Устройство и основные узлы ШСНУ

Штанговые скважинные насосные установки (ШСНУ) предназначены для подъема пластовой жидкости из скважины на дневную поверхность.

Установка состоит из:

· привода

· устьевого оборудования

· насосных штанг

· глубинного насоса

· вспомогательного подземного оборудования

· насосно-компрессорных труб

Привод предназначен для преобразования энергии двигателя в возвратно-поступательное движение колонны насосных штанг.

В большинстве ШСНУ (рис. 3.1) в качестве привода применяют балансирные станки-качалки. Балансирный станок-качалка состоит из рамы 2, установленной на массивном фундаменте 1. На раме смонтированы: стойка 9, на которой с помощью шарнира укреплен балансир 10, имеющий на одном конце головку 12 на другом - шарнир, соединяющий его с шатуном 7. Шатун соединен с кривошипом 5, укрепленном на выходном валу редуктора. Входной вал редуктора посредством клиноременной передачи соединен с электродвигателем 3. Головка балансира соединена с колонной штанг с помощью канатной подвески 13.

Рис. 3.1. Штанговая скважинная насосная установка: 1 -- фундамент; 2 - рама; 3 -- электродвигатель; 4 - цилиндр; 5 - кривошип; 6 -- груз; 7 - шатун; 8 - груз; 9 - стойка; 10 - балансир; 11 - механизм фиксации головки балансира; 12 - головка балансира; 13 - канатная подвеска; 14 - полированная штанга; 15 - оборудование устья скважины; 16 - обсадная колонна; 17 - насосно-компрессорные трубы; 18 - колонна штанг; 19 - глубинный насос; 20 - газовый якорь; 21 - уплотнение полированной штанги; 22 - муфта трубная; 23 - муфта штанговая; 24 - цилиндр глубинного насоса; 25 - плунжер насоса; 26 - нагнетательный клапан; 27 - всасывающий клапан

Устьевое оборудование I предназначено для герметизации полированного штока 14 с помощью сальника 21, направления потока жидкости потребителю, подвешивания насосно-компрессорных труб, замера затрубного давления и проведения исследовательских работ в скважине.

Колонна насосных штанг II соединяет канатную подвеску насоса с плунжером глубинного насоса. Колонна собирается из отдельных штанг 18. Штанги имеют длину по 8...10 м, диаметр 16...25 мм и соединяются друг с другом посредством муфт 23. Первая, верхняя штанга 14 имеет поверхность, обработанную по высокому классу чистоты, и называется полированной, иногда сальниковой штангой.

Колонна насосно-компрессорных труб II служит для подъема пластовой жидкости на поверхность и соединяет устьевую арматуру с цилиндром глубинного насоса. Она составлена из труб 17 длиной по 8...12 м, диаметром 38...100 мм, соединенных трубными муфтами 22. В верхней части колонны установлен устьевой сальник, герметизирующий насосно-компрессорные трубы. Через сальник пропущена полированная штанга. Оборудование устья скважины имеет отвод, по которому откачиваемая жидкостъ направляется в промысловую сеть.

Глубинный штанговый насос III представляет собой насос одинарного действия. Он состоит из цилиндра 24, прикрепленного к колонне насосно-компрессорных труб, плунжера 25 соединенного с колонной штанг. Нагнетательный клапан 26 установлен на плунжере, а всасывающий 27 - в нижней части цилиндра.

Ниже насоса при необходимости устанавливается газовый IV или песочный якорь. В них газ и песок отделяются от пластовой жидкости. Газ направляется в затрубное пространство между насосно-компрессорной 17 и обсадной 16 колоннами, а песок осаждается в корпусе якоря.

При работе ШСНУ энергия от электродвигателя передается через редуктор к кривошипно-шатунному механизму, преобразующему вращательное движение выходного вала редуктора через балансир в возвратно-поступательное движение колонны штанг. Связанный с колонной плунжер также совершает возвратно-поступательное движение. При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан закрыт давлением жидкости, находящейся над плунжером, и столб жидкости в колонне насосно-компрессорных труб движется вверх -- происходит откачивание жидкости. В это время впускной (всасывающий) клапан открывается, и жидкость заполняет объем цилиндра насоса под плунжером.

При ходе плунжера вниз всасывающий клапан под действием давления столба откачиваемой жидкости закрывается, нагнетательный клапан открывается и жидкость перетекает в надплунжерное пространство цилиндра.

Откачиваемая жидкость отводится из колонны через боковой отвод устьевого сальника и направляется в промысловую сеть.

Арматура устьевая АУШ-65/50г14 предназначена для герметизации устья скважин, эксплуатируемых штанговыми скважинными насосами.

Она состоит (рис. 3.2) из устьевого патрубка с отборником проб 6, угловых вентилей 5, 8, 9 и перепускного клапана 10.

Рис. 3.2. Устьевая арматура типа АУШ: 1 - отверстие для проведения исследовательских работ; 2 - сальниковое устройство; 3 - трубная подвеска; 4 - устьевой патрубок; 5, 8, 9 -- угловые вентили; 6 - отборник проб; 7 - быстросборная муфта; 10 - перепускной клапан; 11 - уплотнительное кольцо

Устьевой патрубок 4 имеет два отвода с угловыми вентилями 8 и 9. Угловой вентиль 9 и его отвод предназначен д ля регулировани

я давления в затрубном пространстве и проведения различных технологических операций, связанных с ремонтом и профилактикой скважины.

Угловые вентили 5 и 8 перекрыва ют потоки нефти. К угловому вентилю 8 крепится быстросборная муфта 7, позволяющая быстро отсоединить выкид

ную линию и освободить пространство у скважины для проведения работ при ремонте и исследовании скважины.

Трубная подвеска 3, имеющая два уплотнительных кольца 11, является основным несущим звеном насосно-компрессорных труб с глубинны

м насосом на нижнем конце и сальниковым устройством 2 наверху. Отличительная особенность сальника - наличие пространственного шарнира между головкой сальника (содержащей уплотнительную набивку) и тройником. Шарнирное соединение, обеспечивая самоустановку головки сальника при несоосности сальникового штока с осью ствола скважины, исключает односторонний износ набивки, увеличивает срок службы сальника, одновременно облегчает смену набивки.

 

 

ВАРИАНТ 7

3.14. Регулирование разработки залежей нефти

В процессе разработки нефтяного пласта условия непрерывно меняются. По мере выработки запасов нефти под воздействием наступающей воды или газа чисто нефтяная площадь сокращается. В добываемой продукции все большую часть начинает занимать

вода, что приводит к снижению добычи нефти. Сильно снижаются дебиты скважин и общая добыча нефти при прорывах газа из газовой шапки в добывающие скважины. Под регулированием разработки нефтяных месторождений понимают целенаправленное поддержание и изменение условий эксплуатации залежей в рамках ранее принятых технологических решений с целью достижения возможно высоких технологических (коэффициенты нефтеотдачи, темпы отбора нефти) и экономических показателей разработки. Для того чтобы поддержать добычу нефти, сильно обводнившиеся и загазовавшиеся скважины выключают из эксплуатации и взамен их, если имеется такая возможность, вводят в эксплуатацию новые ряды скважин или уплотняют сетку существующих скважин (обычно в пределах чисто нефтяной части площади). В целях увеличения отбора жидкости, а вместе с этим и добычи нефти форсируют также дебиты скважин с одновременным увеличением объемов закачиваемой в пласт воды. Главнейшей же задачей регулирования разработки нефтяных пластов является обеспечение условий и проведение мероприятий, способствующих максимальному извлечению нефти из недр. Этого можно достигнуть, если весь объем нефтенасыщенной части пласта будет охвачен процессом вытеснения, т.е. при коэффициенте охвата, приближающемся к 100 %, и при максимальном в данных геологических и экономических условиях коэффициента вытеснения. Регулирование процесса разработки складывается из трех основных элементов: 1) обоснования системы размещения скважин, обеспечивающей наиболее полный охват процессом вытеснения нефти, т.е. полноценную выработку запасов; в процессе разработки условия меняются, а в соответствии с этим должна изменяться и система размещения скважин; 2) регулирования отборов жидкости и закачки воды по скважинам, с помощью которого достигается максимальный коэффициент вытеснения нефти; 3) контроля за правильностью разработки. Основной задачей регулирования разработки является обеспечение равномерного продвижения контуров нефтеносности (парал

 

лельно их первоначальному положению) за счет бурения новых скважин, переноса фронта нагнетания воды, организации очагового и избирательного заводнения, изменения отборов жидкости и закачки воды в отдельные скважины или группы скважин, обработки прискважинных зон продуктивных пластов (ОЗП) и других мероприятий с целью обеспечения наиболее полной выработки запасов нефти по площади и разрезу залежи.

 

5.1. Основные группы

В результате эксплуатации нефтяных скважин на поверхность извлекаются не все запасы нефти, а только их часть. При разработке нефтяных месторождений конечный коэффициент нефтеотдачи в карбонатных коллекторах достигает 0,4–0,5, а в терригенных коллекторах – 0,4–0,8. Указанные значения достигаются при максимально благоприятных условиях (небольшая вязкость нефти, хорошая проницаемость и однородность пластов, организация системы заводнения, плотная сетка скважин и т.п.). Увеличение нефтеотдачи хотя бы на 0,1 д.ед. (10 %) может привести к значительным приростам добычи нефти и улучшению экономических показателей. Особенно это может сказаться на разрабатываемых месторождениях, где существует система сбора и подготовки нефти, система ППД, дороги, линии электропередач, система связи и т.д. Одним из способов увеличения коэффициента нефтеотдачи является применение методов увеличения нефтеотдачи (МУН). Опыт внедрения МУН показывает, что их эффективность в значительной степени зависит от правильного выбора метода для конкретных условий месторождения. Выделяют три основных группы факторов: – геолого-физические (вязкость нефти и минерализация пластовой воды, проницаемость и глубина залегания пласта, его толщина, однородность, текущая нефтенасыщенность, пластовое давление, величина водонефтяной зоны и т.п.); – технологические (закачиваемый агент, его концентрация, величина оторочки, количество добывающих и нагнетательных скважин, их взаимное расположение, расстояние между скважинами, плотность сетки скважин, система разработки и т.п.);

 

– технические (обеспечение техникой, оборудованием, их качество, наличие и расположение источников сырья (агента), состояние фонда скважин, климатические условия и т.д.). На основании лабораторных исследований, опытно-промышленных и промышленных испытаний разработаны определенные критерии методов увеличения нефтеотдачи (МУН). Классически они разделены на четыре большие группы [1, 5, 21]: – физико-химические (закачка водных растворов поверхностно-активных веществ (ПАВ), загустителей полиакриламида (ПАА), щелочей, кислот и др. агентов); – методы смешивающегося вытеснения (закачка в пласт двуокиси углерода (СО2) или карбонизированной воды, углеводородного или дымовых газов, водогазовой смеси, применение мицеллярных растворов и др.); – тепловые методы (закачка горячей воды, закачка пара, влажное внутрипластовое горение); – гидродинамические методы (гидравлический разрыв пласта (ГРП), нестационарное (циклическое) заводнение и отбор жидкости с изменением направлений фильтрационных потоков (ИНФП), повышение давления нагнетания, перенос фронта нагнетания, очаговое и избирательное размещение нагнетательных скважин, форсированный отбор жидкости и др.

Насосная штанга предназначена для передачи возвратнопоступательного движения от станка-качалки к плунжеру насоса. Штанга представляет собой стержень круглого сечения с утолщенными головками на концах. Выпускаются штанги из легированных сталей диаметром (по телу) 16, 19, 22, 25 мм и длиной 8 м – для нормальных условий эксплуатации. Для регулирования длины колонн штанг с целью нормальной посадки плунжера в цилиндр насоса имеются также укороченные штанги (футовки) длиной 1; 1,2; 1,5; 2 и 3 м. Штанги соединяются муфтами. Имеются также трубчатые (наружный диаметр 42 мм, толщина 3,5 мм). Начали выпускать насосные штанги из стеклопластика (АО «Очерский машинострои

 

тельный завод»), отличающиеся большей коррозионной стойкостью и позволяющие снизить энергопотребление до 20 %. Применяются непрерывные штанги «Кород» (непрерывные на барабанах, сечение полуэллипсное). Особая штанга – устьевой шток, соединяющий колонну штанг с канатной подвеской. Поверхность его полирована (полированный шток). Он изготавливается без головок, а на концах имеет стандартную резьбу. Устьевое оборудование насосных скважин предназначено для герметизации затрубного пространства, внутренней полости НКТ, отвода продукции скважин и подвешивания колонны НКТ. Устьевое оборудование типа ОУ включает устьевой сальник, тройник, крестовину, запорные краны и обратные клапаны. Устьевой сальник герметизирует выход устьевого штока с помощью сальниковой головки и обеспечивает отвод продукции через тройник. Тройник ввинчивается в муфту НКТ. Наличие шарового соединения обеспечивает самоустановку головки сальника при несоосности сальникового штока с осью НКТ, исключает односторонний износ уплотнительной набивки и облегчает смену набивки. Колонна НКТ подвешена на конусе в крестовине и расположена эксцентрично относительно оси скважины, что позволяет проводить спуск приборов в затрубное пространство через специальный устьевой патрубок с задвижкой. Виды профессиональной деятельности.

Эксплуатационная деятельность:

· эксплуатация и контроль за состоянием объектов нефтегазового производства, инженерный мониторинг;

· контроль за соблюдением технологической дис­циплины и правильной эксплуатации технологического оборудования;

· соблюдение требований и методов использования оборудования, правил, действующих норм и условий его работы;

· установление причин неисправностей при работе технологического оборудования, технологии производства, принятие мер по их устранению;

· использование передовых методов ремонта и ре­новация технологического оборудования.

Организационно-управленческая деятельность:

· организация работы коллектива исполнителей, принятие управленческих решений в условиях различных мнений;

· нахождение компромисса между различными тре­бованиями (стоимости, качества, безопасности и сроков ис­полнения) как при долгосрочном, так и при краткосрочном планировании и определении оптимальных решений;

· оценка производственных и непроизводственных затрат на обеспечение качества продукции;

· осуществление технического контроля и управле­ния качеством нефтегазовой продукции.

Научно-исследовательская деятельность:

· фундаментальные и прикладные исследования в области нефтегазового дела;

· создание новых технологий, технических средств;

· выполнение опытно-конструкторских разработок;

· анализ состояния и динамики объектов деятель­ности с использованием необходимых методов и средств.

Проектно-конструкторская деятельность:

· формирование целей проекта (программы), ре­шение задач, критериев и показателей достижения целей, построение структуры и взаимосвязей, выявление приоритетов решения задач с учетом нравственных аспектов деятельности;

· разработка обобщенных вариантов решения про­блемы, анализ этих вариантов, прогнозирование последствий, нахождение компромиссных решений в условиях многокритериальности, неопределенности, планирование реализации проекта;

· использование информационных технологий при разработке проектов нефтегазовых объектов и производств;

· разработка проектов технических условий, стан­дартов и технических описаний.

Инженер по специальности «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» будет знать:

· свойства исходного сырья, материалов и реагентов, влияние их свойств на ресурсосбережение и надежность технологических процессов;

· способы осуществления основных технологических процессов;

· прогрессивные методы эксплуатации технологического оборудования; основы разработки малоотходных, энергосберегающих экологически чистых технологий;

· методы проектирования технологических процессов, обеспечивающих получение эффективных решений при строительстве или реконструкции предприятий отрасли;

· передовые методы ремонта технологического оборудования и средств автоматизации технологических процессов;

· экономико-математические методы при выполнении экономических расчетов в процессе управления;

· методы организации производства и эффективной работы трудового коллектива на основе современных мето­дов управления.

Инженер по специальности «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» будет владеть:

· методами определения оптимальных и рацио­нальных технологических режимов работы оборудования;

· методами управления проектирования действую­щих технологических процессов обеспечивающих выпуск продукции, отвечающей требованиям стандартов и рынка;

· компьютерными технологиями и методами про­ектирования обеспечивающих получение и эффективных решений при строительстве технологических решений при строительстве скважин, эксплуатации нефтегазовых место­рождений, транспорте углеводородного сырья;

· методами анализа причин возникновения непола­док в производственном процессе и разработки мероприятий по их предупреждению;

· методами разработки технологических и техничес­ких заданий на новое строительство, реконструкцию нефтегазовых объектов, обоснования технологической схемы производства и охраны труда, обеспечения экологической чистоты производства;

· принципами выбора наиболее рациональных способов защиты порядка действия коллектива предприятия (цеха, отдела, лаборатории) в чрезвычайных ситуациях.

Возможности продолжения образования выпускника.

Инженер по специальности «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», освоивший основную образовательную программу высшего профессионального образования подготовлен к обучению в аспирантуре по направлениям: 250017 — Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений; 051318 — Математическое моделирование,

численные методы и комплекс программ.