (прямую или обратную) водой или дегазированной нефтью, можно получить уменьшение забойного давления.

Компрессорный способ освоения. В скважину спускается колонна НКТ, а устье оборудуется фонтанной арматурой. К межтрубному пространству присоединяется нагнетательный трубопровод от передвижного компрессора.

При нагнетании газа жидкость в межтрубном пространстве оттесняется до башмака НКТ или до пускового отверстия в НКТ, сделанного заранее на соответствующей глубине. Газ, попадая в НКТ, разгазирует жидкость в них. В результате давление на забое сильно снижается. Регулируя расход газа (воздуха), можно изменять плотность газожидкостной смеси в трубах, а следовательно, давление на забое Pз. При Pз < Pпл начинается приток, и скважина переходит на фонтанный или газлифтный режим работы. После опробований и получения устойчивого притока скважина переводится на стационарный режим работы.

Освоение ведется с непрерывным контролем параметров процесса при герметизированном устье скважины. Поэтому этот способ наиболее безопасен и позволяет быстро получить значительные депрессии на пласт, что особенно важно для эффективной очистки призабойной зоны скважины. Однако применение компрессорного способа освоения ограничено в скважинах, пробуренных в рыхлых и неустойчивых коллекторах.

Освоение скважин закачкой газированной жидкости. Освоение скважин путем закачки газированной жидкости заключается в том, что вместо чистого газа или воздуха в межтрубное пространство закачивается смесь газа с жидкостью (обычно вода или нефть). Плотность такой газожидкостной смеси зависит от соотношения расходов закачиваемых газа и жидкости. Это позволяет регулировать параметры процесса освоения. Поскольку плотность газожидкостной смеси больше плотности чистого газа, то это позволяет осваивать более глубокие скважины компрессорами, создающими меньшее давление.

Для такого освоения к скважине подвозится передвижной компрессор, насосный агрегат, создающий по меньшей мере такое же давление, как и компрессор, емкости для жидкости и смеситель для диспергирования газа в нагнетаемой жидкости. При нагнетании газожидкостная смесь движется сверху вниз при непрерывно изменяющихся давлении и температуре.

Освоение скважиными насосами. На истощенных месторождениях с низким пластовым давлением скважины могут быть освоены откачкой из них жидкости скважинными насосами (ШСН или ПЦЭН), спускаемыми на проектную глубину в соответствии с предполагаемыми дебитом и динамическим уровнем. При откачке из скважины жидкости насосами забойное давление уменьшается, пока не достигнет величины Р_с < Р_пл, при которой устанавливается приток из пласта. Такой метод эффективен в тех случаях, когда по опыту известно, что скважина не нуждается в глубокой и длительной депрессии для очистки призабойной зоны от раствора и разрушения глинистой корки.

Перед спуском насоса скважина промывается до забоя водой или лучше нефтью, что вызывает необходимость подвоза к скважине промывочной жидкости - нефти и размещения насосного агрегата и емкости. При промывке водой в зимних условиях возникает проблема подогрева жидкости для предотвращения замерзания.

В заключение необходимо отметить, что в различных нефтяных районах вырабатывались и другие практические приемы освоения скважин в соответствии с особенностями того или иного месторождения. В качестве примера можно указать и на такой прием, когда при компрессорном методе в затрубное пространство,заполненное нагнетаемым воздухом, подкачивают некоторое количество воды для увеличения плотности смеси и снижения давления на компрессоре. Это позволяет осуществить продавку скважины при большей глубине спуска НКТ.

В последние годы вызов притока из пласта  осуществляется снижением уровня свабными установками. При свабировании (поршневании) сваб или поршень спускается на канате в НКТ. Поршень представляет собой трубу малого диаметра (25 - 37,5 мм) с клапаном, в нижней части открывающимся вверх. На наружной поверхности трубы (в стыках) укреплены эластичные резиновые манжеты (3 - 4 шт.), армированные проволочной сеткой. При спуске поршня под уровень жидкость перетекает через клапан в пространство над поршнем. При подъеме клапан закрывается, а манжеты, распираемые давлением столба жидкости над ними, прижимаются к стенкам НКТ и уплотняются. За один подъем поршень выносит столб жидкости, равный глубине его погружения под уровень жидкости. Процесс свабирования позволяет не только плавно и котролируемо снижать уровень в скважине. Но и определять объем извлекаемой жидкости с разбивкой на нефть, эмульсию и воду, прослеживать восстановление уровня в скважине.

Методы вскрытия нефтяного пласта

Различают первичное и вторичное вскрытие продуктивного горизонта. Под первичным вскрытием понимается процесс разбуривания продуктивного горизонта долотом. Вторичное вскрытие - процесс связи внутренней полости скважины с продуктивным горизонтом (перфорация скважины).

Перфорация скважин

Существует четыре способа перфорации: пулевая, торпедная, кумулятивная, пескоструйная.

При пулевой перфорации в скважину на электрическом кабеле спускается стреляющий пулевой аппарат, состоящий из нескольких (8 - 10) камор - стволов, заряженных пулями диаметром 12,5 мм. Каморы заряжаются взрывчатым веществом (ВВ) и детонаторами. При подаче электрического импульса происходит залп. Пули пробивают колонну, цемент и внедряются в породу.

Торпедная перфорация осуществляется аппаратами, спускаемыми на кабеле и стреляющими разрывными снарядами диаметром 22 мм. Внутренний заряд ВВ одного снаряда равен 5 г. Аппарат состоит из секций, в каждой из которых имеется по два горизонтальных ствола. Снаряд снабжен детонатором накольного типа. При остановке снаряда происходит взрыв внутреннего заряда и растрескивание окружающей горной породы. Глубина каналов по результатам испытаний составляет 100 - 160 мм, диаметр канала - 22 мм. На 1 м длины фильтра обычно делается не более четырех отверстий, так как при торпедной перфорации часты случаи разрушения обсадных колонн.

Кумулятивная перфорация осуществляется стреляющими перфораторами, не имеющими пуль или снарядов. Прострел преграды достигается за счет сфокусированного взрыва. Такая фокусировка обусловлена коняческой формой поверхности заряда ВВ, облицованной тонким покрытием (листовая медь толщиной 0,6 мм). Энергия взрыва в виде тонкого пучка газов - продуктов облицовки пробивает канал. Кумулятивная струя приобретает скорость в головной части до 6 - 8 км/с и создает давление на преграду до 0,15 - 0,3 млн. МПа. При выстреле кумулятивным зарядом в преграде образуется узкий перфорационный канал глубиной до 350 мм и диаметром в средней части 8 - 14 мм. Размеры каналов зависят от прочности породы и типа перфоратора.

Максимальная толщина вскрываемого интервала кумулятнвным перфоратором достигает 30 м, торпедным  - 1 м, пулевым - до 2,5 м. Это является одной из причин широкого распространения кумулятивных перфораторов.

 Пескоструйная перфорация

При гидропескоструйной перфорации разрушение преграды происходит в результате использования абразивного и гидромониторного эффектов высокоскоростных песчано-жидкостных струй, вылетающих из насадок специального аппарата - пескоструйного перфоратора, прикрепленного к нижнему концу насосно-компрессорных труб. Песчано-жидкостная смесь закачивается в НКТ насосными агрегатами высокого давления, смонтированными на шасси тяжелых автомашин, поднимается из скважины на поверхность по кольцевому пространству. Это сравнительно новый метод вскрытия пласта. В настоящее время ежегодно обрабатываются около 1500 скважин этим методом. Область и масштабы применения гидропескоструйного метода обработки скважин постоянно расширяются, и кроме вскрытия пласта он нашел применение при капитальных ремонтах, вырезке колонн и в сочетании с другими методами воздействия.

При гидропескоструйной перфорации (ГПП) создание отверстий в колонне, цементном камне и канала в породе достигается приданием песчано-жидкостной струе очень большой скорости, достигающей нескольких сотен метров в секунду. В породе вымывается каверна грушеобразной формы, обращенной узким конусом к перфорационному отверстию в колонне. Размеры каверны зависят от прочности горных пород, продолжительности воздействия и мощности песчано-жидкостной струи.

Пескоструйная перфорация в отличие от кумулятивной или пулевой перфорации позволяет получить каналы с чистой поверхностью и сохранить проницаемость на обнаженной поверхности пласта. Громоздкость операции, задалживание мощных технических средств и большого числа обслуживающего персонала определяют довольно высокую стоимость этого способа перфорации и сдерживают ее широкое применение по сравнению с кумулятивной перфорацией.

Одновременно раздельная эксплуатация скважин (ОРЭ)

Одновременно-раздельная эксплуатация (ОРЭ) позволяет реализовать систему раздельной разработки объектов многопластового месторождения одной сеткой скважин, а также является одним из методов регулирования разработки месторождения при экономии ресурсов.  Схема ОРЭ пластов по назначению классифицируется на три группы:

1) ОРЭ пластов; 2) одновременно-раздельная закачка рабочей жидкости; 3) ОРЭ пласта и закачки рабочего агента.

Раздельно эксплуатируют пласты следующими способами: 1) оба пласта фонтанным (фонтан-фонтан); 2) один пласт фонтанными, а другой – механизированным (фонтан-насос, причем это означает, что нижний пласт эксплуатируется фонтаном); 3) оба пласта механизированным (насос-насос).

В зависимости от условий применения каждой метод ОРЭ может быть осуществлен в нескольких вариантах.

Оборудование для ОРЭ пластов состоит из наземных и внутрискважинных узлов. Наземные узлы оборудования, также как фонтанная арматура, насосные установки и др. предназначены для герметизации устья скважин, передачи движения и обеспечения регулирования режимных параметров.

Подземные узлы обеспечивают герметизацию пластов, отбор (или закачку) заданного объема жидкости и его подъем на поверхность.

Серийно выпускаемое оборудование, обязательный элемент которого – пакер, обеспечивает возможность эксплуатации пластов по одной колонне труб.

Для скважин с добычей нефти по схеме фонтан-фонтан известны установки двух типов: с двумя параллельно расположенными рядами насосно-компрессорных труб типа УФ2П (УФЭ, УФП, УФП2) и с концентрически расположенными рядами НКТ – установка УВЛГ, применяемая также для внутрискважинной газлифтной эксплуатации.

Установки типа УФ2П предназначены для эксплуатации колонн диаметрами 116 и 168 мм с допустимыми сочетаниями условных диаметров НКТ первого и второго рядов 48х48, 60х60, 73х48 мм.

Для раздельной эксплуатации двух пластов по схеме фонтан-насос и насос‑фонтан выпускаются установки с использованием штангового скважинного насоса и погружного центробежного насоса. В установках штангового типа одна из параллельно спущенных колонн НКТ берется большого диаметра, допускающего спуск вставного насоса. Для того чтобы во время спуска или подъема колонны НКТ не происходило зацепления муфт, над ними устанавливаются конические кольца. Схема с применением погружного центробежного насоса представляет более сложную конструкцию подземного оборудования.

Для раздельной эксплуатации двух пластов по схеме насос-насос используются штанговые установки типа УГР на месторождениях с низким газовым фактором нижнего пласта, УНР – с резко отличающимися давлениями пластов и УГРП – с раздельной транспортировкой продукции каждого пласта.

Установка УТР состоит из наземного и подземного оборудования. Наземное оборудование включает в себя оборудование устья и станок-качалку, применяемые при обычной добыче нефти скважинными штанговыми насосами из одного пласта. Подземное оборудование выпускается в невставном и вставном исполнениях и включает в себя разобщающий пакер, нижний насос обычного типа ПНСВ1 с замковой опорой или НСН2. Насос для эксплуатации верхнего пласта – специальный, имеющий неподвижный плунжер и подвижный цилиндр. Работа верхнего и нижнего насосов синхронна. Возвратно-поступательное движение от станка-качалки передается через колонну насосных штанг цилиндру верхнего насоса, а затем через специальную штангу – нижней колонне штанг и плунжеру нижнего насоса. Жидкость, подаваемая нижним насосом, проходит через продольный канал в посадочном конусе верхнего насоса и попадает в подъемные трубы над верхним насосом. Жидкость, откачиваемая верхним насосом, через полый шток, всасывающий и нагнетающий клапаны, поступает в колонну подъемных труб, где смешивается с жидкостью из нижнего пласта.

Добыча нефти методом свабирования

Свабирование (поршневание) - Один из способов освоения скважин методом снижения уровня жидкости. Используется в основном для освоения водяных, нагнетательных и нефтяных скважин. Поршень (сваб), оснащенный обратным клапаном, грузовой штангой и уплотнительными манжетами, опускают в насосно-компрессорные трубы скважины. При спуске поршня обратный клапан открыт, что позволяет поршню свободно погружаться в жидкость. При подъеме поршня клапан закрывается и столб жидкости, находящийся под поршнем, выносится на поверхность. Свабирование достигается снижением уровня жидкости в скважине и снижением давления на забое, это вызывает новый приток продукции в скважину и ее освоение.   

Эксплуатация скважин электроцентробежными насосами (ЭЦН иЭВН)

Для отбора из скважин больших количеств жидкости используют лопастный насос с рабочими колесами центробежного типа, обеспечивающий большой напор при заданных подачах жидкости и габаритах насоса. Наряду с этим, в нефтяных скважинах некоторых районов с вязкой нефтью необходима большая мощность привода относительно подачи. В общем случае эти установки носят название электропогружные электронасосы. В первом случае - это установки центробежных электронасосов (УЭЦН), во втором - установки погружных винтовых   электронасосов   (УЭВНТ).
         Скважинные центробежные и винтовые насосы приводятся в действие погружными электродвигателями. Электроэнергия подводится к двигателю по специальному кабелю. Установки ЭЦН и ЭВН довольно просты в обслуживании, так как на поверхности имеются станция управления и трансформатор,      не      требующие             постоянного         ухода.
         При больших подачах УЭЦН имеют достаточный КПД (до 0,35), позволяющий конкурировать этим установкам со штангвыми установками и газлифтом.
         При этом способе эксплуатации борьба с отложениями парафина проводится достаточно эффективно с помощью автоматизированных проволочных скребков, а также путем нанесения покрытия внутри поверхности НКТ.      Межремонтный период работы УЭЦН в скважинах достаточно высок и составляет до 600 сут. Скважинный насос имеет 80-400 ступеней. Жидкость поступает через сетку в нижней части насоса. Погружной электродвигатель маслозаполненный, герметизированный. Во избежание попадания в него пластовой жидкости устанавливается узел гидрозащиты. Электроэнергия с поверхности подается по круглому кабелю, а около насоса - по плоскому. При частоте тока 50 Гц частота вращения вала двигателя синхронная и составляет 3000 мин-1 и 2800-2950 мин-1 (с учетом скольжения).

Трансформатор (автотрансформатор) используют для повышения напряжения тока от 380 (промысловая сеть) до 400-2000 В.
Станция управления имеет приборы, показывающие силу тока и напряжение, что позволяет отключать установку вручную или автоматически.
Колонна НКТ оборудуется обратным и сливным клапанами. Обратный клапан удерживает жидкость в НКТ при остановках насоса, что облегчает запуск установки, а сливной освобождает НКТ от жидкости перед подъемом агрегата при установленном обратном клапане.
Для повышения эффективности работы для вязких жидкостей (до 6-10-4 м2/с) в диапазоне подач 16-200 м3/сут в ОКБ БН созданы скважинные винтовые насосы с погружным электродвигателем. Установка скважинного винтового насоса, подобно установке ЭЦН, имеет погружной электродвигатель с компенсатором и гидрозащитой, винтовой насос, кабель, обратный и сливной клапаны (встроенные в НКТ), оборудование устья, трансформатор и станцию управления. За исключением насоса, части установки         идентичны.
         Одновинтовой насос объемного типа имеет однозаходный винт с внутренним диаметром д., вращающийся в двухзаходной обойме (рис. 6.1). Длина шага нарезки винта 1 в 2 раза меньше длины шага обоймы Т. Контактная линия на длине шага обоймы образует одну замкнутую полость, которая за один оборот винта перемещается на длину его шага к выкиду насоса. Крайнее положение оси отдельных сечений винта имеет отклонение от оси обоймы, равное 1е. Объем одной замкнутой полости равен площади 4е, умноженной на длину шага обоймы Т (см. рис. 6.1). Частота вращения винта п определяет число этих полостей, перемещаемых к выкиду насоса в единицу времени.

Подача винтового насоса

Q=4еαТn,   где    α-      коэффициент.
На длине обоймы и винта можно расположить три-четыре замкнутые области. Напоры, создаваемые насосами, составляют 200-1200 м.

         Допустимое количество свободного газа на приеме насоса почти достигает 50 %. Шифр установок ЭВН аналогичен шифру установок ЭЦН. Серийно выпускаются установки: УЭВНТ-5А-16-1200, УЭВНТ-5А-25-1000, УЭВНТ-5А-100-1000, УЭВНТ-200-900.

Установка комплексной подготовки нефти

Поступающая из нефтяных и газовых скважин продукция не представляет собой соответственно чистые нефть и газ. Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный (нефтяной) газ, твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента).

На нефтяных промыслах чаще всего используют централизованную схему сбора и подготовки нефти. 

Схема сбора и подготовки продукции скважин на нефтяном промысле.

1 - нефтяная скважина;2 - автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ);3 - дожимная насосная станция (ДНС);4 - установка очистки пластовой воды;5 - установка подготовки нефти;6 - газокомпрессорная станция;7 - центральный пункт сбора нефти, газа и воды;8 - резервуарный парк

 Сбор продукции производят от группы скважин на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ). От каждой скважины по индивидуальному трубопроводу на АГЗУ поступает нефть вместе с газом и пластовой водой. На АГЗУ производят учет точного количества поступающей от каждой скважины нефти, а также первичную сепарацию для частичного отделения пластовой воды, нефтяного газа и механических примесей с направлением отделенного газа по газопроводу на ГПЗ (газоперерабатывающий завод). Частично обезвоженная и частично дегазированная нефть поступает по   

сборному коллектору на центральный пункт сбора (ЦПС). Обычно на одном нефтяном месторождении устраивают один ЦПС. Но в ряде случаев один ЦПС устраивают на несколько месторождений с размещением его на более крупном месторождении. В этом случае на отдельных месторождениях могут сооружаться комплексные сборные пункты (КСП), где частично производится обработка нефти. На ЦПС сосредоточены установки по подготовке нефти и воды. На установке по подготовке нефти осуществляют в комплексе все технологические операции по ее подготовке. Комплект этого оборудования называется УКПН - установка по комплексной подготовке нефти.

Причины выхода из строя скважин оборудованных ШГН и УЭЦН

Причины поломок ШГН:

1.     обрыв или отворот нижней части штанговой колонны.

2.     заклинивание плунжера в цилиндре.

3.     износ пары «цилиндр-плунжер» насоса.

4.     влияние газа на заполнение цилиндра.

5.     течь нагнетательного, всасывающего клапана и колонн насосно-компрессорных труб.

Причины поломок ЭЦН:

1.     выход из строя гидрозащиты, основной поломкой является прорыв резиновой диафрагмы.

2.     выход из строя двигатели из-за пробоя статора нижнего или верхнего оснований, а также коррозии корпуса.

3.     выходит из строя насоса из-за засорения мехпримесями. 

Текущий ремонт скважины или ТРС

Текущим ремонтом скважин (ТРС) называется комплекс работ, направленных на восстановление работоспособности скважинного и устьевого оборудования, и работ по изменению режима эксплуатации скважины, а также по очистке скважинного оборудования, стенок скважины и забоя от различных отложений (парафина, гидратных пробок, солей, продуктов коррозии).

Работы, выполняемые при текущем ремонте скважин, можно подразделить на следующие группы.

·         подготовительные работы, туда входит переезд бригады, глушение скважины (если ремонт производиться при открытом устье), размещение комплекса оборудования на устье и его монтаж, подготовку к работе, разборку устьевого оборудования;

• непосредственно сами ремонтные работы, основной объем которых занимает спускоподъемные операции;
• заключительные работы, включающие сборку оборудования устья, запуск скважины в работу и ее сдачу в эксплуатацию, очистку оборудования и инструмента от загрязнений при ремонте скважин, демонтаж оборудования, очистку территории рабочей зоны.

Капитальный ремонт скважины или КРС

Капитальным ремонтом скважин (КРС) называется комплекс работ, связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией сложных аварий, спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке.

КРС включает ремонтно-исправительные работы, зарезку и бурение второго ствола скважин, ловильные, ремонтно-изоляционные работы, а также возврат на вышележащие пласты (горизонты) и ликвидацию скважин. К ремонтно-исправительным работам относятся исправления смятий, сломов, трещин и замена поврежденной части эксплуатационной колонны, герметизация устья скважины, разбуривание цементных пробок.

Механизмы и оборудование для ремонтных работ

К оборудованию предназначенному для ремонта скважин относятся  противовыбросовое оборудование, винтовые забойные двигатели, вертлюги.          Противовыбросовое оборудование предназначено   для герметизации устья скважин при капитальном ремонте скважин как при наличии, так и отсутствии колонны труб.

         В состав противовыбросового оборудования 0112-156x320 входят:

·         превентор плашечный ППГ-156х320

• манифольд МПБ2-80х350

·         гидравлическое управление ГУП ЮОБр-1.

Винтовые забойные двигатели Д-85 и Д1-54 используют для разбуривания цементных мостов, песчаных пробок, а также для забуривания вторых стволов через окна в колонне обсадных труб.

Вертлюг является соединительным звеном между талевой системой и внутрискважинным инструментом. Он подвешивается на подъемный крюк и обеспечивает вращение инструмента и подачу промывочной жидкости через шланговое соединение в колонну труб к забою скважины. При подземном ремонте используют промывочные (ВП) и эксплуатационные вертлюги (ВЭ).

При спускоподъемных операциях применяют специальные инструменты: ключи, элеваторы, штропы, спайдеры и другие приспособления.

Элеваторы предназначены для захвата и удержания колонны штанг и труб на весу в процессе спускоподъемных операций.

Штропы эксплуатационные используются для подвешивания элеваторов к крюкам талевых систем.

Для проведения спускоподъемных операций с одним элеватором необходимо устройство  на  устье  скважины,  способное удерживать колонну труб за тело. Спайдер может быть выполнен отдельно или входить в состав механического ключа для свинчивания-развинчивания труб.

Для свинчивания-развинчивания резьбовых соединений труб и штанг применяются ключи. Виды ключей: Автомат АПР-2ВБ, механические, цепные и т.д. 

Требования к нагнетаемой воде и источники водоснабжения

1. Вода не должна вступать в химическую реакцию с пластовыми жидкостями, чтобы не образовывались осадки, закупоривающие поры пласта;
2.  Количество механических примесей до 40 мг/л с размерами частиц до 10 мкм и со держание эмульгированной нефти до 40 мг/л;
3.  Вода не должна быть агрессивной, вызывающей коррозию оборудования;
4.  Биологически не активной, т.е. в ней не должны находиться бактерии или микроорга низмы, снижающие фильтрационные свойства пласта, или продукты жизнедеятельности, при водящие к выделению сероводорода;
5. Рабочий агент должен обладать хорошей отмывающей способностью нефти от породы. Источники водоснабжения могут быть как поверхностные, так и подземные, или ис пользуются сточные воды при предварительной подготовке нефти.
         Поверхностными источниками являются открытые пресные водоемы. Пресная вода менее подходит по своим качествам как рабочий агент для нагнетания в пласт, но на первой стадии разработки нефтяных месторождений решает проблему водоснабжения. В НГДУ «Елховнефть» эту задачу выполняет водозабор. Для отбора воды используются насосные агрегаты с индивидуальным электроприводом, которые монтируют в насосной станции, где, к сожалению, вода не проходит очистку и подготовку, что и сказы­вается на оборудовании КНС и приемистости нагнетательных скважин. Подземным источником служат водоносные горизонты, расположенные выше нефтепродуктивных пластов. Для извлечения воды используют специально пробуренные водозаборные скважины.

Эксплуатация скважин при помощи станка качалкии

Штанговая насосная установки ШНУ состоит из наземного и подземного оборудования. Подземное оборудование включает: штанговый скважинный насос (ШСН) со всасывающем клапаном 1 (неподвижный) на нижнем конце цилиндра и нагнетательным клапаном 2 (подвижный) на верхнем конце поршня-плунжера, насосные штанги 3 и трубы. Кроме того, подземное оборудование может включать различные защитные устройства (газовые и песочные якори, хвостовики), присоединяемые к приемному патрубку ШСН и улучшающие его работу в осложненных условиях (песок, газ).

Станок-качалка сообщает штангам возвратно-поступательное движение, близкое к синусоидальному. СК имеет гибкую канатную подвеску для сочленения с верхним концом полированного штока и откидную или поворотную головку балансира для беспрепятственного прохода спуско-подъемных механизмов (талевого блока, крюка, элевБалансир качается на поперечной оси, укрепленной в подшипниках, и сочленяется с двумя массивными кривошипами 7 с помощью двух шатунов 8, расположенных по обе стороны редуктора. Кривошипы с подвижными противовесами могут перемещаться относительно оси вращения главного вала редуктора на то или иное расстояние вдоль кривошипов. Противовесы необходимы для уравновешивания СК.

Редуктор с постоянным передаточным числом, маслозаполненный, герметичный имеет трансмиссионный вал, на одном конце которого предусмотрен трансмиссионный шкив, соединенный клиноременной передачей с малым шкивом электродвигателя 9. На другом конце трансмиссионного вала имеется тормозной барабан. Опорный подшипник балансира укреплен на металлической стойке-пирамиде.

Все элементы станка-качалки – пирамида, редуктор, электродвигатель – крепятся к единой раме, которая закрепляется на бетонном фундаменте. Кроме того, все СК снабжены тормозным устройством, необходимым для удержания балансира и кривошипов в любом заданном положении. Точка сочленения шатуна с кривошипом может менять свое расстояние относительно центра вращения перестановкой пальца кривошипа в то или иное отверстие, которых для этого предусмотрено несколько. Этим достигается ступенчатое изменение амплитуды качаний балансира, т. е. длины хода штанг. Поскольку редуктор имеет постоянное передаточное число, то изменение частоты качаний достигается только изменением передаточного числа клиноременной трансмиссии и сменой шкива на валу электродвигателя на больший или меньший диаметр.

Промышленностью выпускается большое число станков-качалок различных типоразмеров (так называемый нормальный ряд) грузоподъемностью на головке балансира от 10 до 200 кН, в соответствии с широким диапазоном глубин и дебитов скважин, которые приходится оборудовать штанговыми установками (ШСНУ).

Типоразмеры СК и их основные параметры регламентируются государственным стандартом.

Фонтанный и газлифтный способы добычи нефти

После того как скважина пробурена и освоена, необходимо начать добывать из нее нефть. Хотя нужно отметить, что не из всех даже эксплуатационных скважин добывается нефть. Существуют так называемые нагнетательные скважины. В них наоборот закачивается, только не нефть, а вода. Это необходимо для эксплуатации месторождения в целом. Об этом мы поговорим попозже. 

Наверное, у многих из Вас отложились в памяти кадры из старых советских фильмов о первых добытчиках сибирской нефти: буровая установка, сверху бьет фонтан, кругом бегают радостные люди и умываются первой нефтью. Нужно отметить, что с того времени много что изменилось. И если сейчас возле буровой вышки появится фонтан нефти, то возле нее будет бегать много людей, но только они не станут радоваться, а больше будут озабочены тем, как предотвратить этот экологически вредный выброс. В любом случае то, что было показано на экране – это нефтяной фонтан. Нефть находится под землей под таким давлением, что при прокладке к ней пути в виде скважины она устремляется на поверхность. Как правило, фонтанируют скважины только в начале своего жизненного цикла, т.е. сразу после бурения. Через некоторое время давление в пласте снижается и фонтан иссякает. Конечно, если бы на этом прекращалась эксплуатация скважины, то под землей оставалось бы более 80% нефти. 

В процессе освоения скважины в нее опускается колонна насосно-компрессорных труб (НКТ). Если скважина эксплуатируется фонтанным способом, то на поверхности устанавливают специальное оборудование – фонтанную арматуру. 

Не будем разбираться во всех деталях этого оборудования. Отметим только, что это оборудование необходимо для управления скважиной. С помощью фонтанной арматуры можно регулировать добычу нефти – уменьшать или совсем остановить.

После того, когда давление в скважине уменьшится, и скважина начнет давать совсем мало нефти, как посчитают специалисты, ее переведут на другой способ эксплуатации. 

При добыче газа фонтанный способ является основным. 

Что же такое нефть?

Нефть— природная маслянистая горючая жидкость, состоящая из сложной смеси углеводородов и некоторых других органических соединений. По цвету нефть бывает красно-коричневого, иногда почти чёрного цвета, хотя иногда встречается и слабо окрашенная в жёлто-зелёный цвет и даже бесцветная нефть; имеет специфический запах, распространена в осадочных породах Земли. Сегодня нефть является одним из важнейших для человечества полезных ископаемых.