Шелкановское месторождение и разработка нефтяных скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Геологическая часть

1.1 Краткая геолого-физическая характеристика месторождения

1.2 Состав и свойства пластовых флюидов

2. Текущее состояние разработки месторождения

3. Вскрытие пласта и освоение скважин

3.1 Конструкция скважин

3.2Перфорация обсадных колонн и принцип действия применяемых перфораторов

4. Исследования скважин и пластов

4.1 Геофизические методы исследования скважин

4.2 Гидродинамические методы исследования скважин

5 Эксплуатация скважин Штанговыми Скважинными Насосными Установками (ШСНУ)

5.1 Подбор ШСНУ по производительности и глубине спуска

5.2 Основные проблемы при эксплуатации ШСНУ

6 Эксплуатация скважин электроцентробежными насосами (УЭЦН)

6.1 Особенности эксплуатации

6.2 Электроцентробежный насос

6.3 Погружной насос

7. Способы воздействия на призабойные зоны скважин в целях увеличения их продуктивности.

7.1 Общие положения

7.2 Кислотная обработка

7.3 Гидропескоструйная перфорация

7.4 Виброобработка

7.5 Термообработка

7.6 Воздействие давлением пороховых газов

7.7 Гидравлический разрыв пласта

7.8 Выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин

7.9 Требования безопасности при химических и тепловых методах воздействия на призабойную зону пласта

8. Подземный текущий и капитальный ремонт скважин

8.1 Капитальный ремонт скважин

8.2 Текущий ремонт скважин

8.3 Ремонт скважин, оборудованных штанговыми насосами

8.4 Ремонт скважин, оборудованных погружными электронасосами

8.5 Оборудование применяемое при КРС

8.5.1 Ловильные инструменты

9. Организационная структура

9.1 Деятельность и организационная структура ОАО «АНК Башнефть»

9.2 Структура компании

Список литературы

Введение

Шелкановское месторождение расположено в северо-западной части республики Башкортостан в пределах Кушнаренковского района. В непосредственной близости к месторождению находятся в промышленной разработке Карача-Елгинское и Чекмагушевское (на западе), Таймурзинское (на севере), Манчаровское (на северо-западе), Чермассанское (на юге) нефтяные месторождения.

К югу от района месторождения проходит железнодорожная линия Уфа-Ульяновск. Железнодорожные станции Уфа, Чишмы, Буздяк удалены от месторождения на 80-90 км.

Район месторождения располагает развитой сетью асфальтированных и гравийных дорог к которым относятся: Дюртюли-Семилетка-Чекмагуш, Дюртюли-В.Яркеево, Дюртюли-Кушнаренково-Уфа. Сообщение с железнодорожными станциями пристанью Дюртюли на реке Белой осуществляется посредством асфальтированных и шоссейных дорог.

В орогидрографическом отношении месторождение расположено в пределах левобережья реки Белой, которое, в свою очередь, расчленено левыми притоками рек Куваш, Чермассан на ряд водоразделов.

В геоморфологическом отношении месторождение представляет собой равнину, сложенную, в основном, пермскими коренными породами. Деятельность рек, речек, ручьёв обуславливает развитие овражной сети. Многочисленные источники приурочены к выходам песков и песчаников. Рельеф площади представлен сглаженными формами с отдельными холмами и широкими долинами с пологими склонами.

Климат района - умеренно-континентальный. Максимальная температура воздуха +36 ⁰С приходится на июль, минимальная до -45 ⁰С на январь-февраль. Доминирующие ветры юго-восточные, годовое количество осадков достигает 492 мм /1/.

1. Геологическая часть

1.1 Геолого-физическая характеристика основных продуктивных пластов

В геологическом строении Шелкановского месторождения принимают участие отложения четвертичной, третичной, пермской, каменноугольной и девонской систем, а также толща пород додевонского возраста.

В тектоническом отношении Шелкановское нефтяное месторождение приурочено к поднятию с одноименным названием Андреевского вала Бирской седловины, выделенному по нижнекаменноугольному и более молодым горизонтам палеозоя. Шелкановское поднятие выделяется по нижнекаменноугольным и более молодым горизонтам палеозоя. Существование поднятия связано с процессом рифообразования в позднефранско-фаменско-турнейское время.

По кровле песчаников бобриковского горизонта поднятие представляет собой куполообразную структуру, вытянутую с севера на юг. Углы наклона крыльев до 3°, амплитуда поднятия по оконтуривающей изогипсе --1240 м равна 97 м, размер залежи нефти 3,4x2,1 км. По кровле турнейского яруса амплитуда по оконтуривающей изогипсе --1260 м равна 105 м. На Шелкановском поднятии, отмечается общее совпадение положения сводов поднятий в плане по более молодым маркирующим горизонтам, однако амплитуда купола уменьшается, по верейскому горизонту она равна 49 м, по артинскому ярусу -- 22 м.

Нефтеносность Шелкановского месторождения связана с карбонатными коллекторами среднего карбона в каширском и верейском горизонтах и в башкирском ярусе, с песчаными коллекторами терригенной толщи нижнего карбона и карбонатными коллекторами турнейского яруса нижнего карбона.

Залежи нефти среднего карбона связаны с пористо-кавернозными известняками, хорошо выдержанными по площади и залегающими в чередовании с плотными разностями /1/.

ВНК залежей не установлен и принят на уровне подошвы нефтяных прослоев по опробованию на отметках: для верейского и каширского горизонта -- 780 м, для башкирского яруса -- 816 м.

Число пористых прослоев в пласте каширского горизонта равно 1...3, в пластах верейского горизонта и башкирского яруса -- 3...6.

Толщина нефтенасыщенных известняков изменяется в пределах 0,6...4,0 м. Общая толщина продуктивной пачки верейского горизонта изменяется в пределах 2,4...6,8 м, эффективная нефтенасыщенная толщина равна 4,2 м; в башкирском ярусе до 15,0 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина равна 4,7 м. Залежь нефти в башкирском ярусе практически полностью водоплавающая.

Проницаемость по пластам среднего карбона составляет 0,032 мкм², пористость -- 14,6...9,0%, нефтенасыщенность -- 70%.

Отложения терригенной толщи нижнего карбона Шелкановского месторождения характеризуются неоднородным строением и представлены переслаиванием пластов и линз песчаников, алевролитов, аргиллитов и углисто-глинистых сланцев - рисунок 2.

Число песчаных прослоев изменяется от одного до шести, суммарная толщина их увеличивается в северо-западном направлении, достигая 17,4 м.

Залежь нефти, связанная с песчаными пластами, имеет единый ВНК на отметках --1236...--1239 м. Залежь относится к пластовому сводовому типу.

Ширина водонефтяной части 100...350 м, высота залежи -- 90 м. Толщина нефтенасыщенных песчаников в среднем равна 5,5 м, коэффициент расчлененности -- 24, коэффициент песчанистости -- 0,4 /2/.

Выделены две пачки: верхняя (пласт C-VI-1) и нижняя (пласт C-VI-2).

месторождение пластовый флюид скважина



Рисунок 2 - Схематический геологический профиль отложений бобриковского и турнейского яруса Шелкановского месторождения

В пласте C-VI-1 коллекторы замещены в юго-западной части залежи. Толщины изменяются в пределах от 0,8 до 6,4...7,6 м. Коллекторы пласта C-VI-2 развиты в западной части залежи, толщины которых изменяются в пределах 1,4...17,4 м. Среднее значение проницаемости равно 0,450 мкм², пористости -- 19 %. Нефтенасыщенность равна 0,91.

Залежь нефти турнейского яруса приурочена к высокопроницаемым пористо-кавернозным разностям известняков, перекрытых плотными глинистыми породами. Залежь относится к массивному типу и полностью подстилается водой. Максимальная толщина нефтяных коллекторов равна 72 м. ВНК залежи установлен на отметке -- 1256 м.

Этаж нефтеносности -- 100м.

Средние величины проницаемости и пористости коллекторов турнейского яруса соответственно равны 0,682 мкм² и 16%, нефтенасыщенность -- 0,70.

В таблице 1 приведены геолого-физические данные по продуктивным горизонтам Шелкановского месторождения.

Таблица 1

Геолого-физические данные по объектам разработки

Показатель	верейский горизонт	башкирский горизонт	бобриковский горизонт	турнейский ярус
Средняя глубина залегания, м	950	1000	1400	1500
Размеры залежи длина, км	1,15	1,15	3,0	1,85
ширина, км	208,8*104	104,4*104	436*104	262*104
Площадь нефтеносности, м2	208,8*104	104,4*104	436*104	262*104
Средняя нефтена-сыщенная толщина, м	4,2	4,7	5,6	24,1
Средняя нефтена-сыщенность, доли ед.	0,8	0,75	0,91	0,85
Средняя насыщен-ность связанной водой, доли ед.	0,20	0,25	0,09	0,15
Показатель	верейский горизонт	башкирский горизонт	бобриковский горизонт	турнейский ярус
Пористость, доли ед.	0,146	0,09	0,19	0,16
Проницаемость, мкм2	0,035	0,035	0,45	0,68
Пластовое давление, МПа	11	10	14	14

1.2 Состав и свойства пластовых флюидов

Пробы пластовой нефти турнейского яруса отобраны из скважины №10. Исследования пластовой нефти, терригенной тощи нижнего карбона Шелкановского месторождения, никогда не проводились. По данным исследования поверхностной нефти определена характеристика пластовой нефти. Параметры пластовой нефти приведены в таблице 2.

Таблица 2

Параметры пластовой нефти

Параметр	Значение
	турнейский ярус	бобриковский горизонт
Давление насыщения нефти, МПа	6,1	4,0
Газосодержание, м3/т	12,5	16,6
Газосодержание, м3/ м3	11,2	15,0
Объёмный коэффициент, доли ед.	1,02	1,03
Вязкость нефти, сПз	18,3	17,5
Плотность нефти, кг/ м3	891	896

Параметры разгазированной нефти приведены в таблице 3.

Таблица 3

Параметры и состав разгазированной нефти

Наименование	Значение
	турнейский ярус	бобриковский горизонт	башкирский горизонт
Плотность нефти, кг/м3	901	897	922
Вязкость нефти при 20 0С,10-6 м2/с	37,8	33,5	135,8
Содержание, % вес.
серы	3,8	3,9	3,5
смол селикагелевых	14,1	14,9	16
асфальтенов	4,0	6,1	4,8
парафинов	3,1	3,3	2,5

Попутные газы терригенной толщи месторождения жирные, содержат в своем составе бензиновые фракции. Содержание азота - 32,5%, сероводорода - 19,3%. Газ содержит некондиционное количества гелия.

Состав попутного газа приведён в таблице 4.

Таблица 4

Компонентный состав попутного газа

Параметр	Значение
Плотность газа, кг/м3	1,184
Состав газа, %
метан	14
этан	11
пропан	4,6
изо-бутан	3,7
Параметр	Значение
н-пентан	0,3
гексан	0,6
гептан + высшие	11,3
СО2	7,7
N2	32,5
H2S	9,3
He	не определён
н-бутан	2,3
изо-пентан	2,7

Пластовые воды каширского, бобриковского горизонтов и турнейского яруса по свойствам близки между собой. Воды этих горизонтов относятся к хлор-кальциевому типу.

Минерализация вод каширского и верейского горизонтов изменяется в пределах 700-715 мг.экв/100 гр. при удельном весе 1156,0-1160,1 кг/м³. Сульфатность вод достигает 2,3 мг.экв/100 гр.

Минерализация вод терригенной толщи 636-828 мг.экв/100 гр. при удельном весе 1176,0 кг/м³. Сульфатность вод от 0,6 до 3,6 мг.экв/100 гр. Вязкость воды 1,55*10^-6 м²/с.

Воды турнейского яруса имеют общую минерализацию от 724 до 743 мг.экв/100 гр. при удельном весе 1166,6-1168,3 кг/м³. Вязкость воды - 1,55*10^-6 м²/с.

В процессе разработки содержание солей снижается в связи с разбавлением пластовой воды закачиваемой водой /1/.

2. Текущее состояние разработки Шелкановского нефтяного

месторождения

Шелкановское нефтяное месторождение введено в разработку в 1963 г. Запасы нефти и газа утверждены в ГКЗ в 1965 г. Первым проектным документом по разработке месторождения является технологическая схема разработки Карача-Елгинской (Дюртюлинской) группы нефтяных месторождений выполненная в 1964 г. В 1971 г. был составлен проект разработки Шелкановского месторождения нефти. В 1978 г. выполнен уточнённый проект разработки Шелкановского нефтяного месторождения. Последним документом на разработку является уточнённый проект разработки Шелкановского нефтяного месторождения 1984 г. утверждённый в ТЭС Башнефти в 8.01.1985 г.

На месторождении выделено три эксплуатационных объекта: верейско-башкирские залежи среднего карбона, бобриковский горизонт, турнейский ярус. Основными эксплуатационными объектами являются залежи бобриковского горизонта и турнейского яруса.

Турнейский горизонт разрабатывается на водонапорном режиме, система размещения скважин - треугольная неравномерная, сетка скважин - 380х380, плотность сетки в контуре нефтеносности - 15 га/скв., давление на забое добывающих скважин - 3 МПа, давление на устье нагнетательных скважин - 9,8 МПа, естественный режим системы заводнения.

Бобриковский горизонт разрабатывается на водонапорном режиме, треугольная неравномерная система размещения скважин, сетка скважин 350х350, плотность сетки скважин - 12 га/скв., давление на забое добывающих скважин - 5 МПа, давление на устье нагнетательных скважин - 9,83 МПа, очагово-избирательная система заводнения.

Средний карбон - водонапорный режим разработки, система размещения скважин - треугольная неравномерная, плотность сетки скважин в контуре нефтеносности - 5,9 МПа, давление на забое добывающих скважин - 5,0 МПа, давление на устье нагнетательных скважин - 9,9 МПа, естественный режим системы заводнения /1/.

Всего пробурено на месторождении 62 скважины, в т.ч. в действующем добывающем фонде 42 скважины, нагнетательном фонде - 5 скважин; в т.ч. по бобриковскому горизонту - 18 добывающая и 4 нагнетательных скважины, по турнейскому ярусу - 22 добывающие скважины и по среднему карбону - 2 добывающих скважин.

В 2002 году на месторождении добыто 13,361 тыс.тонн нефти, темп отбора от начальных извлекаемых запасов составил 0.25% от текущих 2,26%.

С начала разработки добыто 4836.831 тыс.тонн нефти или 89,4% от начальных извлекаемых запасов.

В таблице 5 приведена информация по распределению добычи нефти в 2002 году по принадлежности залежей к стратиграфическим системам.

Таблица 5

Геологическая система	2001 год тыс. тонн / %	2002 год тыс. тонн / %
Девонская	10,148 / 45,9	5,543 / 41,5
Каменноугольная	11,961 / 54,1	7,818 / 58,5
НГДУ	22,109 / 100,0	13,361 / 100,0

Из таблицы 5 видно, что больше половины запасов нефти сосредоточены в карбонатных коллекторах.

За отчетный год добыто 334.203 тыс. тонн жидкости, что на 120,360 тыс. тонн (26.5 %) меньше чем в 2001 году. Обводнённость продукции выросла на 0.9 % и составила 96,0 %.

Текущий коэффициент нефтеотдачи по месторождению составил 0,340.

За год закачано 124,718 тыс. м^З виды или 41.9% от отбора жидкости. Компенсация отбора жидкости закачкой с начала разработки составила 40,6% в том числе по бобриковскому горизонту 124,6% и 5,2% по турнейскому ярусу. Залежи, приуроченные к среднекаменноугольным и кыновским отложениям, разрабатываются на естественном режиме.

В 2002 году введена в эксплуатацию разведочная скважина №237БКТ, пробуренная в 2000 году. Из скважины добыто 840 тонн нефти, дебит скважины по нефти составил 7,0 т/сут. Введена из бездействия из числа простаивавших на 1.01.1999 года скв. №1720. Годовая добыча из нее составила 302 т нефти и 4577 тонн жидкости.

Всего по 9 скважинам введенным с 1999 года , добыто 2372 тонны нефти (17,8% от всей добычи) и 56200 тонн жидкости.

Внедрено две технологии МУН, проведено 5 скважино-обработок. Дополнительная добыча нефти составила 1214 тонн (9.1% ко всей добыче).

Геолого-физические данные по пластам приведены в таблице 6. Более половины запасов заключены в турнейском ярусе /3/.

Таблица 6

Геолого-физические данные по объектам разработки

Объект разработки	Параметр	Значение
Средний карбон	Балансовые запасы	1739 тыс. тонн
	Извлекаемые запасы	260 тыс. тонн
	КНО	0,15
Бобриковский горизонт	Балансовые запасы	4616 тыс. тонн
	Извлекаемые запасы	1817 тыс. тонн
	КНО	0,335
Турнейский ярус	Балансовые запасы	7511 тыс. тонн
	Извлекаемые запасы	3034 тыс. тонн
	КНО	0,434

В процессе разработки уточнены извлекаемые запасы по бобриковскому горизонту и турнейскому ярусу и приняты для проектирования в следующих количествах:

- бобриковский горизонт - 1550 тыс. тонн (КНО - 0,335);

- турнейский ярус - 3260 тыс. тонн (КНО - 0,434).

В сумме по месторождению извлекаемые запасы принятые для проектирования составляют 5020 тыс. тонн вместо 5111 тыс. тонн числящихся на балансе.

Средний дебит одной добывающей скважины составляет 1,3 т/сут по нефти и 35,7 м³/сут по жидкости, дебит по нефти меньше среднего значения по НГДУ на 1 т/сут, а дебит по жидкости больше среднего значения по НГДУ на 4,7 м³/сут /3/.

В таблице 7 приведены показатели разработки Шелкановского нефтяного месторождения.

Таблица 7

Показатели разработки Шелкановского нефтяного месторождения

Показатели	проект факт	2002 год	+ / - к проекту
Добыча нефти, тыс. тонн	проект факт	7,3 13,361	+6,061
Добыча жидкости, тыс.тонн	проект факт	270,370 334,203	+63,833
Обводненность весовая. %	проект факт	97,3 96,0	-1,3
Закачка воды, тыс.мЗ	проект факт	184.000 124.718	-59,282
Ввод добывающих скважин	проект факт	- 1	+ 1
Ввод нагнетательных скважин	проект факт	- -	-
Средний дебит одной скважины по нефти, т/сут.	проект факт	0,8 1,8	+0,3
Средний дебит одной скважины по жидкости, т/сут.	проект факт	29,2 28,1	-1,1

По добыче нефти проектный уровень выполнен на 183,0%. планово-нормативный не выполнен па 20,9%. По отбору жидкости проектный уровень выполнен на 123,6%, плановый не выполнен на 25,7%. По закачке не выполнены ни проектный, ни плановый уровни, что связано с применявшейся в отчетном году циклической закачкой по КНС-13. По сравнению с 2001 годом добыча нефти снизилась на 8.748 тыс. тонн (39,6%)

В таблице 8 приведено распределение скважин Шелкановского месторождения по способам эксплуатации.

Таблица 8

Действующий фонд нефтяных скважин Шелкановского месторождения

Способ эксплуатации	Горизонт	Всего
	турнейский ярус	бобриковский горизонт	средний карбон
ШСНУ	19	14	2	35
УЭЦН	3	4	0	7
Всего	22	18	2	42

Межремонтный период работы скважин за 2002 год.

Общий МРП - 785 суток, в т.ч. по видам эксплуатации

· ШСНУ - 781 сут.;

· УЭЦН - 793 сут.;

· УЭДН - 776 сут.

В таблице 9 приведены данные по распределению скважин Шелкановского месторождения по обводнённости

Таблица 9

Распределение скважин по обводнённости

Обводнённость, %	Наличие скважин
Необводнённые	0
До 20%	1
21 - 50	3
51 - 90	8
91 - 98	24
Более 98	6
Итого	42

На рисунке 3 приведёно графическое распределение действующего фонда нефтяных скважин Шелкановского нефтяного месторождения по обводнённости.



Рисунок 3 - Распределение скважин по обводнённости

Как видно из рисунка 3 в структуре фонда добывающих скважин Шелкановского месторождения высокообводнённые скважины имеют наибольший удельный вес.

Выводы к разделу

Шелкановское нефтяное месторождение находится на последней стадии разработки. В разрезе месторождения промышленную нефть содержат карбонаты среднего карбона и турнейского яруса, а также песчаные пласты бобриковского горизонта. Балансовые запасы нефти в сумме по месторождению составляют 13866 тыс. тонн, извлекаемые 507 тыс. тонн. Более половины извлекаемых запасов нефти месторождения сосредоточены в карбонатах турнейского яруса. Нефти месторождения имеют категорию запасов В и В+С₁.

Продуктивные горизонты месторождения залегают на глубинах в интервале 950-1500 м. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина по месторождению составляет 4,2-4,7 на залежи среднего карбона, 5,6 м в бобриковском горизонте и 24,1 в турнейском ярусе. Коэффициент пористости по месторождению меняется в пределах от 9 до 19%, коэффициент проницаемости - от 0,035 до 0,32 мкм². Пластовое давление и температура 10-14 МПа и 22-25 ⁰С соответственно.

С начала разработки добыто нефти 4,837 млн. тонн нефти, что составляет 34,9 % от балансовых и 95,4 % от извлекаемых запасов месторождения, в т. ч. по турнейской залежи добыто 3245,306 тыс. тонн, из залежи бобриковского горизонта добыто 1452,451 тыс. тонн, из залежей среднего карбона извлечено 139,074 тыс. тонн. На скважины, эксплуатирующие карбонатные пласты, приходится 58,5% общей добычи нефти по месторождению.

Действующий фонд добывающих скважин месторождения составляет 42 скважины, из них ШСНУ - 83 %, УЭЦН - 17 %. Среднесуточный дебит месторождения по нефти составляет 44 т/сут, по жидкости - 1334,5 т/сут., средний дебит одной скважины в сутки по нефти равен 1,04 т/сут, по жидкости 31,77 т/сут. Фонд нефтяных скважин высокообводненный - 90,5% скважин имеют обводнённость выше 50%.

Обводнённость по месторождению достигла значения 96,0 %, по турнейскому ярусу - 96,7 %, по бобриковскому горизонту - 94,8 %, по залежам среднего карбона - 26,2 %

3. Вскрытие пласта и освоение скважин

3.1 Конструкция скважин

Часть скважины, вскрывшая продуктивный пласт, называется забоем. Этот элемент скважины является принципиально важным, так как в течение срока эксплуатации скважины забой определяет ее эффективность и должен удовлетворять меняющимся условиям разработки, обеспечивая:

- механическую прочность призабойной зоны без ее разрушения;

- возможность избирательного воздействия на различные части вскрытой части продуктивного горизонта как за счет направленного вторичного вскрытия, так и за счет гидродинамических или физико-химических обработок;

- максимально возможный коэффициент гидродинамического совершенства скважины.

В зависимости от существенно различающихся свойств продуктивного пласта и технологий выработки запасов углеводородов можно использовать одну из следующих типовых конструкций забоев скважин, представленных на рисунке 2.1:

- скважина с перфорированным забоем;

- скважина с забойным хвостовиком;

- скважина с забойным фильтром;

- скважина с открытым забоем.

Вне зависимости от конструкции забоя после вскрытия продуктивного горизонта в скважине проводится цикл геофизических, а в продуктивном горизонте еще и цикл гидродинамических исследований; по полученной информации решается ряд важных задач.

1. Скважины с перфорированным забоем (рисунок 2.1а) являются наиболее распространенными в нефтедобывающей промышленности в силу целого ряда преимуществ, к основным из которых можно отнести:

- надежная изоляция пройденных горных пород;

- возможность дополнительного вскрытия перфорацией временно законсервированных нефтенасыщенных интервалов в разрезе скважины;

- простота поинтервального воздействия на призабойную зону в случае сложного строения ее;

- существенное упрощение технологии бурения, так как бурение под эксплуатационную колонну ведется долотом одного размера до проектной отметки.

После разбуривания ствола до проектной отметки в скважину спускается обсадная колонна, которая цементируется, а затем перфорируется. В условиях достаточно крепких коллекторов такая конструкция забоя является длительно устойчивой.

Рисунок 2.1 - Типовые конструкции забоев скважин:

а -- с перфорированным забоем; б -- с забойным хвостовиком; в -- с забойным фильтром; г -- с открытым забоем; 1 -- обсадная колонна; 2 -- цементное кольцо; 3 -- перфорационные отверстия; 4 -- перфорационные каналы; 5 -- перфорированный хвостовик; 6 -- забойный фильтр; 7 -- сальник (пакер); 8 -- открытый забой

2. Скважины с забойным хвостовиком (рисунок 2.1б) предназначены для продуктивных горизонтов, представленных крепко сцементированными (очень крепкими) коллекторами. Скважина бурится до проектной отметки, затем в нее спускается обсадная колонна, нижняя часть которой на толщину продуктивного горизонта имеет насверленные отверстия. После спуска обсадной колонны проводится ее цементирование выше кровли продуктивного горизонта; при этом пространство между стенкой и обсадной колонной на толщину продуктивного горизонта остается свободным.

Приток в такую скважину аналогичен таковому в совершенную скважину, но забой является закрепленным, что исключает уменьшение диаметра скважины даже в случае частичного обрушения призабойной зоны.

- Скважины с забойным фильтром (рисунок 2.1в) предназначены для слабосцементированных (рыхлых) коллекторов. До кровли продуктивного горизонта скважина бурится с диаметром, соответствующим диаметру эксплуатационной колонны. Затем в скважину спускаются обсадные трубы и производится цементирование. Продуктивный горизонт разбуривается долотом меньшего диаметра до подошвы. Перекрытие продуктивного горизонта осуществляется фильтром, закрепляемым в нижней части обсадной колонны на специальном сальнике. Фильтр предназначен для предотвращения поступления песка в скважину. Известно большое количество фильтров, различающихся не только конструкцией, но и материалом, из которого они изготавливаются.

- Скважины с открытым забоем (рисунок 2.1г) предназначены для однородных устойчивых (прочных) коллекторов. Нижняя часть скважины (до кровли продуктивного горизонта) не отличается от таковой для скважин с забойным фильтром. Продуктивный горизонт разбуривается также долотом меньшего диаметра до подошвы; при этом ствол скважины против продуктивного пласта остается открытым.

Совершенно очевидно, что такая конструкция обладает наилучшим гидродинамическим совершенством, но имеет ограниченное распространение в силу ряда недостатков, основными из которых являются:

- ограниченность или даже невозможность эксплуатации продуктивных горизонтов сложного строения;

- небольшая толщина продуктивного горизонта;

- невозможность эксплуатации скважины с достаточно большими депрессиями вследствие разрушения продуктивного горизонта (обвалы ПЗС).

3.2 Перфорация обсадных колонн и принцип действия применяемых перфораторов

Скважины с перфорированным забоем доминируют в нефтедобывающей отрасли, в связи с чем представляется разумным рассмотреть основные методы перфорации скважин.

По принципу действия технических средств и технологий, применяемых для перфорации скважин, все методы можно разделить на следующие:

- взрывные;

- гидродинамические;

- механические;

- химические.

1. К взрывным методам относятся пулевая, торпедная и кумулятивная перфорация.

Пулевая перфорация осуществляется так называемым пулевым перфоратором, в котором имеются каморы с взрывчатым веществом, детонатором и пулей диаметром 12,5 мм. В результате практически мгновенного сгорания заряда давление на пулю достигает 2 тыс. МПа; под действием этого давления пуля пробивает обсадную колонну, цементный камень и может внедряться в породу, образуя перфорационный канал длиной до 150 мм, диаметр которого равен 12 мм. Существуют пулевые перфораторы с горизонтальными и вертикальными стволами.

Торпедная перфорация осуществляется разрывными снарядами диаметром 32 или 22 мм. При попадании снаряда в горную породу после выстрела происходит взрыв внутреннего заряда снаряда и дополнительное воздействие на горную породу в виде образования системы трещин. Длина перфорационных каналов при торпедной перфорации достигает 160 мм. Торпедная перфорация осуществляется аппаратами с горизонтальными стволами.

Кумулятивная (беспулевая) перфорация осуществляется за счет фокусирования продуктов взрыва заряда специальной формы, как правило, конической. Заряд конической формы облицован тонким медным листовым покрытием. При подрыве заряда медная облицовка заряда расплавляется, смешивается с газами и в виде газометаллической фокусированной струи прорезает канал в колонне, цементном камне и горной породе. Давление в струе достигает 0,3 млн. МПа, а скорость ее -- 8 км/с. При этом образуется перфорационный канал длиной до 350 мм и диаметром до 14 мм. Кумулятивные перфораторы делятся на корпусные и бескорпусные (ленточные), но снаряды в них располагаются всегда горизонтально.

В настоящее время кумулятивная перфорация является наиболее распространенной, т.к. позволяет в широком диапазоне регулировать характеристики зарядов, подбирая наилучшие для каждого конкретного продуктивного горизонта.

Вместе с тем всем взрывным методам присущи определенные недостатки, некоторые из которых являются весьма существенными. Так как при взрыве создается высокое давление и возникает ударная волна, в обсадной колонне и особенно в цементном камне возникают нарушения, связанные с трещинообразованием, нарушением связи цементного камня с горными породами и обсадной колонной и потерей герметичности заколонного пространства. В процессе эксплуатации скважины это приводит к заколонным перетокам.

Перфорационные каналы, создаваемые при взрывных методах, имеют уплотненные стенки, а сами каналы засорены не только продуктами взрыва, но и различными разрушающимися деталями (герметизирующая резина, фрагменты ленты ленточных перфораторов и др.).

2. Среди возможных гидродинамических методов вторичного вскрытия наиболее интересной на сегодня является гидропескоструйная перфорация, входящая в арсенал средств и методов нефтегазодобывающего предприятия. Так как этот метод является не только методом перфорации, но и методом искусственного воздействия на ПЗС.

3. Механический метод перфорации является сравнительно новым и осуществляется сверлящим перфоратором, представляющим из себя, по существу, электрическую дрель. Этот перфоратор представляет собой корпус с электромотором. Сверло расположено в корпусе горизонтально. В связи с этим выход сверла определяется диаметром корпуса, что в ряде случаев является недостаточным.

При этом методе вторичное вскрытие осуществляется сверлением отверстий диаметром 14--16 мм; при сверлении обсадной колонны давление на цементный камень является малым, и он не повреждается. При соответствующем выходе сверла просверливаются не только обсадная колонна и цементный камень, но и часть горной породы. Поверхность такого канала является гладкой, а горная порода не уплотненной. Отсутствуют заусенцы и на внутренней поверхности обсадной колонны.

Как показало промышленное использование сверлящих перфораторов, они не повреждают цементного камня и не нарушают герметичности заколонного пространства, позволяя эффективно вскрывать продуктивные горизонты вблизи водонефтяного потока, избегая преждевременного обводнения скважин, которое неизбежно при взрывных методах. Недостатком сверлящего перфоратора является ограниченный выход сверла. Это не всегда обеспечивает эффективное вскрытие, особенно при эксцентричном расположении обсадной колонны в цементном камне, что характерно для наклонно-направленных скважин.

4. К химическим методам перфорации можно отнести такие, при которых вторичное вскрытие происходит за счет химической реакции, например, металла с кислотой. Рассмотрим следующую технологию вторичного вскрытия.

Обсадная колонна длиной, равной толщине продуктивного горизонта или необходимому интервалу вскрытия, просверливается в соответствии с выбранной плотностью перфорации до спуска ее в скважину (на поверхности). Просверленные отверстия закрываются, например, магниевыми пробками, длина которых равна сумме толщины обсадной колонны и толщины цементного кольца. Затем обсадная колонна спускается в скважину и производится ее цементирование. После схватывания цементного раствора в скважину закачивается расчетное количество раствора соляной кислоты, которое продавливается до интервала вскрытия. Взаимодействие солянокислотного раствора с магниевыми пробками приводит к их растворению, и через определенное время магниевые пробки растворяются полностью, раскрывая просверленные в обсадной колонне отверстия и отверстия, образовавшиеся в цементном камне. В результате этого создается хорошая гидродинамическая связь призабойной зоны с полостью скважины.

4. Исследование скважин и пластов

4.1 Геофизические методы исследования скважин

Гидродинамические и промыслово-геофизические методы исследования скважин.

ГИС применяют для решения геологических и технических задач. К геологическим задачам, в первую очередь, относятся литологическое расчленение разрезов, их корреляцию, выявление полезных ископаемых и определение параметров, необходимых для подсчета запасов. К техническим задачам относят изучение инженерно-геологических и гидрогеологических особенностей разрезов, изучение технического состояния скважин, контроль разработки месторождений нефти и газа.

Основные методы ГИС: электрические, электромагнитные, ядерно-физические, акустические. Существуют также термические, магнитные, гравиметрические, механические и геохимические методы.

4.2 Гидродинамические методы исследования скважин

Основными гидродинамическими методами исследований скважин являются:

- метод установившихся отборов;

- метод карт изобар;

- метод восстановления давления;

- метод гидропрослушивания.

Все эти методы используются, в той или иной степени, в нашем НГДУ.

Метод установившихся отборов (метод пробных откачек) является на практике самым распространенным. Он применяется при исследовании всех действующих нагнетательных и добывающих скважин. Сущность метода сводится к установлению путем промысловых измерений зависимости между дебитом скважин и величиной ее забойного давления при установившихся режимах эксплуатации. Этот метод позволяет определить коэффициент продуктивности и гидропроводности скважины.

Метод карт изобар используется для исследования пласта в целом. Этот метод предусматривает измерение пластового давления во всех скважинах изучаемого участка пласта с последующем воспроизведением на базе этих данных общей карты распределения давления в пласте путем построения карты изобар. Метод позволяет узнать и оценить параметры пласта, определить скорость движения жидкости в различных участках пласта.

Метод восстановления давления основан на изучении процессов изменения забойного давления и дебита скважины во времени при переходе от одного установившегося режима ее эксплуатации к другому. Простейшим и наиболее часто применяемым вариантом этого метода является непрерывная регистрация забойного давления скважины после прекращения ее эксплуатации.

Метод гидропрослушивания по существу близок к методу восстановления давления. Отличие заключается в том, что при изменении режима эксплуатации скважин, изменение давления регистрируется на забое другой скважины.

В Краснохолмском УДНГ филиала «Башнефть-Янаул» довольно часто на скважинах производится замер статического и динамического уровня. Эту работу проводит оператор по исследованию скважин. При этом используется следующее оборудование: либо глубинный пъезограф с лебедкой, либо эхолот (используется наиболее часто).

Пъезограф - глубинный прибор предназначенный для определения небольших приращений уровня относительно какого-либо начального положения.

Для измерения положения уровня жидкости в глубинных скважинах применяются эхолоты, действие которых основано на определении времени прохождения упругой звуковой волны от устья до поверхности.

Эхолот ЭС-50 предназначен для измерения статического и динамического уровня в скважине. Принцип действия эхолота заключается в следующем. Во время прохождения звуковой волны через нагретую вольфрамовую нить, по которой протекает постоянный ток (0,2-0,3А), ее температура изменяется. Изменение силы тока регистрируется с помощью электроизмерительного прибора на диаграммной ленте, перемещающейся с постоянной скоростью. Эта диаграмма называется эхограммой: зная скорость движения диаграммной ленты, по расстоянию между пиками определяют время прохождения волны от устья до репера и уровня жидкости.

Рисунок 6.1 Эхолот ЭС-50 1 - ударный механизм; 2 - пороховой заряд; 3 - пламягаситель; 4 - термофон с вольфрамовой нитью; 5 - регистратор; 6 - лентопротяжный механизм; 7 - щелочной аккумулятор.

Эхолот ЭС-50 применяется в скважинах с различными диаметрами насосных и обсадных труб при глубинах уровня до устья, не превышающих 1200м.



Рисунок 6.2 Погружной пъезограф ППИ-4М

1 - часовой механизм; 2 - барабан; 3 - стойка; 4 - каретка с пишущим пером; 5 - винтовая пружина; 6 - штанга; 8 - цилиндр; 10 - поплавок; 11 - пластинчатая пружина; 12 - ниппель с фильтром.

4. Эксплуатация скважин, оборудованных ШСНУ

Наиболее распространенный способ добычи нефти - применение штанговых скважинных насосных установок (Рис.4.1). Дебит скважин, оборудованных ШГН, составляет от нескольких сотен килограммов до нескольких десятков тонн. Насосы спускают на глубину от нескольких сотен метров до 2000 метров (в отдельных случаях до 3000 м).

Оборудование ШСНУ включает: наземное оборудование, фонтанную арматуру, обвязку устья скважины, станок-качалку, подземное оборудование, насосно-компрессорные трубы, насосные штанги, штанговый скважинный насос.

В скважине, оборудованной ШСНУ, подача жидкости осуществляется глубинным плунжерным насосом, который приводится в действие с помощью специального привода (станка-качалки) посредством колонны штанг. Станок-качалка преобразует вращательное движение электродвигателя в возвратно-поступательное движение подвески штанг.

Основными элементами СК является рама (21), стойка (8) с балансиром (13), два кривошипа (15) с двумя шатунами (14), редуктор (16), клиноременная передача (18), электродвигатель (19) и блок управления, который подключается к промысловой линии силовой электропередачи.

Рама выполнена из профилированного проката в виде двух полозьев, соединенных между собой поперечинами. На раме крепятся все основные узлы СК.

Стойка выполнена из профилированного проката четырехногой конструкции с поперечными связями.

Балансир состоит из дуговой головки (10) и тела балансира (13) одноблочной конструкции.

Опора балансира создает шарнирное соединение балансира с траверсой и шатунами.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 4.1 Оборудование ШСНУ

1 - фильтр; 2 - скважинный насос; 3 - насосно-компрессорные трубы; 4 - насосные штанги; 5 - тройник; 6 - устьевой сальник; 7 - сальниковый шток; 8 - стойка СК; 9 - траверсы канатной подвески; 10 - головка балансира; 11 - фундамент; 12 - канатная подвеска; 13 - балансир; 14 - шатун; 15 - кривошип; 16 - редуктор; 17 - ведомый шкив; 18 - клиноременная передача; 19 - электродвигатель; 20 - противовес; 21 - рама; 22 - ручной тормоз; 23 - салазка электродвигателя.

Траверса предназначена для соединения балансира с двумя параллельно работающими шатунами.

Шатун представляет стальную трубную заготовку, которая с одного конца прижимается к пальцу, а с другого - шарнирно к траверсе.

Кривошип преобразует вращательное движение ведомого вала редуктора в вертикальное возвратно-поступательное движение колонны штанг.

Редуктор предназначен для уменьшения частоты вращения, передаваемой от электродвигателя кривошипам станка-качалки. Редуктор - двухступенчатый, с цилиндрической шевронной зубчатой передачей.

Тормоз (22) выполнен в виде двух колодок, крепящихся к редуктору.

Клиноременная передача соединяет электродвигатель и редуктор и состоит из клиновидных ремней, шкива редуктора и набора быстросменных шкивов.

Электродвигатель - асинхронный, трехфазный с повышенным пусковым моментом, короткозамкнутый, в закрытом исполнении.

Поворотная салазка (23) под электродвигатель служит для быстрой смены и натяжения клиновидных ремней.

Подвеска устьевого штока предназначена для соединения устьевого штока (7) с СК. Она состоит из канатной подвески (12) и верхних и нижних траверс (9).

Для герметизации устьевого штока фонтанная арматура оборудуется сальниковым устройством. Устьевой шток соединяется с помощью колонны штанг с плунжером глубинного штангового насоса.

Насос работает следующим образом. При ходе плунжера вверх в межклапанном пространстве цилиндра создается разрежение, за счет чего открывается всасывающий клапан (шарик поднимается с седла) и цилиндр заполняется при закрытом нагнетательном клапане. Последующим ходом плунжера вниз межклапанный объем сжимается, открывается нагнетательный клапан и поступившая в цилиндр жидкость перетекает в зону над плунжером при закрытом всасывающем клапане. Периодически совершаемые плунжером перемещения вверх и вниз обеспечивают откачку пластовой жидкости и нагнетание ее на земную поверхность.

Основные принципы телемеханизации нефтепромысла.

А. Контроль и учет работы скважин.

Б. Регистрация объема добываемой жидкости.

В. Прием и регистрация сигнала аварии при аварийном состоянии оборудования.

Г.Контроль работы блоков БР - 2,5.

Д. Обеспечение связью операторов с диспетчером.

В настоящее время основные процессы добычи нефти на промыслах полностью автоматизированы, контролируются и управляются с диспетчерского пульта.

Автоматизация и телемеханизация процессов добычи нефти дают значительный эффект, который выражается в следующем:

1. Повышается производительность труда рабочих, занятых в добычи нефти.

2. Увеличивается суточный отбор нефти из скважин вследствие более оперативного регулирования режима их работы.

3. Уменьшаются потери нефти вследствие сокращения простоя действующих скважин, своевременного обнаружения аварий на скважинах и быстрой их ликвидации.

4. Уменьшаются затраты на ремонт наземного оборудования и на подземный ремонт глубинно-насосных скважин, так как защитные устройства предотвращают развитие незначительных неисправностей в тяжелые аварии.

5. Повышается культура производства, облегчаются условия труда операторов по добычи нефти, в значительной степени сокращаются работы в ночное время.

4.1 Подбор ШСНУ по производительности и глубине спуска

Подбор ШСНУ определяется:

- выбором типоразмера насоса и параметров откачки с учетом группы посадки и напора ШСНУ;

- выбором глубины спуска ШСНУ, с учетом динамического уровня, кривизны ствола скважины, а также прочности колонны штанг;

- прочность колонны штанг задает предельную глубину спуска и определяется сопоставлением допускаемого и фактического приведенного напряжения в штангах;

- допускаемое приведенное напряжение в штангах_{пр доп}; МПа определяется маркой стали и видом термической обработки материала штанг. Конкретные значения определяются по паспортным и справочным данным. Для промышленно выпускаемых отечественных штанг, значения _{пр доп} находятся в пределах 60-170 МПа.

- фактического приведенного напряжения в штангах_пр ; МПа определяется условным диаметром плунжера, диаметром и весом в жидкости насосных штанг, гидростатической нагрузкой столба жидкости в НКТ, конструкцией ствола скважины.

Приведенное напряжение в колонне штанг возрастает при увеличении:

типопазмера насоса, глубины спуска штанг удельного веса и вязкости жидкости, устьевого давления, сил трения, длины хода и числа двойных ходов плунжера, снижении динамического уровня, при наличии гидратопарафиноотложений в НКТ, мехпримесей в насосе непрямолинейности плунжерной пары. Наличие скребков-центраторов на штангах также приводит к увеличению приведенного напряжения в колонне штанг.

Подбор оборудования ШСНУ производится при каждом ремонте скважины. Подбор типоразмера ШСНУ рекомендуется производить по производительности насоса соответствующей длине хода плунжера L=2,5м, с числом двойных ходов плунжера N=4-6 мин^-1.

При выборе режима откачки ШСНУ предпочтение отдается максимальной длине хода при минимальном числе двойных ходов плунжера.

При эксплуатации ШСНУ погружение под динамический уровень ( h погр) должно составлять для скважин с обводненностью более 50- 350м ( из расчета обеспечения давления на приеме насоса Рпр=2,5 МПа), для скважин с обводненностью до 50 - 430 метров ( из расчета обеспечения давления на приеме насоса Рпр=3,0 МПа).

Рекомендуемые значения по глубине спуска ШСНУ и конструкции колонны штанг отечественного производства приведены в таблице 5.1

Таблица 4.1

Тип ШСНУ	Область применения м3/сутки	Глубина спуска, метр	Штанговая колонна
			19 мм	22 мм
НСВ-29	менее 8	1500-1550-1600	70	30
НСВ-32	5-12	1400-1450-1500	70	30
НСВ-38	8-17	1300-1350-1400	65	35
НСВ(Н)-44	10-25	1200-1250-1300	60	40
НСН-57	свыше 20	950-1000-1050	45	55
		1100-1150-1200		25-45 22-55

Применение НСН-57 - ввиду не значительной допустимой глубины спуска насоса, оправдано при условии создания ограниченных значений депрессии на пласт. В остальных случаях приоритет способа эксплуатации ЭЦН.

Подбор интервала размещения.

Влияние кривизны ствола в ННС оказывает существенное влияние на долговечность работы ШСНУ. В интенсивно искривленных участках скважин происходит потеря устойчивости и ускоренный износ штанговых колонн, вследствие дополнительных напряжений изгиба и вибрации, истирания муфт штанг и НКТ. Зенитный угол на участке подвески ШСНУ не должен превышать 40, т.к. при невыполнении этого условия прекращается работа клапанов.

Оптимальным является размещение ШСНУ в интервале с интенсивностью набора кривизны не более 3 мин на 10м. При отсутствии прямолинейного участка выбирается участок с наименьшей кривизной в зоне рекомендуемых глубин спуска насоса. В таблице приводятся значения допустимой кривизны для типоразмеров ШСНУ в зависимости от диаметров ЭК, НКТ подъемника и хвостовика. Условием определения допустимой кривизны задается вписываемость без изгиба насоса и НКТ (9м над насосом + 9м под насосом) в интервал ЭК.

4.2 Основные проблемы при эксплуатации ШСНУ

При добыче парафинистой нефти в глубиннонасосных скважинах возникают осложнения, вызванные выпадением парафина на стенках подъемных труб и в узлах глубинного насоса.

Отложения парафина на стенках подъемных труб уменьшают их поперечное сечение, в результате чего возрастает сопротивление перемещению колонны штанг и движению жидкости.

По мере роста парафиновых отложений увеличивается нагрузка на головку балансира станка-качалки и нарушается его уравновешенность, а в случае сильного запарафинивания труб снижается и коэффициент подачи насоса. Отдельные комки парафина, проникающие в насос извне, попадая под клапаны, могут нарушить их герметичность.

В глубиннонасосных скважинах принимаются различные меры против отложений парафина.

Термический метод депарафинизации насосных труб применяется в различных вариантах. Наиболее простой способ термической депарафинизации это закачка нагретой нефти в затрубное пространство скважины при работе глубинного насоса. Горячая нефть, нагревая подъемные трубы, расплавляет парафин на их стенках, и он выносится потоком нефти на поверхность.

Наибольшее распространение получил механический метод депарафинизации насосных труб. При этом методе на колонне штанг устанавливаются скребки различной конструкции, которые срезают парафин со стенок труб в процессе возвратно-поступательного движения штанг.

Колонна штанг, оборудованная пластинчатыми скребками, приводится во вращение при помощи специальных приспособлений - штанговращателей. Для измерения нагрузок на штанги и определения качественных показателей работы глубинного насоса применяют приборы, называемые динамографами. Эти приборы записывают на бумаге значения нагрузок на сальниковый шток за одно двойное качание (вверх и вниз) в виде диаграммы. Записанная диаграмма называется динамограммой.

Для исследования глубиннонасосных скважин применяют специальные глубинные манометры лифтовые, которые устанавливают под насосом. Такие манометры спускают в скважины на трубах вместе с насосом. Часовой механизм манометра заводится на длительное время (до 10 суток и более). За этот период проводят весь цикл исследования скважины.

В большинстве случаев при исследовании глубиннонасосных скважин находят зависимость «дебит динамический уровень» или определяют забойное давление по высоте динамического уровня жидкости в скважине.

Широкое распространение получили различные эхометрические установки для замера динамического уровня, основанные на принципе отражения звуковой волны от уровня жидкости в затрубном пространстве скважин.

Правила безопасности при эксплуатации СКН.

Устье скважины оборудуется запорной арматурой и сальниковым устройством для герметизации штока. До ремонта:

1.Отключить эл. двигатель, груз в нижнем положении, поставить на тормоз, вывесить плакат «Не включать! Работают люди»

2.На СКН должен висеть плакат «Пуск автоматически»

3. Система замера дебита, контроля пуска, остановки скважин должны иметь выход на диспетчерский пульт.

4. Кривошипно-шатунный механизм, тормозная площадка должны иметь ограждения

5.СКН должен быть установлен так, чтобы исключалась возможность соприкосновения движущихся частей с фундаментом и грунтом.

6.В крайнем нижнем положении головки балансира, расстояние между траверсой и подвеской сальникового штока или штангодержателем или устьевым сальником должно быть более 20 см

7.Кондуктор должен быть связан с рамой СКН не менее чем двумя заземляющими стальными проводниками, приваренными в разных местах к раме и кондуктору.

8.Диаметр заземляющего проводника должен быть не менее 10 мм.

9.Проводник должен быть углублен в землю на 0,5 м.

10. Соединение заземления должно быть доступно к осмотру.

11.Применение каната не допускается.

5. Эксплуатация скважин, оборудованных УЭЦН

К подземному оборудованию относятся: а) электроцентробежный насос, являющийся основным исполнительным узлом установки (ЭЦН); б) погружной электродвигатель (ПЭД), являющийся приводом насоса; в) система гидрозащиты, осуществляющая защиту ПЭД от попадания в него пластовой жидкости и состоящая из протектора и компенсатора; г) токоведущий кабель, служащий для подачи электроэнергии к ПЭД; д) насосно-компрессорные трубы (НКТ), являющиеся каналом, по которому добываемая жидкость поступает от насоса на дневную поверхность.

К наземному оборудованию относятся: а) устьевая арматура, служащая для направления и регулирования поступающей жидкости из скважины и герметизации устья и кабеля; б) станция управления погружным двигателем, осуществляющая запуск, контроль и управление работой УЭЦН; в) трансформатор, предназначенный для регулирования величины напряжения, подаваемого к ПЭД; г) подвесной ролик, служащий для подвески и направления кабеля в скважину при спуско-подъемных операциях.

На рис.5.1 приведена скважина, оборудованная для эксплуатации УЭЦН, на рис.5.2 - электроцентробежный насос.

Рис. 5.1. Установка электроцентробежного насоса

1 - компенсатор; 2 - погружной электродвигатель; 3 - протектор; 4 - нижняя секция насоса; 5 - верхняя секция насоса; 6 - кабель; 7 - муфта; 8 - металлический пояс; 9 - устьевая арматура; 10 - станция управления; 11 - автотрансформатор; D-диаметр эксплуатационной колонны

5.1 Электроцентробежный насос

Электроцентробежный насос является основным узлом установки. В центробежных насосах перекачиваемая жидкость получает напор на лопатках быстровращающегося рабочего колеса. При этом происходит превращение кинетической энергии движущейся жидкости в потенциальную энергию давления.

Поскольку ЭЦН - центробежный насос, созданный для эксплуатации нефтяных скважин, это повлекло за собой ряд конструктивных особенностей, присущих только этому классу насосов, а именно: а) насос должен иметь минимальные габариты, ограничиваемые диаметром скважин; б) насос должен иметь широкий диапазон производительностей и напоров; в) насос подвешивается в вертикальном положении и недоступен осмотру и обслуживанию.

Рис. 5.2. Погружной центробежный насос

1 - секция верхняя с ловильной головкой; 2 - секция нижняя; 3 - муфта глянцевая; 4 - пята опорная; 5 - корпус подшипника; 6 - аппарат направляющий; 7 - колесо рабочее; 8 - корпус; 9 - вал; 10 - шпонка; 11 - подшипник скольжения; 12 - втулка защитная; 13 - основание; 14 - сетка фильтра; 15 - муфта приводная