Анализ состояние техники и технологии добычи нефти

Конструкция скважин

По данным геологической характеристики вскрываемого проектируемой скважиной разреза требуется спуск 3-х колонн.

Первая для перекрытия обваливающихся пород верхней части разреза, зон размыва.

Вторая для перекрытия газо-проявляющих горизонтов пестроцветной свиты Эксплуатационная колонна спускается с целью разобщения продуктивных пластов и испытание скважины на продуктивность.

В качестве эксплуатационной колонны предусматривается 140 мм. обсадные трубы, т. к. трубы этого диаметра вполне удовлетворяют условиям качественной подготовки скважин и опробованию.

Бурение под 140 мм. колонну будет, осуществляется долотами 215,9 мм. принимаем диаметр следующий колонны 245 мм.

Диаметр долота для бурения под эту колонну составит 295,3 мм.

Конструкция скважины.

направление — 530 мм. х 5 м.

кондуктор — 245 мм. х 750 м.

эксплуатационная колона — 140 мм. х 2500 м.

Низы обсадных колонн оборудуются колоннами башмаками типа БК, согласно ГОСТ 3 / 011−74., обратными клапанами типа ЦКОД, согласно ГОСТ.

Способы эксплуатации скважин

Насосный способ эксплуатации скважин Эксплуатация нефтяных скважин глубинными насосами является основным способом механизированной добычи нефти в ОАО «Кыргызнефтегаз» и за границей. Многие скважины, пробуренные на нефтяные пласты, сразу по окончании бурения вводятся в эксплуатацию глубинными насосами.

Типы насосных установок При насосной эксплуатации подъем жидкости из скважин на поверхность осуществляется глубиннонасосными установками различных типов:

• 1) штанговыми насосными установками, в которых глубинный насос, спущенный в скважину, приводится в действие от двигателя, размещенного на поверхности, при помощи специального привода через колонну насосных штанг; для откачки жидкости здесь применяются глубинные штанговые насосы;
• 2) бесштанговыми насосными установками, при которых насос спускают в скважину одновременно с двигателем, представляющим вместе с насосом единый агрегат. Агрегат спускают в скважину на насосных трубах и насосные штанги в этой установке отсутствуют. Насосы, применяемые для этого вида эксплуатации скважин, называются бесштанговыми погружными насосами.

Бесштанговые погружные насосы в свою очередь делятся на центробежные электронасосы и гидравлические поршневые насосы.

Техника эксплуатации скважин штанговыми и бесштанговыми насосами различна.

Самым распространенным способом добычи нефти в мировой нефтяной промышленности является откачка нефти из скважин при помощи штанговых глубинных насосов.

Штанговыми глубинными насосами в настоящее время добывается нефть с глубин до 3000 м. насосный способ позволяет экономически выгодно эксплуатировать скважины с дебитом ниже 1 т и может обеспечить отбор жидкости из скважины до 500 т/сутки.

Причинами широкого распространения эксплуатации скважин штанговыми глубинными насосами являются: 1) простата конструкции насосной установки; 2) возможность откачки жидкости глубинными насосами из большей части нефтяных скважин, в которых другие способы эксплуатации не приемлемы или экономически невыгодны (это особенно относится к скважинам с малыми дебитами и низкими уровнями жидкости); 3) полная механизация процесса откачки; 4) простота регулирования отбора жидкости из скважин; 5) постоянство режима эксплуатации; 6) простота обслуживания установки; 7) возможность обслуживания группы скважин одним двигателем.

Схема оборудования скважины под эксплуатацию штанговыми глубинными насосами Для приведения и действие глубинного насоса скважина может быть оборудована приводом различных типов. Наибольшее распространение получили приводы балансирного типа. Применяются также безбалансирные установки с механической, гидравлической или пневматической приводной частью. На отечественных промыслах применяют приводы преимущественно с механической приводной частью.

Схема насосной установки балансирного типа показана на рис. Штанговый глубинный насос имеет проходной поршень, приспособленный для работы в нефтяных скважинах на больших глубинах. Он состоит из цилиндра 8, на нижнем конце которого неподвижно укреплен всасывающий шариковый клапан 11, называемый также приемным клапаном. В цилиндре насоса перемещается вверх и вниз скальчатый поршень-плунжер 10, снабженный нагнетательным (выкидным) шариковым клапаном 9, подобным всасывающему клапану. Цилиндр насоса спускают в скважину на насосных трубах 6 на нужную глубину под уровень жидкости, а плунжер 10 — на насосных штангах 7. Плунжер помещен в цилиндре насоса. Верхний конец штанг присоединяют специальной подвеско 1 через сальниковый шток 2 к головке 14 балансира привода, называемого станком-качалкой. По трубам жидкость поднимается на поверхность. Насосные штанги передают плунжеру возвратно-поступательное движение (вверх и вниз) от балансира и шатунно-кривошипного механизма станка-качалки. Для направления жидкости из насосных труб в нефтепровод и предотвращения ее разлива на устье скважины устанавливают тройник 3 с сальником, через который проходит сальниковый шток.

Балансир станка-качалки качается на опоре (оси) 15, укрепленной на стойках. Балансир приводится в качательное движение следующим образом. При вращении шкива электродвигателя (или другого двигателя) 20 при помощи ременной передачи вращается шкив 19 на приводном валу редуктора 17 станка-качалки. Редуктор представляет собой передачу зубчатых колес, помещенных в металлической коробке, заполненной маслом. Вращение приводного вала редуктора станки-качалки передается через зубчатые колеса кривошипному валу. На концах кривошипного вала насажены кривошипы 18, с которыми шарнирно соединен шатуны 16. Другой конец каждого шатуна также шарнирно соединен с балансиром. При вращении кривошипов балансир приводится шатунами в качательное движение. Вместе с балансиром совершает движение вверх и вниз также и колонна насосных штанг с укрепленным на ее конце плунжером. При ходе штанг и, следовательно, плунжера вверх (рис. 90, б) вследствие давления жидкости на всасывающий клапан 11 снизу и образования вакуума в цилиндре шарик поднимается с седла и жидкость, проходя через клапан 11 в цилиндр, заполняет его. В это время верхний нагнетательный клапан 9 закрыт давлением на него столба жидкости, находящейся в насосных трубах. При движении штанг и плунжера вниз нижний всасывающий клапан 11 закрывается под давлением жидкости под плунжером, которое больше давления, действующего на клапан снизу, а верхний клапан 9 в это время открывается и жидкость, находящаяся в цилиндре, выдавливается плунжером и идет в вверх через полый плунжер в пространство над плунжером, т. е. в подъемные трубы.

При последующих ходах плунжера уровень жидкости в подъемных трубах будет постепенно повышаться, пока не дойдет до устья скважины, и затем через тройник 3 начнет поступать в выкидную линию.

Сальник в тройнике предотвращают утечки и просачивание жидкости и газа, находящихся под давлением, вдоль штока.

Насосные трубы при помощи навинченного на них фланца 4 (планшайбы) подвешены на фланше обсадной колонны. К планшайбе присоединен тройник 3 для направления жидкости в выкидную линию. Из выкидной линии нефть поступает по трубопроводу в сборную установку, где предварительно отстаивается и отделяется от воды, и затем направляется в сборные промысловые резервуары.

К нижнему концу насосов подвешивают специальные защитные приспособления — газо-песчаные якори 12 и 13, предназначенные для частичного отделения от жидкости песка и газа, попадающих в насосы и вредно влияющих на их работу.

Таким образом, насосная установка оснащена наземным и подземным оборудованием.

К наземному оборудованию относятся оборудование устья, скважины и станок-качалка, а к подземному насосные трубы, глубинный насос, насосные штанги и защитные приспособления, устанавливаемые на приеме глубинного насоса.