| НИНГ(филиал)ТюмГНГУ.131000.ЭОПбзс-12-1.ПЗ
|
Добыча нефти на месторождении введется механизированным способом при помощи штанговых насосных установок и погружных электроцентробежных насосных установок. Динамика изменения фонда действующих, нагнетательных и оборудованных ЭЦН скважин приведены в таблице 3.1.1.
Фонд скважин на 1.09.2010 год составляет 455 скважин, эксплуатационный фонд составляет 222 скважины; действующих 134 скважины;128 из которых дающие нефть; 6 скважин находится в простое, в бездействии 87 скважин. Из всего фонда дающего нефть, 88% (112 скважин) оборудованы УЭЦН (отечественных, импортных); 16 скважин оборудованы ШГН. По сравнению с 2004 годом произошло уменьшения фонда скважин оборудованных УЭЦН на 10% (123 скважины в 2004 году); в основном это связанно с отключением и выводом скважин из эксплуатации из-за высокой обводнености продукции и низким дебитом.
За последний год произошло увеличение доли УЭЦН с большой производительностью и соответственно уменьшение доли малопроизводительных насосов. Фонд ЭЦН – 50 снизился на 7%, ЭЦН – 80 вырос на 9%, ЭЦН – 125 вырос на 8%, ЭЦН – 25,30 снизился на 5%. Следует отметить, что увеличился перевод с меньшего типоразмера на больший (оптимизация).
Основные причины изменения состояния фонда УЭЦН по типоразмерам заключаются в: переводе с меньшего типоразмера на больший (оптимизация); выводе из бездействия скважин после проведения ремонтов и внедрения УЭЦН (в основном ЭЦН - 50); а также в переводе с ШГН на ЭЦН (УЭЦН - 30, УЭЦН – 50).
Таблица 3.1.1. Механизированный фонд нефтяных скважин
| 1. Эксплуатационный фонд
|
|
| механизированный
|
|
| из них: УЭЦН
|
|
| ШГН
|
|
| 2. Дающий продукцию
|
|
| механизированный
|
|
| из них: УЭЦН
|
|
| ШГН
|
|
| 3. Бездействующие
|
|
| из них: УЭЦН
|
|
| ШГН
|
|
| ШГН
|
|
Штанговая насосная установки ШНУ (рис. 3.1.1.) 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
| НИНГ(филиал)ТюмГНГУ.131000.ЭОПбзс-12-1.ПЗ
|
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).
В наземное оборудование входит станок-качалка (СК), состоящий из электродвигателя 9, кривошипа 7, шатуна 8, балансира 6, устьевого сальника 5, устьевой обвязки и тройника 4. 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, элеватора) при подземном ремонте.
Балансир 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.
Рисунок 3.1.1. Штанговая насосная установка
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.
| НИНГ(филиал)ТюмГНГУ.131000.ЭОПбзс-12-1.ПЗ
|
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.
Штанговый скважинный насос состоит из длинного (2 - 4 м) цилиндра той или иной конструкции. На нижнем конце цилиндра укреплен неподвижный всасывающий клапан, открывающийся при ходе вверх. Цилиндр подвешивается на трубах. В нем перемещается поршень-плунжер, выполненный в виде длинной (1 - 1,5 м) гладко обработанной трубы, имеющей нагнетательный клапан, также открывающийся вверх. Плунжер подвешивается на штангах. При движении плунжера вверх жидкость через всасывающий клапан под воздействием давления на приеме насоса заполняет внутреннюю полость цилиндра. При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, жидкость под плунжером сжимается и открывает нагнетательный клапан. Таким образом, плунжер с открытым клапаном погружается в жидкость. При очередном ходе вверх нагнетательный клапан под давлением жидкости, находящейся над плунжером, закрывается. Плунжер превращается в поршень и поднимает жидкость на высоту, равную длине хода (0,6 - 6 м). Накапливающаяся над плунжером жидкость достигает устья скважины и через тройник поступает в нефтесборную сеть.
Установки погружных центробежных насосов (рис.3.1.2.), предназначены для откачки из нефтяных скважин, в том числе наклонных, высокодебитных, обводненных, пластовой жидкости, содержащей нефть, воду, газ, механические примеси. Установки имеют два исполнения – обычное и коррозионно-стойкое. УЭЦН состоит из погружного агрегата, оборудования устья, электрооборудования и НКТ.
Погружной агрегат включает в себя электроцентробежный насос, гидрозащиту, электродвигатель, которые соединяются между собой фланцами, шпильками, шлицевыми муфтами. Он спускается в скважину на колонне НКТ, которая подвешивается с помощью устьевого оборудования, устанавливаемого на колонной головке эксплуатационной колонны. Оно обеспечивает герметизацию межтрубного пространства, отвод пластовой жидкости в выкидной трубопровод.
Кабель, обеспечивающий подвод электроэнергии к электродвигателю, крепится к гидрозащите, насосу и насосно-коипресорным трубам металлическими поясами. Насос – погружной центробежный модуль. ЭЦН подает жидкость по НКТ на поверхность. Его погружают под уровень жидкости в зависимости от количества свободного газа на глубину до 250-300 м. А иногда и до 600 м. Насос состоит из входного модуля, модуля – секции, модуля – головки, обратного и спускного клапанов. При содержании газа, в откачиваемой жидкости, свыше 25-55%, к насосу подключают газосепаратор. Его устанавливают между входным модулем и модулем – секцией.
| НИНГ(филиал)ТюмГНГУ.131000.ЭОПбзс-12-1.ПЗ
|
Рисунок 3.1.2. Установка погружного центробежного насоса.
| НИНГ(филиал)ТюмГНГУ.131000.ЭОПбзс-12-1.ПЗ
|
3.2 Сбор, подготовка нефти, газа и воды
Промысловое обустройство требует большого объема капитальных вложений, значительная доля которых приходится на сооружение системы сбора и транспорта продукции скважин. Поэтому совершенствование и упрощение систем сбора и транспорта нефти и газа имеет первостепенное значение как для снижения капитальных затрат и эксплуатационных расходов, так и для сокращения сроков обустройства и, следовательно, для ускорения ввода в действие новых нефтяных месторождений.
Значительное сокращение потерь нефтяного газа, представляющего большую
| НИНГ(филиал)ТюмГНГУ.131000.ЭОПбзс-12-1.ПЗ
|
ценность как высококалорийное топливо и сырье для химической промышленности, является актуальным вопросом.Разделение нефти и газа и соответствующая их обработка на крупных централизованных пунктах более выгодны, чем на разбросанных мелких объектах. Такая централизация позволяет снизить потери легких фракций нефти, улучшить подготовку нефти, осуществить более глубокую переработку газа и обеспечить максимальное извлечение сырья для химической промышленности.
Разработан ряд принципиально новых герметизированных систем нефтегазосбора, в основу которых положен прогрессивный метод совместного транспорта нефти и газа как в двухфазном, так и однофазном состояниях (транспорт газонасыщенной нефти) на большие расстояния, измеряемые десятками километров, под давлением, достигающим 70*105н/м2 (Па). Это позволило значительно улучшить технико-экономические показатели нефтепромыслового хозяйства в целом.
На рисунке 3.2.1 представлены основные элементы системы сбора, транспортировки и подготовки скважинной продукции.
Элемент 1. Участок от устья добывающих скважин до групповых замерных установок (ГЗУ), здесь продукция скважин в виде трехфазной смеси (нефть, газ, вода) по отдельным трубопроводам перекачивается до узла первичного замера и учета продукции.
Элемент 2. Включает участок от ГЗУ до дожимных насосных станций (ДНС), где продукция скважин разделяется на жидкую и газовую фазы (первая ступень сепарации). На данном участке возможно образование достаточно высокодисперсной водогазонефтяной эмульсии, стойкость которой будет зависеть от физико-химических характеристик конкретной нефти и воды.
Элемент 3. ДНС—газосборная сеть (ГСС). В этом элементе нефтяной газ из булитов (емкостей), являющихся первой ступенью сепарации, отбирается в газосборную сеть под давлением узла сепарации.
Элемент 4. ДНС — УКПН. Данный элемент включает участок от ДНС до установки комплексной подготовки нефти (УКПН). В некоторых нефтяных регионах такой узел называют «центральный пункт сбора продукции (ЦПС)».
Элемент 5. ДНС — установка предварительного сброса воды (УПСВ). Часто данный элемент бывает совмещенным с одновременнымотделением газа первой ступени сепарации; затем вода проходит доочистку до нужного качества.
Элемент 6. УПСВ – КНС. Отделившаяся вода необходимого качества и количества из емкостей УПСВ (отстойные аппараты) силовыми насосами подается на кустовую насосную станцию (КНС) для нагнетания в пласт.
Элемент 7. УКПН – установка подготовки воды. Этот элемент также является совмещенным, т.к.одна из ступеней используется для отделения и очистки водной фазы, а вторая – для разделения и разрушения эмульсии промежуточного слоя, которая накапливается в резервуарах товарного парка.
Элемент 8. Установка подготовки воды – КНС. Вся водная фаза (как сточная вода) с узла подготовки воды по отдельному трубопроводу транспортируется в этом элементе до кустовой насосной станции.
Элемент 9. КНС – нагнетательная скважина (пласт). На этом участке очищенная от мехпримесей и нефтепродуктов сточная вода силовыми насосами КНС закачивается в нагнетательную скважину и далее в пласт.
На основании обобщения передового опыта эксплуатации и научных исследований в отрасли разработаны унифицированные технологические схемы по сбору и подготовке нефти, газа и воды.
Рисунок - 3.2.1 - Основные элементы системы сбора, транспортировки и подготовки скважинной продукции.
| НИНГ(филиал)ТюмГНГУ.131000.ЭОПбзс-12-1.ПЗ
|
