Отчёт по практике в "Славнефть"

По принципу действия диафрагменный насос сравним  с поршневым насосом – рабочий  процесс осуществляется путем всасывания и нагнетания перекачиваемой жидкости.

Погружные диафрагменные  насосы классифицируют по ряду признаков:

по способу приведения диафрагмы в возвратно-поступательное движение на: с механическим приводом, с гидравлическим приводом; по конструкции  диафрагмы: с плоской диафрагмой, с цилиндрической диафрагмой, с диафрагмой в виде сильфона; по виду энергии, подводимой к насосу с поверхности: с электроприводом, с гидроприводом. 

 7.3. Гидропоршневые насосные установки для добычи нефти, краткая классификация, принцип действия, преимущества и недостатки, область применения.

Способ передачи энергии  от первичного наземного двигателя  к скважинному насосу, откачивающему  пластовую жидкость, оказывает решающее влияние, как на основные показатели установки, так и на ее конструкцию  и компоновку. Одним из основных наиболее широко распространенных недостатков штанговых скважинных насосных установок (ШСНУ) является использование для привода скважинного насоса колонны штанг — элемента с относительно низкой прочностью, малой жесткостью, малой износо-и коррозионной стойкостью и со значительным собственным весом. Эти недостатки не позволяют эксплуатировать ШСНУ в глубоких, искривленных скважинах. Гидроприводные насосные агрегаты (ГПНА) лишены этих недостатков, поскольку передача энергии осуществляется потоком жидкости под давлением.

Действие установок  гидропоршневых насосов (УГПН), предназначенных  для добычи жидкости из нефтяных скважин, основано на преобразовании энергии  рабочей жидкости в возвратно-поступательное движение исполнительного механизма. Исполнительный механизм в виде поршневого насоса двойного или дифференциального действия расположен непосредственно в скважине, а силовое оборудование, сообщающее потенциальную и кинетическую энергию рабочей жидкости, — на земной поверхности. Передача гидравлической энергии осуществляется, как правило, по внутреннему каналу труб.

Гидропоршневые насосы обладают всеми достоинствами гидропривода, а также многими преимуществами по сравнению с другими установками  для механизированной добычи. Их применение не требует механических энергопередающих связей (штанг, канатов, кабелей и т.п.); позволяет эксплуатировать скважины любой кривизны, регулировать величину отбора жидкости и создавать общий гидропривод для нескольких скважин. Кроме того, при этом можно использовать насос свободно-сбрасываемого типа; транспортировать глубинные приборы совместно с гидропоршневым насосом потоком жидкости; применять химические реагенты для первичной обработки добытой жидкости. Возможно исключение работы по глушению скважины при смене насоса.

Гидропоршневые насосные установки классифицируются:

— по типу принципиальной схемы циркуляции рабочей жидкости — открытая или закрытая;

— по принципу действия скважинного насоса — одинарного, двойного действия или дифференциальный;

— по принципу работы гидродвигателя — дифференциального или двойного действия;

— по способу спуска погружного агрегата — спускаемые на колонне  НКТ — фиксированные или свободные  — сбрасываемые в скважину.         

Для работы в нефтедобывающих  скважинах применяют глубинные поршневые насосы с поршневым гидравлическим двигателем с золотниковым распределением. Рассмотрим конструкции скважинного и поверхностного оборудования.

Структурная схема ГПНА показана на рис.

                           

Рис. Структурная схема  ГПНА:

1 — передача энергии с помощью механизмов;

2— передача энергии жидкостью — по числу ГПНА, обслуживаемых одной наземной установкой — индивидуальные или групповые.

 

Применение так называемых сбрасываемых глубинных гидропоршневых агрегатов позволяет коренным образом изменить спуско-подъемные работы при смене глубинного агрегата, значительно облегчив их. Сбрасываемый глубинный агрегат спускается во внутреннюю полость НКТ, заполненных жидкостью, и проталкивается рабочей жидкостью, закачиваемой с поверхности. В нижней части колонны НКТ установлено седло, в которое агрегат запрессовывается потоком рабочей жидкости. В скважину можно спустить два ряда НКТ. Можно спустить в скважину один ряд НКТ, в этом случае НКТ герметизируются установленным в скважине пакером. Таким образом, образуется канал для подачи рабочей жидкости (НКТ) и канал (межтрубное пространство) для подъема на поверхность жидкости, откачиваемой насосом из скважины и смешанной с отработанной жидкостью, выходящей из поршневого привода. Для подъема глубинного агрегата на поверхность поток рабочей жидкости направляют в межтрубное пространство, жидкость попадает под сваб глубинного агрегата и выталкивает его до поверхности. Чтобы рабочая жидкость не уходила в полость под пакером, в нем имеется обратный шаровой клапан.

Таким образом, спускоподъемные  работы осуществляются без подъема  труб. В этом случае не нужен подъемник  и бригада подземного ремонта, работа выполняется одним оператором. Время спуска агрегата при установке насоса на глубине 1000 м — около 40 мин, а подъема — 50 — 60 мин.

К недостаткам установок  гидропоршневых насосов относится прежде всего наличие сложного поверхностного оборудования, особенно при необходимости подготовки рабочей жидкости, обслуживание которого довольно трудоемко. Однако большой КПД установки, облегчение спуска-подъема агрегата, приспособленность к работе в усложненных условиях эксплуатации стимулируют его применение.

Современные гидропоршневые насосные установки способны добывать до 400—600 т/сут жидкости. Имеются отдельные ',      конструкции агрегатов для отбора более 1200 т/сут жидкости. Глубина, с которой отбирается жидкость, доходит до 4500 м, но возможен отбор жидкости и с большей глубины.

 

8. Поддержание пластового давления на месторождении

8.1. Системы разработки нефтяных залежей (месторождений) с поддержанием пластового давления.

 Законтурное заводнение. Воздействие на пласт осуществляется через систему нагнетательных скважин, расположенных за внешним контуром нефтеносности. Линия нагнетательных скважин располагается примерно в 300 - 800 м от контура нефтеносности для создания более равномерного воздействия на него, предупреждения образования языков обводнения и локальных прорывов воды в эксплуатационные скважины.

Приконтурное заводнение. Нагнетательные скважины размещаются в непосредственной близости от контура нефтеносности или даже между внешним и внутренним контурами нефтеносности.

Внутриконтурное заводнение. Воздействие на пласт в этом случае осуществляется через систему нагнетательных скважин, расположенных по той или иной схеме внутри контура нефтеносности. Это более интенсивная система воздействия на залежь нефти, позволяющая сократить сроки выработки запасов и быстро наращивать добычу нефти.

Разновидности внутриконтурного заводнения: разрезание залежи линиями нагнетательных скважин на полосы, кольца, создание центрального разрезающего ряда с несколькими поперечными рядами и в сочетании с приконтурным заводнением.

Перечисленные системы заводнения, как правило, применяются на больших оконтуренных месторождениях с установленными границами и достаточно достоверными данными о характеристиках пласта.

Блоковое заводнение целесообразно на больших неоконтуренных месторождениях, когда по данным разведочных скважин очевидна промышленная нефтеносность в районе их расположения. Тогда внутри каждого блока бурят добывающие скважины в виде рядов, число и плотность которых на площади блока определяют гидродинамическими и технико-экономическими расчетами.

Очаговое заводнение используют в сочетании с любой другой системой заводнения для улучшения охвата пласта вытеснением, а также для выработки запасов из отдельных линз или участков пласта (застойных зон), на которые не распространяются влияние закачки от ближайших нагнетательных рядов. Как правило, при очаговом заводнении используют под нагнетание одну из добывающих скважин, расположенную рационально по отношению к окружающим добывающим скважинам и в зоне пласта с повышенной проницаемостью. Однако для очагового заводнения возможно бурение специальной скважины или даже группы скважин для увеличения охвата воздействием большего объема нефтенасыщенной части пласта или его слабопроницаемых зон.

Площадное заводнение - наиболее интенсивная система воздействия на пласт, обеспечивающая самые высокие темпы разработки месторождений. Добывающие и нагнетательные скважины при этой системе располагаются правильными геометрическими блоками в виде пяти-, семи- или девятиточечных сеток, в которых нагнетательные и добывающие скважины чередуются.

 

 

 

 

 

 

 

 

8.2. Технологии в использовании сеноманских вод в системах ППД на месторождениях.

 

Применительно к условиям Западной Сибири разработаны технологические схемы как с наземными, так и подземными КНС,а именно:

Наземными КНС:

а) вода из фонтанирующих водозаборных скважин поступает в блок водоподготовки и далее насосами КНС подается в нагнетательные скважины; перед КНС можно устанавливать погружной подпорный насос, расположенный в скважине-шурфе;

б) вода из водозаборной скважины повышенной производительности погружным насосом подается на КНС и затем в нагнетательные скважины;

Подземными КНС:

а) вода из водозаборной скважины погружным электронасосом с повышенными напором и подачей направляется по разводящим водоводам в нагнетательные скважины (совмещается водозаборная скважина с КНС); могут также совмещаться отдельные нагнетательные скважины с водозаборными или применяться для подпора погружные высоконапорные насосы, установленные в скважинах-шурфах;

б) в водозаборно-нагнетательной скважине осуществляется принудительный внутрискважинный переток (совмещается водозаборно-нагнетательная скважина с подземной КНС).

Результаты  расчетов показали, что применение таких схем по сравнению со схемами использования вод наземных водоисточников обеспечивает снижение себестоимости и удельных капитальных вложений на закачку 1 м³ воды приблизительно на 35 и 10%. Практическая реализация рассмотренных схем на месторождениях Западной Сибири базируется на использовании вод вышезалегающего апт-альб-сеноманского комплекса, распространяющегося в пределах всех основных нефтяных месторождений региона. Дебиты водозаборных скважин при открытом изливе достигают 3—4 тыс. м³/сут при наличии песка до 5 г/дм³. Забои оборудуют противопесочными фильтрами, а на поверхности устанавливают отстойники для улавливания песка.

 

 9. Подземный и капитальный ремонт скважин

9.1.Общие понятия о ремонте скважин

Все работы по вводу скважин  в эксплуатацию связаны со спуском  в них оборудования: НКТ, глубинных  насосов, насосных штанг и т.п.

В процессе эксплуатации скважин фонтанным, компрессорным или насосным способом нарушается их работа, что выражается в постепенном или резком снижении дебита, иногда даже в полном прекращении подачи жидкости. Работы по восстановлению заданного технологического режима эксплуатации скважины связаны с подъемом подземного оборудования для его замены или ремонта, очисткой скважины от песчаной пробки желонкой или промывкой, с ликвидацией обрыва или отвинчивания насосных штанг и другими операциями.

Изменение технологического режима работ скважин вызывает необходимость изменения длины колонны подъемных труб, замены НКТ, спущенных в скважину, трубами другого диаметра, УЭЦН, УШСН, ликвидация обрыва штанг, замена скважинного устьевого оборудования и т.п. Все эти работы относятся к подземному (текущему) ремонту скважин и выполняются специальными бригадами по подземному ремонту.

Более сложные работы, связанные с ликвидацией аварии с обсадной колонной (слом, смятие), с изоляцией появившейся в  скважине воды, переходом на другой продуктивный горизонт, ловлей оборвавшихся труб, кабеля, тартального каната или какого-либо инструмента, относятся к категории капитального ремонта.

Работы по капитальному ремонту скважин выполняют специальные  бригады. Задачей промысловых работников, в том числе и работников подземного ремонта скважин, является сокращение сроков подземного ремонта, максимальное увеличение межремонтного периода работы скважин.

Под межремонтным периодом работы скважин понимается продолжительность  фактической эксплуатации скважин  от ремонта до ремонта, т.е. время  между двумя последовательно проводимыми ремонтами.

Коэффициент эксплуатации скважин - отношение времени фактической  работы скважин к их общему календарному времени за месяц, квартал, год.

Коэффициент эксплуатации всегда меньше 1 и в среднем по нефте- и газодобывающим предприятиям составляет 0,94¸0,98, т.е. от 2 до 6% общего времени приходится на ремонтные работы в скважинах.

Текущий ремонт делает предприятие  по добыче нефти и газа. Организация вахтовая -3-4 чел.: Бурильщик с помощником у устья и машинист на лебедке.

Капитальный ремонт выполняют фирмы капитального ремонта, входящие в НГДУ или подрядные организация.

9.2. Установки и агрегаты для подземного и капитального ремонта и освоения скважин

При подземном ремонте  глубоких скважин применяют эксплуатационные вышки и мачты, стационарные или передвижные, предназначенные для подвески талевой системы, поддержания на весу колонны труб или штанг при ремонтных работах, проводимых на скважине.

Стационарные вышки  и мачты используются крайне нерационально, т.к. ремонтные работы на каждой скважине проводятся всего лишь несколько дней в году, всё остальное время эти сооружения находятся в бездействии. Поэтому целесообразно использовать при подземном ремонте подъемники, несущие собственные мачты. Транспортной базой их служат тракторы и автомобили.

Подъемники  и подъемные агрегаты

Подъемник - механическая лебедка, монтируемая на тракторе, автомашине или отдельной раме. В первом случае привод лебедки осуществляется от тягового двигателя трактора, автомашин, в  остальных от самостоятельного двигателя внутреннего сгорания или электродвигателя.