Штанговый способ добычи нефти

Технология добычи нефти УШГН, краткая характеристика оборудования

Наиболее распространенный способ добычи нефти – применение штанговых скважинных насосных установок (УШГН). Насосы спускают на глубину от нескольких со­тен метров до 2000 метров (в отдельных случаях до 3000 м). В скважине, оборудован­ной УШГН, подача жидкости осущест­вляется глубинным плунжерным на­сосом, который приводится в действие с помощью специ­ального привода станка-качалки (СК) посредством ко­лонны штанг.

Оборудование УШГН включает:

· Штанговый скважинный насос;

· Различные защитные устройства (газовый или песочный якорь, фильтр и т.д.).

Принцип работы УШГН

Электродвигатель через клиноремённую передачу и редуктор придаёт двум массивным кривошипам, расположенных с двух сторон редуктора, круговое движение. Крившипно — шатунный механизм в целом преобразо­вывает в возвратно-поступательное движение балан­сира, который враща­ется на опорной оси, укреплённой на стойке. Ба­лансир сообщает воз­вратно-поступательное движение канатной под­веске, штангам и плунжеру. При ходе плунжера вверх нагнетатель­ный клапан под действием жидкости закрывается и вся жидкость, на­ходящиеся под плунжером, поднимается вверх на высоту равную длине хода плунжера. В это время скважинная жидкость через всасы­вающий клапан заполняет цилиндр насоса. При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, жидкость под плунже­ром сжима­ется, и открывается нагнетательный клапан. В цилиндр погру­жаются штанги, связанные с плунжером.

Таким образом, ШСН — поршневой насос однородного действия, а в це­лом комплекс из насоса и штанг — двойного действия.

В скважине, оборудованной УШГН, подача жидкости осуществляется глубинным плунжерным насо­сом, который приводится в действие с помо­щью специального привода СК посредством колонны штанг.

СК преобразует вращательное движение электродвигателя в воз­вратно-поступательное движение подвески штанг.

Краткая характеристика оборудования УШГН

2. Насосные штанги

Скважинные штанговые насосы (ОСТ 26-26-06-86) являются надеж­ным и экономичным эксплуатационным оборудованием нефтяных сква­жин, широко применяемых для отбора пластовой жидкости (смеси нефти, воды и газа).

Штанговые глубинные насосы (ШГН), применяются в скважинах:

· с дебитом от 5 до 150 м 3 /сут.;

· с глубиной спуска насоса до 2000м. и более;

· с кривизной ствола скважины до 8-10 (максимальное отклоне­ние от вертикали) при больших отклонениях по кривизне должны приме­няться специальные за­щитные приспособления для штанг и насоса;

· с газовым фактором до 150 м 3 /м 3 , при высоких газовых факто­рах применяются якоря (газосепара­торы);

· с содержанием механических примесей в добываемой жидкости до 100мг/л (насосы обычного исполнения) и до 1000мг/л (насосы специ­ального ис­полнения).

Насосы разделяются на невставные (трубные) и вставные.

Невставные насосы.

Цилиндр спускается в скважину на насосных трубах без плунжера. Плунжер спускается отдельно на насосных штангах. Плунжер вводится в цилиндр вместе с подвешенным к плунжеру всасывающим клапаном. Чтобы плунжер довести до цилиндра насоса без повреждений через трубы, последние должны иметь внутренний диаметр больше наружного диа­метра плунжера (примерно на 6 мм). Применение НСН целесообразно в скважи­нах с большим дебитом, не­большой глубиной спуска и большим межре­монтным периодом.

а — невставной насос с штоком типа НН-1; б — не­вставной насос с ло­вите­лем типа НН-2: 1 — нагнета­тельные клапаны; 2 – цилиндры; 3 – плун­жеры; 4 — патрубки-удлинители; 5 — всасывающие клапаны; 6 — седла кону­сов; 7 — захватный шток; 8 — второй нагнетательный клапан; 9 – ловитель; 10 — наконечник для захвата клапана; в — вставной насос типа НВ-1: 1 – штанга; 2 – НКТ; 3 — посадочный ко­нус; 4 — замковая опора; 5 – цилиндр; 6 – плун­жер; 7 — направляющая трубка.

Рисунок 2.8 – Сборочный чертёж невставного насоса

Вставные насосы.

Цилиндр в сборе с плунжером и клапанами спускается на штангах. В этом случае на конце насосных труб заранее устанавливается специальное посадочное устройство — замковая опора, на которой происходит посадка и уплотнение насоса.

В НН-1(рис 2.3, а) всасывающий клапан 5 держится в седле конуса 6 и соединен с плунжером 3 специальным штоком 7. Это позволяет при подъеме штанг, следовательно, и плунжера сразу извлечь всасывающий клапан 5. Такая операция необходима не только для замены или ремонта

клапана, но и для спуска жидкости из насосных труб перед их подъемом.

В насосах НН-2 (рис 2.3, б) — два нагнетательных клапана. Это суще­ственно уменьшает (на объем плунжера) объем вредного пространства и повышает коэффициент наполнения при откачке газированной жидкости.

Вставные насосы НВ-1 имеют один или два клапана, размещенные в верхней и нижней части плунжера.

Насосные штанги.

Для передачи возвратно – поступательного движения от привода к плунжеру скважинного насоса используется колонна насосных штанг. Она собирается из отдельных штанг, соединенных муфтами.

Насосные штанги представляют собой стержни круглого поперечного сечения с высаженными концами, на которых располагается участок квадратного сечения и резьба.

Штанги выпускаются диаметрами 16, 19, 22, 26, а допускаемое напря­жение для наиболее широко распространенных марок сталей составляет 70…130 МПа.

Источник

Все о нефти

Установка штангового глубинного насоса (УШГН)

Добыча нефти при помощи штанговых насосов – самый распространенный способ искусственного подъема нефти, что объясняется их простотой, эффективностью и надежностью. Как минимум две трети фонда действующих добывающих скважин эксплуатируются установками ШГН.

Перед другими механизированными способами добычи нефти УШГН имеют следующие преимущества:

• обладают высоким коэффициентом полезного действия;
• проведение ремонта возможно непосредственно на промыслах;
• для первичных двигателей могут быть использованы различные приводы;
• установки ШГН могут применяться в осложненных условиях эксплуатации — в пескопроявляющих скважинах, при наличии в добываемой нефти парафина, при высоком газовом факторе, при откачке коррозионной жидкости.

Есть у штанговых насосов и недостатки. К основным недостаткам относятся:

• ограничение по глубине спуска насоса (чем глубже, тем выше вероятность обрыва штанг);
• малая подача насоса;
• ограничение по наклону ствола скважины и интенсивности его искривления (неприменимы в наклонных и горизонтальных скважинах, а также в сильно искривленных вертикальных)

Глубинный штанговый насос в простейшем виде (см. рисунок справа) состоит из плунжера, движущегося вверх-вниз по хорошо подогнанному цилиндру. Плунжер снабжен обратным клапаном, который позволяет жидкости течь вверх, но не вниз. Обратный клапан, называемый также выкидным, в современных насосах обычно представляет собой клапан типа шар-седло. Второй клапан, всасывающий, — это шаровой клапан, расположенный внизу цилиндра также позволяет жидкости течь вверх, но не вниз.

Штанговый насос относится к объемному типу насоса, работа которого обеспечивается возвратно-поступательным перемещением плунжера с помощью наземного привода через связующий орган (колонну штанг). Самая верхняя штанга называется полированным штоком, она проходит через сальник на устье скважины и соединяется с головкой балансира станка-качалки с помощью траверсы и гибкой канатной подвески.

Основные узлы привода УШГН (станка-качалки): рама, стойка в виде усеченной четырехгранной пирамиды, 6алансир с поворотной головой, траверса с шатунами, шарнирно подвешенные к балансиру, редуктор с кривошипами и противовесами, комплектуются набором сменных шкивов для изменения числа качаний. Для быстрой смены и натяжения ремней, электродвигатель устанавливают на поворотной салазке.

Штанговые насосы бывают вставные (НСВ) и невставные (НСН).

Вставные штанговые насосы спускают в скважину в собранном виде. Предварительно в скважину на НКТ спускается специальное замковое приспособление, а насос на штангах спускают в уже спущенные НКТ. Соответственно для смены такого насоса не требуется лишний раз производить спуск-подъем труб.

Невставные насосы спускаются в полуразобранном виде. Сначала на НКТ спускают цилиндр насоса. А затем на штангах спускают плунжер с обратным клапаном. Поэтому при необходимости замены такого насоса приходится поднимать из скважины сначала плунжер на штангах, а потом и НКТ с цилиндром.

И тот и другой вид насоса имеет как свои преимущества, так и недостатки. Для каждых конкретных условий применяют наиболее подходящий тип. Например, при условии содержания в нефти большого количества парафина предпочтительно применение невставных насосов. Парафин, откладываясь на стенках НКТ, может заблокировать возможность поднятия плунжера вставного насоса. Для глубоких скважин предпочтительнее использовать вставной насос, чтобы снизить затраты времени на спуск-подъем НКТ при смене насоса.

Источник

Способы добычи нефти

Основные сведения

Россия располагает сегодня приблизительно 13% разведанных в мире нефтяных месторождений. Основным источником пополнения государственного бюджета нашей страны являются отчисления от результатов деятельности нефтегазодобывающей отрасли.

Нефтеносные слои находятся, как правило, глубоко в недрах земли. Скопление нефтяных масс в месторождениях происходит в горных породах пористой структуры, находящихся в окружении более плотных слоёв. Образцом природного резервуара служит пласт песчаника куполообразной формы, со всех сторон заблокированного слоями плотной глины.

Далеко не каждое разведанное месторождение становится объектом промышленной разработки и добычи. Решения по каждому принимаются только по итогам тщательного экономического обоснования.

Главный показатель месторождения – коэффициент нефтеотдачи, отношение объёма нефти под землей, к объёму, который можно получить для переработки. Пригодным для разработки является месторождение с прогнозируемым коэффициент нефтеотдачи от 30% и выше. По мере совершенствования технологий добычи в месторождении данный показатель доводится до 45% и выше.

В подземном хранилище всегда одновременно присутствуют сырая нефть, природный газ и вода под огромным давлением пластов земной коры. Параметр давления оказывает решающее влияние на выбор способа и технологии добычи.

Методы добычи нефти

Метод добычи нефти зависит от величины давления в пласте и способе его поддержания. Можно выделить три метода:

1. Первичный – нефть фонтанирует из скважины за счет высокого давления в нефтеносном пласте и не требует создания дополнительного искусственного нагнетания давления, коэффициент извлечение нефти 5-15%;
2. Вторичный – когда естественное давление в скважине падает и подъем нефти не возможен без дополнительного нагнетания давления за счет ввода в пласт воды или природного/попутного газа, коэффициент извлечение нефти 35-45%;
3. Третичный – увеличение извлечения нефти из пласта после снижения ее добычи вторичными методами, коэффициент извлечение нефти 40 – 60%.

Классификация способов добычи

По принципу физического воздействия на жидкое нефтяное тело сегодня есть только два основных способа добычи: фонтанный и механизированный.

В свою очередь к механизированному можно отнести газлифтный и насосный методы подъёма.
Если нефть из недр выдавливается на землю только под воздействием природной энергии нефтеносного пласта, то способ добычи называют фонтанным.

Но всегда наступает момент, когда запасы энергии пласта истощаются, а скважина перестаёт фонтанировать. Тогда подъем осуществляют с применением дополнительного энергетического оборудования. Такой способ добычи и является механизированным.

Механизированный способ бывает газлифтным и насосным. В свою очередь газлифт можно осуществлять компрессорным и бескомпрессорным методом.

Насосный способ реализуется посредством использования мощных глубинных насосов: штанговых, электроцентробежных погружных.
Рассмотрим более подробно каждый способ в отдельности.

Фонтанный способ добычи нефти: самый дешевый и простой

Освоение новых месторождений всегда осуществляется с использованием фонтанного способа добычи. Это самый простой, эффективный и дешевый метод. Он не требует дополнительных затрат энергоресурсов и сложного оборудования, так как процесс подъёма продукта на поверхность происходит за счет избыточного давления в самой нефтяной залежи.

Основные преимущества

Главные преимущества фонтанного способа:

• Простейшее оборудование скважины;
• Минимум затрат электроэнергии;
• Гибкость в управлении процессами откачки, вплоть до возможности полной
  остановки;
• Возможность дистанционного управления процессами;
• Продолжительный межтехнологический интервал работы оборудования;

Для эксплуатации новой скважины нужно установить над ней полный контроль. Укрощение фонтана производится с помощью монтажа специальной запорной арматуры, позволяющей впоследствии управлять потоком, контролировать режимы работы, производить полную герметизацию, а если нужно, то и консервацию.
Скважины оборудуют подъёмными трубами разного диаметра, в зависимости от предполагаемого дебита добычи и внутрипластового давления.

При больших объёмах добычи и хорошем давлении используют трубы большого диаметра. Малодебитные скважины для длительного сохранения процесса фонтанирования и уменьшения себестоимости добычи оборудуют подъёмными трубами малого диаметра.

По завершению процесса фонтанирования, на скважине начинают применять механизированные методы добычи.

Газлифтный способ добычи нефти

Газлифт является одним из механизированных способов добычи нефти и логическим продолжением фонтанного способа. Когда энергии пласта становится недостаточно для выталкивания нефти, подъем начинают осуществлять с помощью подкачки в пласт сжатого газа. Это может быть простой воздух или сопутствующий газ с ближайшего месторождения.

Для сжатия газа используют компрессоры высокого давления. Этот способ называют компрессорным. Бескомпрессорный способ газлифта осуществляют методом подачи в пласт газа, уже находящегося под высоким давлением. Такой газ подводят с ближайшего месторождения.

Оборудование газлифтной скважины осуществляется методом доработки фонтанной с установкой специальных клапанов подвода сжатого газа на различной глубине с установленным проектом интервалом.

Основные преимущества

Газлифт имеет свои преимущества по сравнению с другими методами механизированной добычи:

• забор значительных объемов с разных глубин на любых этапах разработки месторождения с приемлемым показателем себестоимости;
• возможность ведения добычи даже при значительных искривлениях
  скважины;
• работа с сильно загазованными и перегретыми пластами;
• полный контроль над всеми параметрами процесса;
• автоматизированное управление;
• высокая надежность оборудования;
• эксплуатация нескольких пластов одновременно;
• контролируемость процессов отложения парафина и солей;
• простая технология проведения технического обслуживания и ремонта.

Главным недостатком газлифта является высокая стоимость металлоёмкого оборудования.
Низкий КПД и высокая стоимость оборудования вынуждают применять газлифт в основном только для подъёма легкой нефти с высоким показателем газовой составляющей.

Механизированный способ добычи нефти – насосный

Насосная эксплуатация обеспечивает подъем нефти по скважине соответствующим насосным оборудованием. Насосы бывают штанговые и бесштанговые. Бесштанговые – погружного типа электроцентробежные.

Наиболее распространена схема откачки нефти штанговыми глубинными насосами. Это относительно простой, надёжный и не дорогой метод. Доступная для этого способа глубина – до 2500 м. Производительность одного насоса – до 500 м3 в сутки.

Главными элементами конструкции являются насосные трубы и подвешенные в них на жёстких штанговых толкателях плунжеры. Возвратно-поступательное движение плунжеров обеспечивается станком-качалкой, расположенным над скважиной. Сам станок получает крутящий момент от электродвигателя через систему многоступенчатых редукторов.

В связи с не высокой надёжностью и производительностью штанговых плунжерных насосов в наше время все больше применяются насосные установки погружного типа – электроцентробежные насосы (ЭЦН).

Основные преимущества

Преимущества электроцентробежных насосов:

• простота технического обслуживания;
• очень хороший показатель производительности в 1500 м3 в сутки;
• солидный межремонтный период до полутора лет и более;
• возможность обработки наклонных скважин;
• производительность насоса регулируется количеством ступеней, общая длина
  сборки может варьироваться.

Центробежные насосы хорошо подходят для старых месторождений с большим содержанием воды.

Для подъёма тяжёлой нефти лучше всего подходят насосы винтового типа. Такие насосы обладают большими возможностями и повышенной надёжностью с высоким КПД. Один насос легко поднимает 800 кубических метров нефти в сутки с глубины до трех тысяч метров. Имеет низкий уровень сопротивляемости коррозии в агрессивной химической среде.

Заключение

Каждая из описанных выше технологий имеет право на существование и ни об одной из них нельзя сказать однозначно – хороша она или плоха. Всё зависит от комплекса параметров, характеризующих конкретное месторождение. Выбор способа может быть основан только на результатах тщательного экономического исследования.

Источник