Газовый режим (режим растворенного газа) характерен для залежей с пологим падением пластов при отсутствии свободного газа и без напора краевой воды

Эффективность расходования пластовой энергии при газовых режимах характеризуется газовым фактором – количеством газа, приведенном к нормальным условиям, приходящимся на 1 т извлекаемой нефти.

В процессе эксплуатации нефтяной залежи, характеризующейся режимом растворенного газа, наблюдается непрерывное снижение пластового давления и увеличение газового фактора, что указывает на неэкономичное расходование пластовой энергии. Коэффициенты нефтеотдачи при этом режиме наиболее низкие и, как показывают экспериментальные данные, составляют 0,15 – 0,30.

Для восполнения пластовой энергии в нефтяных залежах, разрабатываемых на режиме растворенного газа, необходимо применять методы искусственного поддержания пластового давления путем закачки в залежь воды или газа.

Рассмотрим еще один источник пластовой энергии – силу тяжести.

Все нефтесодержащие породы залегают под некоторым углом к горизонтальной площади. Поэтому находящаяся в них нефть под действием силы тяжести стремится переместиться вниз по падению пластов. Чем больше угол наклона пласта, тем большей энергией силы тяжести обладает заключающаяся в нем нефть.

Энергия напора, возникающего вследствие проявления силы тяжести, оказывается иногда единственным видом энергии, продвигающей нефть к забоям нефтяных скважин. Режим дренирования таких залежей называется гравитационным.

Газовые залежи могут эксплуатироваться при водонапорном, газовом и смешанном режимах.

Вопрос 25:Системы разработки нефтяных и газовых месторождений, классификация и характеристика

Под системой разработки месторождений понимается комплекс мероприятий по извлечению нефти и газа из недр и управлению этим процессом. Система разработки определяет количество эксплуатационных объектов, способы воздействия на пласты и темпы отбора нефти из них, размещение и плотность сетки добывающих и нагнетательных скважин, способы и режимы их эксплуатации, мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки, охране недр и окружающей среды. Обосновываются системы разработки в технологических проектных документах.

Большинство нефтяных и газовых месторождений мира состоят из нескольких залежей или пластов, расположенных по-этажно один над другим. В таких многопластовых месторождениях каждый эксплуатационный объект (залежь, пласт) разрабатывается самостоятельно, причем очередность ввода того или иного объекта определяется, исходя из технико-экономических соображений.

Иногда одной сеткой скважин совместно разрабатываются несколько объектов. Так разрабатываются месторождения, в которых эксплуатационные объекты расположены недалеко друг от друга, геолого-физические свойства пластов (состав пород, проницаемость, пластовое давление, размеры залежей, режимы дренирования) и качественные характеристики содержащихся в них нефтей примерно одинаковы.

Может осуществляться также раздельная эксплуатация нескольких объектов одной сеткой скважин. В этом случае все продуктивные пласты данного месторождения (или основные из них) разбуриваются одной сеткой скважины. Скважины оснащаются оборудованием, обеспечивающим извлечение нефти или газа из каждого пласта на поверхность но самостоятельным каналам: например, нефть из одного пласта извлекается по подъемным трубам, а из другого – по межтрубному пространству.

Высокопродуктивные пласты одного и того же месторождения в основном объекты самостоятельной разработки: каждый такой пласт разрабатывается по своей сетке размещения скважин, бурить которые можно как одновременно, так и последовательно. При применении такой системы разбуривания многопластового месторождения обеспечивается быстрый рост добычи нефти или газа. Однако при этом затрачивается большое количество металла и средств, так как скважины бурятся на одной площади. При этом используют несколько сеток размещения скважин.

Под рациональной системой разработки нефтяных месторождений подразумевается такая система, при которой месторождение разбуривается минимально допустимым числом скважин, обеспечивающим заданные темпы добычи нефти, высокую конечную нефтеотдачу при возможно минимальных капитальных вложениях и минимальной себестоимости нефти.

Вопрос 26:Искусственное поддержание пластового давления.

Естественная пластовая энергия в большинстве случаев не обеспечивает высоких темпов и достаточной полноты отбора нефти из залежи. Даже при наиболее эффективном водонапорном режиме дренирования в процессе разработки залежи пластовые давления обычно снижаются, что указывает на истощение пластовой энергии. Это объясняется тем, что объем поступающей в нефтяную часть залежи пластовой воды обычно меньше объема извлекаемых из пласта нефти и газа, вследствие чего пластовое давление начинает падать.

Искусственное поддержание пластовой энергии – наиболее эффективное мероприятие по увеличению темпа отбора нефти из залежи и получению повышенных коэффициентов нефтеотдачи, характерных для напорных режимов разработки.

В большинстве случаев поддержание пластовой энергии осуществляется применением законтурного заводнения, т. е. закачанной воды в законтурные водоносные зоны залежи (рис.9.2).

Воду закачивают в пласт через нагнетательные скважины, размещаемые за внешним контуром нефтеносности по периметру залежи. Эксплуатационные нефтяные скважины располагаются внутри контура нефтеносности рядами, параллельными контуру.

В результате заводнения создается искусственный контур питания залежи водой, приближенный к зоне разработки пласта, что создает благоприятные условия для повышения отбора нефти из него и, следовательно, для интенсификации разработки залежи. В этом случае повышенное давление, создаваемое на линии нагнетательных скважин, активно воздействует только на 2 – 4 близлежащих ряда эксплуатационных скважин.

Вопрос 27:Способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин.

Эксплуатация нефтяных скважин ведется фонтанным, газлифтным или насосным способом.

Подъем жидкости и газа от забоя скважины на поверхность составляет основное содержание процесса эксплуатации скважин. Этот процесс может происходить как за счет природной энергии Wп, так и за счет вводимой в скважину энергии с поверхности Wи.

Газожидкостная смесь, выходя из ствола скважин через специальное устьевое оборудование, направляется в сепараторы (отделители жидкости от газа) и замерные приспособления, затем поступает в промысловые трубопроводы. Для обеспечения движения смеси в промысловых трубопроводах на устье скважин поддерживается давление.

На основании изложенного можно составить следующий энергетический баланс:

W1 + W2 + W3 = Wп + Wи,

где W1 – энергия на подъем жидкости и газа с забоя до устья скважины; W2 – энергия, расходуемая газожидкостной смесью при движении через устьевое оборудование; W3 – энергия, уносимая струей жидкости и газа за предел устья скважины; если Wи = 0, то эксплуатация называется фонтанной; при Wи ≠ 0 эксплуатация называется механизированной добычей нефти.

Передача энергии Wи осуществляется сжатым газом или воздухом, либо насосами, способ эксплуатации называется газлифтный или насосный.

Фонтанирование только от гидростатического давления пласта (Рпл) редко в практике эксплуатации нефтяных месторождений;

условие фонтанирования:

Рпл > r•g•h.

В большинстве случаев вместе с нефтью в пласте находится газ, и он играет главную роль в фонтанировании скважин. Это справедливо даже для месторождений с явно выраженным водонапорным режимом. Для водонапорного режима характерно содержание в нефти газа, находящегося в растворенном состоянии и не выделяющегося из нефти в пределах пласта.

Пластовый газ делает двойную работу: в пласте выталкивает нефть, а в трубах поднимает.

При одном и том же количестве газа не в каждой скважине можно получить фонтанирование. Смесь нефти и газа, движущаяся в скважине, представляет собой чередование прослоев нефти с прослоями газа: чем больше диаметр подъемных труб, тем больше надо газа для подъема нефти.

После спуска в такие скважины лифтовых труб малого диаметра удается достигнуть фонтанирования. Поэтому с целью рационального использования энергии расширяющего газа все скважины, где ожидается фонтанирование, перед освоением оборудуют лифтовыми трубами условным диаметром от 60 до 114 мм, по которым происходит движение жидкости и газа в скважине.

Диаметр подъемных труб подбирают опытным путем в зависимости от ожидаемого дебита, пластового давления, глубины скважины и условий эксплуатации. Трубы опускают до фильтра эксплуатационной колонны.

При фонтанировании скважины через колонну труб малого диаметра газовый фактор уменьшается, в результате чего увеличивается продолжительность фонтанирования. Нередко скважины, которые фонтанировали по трубам диаметром 114, 89, 73 мм, переходили на периодические выбросы нефти и останавливались. В этих случаях период фонтанирования скважины удавалось продлить путем замены фонтанных труб меньшего диаметра: 60, 48, 42, 33 мм. Это один из способов продления фонтанирования малодебитных скважин.

Вопрос 28:Фонтанная эксплуатация скважин, оборудование устья фонтанной скважины. Тетрадь лекции. Еслт этот вопрос будет сфоткаешь все и скинешь

Устье скважины заканчивается колонной головкой, которая обвязывает, т.е. соединяет между собой обсадные колонны и герметизирует пространство между ними. На верхний фланец колонной головки устанавливают фонтанную арматуру с манифольдом. В свою очередь, фонтанная арматура состоит из трубной головки и елки (рис. 10.1).

Рисунок 10.1 – Типовые схемы фонтанной арматуры:

1 – фонтанная елка; 2 – трубная обвязка

Трубная головка предназначена для подвески одного или двух рядов подъемных труб, их герметизации, а также позволяет выполнять технологические операции при освоении, эксплуатации и ремонте скважин. Колонны подъемных труб подвешивают к трубной головке на резьбе или муфте.

Фонтанная елка предназначена для направления потока продукции через манифольд и выкидную линию на замерную установку, для регулирования режима эксплуатации и контроля за работой скважины путем спуска глубинных приборов.

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 крестовые и тройниковые, по числу спускаемых в скважину рядов труб однорядные и двухрядные и оборудованы задвижками или кранами.

Типовые схемы фонтанных елок (рис. 10.2) включают либо один (схемы 2 и 1), либо два (схемы 3 и 4) тройника (одно или двухъярусная арматура), либо крестовину (крестовая арматура – схемы 5 и 6).

Рисунок 10.2 – 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.

Освоение и пуск в эксплуатацию фонтанной скважины проводится при установленной на ее устье фонтанной арматуры и спущенных фонтанных трубах одним из следующих способов: 1) заменой жидкости, заполняющей ствол скважины после бурения, на более легкую, – например, глинистого раствора на воду, воды на нефть – промывка; 2) насыщение заполняющей скважину жидкости газом или воздухом, нагнетаемым с поверхности, – продавка сжатым газом (воздухом); 3) заменой жидкости в скважине на газожидкостную смесь – аэрация.

После пуска фонтанной скважины в эксплуатацию принимают меры по обеспечению длительного и бесперебойного фонтанирования ее и по наиболее рациональному расходованию пластовой энергии. Правильная эксплуатация фонтанной скважины заключается в обеспечении оптимального дебита при возможно меньшем газовом факторе. Кроме того, на месторождениях, где продуктивные пласты сложены из песков, во время фонтанирования скважины необходимо поддерживать такие скорости струи жидкости, чтобы песок не мешал нормальной работе скважины, т. е. чтобы поступление песка в нее было наименьшим. В процессе фонтанирования необходимо также регулировать соотношение нефти и воды в продукции скважины, когда она начинает обводняться в результате прорыва контурных или подошвенных вод.

Работа фонтанной скважины в большинстве случаев регулируется созданием противодавления на выкидных линиях при помощи штуцеров – цилиндрических болванок со сквозным отверстием в центре (иногда дисков с отверстием). Диаметр отверстия зависит от заданного режима эксплуатации скважины и подбирается опытным путем. Обычные пределы диаметра штуцеров составляют 3 – 15 мм и редко выше. Штуцера устанавливают на выкидных линиях сразу же за боковой задвижкой.

Исследование фонтанных скважин необходимо для установления оптимального режима эксплуатации. Исследования проводятся как методом пробных откачек, так и по кривой восстановления забойного давления после остановки скважины. Метод пробных откачек применяют при исследовании для определения продуктивной характеристики скважин и установления технологического режима ее работы, а исследование по кривой восстановления забойного давления – для определения параметров пласта.

Кроме этого, периодически ведут отбор проб для определения свойств нефти.

Идея метода пробных откачек – в замене (4 – 5 раз) штуцеров и измерении параметров.

Глубинные измерения производятся глубинными приборами (манометрами), которые лебедками (ручными, механизированными) спускают в скважину на стальной проволоке диаметром от 0,6 до 2,0 мм.

По данным исследования строят графики зависимости дебита скважины Q от забойного давления Р или от величины депрессии ∆Р, т. е. перепада между пластовым и забойным давлениями (∆Р = Р – Р). Такие графики называются индикаторными диаграммами скважин. По форме линии индикаторных диаграмм (рис. 10.3) могут быть прямыми (линия 1), выпуклыми (линия 2) и вогнутыми (линия 3) относительно дебитов.

Для добывающих скважин могут быть построены прямолинейные диаграммы (когда эксплуатируется пласт с водонапорным режимом и приток однородной жидкости в скважину происходит по линейному закону фильтрации); криволинейные – с выпуклостью, обращенной к оси дебитов; и диаграммы, одна часть которых прямолинейна, а другая при увеличении депрессии и дебитов – криволинейна (рис.10.3, линия 4). Искривление индикаторной линии обычно происходит вследствие нарушения линейного закона фильтрации.

Рисунок.10.3 – Индикаторные диаграммы

Во всех случаях, когда залежь эксплуатируется на режиме, отличающемся от водонапорного, индикаторная линия будет выпуклой по отношению к оси дебитов.

Форма индикаторной линии может быть вогнутой по отношению к оси дебитов (рис. 10.3, линия 3). Поэтому в тех случаях, когда получают вогнутые индикаторные линии, исследование на приток считают неудовлетворительным и его необходимо повторить.

Приток жидкости к забою скважины определяется зависимостью:

Q = K (Р – Р)n,

(

где К – коэффициент продуктивности; n – коэффициент, показывающий характер фильтрации жидкости через пористую среду.

При линейном законе фильтрации n = 1 (индикаторная линия – прямая). Линию, выпуклую к оси дебитов, получают при n > 1, а вогнутую – при n < 1. При линейном законе фильтрации уравнение принимает вид

Q = K(Р – Р).

Коэффициентом продуктивности добывающей скважины К называется изменение ее дебита при изменении перепада (депрессии) между пластовым и забойным давлениями на единицу:

Если дебит измерять в т/сут (м3/сут), а перепад давления в МПа, то размерность коэффициента продуктивности будет т/(сут•МПа), или м3/(сут•МПа). Коэффициент продуктивности обычно определяют по данным индикаторной линии. Если индикаторная линия имеет прямолинейный участок, который затем переходит в криволинейный, то коэффициент продуктивности определяют только по прямолинейному участку. Для установления коэффициента продуктивности по криволинейному участку необходимо знать перепад давления, соответствующий этому коэффициенту.

По полученному в результате исследования скважины коэффициенту продуктивности устанавливают режим ее работы, подбирают необходимое эксплуатационное оборудование. По изменениям этого коэффициента судят об эффективности обработок призабойной зоны скважин, а также о качестве подземных ремонтов. Сравнивая газовые факторы и коэффициенты продуктивности до и после обработки или ремонта скважины, судят о состоянии скважины.

Вопрос 29:Газлифтный способ эксплуатации скважины

Газлифтная эксплуатация является продолжением фонтанной эксплуатации, когда пластовая энергия уменьшается настолько, что подъем жидкости на поверхность ею не обеспечивается и возникает необходимость в дополнительной энергии. В качестве дополнительной энергии используется газ высокого давления.

В результате смешивания дополнительно поступающего в скважину газа с пластовой жидкостью образуется газожидкостная смесь пониженной плотностью, что снижает давление на забое скважины. Пониженное забойное давление обеспечивает приток продукции из пласта и подъем газожидкостной смеси на поверхность.

Вопрос 30: Эксплуатация скважин штанговыми насосными установками. (31.Элементы оборудования штанговой насосной установки.) рисунок сфоткай и пришли

ШСНУ включает:

1. Наземное оборудование: станок-качалка (СК), оборудование устья.

2. Подземное оборудование: насосно-компрессорные трубы (НКТ), насосные штанги (НШ), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.

Отличительная особенность ШСНУ состоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг.

Глубинная штанговая насосная установка (рис. 11.1) состоит из скважинного насоса 2 вставного или не вставного типов, насосных штанг 4 насосно-компрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8, сальникового уплотнения 6, сальникового штока 7, станка-качалки 9, фундамента 10 и тройника 5. На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра 1.

Станок-качалка сообщает штангам возвратно-поступательное движение, близкое к синусоидальному. СК имеет гибкую канатную подвеску для сочленения с верхним концом полированного штока и откидную или поворотную головку балансира для беспрепятственного прохода спуско-подъемных механизмов (талевого блока, крюка, элеватора) при подземном ремонте.

Балансир качается на поперечной оси, укрепленной в подшипниках, и сочленяется с двумя массивными кривошипами с помощью двух шатунов, расположенных по обе стороны редуктора. Кривошипы с подвижными противовесами могут перемещаться относительно оси вращения главного вала редуктора на то или иное расстояние вдоль кривошипов. Противовесы необходимы для уравновешивания станка-качалки.

Редуктор с постоянным передаточным числом, заполненный маслом, герметичный имеет трансмиссионный вал, на одном конце которого предусмотрен трансмиссионный шкив, соединенный клиноременной передачей с малым шкивом электродвигателя. На другом конце трансмиссионного вала имеется тормозной барабан. Опорный подшипник балансира укреплен на металлической стойке-пирамиде.

Все элементы станка-качалки: пирамида, редуктор, электродвигатель крепятся к единой раме, которая закрепляется на бетонном фундаменте. Кроме того, все СК снабжены тормозным устройством, необходимым для удержания балансира и кривошипов в любом заданном положении.

Рисунок 11.1 – Схема установки штангового скважинного насоса

Точка сочленения шатуна с кривошипом может менять свое расстояние относительно центра вращения перестановкой пальца кривошипа в то или иное отверстие. Этим достигается ступенчатое изменение амплитуды качаний балансира, т. е. длины хода плунжера.

Поскольку редуктор имеет постоянное передаточное число, то изменение частоты качаний достигается только изменением передаточного числа клиноременной трансмиссии и сменой шкива на валу электродвигателя на больший или меньший диаметр.

Промышленностью выпускается большое число станков-качалок различных типоразмеров (так называемый нормальный ряд) грузоподъемностью на головке балансира от 10 до 200 кН, в соответствии с широким диапазоном глубин и дебитов скважин, которые приходится оборудовать штанговыми установками (ШСНУ).

Типоразмеры СК и их основные параметры регламентируются государственным стандартом.

Штанговый скважинный насос состоит из длинного (2 – 4 м) цилиндра той или иной конструкции. На нижнем конце цилиндра укреплен неподвижный всасывающий клапан. Цилиндр подвешивается на трубах. В нем перемещается поршень-плунжер, выполненный в виде длинной (1 – 1,5 м) гладко обработанной трубы, имеющей нагнетательный клапан, также открывающийся вверх. Плунжер подвешивается на штангах. При движении плунжера вверх жидкость через всасывающий клапан под воздействием давления на приеме насоса заполняет внутреннюю полость цилиндра. При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, жидкость под плунжером сжимается и открывает нагнетательный клапан. Таким образом, плунжер с открытым клапаном погружается в жидкость. При очередном ходе вверх нагнетательный клапан под давлением жидкости, находящейся над плунжером, закрывается. Плунжер превращается в поршень и поднимает жидкость на высоту, равную длине хода. Накапливающаяся над плунжером жидкость достигает устья скважины и через тройник поступает в нефтесборную сеть.

Вопрос 32-33:Эксплуатация скважин электроцентробежными насосами, применяемое оборудование.

Электроцентробежная насосная установка - комплекс оборудования для механизированной добычи жидкости через скважины с помощью центробежного насоса, непосредственно соединенного с погружным электродвигателем. Недостатками штанговых насосов является ограниченность глубины их подвески и малая подача нефти из скважин.

На заключительной стадии эксплуатации вместе с нефтью из скважин поступает большое количество пластовой воды, применение штанговых насосов становится малоэффективным. Этих недостатков лишены установки электроцентробежных насосов (рис. 11.2).

Рисунок 11.2 – Установка погружного центробежного насоса:

1 – оборудование устья скважин;

2 – пункт подключательный выносной;

3 – трансформаторная комплексная подстанция; 4 – клапан спускной; 5 – клапан обратный; 6 – модуль-головка; 7 – кабель;

8 – модуль-секция; 9 – модуль насосный газосепаратор; 10 – модуль исходный;

11 – протектор; 12 – электродвигатель;

13 система термоманометрическая.

Электроцентробежные насосы – это малогабаритные (по диаметру) центробежные, секционные, многоступенчатые насосы с приводом от электродвигателя. Обеспечивают подачу 10 – 1300 м3/сут и более, напором 450 – 2000 м вод.ст. и более.

В зависимости от поперечного размера погружного агрегата, УЭЦН делят на три условные группы: 5, 5А и 6 с диаметрами соответственно 93, 103, 114 мм, предназначенные для эксплуатационных колонн соответственно не менее 121,7; 130; 114,3 мм.

Электродвигатели в установках применяются асинхронные, трехфазные с короткозамкнутым ротором вертикального исполнения ПЭД40-103 – обозначает: погружной электродвигатель, мощностью 40 кВт, диаметром 103 мм. Двигатель заполняется специальным маловязким, высокой диэлектрической прочности маслом, служащим для охлаждения и смазки.

Для погружных электродвигателей напряжение составляет 380 – 2300 В, сила номинального тока 24,5 – 86 А при частоте 50 Гц, частота вращения ротора 3000 мин –1, температура окружающей среды от + 50 до + 90 0С.

Модуль-секция насос – центробежный многоступенчатый, секционный. Число ступеней в насосном агрегате может составлять от 220 до 400.

При откачивании пластовой жидкости, содержащей у сетки входного модуля насоса свыше 25 % (до 55 %) по объему свободного газа, к насосу подсоединяется газосепаратор, который отводит в затрубное пространство часть газа из пластовой жидкости и улучшает работу насоса.

Гидравлическая характеристика погружного электроцентробежного насоса (ПЭЦН) дается заводом-изготовителем при работе насоса на воде плотностью ρ = 1000 кг/м3 (количество ступеней – 100) и представляет собой зависимости (рис. 11.2): напора Н от подачи Q (Н = f(Q)); коэффициента полезного действия КПД – η от Q (η = f(Q)); мощности N от Q (на рис. не показано). При закрытой задвижке и подаче Q = 0, насос развивает максимальный напор Hmax (кривая 1). В этом случае КПД равен нулю. Если насос работает без подъема жидкости (Н = 0, η = 0), подача его максимальна (Qmax).

Наиболее целесообразная область работы насоса – зона максимального к.п.д. (кривая 2). Значение ηmax достигает 0,5 – 0,6. Режим эксплуатации насоса, когда напор Нопт и подачи Qопт соответствуют точке с максимальным к.п.д. называют оптимальным (точка М).

Под режимом эксплуатации насоса понимается пересечение гидравлической характеристики насоса (кривая 1) с его «внешней сетью», в данном случае гидродинамической характеристикой скважины (кривая 3). Под гидродинамической характеристикой скважины понимается совокупная характеристика работы пласта и подъемника, которая выражается графической зависимостью напора (давления) в функции дебита (подачи) (H = f (Q)).

Задача рационального выбора компоновки УЭЦН сводится к подбору такого режима насоса, когда пересечение кривых 1 и 3 будет находиться в «рабочей зоне», которая лежит на кривой 1, где η ≥ (0,8 – 0,85)ηmax. Регулирование режима возможно как изменением характеристики насоса (изменением числа оборотов, изменением числа ступеней и др.), так и изменением характеристики «внешней сети» (изменением диаметра НКТ, применением штуцеров и др.).

Погружной насос, электродвигатель, гидрозащита соединяются между собой фланцами и шпильками. Валы насоса двигателя и гидрозащита имеют на концах шлицы и соединяются между собой шлицевыми муфтами.

Гидрозащита предназначена для защиты ПЭД от проникновения в его полость пластовой жидкости и смазки сальника насоса и состоит из протектора и компенсатора.

Кабель с поверхности до погружного агрегата подводят питающий, полиэтиленовый бронированный (эластичная стальная оцинкованная лента) круглый кабель (типа КПБК), а в пределах погружного агрегата – плоский типа (КПБП).

Станция управления обеспечивает включение и отключение установки, самозапуск после появления исчезнувшего напряжения и аварийное отключение (перегрузки, короткое замыкание, колебания давления, отсутствие притока и др.).

Станции управления (ШГС-5804 для двигателей с мощностью N до 100 кВт, КУПНА-79 для двигателей с N больше 100 кВт). Они имеют ручное и автоматическое управление, дистанционное управление с диспетчерского пункта, работают по программе.

Имеется отсекатель манифольдного типа РОМ-1, который перекрывает выкидную линию при повышении или резком снижении давления (вследствие прорыва трубопровода).

Трансформаторы регулируют напряжение питания с учетом потерь в кабеле (25 – 125 В на 1000 м).

Вопрос 34:Методы повышения продуктивности добывающих скважин.

Методы увеличения производительности скважины непосредственно связаны с увеличением проницаемости призабойной зоны пласта. Методы увеличения проницаемости пород призабойных зон скважин можно условно разделить на химические, механические, тепловые и физические. Часто для получения лучших результатов эти методы применяют в сочетании друг с другом или последовательно. Выбор метода воздействия на призабойную зону скважины определяются пластовыми условиями.

Химические методы воздействия дают хороший результат в слабопроницаемых карбонатных породах. Их применяют так же в сцементированных песчаниках, в состав которых входят карбонатные включения. К химическим методам воздействия на пласт относятся обработка приствольной зоны кислотами, ПАВ, органическими растворителями.

Механические методы обработки применяют обычно в пластах, сложенных плотными породами, с целью увеличения их трещиноватости. К механическим методам относятся гидравлический разрыв пласта (ГРП), гидропескоструйная перфорация и торпедирование скважин.

Тепловые методы воздействия применяют для удаления со стенок пористых каналов парафина и смол, а так же для интенсификации химических методов обработки призабойных зон. Тепловое воздействие осуществляется горячей нефтью, паром, электронагревателями и др.

Физические методы предназначены для удаления из призабойной зоны скважины остаточной воды и твердых мелкодисперсных частиц, что в конечном итоге увеличивает проницаемость пород для нефти. К физическим методам относится вибрационное воздействие.

Вопрос 35:Промысловая подготовка нефти.

Системы сбора и подготовки нефти и газа состоят из разветвленной сети трубопроводов, замерных установок, сепарационных пунктов, резервуарных парков, установок комплексной подготовки нефти, установок подготовки воды, насосных и компрессорных станций. Трубопроводы от скважин до замерных установок называют выкидными линиями. Иногда сбор безводной и обводненной нефти, легкой и тяжелой осуществляется по разным нефтесборным коллекторам, чтобы исключить их смешивание.

Выбор системы сбора определяется условиями добычи нефти и газа на данном месторождении – составом и физическими свойствами нефти, устьевыми давлениями и температурами, газовым фактором, сеткой расположения скважин, рельефом местности.