Основные данные по тектонике, стратиграфии месторождения

Основные данные по тектонике, стратиграфии месторождения

На одном и том же месторождении встречаются залежи самых различных типов: пластовые сводовые залежи, массивные залежи, литологические залежи и др.
Классификация месторождений нефти и газа должно, прежде всего, характеризоваться геологическим строением участка земной коры, к которому они приурочены, и типами ловушек с залежами. Часто приводят такие сведения, как структурное положение данного участка с месторождением по отношению к более крупному тектоническому элементу земной коры I, II порядков; соотношение структурных планов, т.е. имеется ли несоответствие между структурными планами различных этажей; количество залежей; запасы нефти; глубина залегания продуктивных пластов; зональность в вертикальном разрезе залежей; проницаемость; пористость; дебиты нефти и газа и другие данные. Большинство предложенных классификаций месторождений нефти и газа проведено по тектоническому принципу.
Известный геолог-нефтяник А.А.Бакиров выделяет следующие типы месторождений: месторождения структурного типа; месторождения рифогенного типа; месторождения литологического типа; месторождения стратиграфического типа; месторождения литолого-стратиграфического типа.
Эта классификация основана на генетических принципах и отражает особенности формирования ловушек.

 

Профили залежи

Нефтегазовая залежь — естественное единичное скопление нефти или газа в ловушке, образованной пластом-коллектором и покрышкой, контролируемое единым водонефтяным контактом. Граница между смежными залежами в одном пласте проводится по изменению положения водонефтяного контакта.

Нефтяная залежь обычно подстилается водой: законтурной (за внешним контуром нефтегазоносности) или подошвенной (находящейся под залежью нефти); реже бывает ограничена со всех сторон непроницаемыми породами и не имеет контакта с водой (песчаная линза). Основные параметры нефтяной залежи: площадь, эффективная мощность, пористость, проницаемость и нефтенасыщенность коллектора, пластовая температура, давление, высотное положение водонефтяного контакта.

По запасам нефтяные залежи подразделяют на: уникальные (свыше 300 млн. т), гигантские (от 100 до 300 млн. т), крупные (от 30 до 100 млн. т), средние (от 10 до 30 млн. т), мелкие (до 10 млн. т) и непромышленные. Кроме того, нефтяные залежи характеризуют по строению коллектора в ловушке (пластовые, массивные); по типу коллектора (поровый, трещинный, кавернозный, смешанный); по типу экрана в ловушке (сводовые, литологически, стратиграфически, тектонически, гидродинамически экранированные и др.); по качеству нефти, плотности, вязкости, структурно-групповому её составу; количеству и составу растворимого в ней газа и других компонентов.

Режимы работ нефтяных залежей при эксплуатации определяются характером проявления движущих сил, обусловливающих приток нефти к эксплуатирующимся скважинам; зависят от геологического строения и физико-химического свойств пласта и нефти, а также от искусственно создаваемых условий разработки. Совокупность залежей, приуроченных к общему участку земной поверхности и подчинённых единой тектонической структуре, образует нефтяное месторождение.

Залежи подразделяют на:

- нефтяные;

- газовые;

- газонефтяные;

- газоконденсатные.

Поверхность, разделяющая нефть, газ и воду, называется подошвой нефтегазовой залежи или поверхностью водонефтяного раздела. Линию пересечения этой поверхностя с кровлей пласта называют внешним контуром нефтеносности. Линию пересечения поверхности водонефтяного раздела с подошвой пласта называют внутренним контуром нефтеносности. Высотой залежи называется расстояние по вертикали от подошвы залежи до ее наивысшей точки, высотой нефтяной части нефтегазовой залежи – расстояние от подошвы до газонефтяного раздела. Длина залежи определяется расстоянием между крайними точками, образующимися при пересечении большой оси залежи с внешним контуром нефтеносности. Ширина залежи - это расстояние между крайними точками, образующимися при пересечении малой оси залежи с контуром нефтеносности.

Часто нефтяная залежь занимает лишь часть коллектора и поэтому в зависимости от характера пористости и степени цементации породы (гетерогенности залежи) обнаруживается различная степень насыщенности нефтью отдельных её участков в пределах самой залежи. Иногда этой причиной обусловливается наличие непродуктивных участков залежи. Обычно нефть в залежи сопровождается водой, которая ограничивает залежь вниз по падению слоёв либо по всей её подошве. Кроме того, в каждой залежи нефти вместе с ней находится т. н. плёночная, или остаточная вода, обволакивающая частицы пород (песков) и стенки пор. В случае выклинивания пород коллектора или обрезания его сбросами, надвигами и т п. дизъюнктивными нарушениями залежь может либо целиком, либо частично ограничиваться слабопроницаемыми породами. В верхних частях нефтяной залежи иногда сосредоточивается газ (т. н. «газовая шапка»).

Весьма продолжительное время (со 2-й половины XIX в.) геологи полагали, что нефтяные залежи приурочиваются почти исключительно к антиклинальным складкам, и только в 1911 И. М. Губкиным был открыт в Майкопском районе новый тип залежи, приуроченной к аллювиальным пескам и получившей название «рукавообразной». Спустя более 10 лет подобные залежи были обнаружены в США. Дальнейшее развитие разведочных работ в СССР и в США завершилось открытием залежей, связанных с соляными куполами, приподнимающими, а иногда и протыкающими осадочные толщи. Изучение нефтяных месторождений показало, что образование нефтяных залежей обусловлено различными структурными формами изгибов пластов, стратиграфическими соотношениями свит и литологическими особенностями пород. Предложено несколько классификаций месторождений и залежей нефти как в России, так и за рубежом.

Нефтяные месторождения различаются друг от друга по типу структурных форм и условиям их образования. Залежи нефти и газа различаются друг от друга по формам ловушек-коллекторов и по условиям образования в них скоплений нефти. Существует три группы залежей нефти и газа:

- пластовые залежи (сводовые и экранированные);

- массивные залежи;

- литологически ограниченные залежи.

 

 

 

Различного типа залежи нефти в гидравлически незамкнутых (1—3) и замкнутых (4—6) ловушках: 1 — пластовые сводовые нефтяные и газонефтяные залежи; 2 — массивная сводовая газонефтяная залежь; 3 — нефтяная залежь в выступе палеорельефа, первичного (напр., рифа) или вторичного (эрозионного); 4 — нефтяная залежь, экранированная стратиграфическим несогласием; 5 — нефтяная залежь в ловушке первичного (фациального, литологического) выклинивания коллектора; 6 — тектонически экранированная залежь нефти; а — нефть; б — газ; в — вода.

Согласно классификации, с которой связаны залежи нефти и газа, выделяют четыре основных класса локальных скоплений нефти и газа по А. А. Бакирову:

- структурные

- рифогенные или литологические

- стратиграфические

К классу структурных залежей относятся залежи, приуроченные к различным видам локальных тектонических структур. Это сводовые, тектонические экранированные и приконтактные залежи нефти и газа.

В классе литологических залежей выделяют две группы залежей: литологически -экранированных и литологически - ограниченных.

Литологически – экранированные залежи располагаются в участках выклинивания пласта – коллектора. Залежи литологически – ограниченные приурочены к песчаным образованиям русел палеорек (шнурковые или рукавообразные), к прибрежным песчаным валоподобным образованиям или к гнездообразно залегающим породам коллекторам, окруженным со всех сторон слабопроницаемыми породами.

Формирование стратиграфических залежей происходило в коллекторах, срезанных эрозией и стратиграфически несогласно перекрытых непроницаемыми слоями более молодого возраста Залежи стратиграфического класса могут быть обнаружены в антиклиналях, куполовидных и моноклинальных структурах.

 

 

Структурные карты

Для того чтобы показать на карте протяжение всех слоев, изогнутых в складки под современными отложениями, геолог должен уметь производить графические построения, именующиеся горно-геометрическими. Этими построениями соединяются границы толщ и слоев, выделенных в разрезах, изученных по естественным обнажениям. Проверка проведенных на карте границ может производиться при помощи мелких горных выработок — закопушек, расчисток, канав и шурфов, а при более мощном слое современных отложений — бурением.
В процессе составления геологических карт геологи изучают все закономерности, которые открывает сама природа, и проникают при помощи различных геофизических приборов и бурения в недра земли. Геологическая карта ныне дополняется целой серией карт, характеризующих строение недр по самым разнообразным признакам. Изучается рельеф и его закономерные соотношения с составом и формами изгибов пород, приближенных к поверхности. Производится изучение растительного покрова, характера почв, состава современных отложений и геохимические исследования всех водо-нефте-газопроявлений. Геологические карты сопровождаются структурными, которые изображают форму изгибов слоев, характеризующих условия залегания полезных ископаемых.
Особое значение в геологических исследованиях в поисках нефти и газа приобрело бурение скважин, применяющихся не только для поисков и эксплуатации залежей нефти и газа, но и для решения многих предварительных геологических задач.
Для изучения формы рельефа земной поверхности употребляются топографические карты. Эти карты служат основами для геологических, структурных и других карт, составляемых в процессе геологических исследований. На топографических картах рельеф поверхности земли изображается при помощи горизонталей. Горизонталями Называются линии, которыми на топографической карте соединяются точки рельефа, обладающие равной высотой. Горизонтали дают отчетливое изображение форм земной поверхности.
Перед геологом стоит более трудная задача — создать структурную карту, то есть изображение поверхности пласта, невидимой глазом, залегающей на некоторой глубине. Эти карты, так же как и топографические, дают представление о форме изгиба пласта при помощи горизонталей.
Структурные карты - карты, отображающие какую-либо опорную геологическую поверхность (кровля или подошва стратиграфических подразделений, маркирующие слои и горизонты, поверхности несогласий, разрывных разрушений, залежей полезных ископаемых, водоносных горизонтов и т.п.), скрытую на глубине. При построении карт используются данные, полученные при геологической съёмке, бурении скважин, проведении горных выработок или при геофизических исследованиях, по которым устанавливаются высотные отметки опорной поверхности в разных точках площади исследования. Изображение формы и глубины залегания даётся с помощью стратоизогипс, методика построения которых аналогична изогипсам с учётом всех данных геологического строения территории. Масштабы зависят от назначения карт: мелкомасштабные карты (1:1 000 000) применяются обычно для изображения поверхности фундамента платформ; крупномасштабные (1:50 000, 1:10 000 и крупнее) — для определения форм залегания и проектирования разведки и подсчёта запасов полезных ископаемых.
Построение структурных карт напоминает построение топографических карт, принцип его тот же, только высотные отметки для структурных карт получают не непосредственным измерением высот на поверхности земли, а при помощи буровых скважин и путем расчета.
Для построения структурной карты нужно знать глубины залегания пласта от уровня моря. Если пласт выходит на дневную поверхность, то высотные отметки можно замерить непосредственно по его обнажениям. Если же пласт залегает глубоко от поверхности земли, то его вскрывают скважинами в ряде точек. Если известно точное расстояние от пласта, по которому строится карта, до другого пласта, приближенного к поверхности, ограничиваются вскрытием и определением высотных отметок верхнего пласта. В этом случае необходимые для построения структурной карты отметки получают пересчетом.

Структурные карты получили широкое распространение в РФ с момента приведения в порядок промыслового хозяйства, находившегося до революции в хаотическом состоянии. Для того чтобы составить планы рациональной разработки нефтяных залежей, потребовалось построить для каждой залежи структурную карту поверхности природного резервуара. Проведя на этих картах границы распределения воды и нефти, получали изображение залежей в плане. Для пластовых резервуаров с изменяющимися мощностями строили, кроме того, карты равных мощностей пластов.
Методы этих построений были впервые разработаны И. М. Губкиным при изучении им залежей нефтяно-ширванской площади Майкопского района. Геолого-структурные карты, то есть карты, служащие одновременно геологическими и структурными для одного из опорных горизонтов, выходящих на поверхность, стали применяться широко в РФ с начала 30-х годов.
Применение различных горных выработок и точная инструментальная привязка всех обнажений в процессе геологической съемки дали возможность установить, что горные породы в этих районах, хотя и слабо, но изогнуты в складки больших размеров. Если раньше геологам, изучавшим осадочные отложения в этих районах при помощи горного компаса, они казались горизонтальными, то при применении более точных методов были обнаружены целые зоны антиклинальных поднятий. На обычных геологических картах как поднятия, так и целые зоны почти не выделялись. Для того чтобы очертить эти структурные изгибы, на геологических картах начали проводить горизонтали, изображающие форму изгиба одного из опорных горизонтов геологического разреза. Такие карты и получили наименование геолого-структурных.

1 — блок-диаграмма антиклинальной складки с нефтеносным пластом; 2 — структурная карта (вверху) и блок-диаграмма (внизу) этого же участка со снятой верхней частью пород по кровле нефтеносного пласта; цифрами указаны абсолютные высоты стратоизогипс в м.

 

Карты разработки залежи

Под разработкой нефтяных месторождений понимают управление движением нефти в залежах к нефтедобывающим скважинам путём подлежащего размещения и последовательного ввода всего заданного фонда нефтедобывающих и водогазонагнетательных скважин с целью поддержания намеченных режимов их работы при равномерном и экономном расходовании пластовой энергии.

Из всех возможных систем разработки необходимо выбирать наиболее рациональную, при которой месторождение разбуривается минимальным числом скважин, обеспечивающим заданные планом темпы отбора нефти и высокую конечную нефтеотдачу при возможно минимальных капитальных вложениях и эксплуатационных затратах.

Рациональная система разработки месторождений предусматривает решение и осуществление следующих мероприятий:

1. Выделение эксплуатационных объектов на многопластовом месторождении и определение порядка их ввода в разработку. Эксплуатационные объекты на многопластовом месторождении подразделяются на базисные и возвратные.

2. Определение сетки скважин, размещение их на эксплуатационном объекте и порядок ввода скважин в эксплуатацию.

3. Установление режима работы нефтедобывающих и водонагнетательных скважин сводится к планированию темпов отборов нефти и закачки воды в пласт для поддержания пластового давления на определённый промежуток времени. Режимы работы скважины изменяются во времени в зависимости от состояния разработки залежей.

4. Регулирование баланса пластовой энергии в залежах нефти проводится воздействием на пласт в целом. В настоящее время основной метод интенсификации добычи нефти - поддержание пластового давления искусственным заводнением пластов. На отдельных месторождениях проводят также закачку газа в газовую шапку.

 

Карты изобар

Карта изобар - карта, показывающая распределение пластового давления динамического в разрабатываемой нефтяной залежи. Анализ карты изобар позволяет правильно ориентировать разработку залежи нефти путем ограничения и снижения отбора жидкости из участков пласта с наибольшей депрессией пластового давления. Сопоставление ряда карты изобар, построенных для различных периодов эксплуатации залежи, позволяет находить зависимость между отбором жидкости из пласта и средневзвешенным давлением, знание которой помогает более рационально использовать пласовую энергию.

Карты изобар широко используются при анализе состояния разработки месторождений и планировании геолого-технических мероприятий. Поэтому оперативное построение достоверных карт изобар является одной из важнейших задач для любого нефтедобывающего предприятия. На практике значительное число таких карт строится методом интерполяции прямых замеров пластового давления. Для успешного применения данного метода необходим практически полный охват фонда скважин гидродинамическими исследованиями (ГДИС), что не всегда целесообразно из-за больших потерь добычи нефти во время их проведения. Периодичность проведения замеров пластового давления составляет от полугода до года, в то время как построение карт изобар необходимо выполнять ежеквартально. Замеры пластового давления проводятся либо равномерно по всему фонду скважин в течение года, либо по большинству скважин в течение короткого периода времени. В результате на дату построения карт изобар лишь небольшая часть фонда скважин оказывается охваченной замерами. Для остальных скважин используются устаревшие замеры или замеры по ближайшим скважинам.

Рис. 4. Карта изобар, построенная методом интерполяции прямых замеров (а) и с уче-

том расчетных давлений по скважинам (б)

 

Схемы заводнения

Наиболее широко распространенным методом воздействия на продуктивные пласт с целью поддержания пластового давления и увеличения конечного нефтеизвлечения является метод закачки воды в пласт.

Поддержание пластового давления закачкой в пласт воды бывает:

- законтурное заводнение;

- приконтурное заводнение;

- внутриконтурное заводнение;

Закачка воды осуществляется через специальные нагнета­тельные скважины и ее закачку целесообразно начи­нать с самого начала разработки месторождения.

При законтурном заводнении закачка воды осущест­вляется через нагнетательные скважины, пробуренные за внешним контуром нефтеносности по периметру залежи. Расстояние между ними определяется в технологической схе­ме разработки месторождения. Линия нагнетательных скважин распределяется примерно в 400-800 м от внешнего конту­ра нефтеносности для создания равномерного воздействия на залежь, предупреждения образования преждевременных языков обводнения.

Законтурное заводнение обычно применяется на неболь­ших по размерам и запасам нефтяных месторождениях, в зале­жах с хорошими коллекторскими свойствами.

Недостатки законтурного заводнения: повы­шенный расход закачиваемой воды из-за частичного ухода за пределы линии нагнетания, замедленное реагирование на за­лежь из-за удаленности линии нагнетания от добывающих скважин.

Более эффективное воздействие на залежь нефти достигает­ся, когда нагнетательные скважины бурятся внут­ри контура нефтеносности, в водонефтяной зоне пласта. Такое заводнение называют приконтурным заводнением. Оно применяется на небольших по размерам залежах, при недостаточной гидродинамической связи продуктивно­го пласта с внешней областью.

Более эффективной системой воздействия на залежи нефти, позволяющей быстрее наращивать добычу нефти, повышать конечное нефтеизвлечение, являет­ся внутриконтурное заводнение. При таком заводнении нагнетательные скважины бурятся внутри контура нефтеносности. В начальный период при внутриконтурном заводнении воду нагнетают в нефтяную залежь. Далее в процессе нагнетания воды в залежи вдоль линии нагнетательных скважин образуется водя­ной вал, разделяющий залежь на части. Для более быстрого ос­воения процесса внутриконтурного заводнения закачку воды ве­дут че­рез одну скважину, а промежуточные скважины ряда, эксплуати­руются временно как добывающие. По мере обводнения эти скважины осваиваются и переводятся в нагнетательные. При внутриконтурном заводнении применяют и очаговое заводнение. оно применяется в тех случаях, ко­гда на отдельных участках залежи нет влияния от заводнения, вследствие чего на этом участке падает пластовое давление и, со­ответственно, падают дебиты нефти в добывающих скважинах. При очаговом заводнении выбирают в центре участка нефтедо­бывающую скважину, переводят ее в нагнетательную и начинают закачку воды, в результате, обеспечивается воздействие за­качиваемой водой на окружающие нефтедобывающие скважины. Наиболее интенсивной системой воздействия на пласт считается площадное заводнение. Добывающие и нагнета­тельные скважины, системе размещаются правильными геометрическими блоками в виде пяти-, семи- или девятиточеч­ных сеток, в которых нагнетательные и добывающие скважины чередуются.

 

 

Система трубопроводов ППД

К трубопроводам системы поддержания пластового давления относятся:

- нагнетательные линии (трубопровод от ВРБ до устья скважины);

- водоводы низкого давления (давление до 2 МПа);

- водоводы высокого давления (в водоводах высокого давления нагнетание воды осуществляется насосными агрегатами);

- внутриплощадочные водоводы (водоводы площадочных объектов).

Транспортируемой продукцией трубопроводов является агрессивная смесь вод, содержащая: механические примеси, серу, кальцит и другие вредные вещества.

Подача воды на блочные кустовые насосные станции (БКНС) осуществляется из нескольких источников:

- по водоводам низкого давления подается пластовая вода (УПСВ и ЦППН (ЦПС));

- по водоводам низкого давления подается вода из водозаборных скважин;

- из открытых водоемов по водоводам низкого давления подается пресная вода.

Из БКНС рабочий агент (вода) через водораспределительные блоки (ВРБ) по водоводам высокого давления и нагнетательным линиям скважин подается для закачки в пласт с целью поддержания пластового давления.

Колонная головка предназначается для обвязки устья скважины с целью герметизации межтрубных пространств, а также для подвески обсадных колонн (при многоколонной конструкции скважин) и установки фонтанной арматуры. Существуют одно-, двух-, трех-, четырех-, пятиколонные головки. Колонные головки выпускаются на различные давления от 14.0 до 70.0 МПа. В отдельных случаях применяются колонные головки на давление 150.0 МПа (на газовых скважинах).

Трубная обвязка – часть фонтанной арматуры, устанавливаемая на колонную обвязку, предназначена для обвязывания одного или двух скважинных трубопроводов, контроля и управления потоком скважинной среды в затрубном (межтрубном) пространстве.

Скважинный трубопровод своим верхним концом закрепляется в катушке-трубодержателе, устанавливаемой на трубную головку, либо в муфте-трубодержателе, устанавливаемой в корпусе трубной головки.

Фонтанная арматура выпускается на рабочее давление – 14, 21, 35, 70, 105 и 140 МПа, сечением ствола от 50 до 150 мм, по конструкции фонтанной елки – крестовая и тройниковая, по числу спускаемых в скважину рядов труб – однорядная и двухрядная и оборудована задвижками или кранами.

 

Фонтанная елка – часть фонтанной арматуры, устанавливаемая на трубную обвязку, предназначена для контроля и регулирования потока скважинной среды в скважинном трубопроводе и направления его в промысловый трубопровод. Типовые схемы фонтанных елок приведены на рис. 3.2.

Рис. 3.2. Типовые схемы фонтанных елок:

тройниковые – схемы 1, 2, 3 и 4; крестовые – схемы 5 и 6 (1 – переводник к трубной головке; 2 – тройник; 3 – запорное устройство; 4 – манометр с запорно-разрядным устройством; 5 – дроссель; 6 – ответный фланец; 7 – крестовина)

При оборудовании скважины двумя концентрическими колоннами НКТ (двухрядная конструкция подъемника) трубы большего диаметра подвешиваются на резьбовом соединении нижнего тройника (крестовина), который устанавливается на крестовину, герметизирующую затрубное пространство.

Трубы меньшего диаметра подвешиваются на резьбе переводника (стволовой катушки), размещаемом над тройником (крестовиком) (рис. 3.1 б).

Типовые схемы фонтанных елок (рис. 3.2) включают либо один (схемы 3 и 1), либо два (схемы 2 и 4) тройника (одно и двухъярусная арматура), либо крестовину (крестовая арматура – схемы 5 и 6).

Двухструнная (двухъярусная тройниковая и крестовая) конструкция елки целесообразна в том случае, если нежелательны остановки скважины, причем рабочей является верхняя или любая боковая струна, а первое от ствола запорное устройство – запасным. Сверху елка заканчивается колпаком (буфером) с трехходовым краном и манометром. Для спуска в работающую скважину приборов и устройств вместо буфера ставится лубрикатор.

Типовые схемы фонтанной арматуры приведены на рис. 3.3. Монтаж-демонтаж фонтанной арматуры на устье скважины производится автомобильными кранами или другими подъемными механизмами.

Рис. 3.3. Типовые схемы фонтанной арматуры:

1 – фонтанная елка; 2 – трубная обвязка

Запорные устройства фонтанной арматуры изготовляются трех типов: пробковые краны со смазкой; прямоточные задвижки со смазкой типа ЗМ и ЗМС с однопластинчатым и ЗМАД – с двухпластинчатым шибером. Задвижки типов ЗМС и ЗМАД имеют модификации с ручным и пневмоприводом.

При всех способах эксплуатации скважин подъем жидкости и газа на поверхность происходит по специальным трубам НКТ, спускаемым в скважины перед началом эксплуатации (в фонтанирующих скважинах опускаются до фильтра). Согласно ГОСТ 633-80 предусмотрены следующие условные размеры (по внешнему диаметру): 27, 33, 42, 48, 60, 73, 89, 102 и 114 мм с толщиной стенок от 3 до 7 мм. Длина труб 5÷10 м. Трубы бесшовные, из сталей с высокими механическими свойствами, на обоих концах резьба, соединяются между собой муфтами. Отечественные НКТ изготавливают 4 типов. НКТ могут быть изготовлены из алюминиевого сплава марки Д16. Применяют фиберговые трубы, а также безрезьбовые (гибкие) НКТ на барабанах длиной до 6000 м.

 

 

Наземное оборудование

 

Верхняя штанга называется полированным штоком, который проходит через сальник и соединяется с головкой балансира СКс помощью траверсы и канатной подвески. СК приводится в действие от электродвигателя через систему передач. Вращение электродвигателя СК при помощи редуктора, кривошипа и шатуна преобразуется в возвратно – поступательное движение балансира, передаваемое плунжеру через колонну штанг. На устьи скважины устанавливается тройник, в который поступает нефть со скважины. В верхней части тройника имеется сальниковое устройство, через которое пропущена верхняя штанга (полированный шток), и которое служит для герметизации устья и недопущения разлива нефти во время работы насосной установки. В средней части тройника имеется боковой отвод, через который нефть поступает в выкидную линию. Глубинный насос работает следующим образом.

При ходе плунжера вверх в цилиндре насоса снижается давление и нижний (всасывающий) клапан поднимается, открывая доступ жидкости (процесс всасывания). Одновременно столб жидкости, находящийся над плунжером, прижимает к седлу верхний (нагнетательный) клапан, поднимается вверх и выбрасывается из НКТ в рабочий монифольд (процесс нагнетания).При ходе плунжера вниз верхний клапан открывается нижний клапан давлением жидкости закрывается, а жидкость находящаяся в цилиндре, перетекает через полый плунжер в НКТ.

Подземное оборудование

 

В промысловых условиях применяются невставныеи встав­ныештанговые насосы.

И невставных (их еще называют трубные ) насосах основные узлы спускают в скважину раздельно. Вначале в скважину на насосно-компрессорных трубах спускается цилиндр насоса, а затем в НКТ па штангах в цилиндр насоса спускаются плунжер и вса­сывающий клапан. Поднимают невставной штанговый насос также раздельно. Сначала поднимают штанги с плунжером, а за­тем насосно-компрессорные трубы с цилиндром насоса.

Вставные штанговые насосы спускают в скважину в соб­ранном виде, т.е. цилиндр насоса вместе с плунжером спускаются на штангах. Извлекают вставной насос на поверхность также в собранном виде поднятием штанг. Вставной насос в собранном виде спускают, устанавливают и закрепляют с помощью специ­ального замкового приспособления, заранее спускаемого в сква­жину на трубах. Если в добываемой нефти имеются парафин и смо­лы, то в этом случае вставные насосы практически не исполь­зуются. В промысловой практике применяются в основном невставные насосы двухклапанные НСН-1 (насос скважинный невстав­ной первого типа) и трехклапанные НСН-2. Насос НСН-1 имеет три основных узла: первый - ци­линдр, который состоит из соб­ственно цилиндра, патрубка-удлинителя и седла конуса; второй - плунжер, в состав ко­торого входят сам плунжер и шариковый нагнетательный клапан; третий - шариковый всасывающий клапан с за­хватным штоком, головка ко­торого находится в полости ци­линдра. Длину хода полированно­го штока после спуска плунже­ра в скважину выбирают так, чтобы при ходе плунжера вниз он не доходил до всасывающего клапана, а при ходе вверх - не зацеплял головку штока. Вставные насосы обозна­чаются НСВ (насос скважинный вставной).

Вставные насосы типа НСВ-1 чаще применяются для эксплуатации скважин с глу­биной подвески до 2500 м. Вставной насос со­стоит из трех основных узлов: цилиндра, плунжера и замковой опоры цилиндра. Насосы выпускаются по длине хода плунжера – до 4 метров;

 

Подземное оборудование

 

Уста­новка погружного центробежного электронасоса со­стоит из погружного электронасоса, спускаемого в скважину на насосно-компрессорных трубах, погружного электродвига­теля, специального круглого и плоского бронированного ка­беля, питающего электродвигатель электроэнергией, протек­тора, станции автоматического управления, автотранс­форматора. В собранном виде электродвигатель располагается внизу, над - насос. Поэтому насос имеет боковой прием жидкости, которая поступает в него из кольцевого (межтрубного) пространства между эксплуатаци­онной колонной и электродвигателем через фильтр-сетку. Электрический ток для питания погружного электродвигателя подводится к нему по специальному круглому кабелю, который спускается в скважину вместе с насосно-компрессорными трубами и крепится к ним металличе­скими поясами. Наземное оборудование скважин состоит из устьевой арма­туры, ролика, барабана со стойками для кабеля, автомати­ческой станции управления и автотрансформатора. С помо­щью автоматической станции управления вручную или автома­тически включают или отключают погружной насосный агрегат и контролируют его работу. Автотрансформатор предназначен для компенсации падения напряжения в кабеле, подводящем ток к погружному электродвигателю. Устьевая арматура служит для направле­ния продукции скважины в выкидную линию, герметизации затрубного пространства. Ролик предохраняет кабель от перегибов при спускоподъемных операциях. Барабан служит для перевозки кабеля, а также для бо­лее легкого разматывания и сматывания его при спуске и подъеме насосной установки из скважины.

ЭЦН насос работает следую­щим образом. Электрический ток от промысловых электроподстанций че­рез автотрансформатор и станцию управления поступает по кабелю к погружному электродвигателю (ПЭД), в результате чего электродвигатель начинает вращаться и одновременно вра­щает вал насоса и проводит электроцентробежный насос в дейст­вие. Во время работы агрегата жидкость всасывается центробеж­ным насосом через фильтр-сетку, установленным на приеме на­соса, и нагнетает ее по насосно-компрессорным трубам на поверх­ность. Для того чтобы жидкость при остановках насосного агрега­та не протекала из насосно-компрессорных труб в скважину, в НКТ над погружным насосом устанавливается обратный клапан. Над насосом устанавливается также спусковой клапан, через который жидкость из насосно-компрессорных труб во время их подъема сливается в скважину.

Наземное оборудование

 

Крестовина или тройник устьевой на нижнем конце имеет трубную резьбу, а на остальных - фланцы для присоединения задвижек. Верхняя бу­ферная задвижка монтируется для производства очистки труб от парафина. Боковые задвижки, предназначенные для направ­ления газонефтяного потока. Для отвода газа из затрубного простран­ства в верхнюю муфту обсадной колонны завинчивается колон­ный патрубок с боковым отводом и задвижкой, которая соеди­няется с одной из выкидных линий. Эту задвижку от­крывают периодически или оставляют постоянно открытой. При этом в обвязке затрубной задвижки устанавливается обратный клапан, не допускающий переток нефти из выкидной линии обратно в скважину. Насосные трубы с насосным агрегатом подвешиваются на фланце обсадной колонны с помощью специальной планшайбы. Планшайба состоит из основной части, представляющей неполный круг, и дополнительной - сегмента, крепящегося к первой двумя шпильками. Зазор между этими двумя частями уплотняется прокладкой. В середине разъема имеется отверстие для пропуска в скважину силового кабеля. В колонне насосно-компрессорных труб над электроцентробежным насосом устанавливаются обратный и сливной клапаны. Обратный клапан используется для заполнения насосно-компрессорных труб жидкостью перед пуском насоса. Во время работы насоса обратный клапан находится в открытом положе­нии под действием давления снизу. Сливной клапан монтируется над обратным клапаном, и пользуются им для спуска жидкости из НКТ перед подъемом их из скважины. Перед подъемом насосного агрегата из скважины в насосно-компрессорные трубы сбрасывают металлический стержень (ло­мик). Этот металлический стержень, проходя через трубы, ударя­ет по удлиненному концу сливного клапана, в результате чего открывается отверстие для стока жидкости из насосно-компрессорных труб. Это позволяет производить подъем насос­но-компрессорных труб без разлива жидкости на устье скважины, а сломанный штуцер заменяют новым.

Вторую группу составляют установки электровинтовых насосов (УЭВН). Их доля в общем балансе добычи нефти незначительна. Приводом винтового насоса тоже служит погружной электродвигатель, спускаемый вместе с насосом на заданную глубину.

Погружной винтовой насос состоит из следующих основных узлов и деталей: пусковой муфты, с помощью которой вал насоса через вал протектора соеди­няется с валом погружного электро­двигателя; эксцентриковых муфт и; правых и левых обойм и с вин­тами и; предохранительного клапана и трубы. Жидкость на прием насоса поступает через фильтровые сетки. Винты соединены между собой эксцентриковой муфтой. Между винтом и обоймой образуются свободные полости, или камеры. Мри вращении винта, они заполняются перекачиваемой жидко­стью, которая при последующем вращении винта герметически замыкается и поступает вдоль оси винта в насосно-компрессорные трубы.

При вращении винта непрерывно открываются и замыкают­ся полости, образуемые винтом и обоймой. Сумма заполненных жидкостью выходных площадей попе­речн