Меню

Особенности эксплуатации с помощью штангового насоса



Способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин

Энергия пласта также играет немаловажную роль в выборе способа эксплуатации скважины, поэтому нефтяные и газовые продукты могут быть извлечены посредством фонтанного, насосного или газлифтного способа эксплуатации. Все эти разновидности способов известны под общим наименованием – механизированная добыча полезных ископаемых (нефти и газа).

Фонтанный способ

фонтанная арматура

Данный способ эксплуатации нефтяной скважины подразумевает поднятие жидкостей от забоя наверх по всей скважине, стимулятором чего будет только энергия нефтяных пластов. К преимуществам такого способа относится его высокая экономичность, поскольку подъем происходит естественным путем и не требует дополнительной траты сил и времени на это. Особое оборудование при этом способе эксплуатации также не требуется, и можно сэкономить как на его стоимости, так и на техническом обслуживании. Для обустройства фонтанирующей скважины потребуется головка для колонны, арматуры и линия выкидного типа из наземной техники, а также сама колонна из подземной. Трубы НКТ опускаются до верхних отверстий, образованных перфорацией. Трубы необходимы для обеспечения поднятия жидкости наверх по скважине, а также ряда других работ:

  • Регулировка режима функционирования.
  • Обеспечение работ по изучению скважины.
  • Устранение отложений смолы и парафинов.
  • Технологические мероприятия.
  • Защита скважинной колонны от воздействия коррозии.
  • Устранение пробок из песчаного материала.
  • Процесс глушения скважины, который проводится перед проведением ремонтных работ в стволе.
  • Защита от высокого давления и его перепадов.

Газлифтный способ

Существует две разновидности газлифтного способа эксплуатации нефтяной скважины: с компрессорами и без них. К плюсам такого способа можно отнести следующие качества:

  • Техника для работы находится над землей, и ее проще обслуживать и проводить по мере надобности ремонтные работы.
  • Конструкция техники достаточно проста в эксплуатации.
  • Подъем жидкости можно производить в большом размере, и это не зависит от глубины ствола или ширины колонны.
  • Дебит нефтяного продукта можно контролировать и задавать самостоятельно, для чего потребуется менять объем газа для подачи в скважину.
  • С помощью газлифтового способа эксплуатации можно проводить эксплуатацию нефтяных или газовых скважин, которые были залиты водой или оказались пробурены в слоях с высоким содержанием песка.
  • Исследовательские мероприятия в скважинах проводятся быстрее и проще.

Конечно, данный способ эксплуатации нефтяных и газовых скважин имеет и ряд недочетов. Так, в процессе эксплуатации требуется регулярно менять трубы НКТ, подъемник, эксплуатируемый в работе, имеет невысокий коэффициент полезного действия. Кроме того, создание компрессорных систем обходится недешево, а на тонну добываемых ископаемых приходятся высокие затраты электричества.

Насосная эксплуатация скважин

  • Штанговое глубинное оборудование.
  • Центробежный насос с электроприводом.
  • Погружной штанговый либо насос с электроприводом.
  • Диафрагменное устройство.

Особенности эксплуатации с помощью штангового насоса

  • Невысокая подача.
  • Ограничение по спуску оборудования.
  • Ограничение по углу уклона ствола скважины.

При этом способе эксплуатации конструкция простого насоса состоит из цилиндра и плунжера с клапаном по типу шара-седла, благодаря которому обеспечивается подъем жидкости и исключается ее течение вниз. Также в конструкции может быть всасываюший клапан – он установлен ниже цилиндра. Штанговый насос работает посредством передвижений плунжера, на который воздействует привод. В насосе проходит верхняя штанга, она прикреплена к головке балансировочного элемента. Ключевые части штангового насоса:

  • Рама.
  • Четырехгранная пирамидообразная стойка.
  • Балансировочный элемент.
  • Траверса.
  • Редуктор с противовесными элементами.
  • Салазка поворотного типа.

Штанговый насос может быть вставного типа или невставного. Первые опускаются в ствол скважины в уже готовом виде, а до того по НКТ вниз погружается замок. Для замены оборудования не нужно несколько раз спускать или поднимать трубы. Что касается невставных разновидностей, то их можно спустить в наполовину готовом виде. Если такой насос требуется отремонтировать или поменять, нужно поднимать его по частям: сначала поднимается плунжер, а затем НКТ. Оба вида имеют и плюсы, и минусы, и выбор должен происходить с учетом конкретных условий предстоящей эксплуатации.

Особенности эксплуатации с помощью центробежного насоса с электроприводом

устройство погружного центробежного агрегата.jpg

Центробежный насос с электрическим приводом – устройство, которое распространено не так хорошо, как предыдущая разновидность, однако отличается внушительными показателями по количеству получаемой нефти и газа. Свыше 80% общего объема добычи нефти и газа по стране приходится именно на скважины с таким оборудованием. Такой насос представляет собой удлиненную конструкцию небольшого диаметра, которая способна функционировать в агрессивных средах. В состав насоса входит погружной аппарат, линия кабеля, НКТ, оборудование, которое устанавливается для устья, а также наземная техника для управления.

К ключевым узлам относятся следующие элементы:

  • Сам насос, который состоит из нескольких секций и ступеней, а также колес и стальной трубы.
  • Электрический мотор погружного типа, который заполняется маслом.
  • Защита от воздействия влажности: она находится между двумя предыдущими элементами, защищая электромотор и передавая вращательный момент на насос.
  • Кабель для подачи электричества от подстанции. Его структура должна быть защищена бронированным слоем, на земле до уровня спуска его сечение должно иметь круглую форму, а от погружного элемента – плоскую.

К дополнительному оборудованию, используемому в этом случае для эксплуатации нефтяных и газовых скважин, относятся следующие элементы:

  • Газовый сепаратор, который эксплуатируется с целью уменьшить объем поступающих газов в насосное оборудование. В случае, если понижать этот показатель нужды нет, то можно применять вместо сепаратора обычный модуль для подачи жидкости в насос.
  • Система термического типа с манометром (ТМС). Она сочетает функции измерения температурного режима и показателей давления внутри среды, в которой в настоящее время находится электронасос.

Кроме указанных элементов, колонна труб НКТ должна быть оснащена парой клапанов – сливным и обратного хода. Они установлены над насосом. Клапан обратного хода применяется в системе насоса для подачи жидкости в НКТ перед началом функционирования насосной станции. Этот клапан также не дает жидкости пролиться вниз из-за высокого давления. Что касается сливного клапана, то этот элемент устанавливается над предыдущим и применяется для слива жидкостей, который необходимо осуществить перед поднятием наверх оборудования.

Достоинства электрических центробежных насосов достаточно обширны и выделяют их по сравнению с глубинными аналогами штангового типа:

  • Легкость конструкции наземной техники, а также упрощенная схема ее функционирования.
  • Возможность откачивать большие объемы жидкости из ствола нефтяной или газовой скважины.
  • Возможность успешной эксплуатации на большой глубине (более 3 км).
  • Длительное время эксплуатации и минимальные нужды в ремонте, а также долгие промежутки действия между плановыми ремонтными работами.
  • Исследования внутри нефтяной и газовой скважины могут быть осуществлены без поднятия оборудования на поверхность.
  • Повышенная легкость процесса удаления парафиновых отложений, которые оседают на стенках НКТ.

Эксплуатация электрических центробежных насосов погружного типа возможно в скважинах, которые имеют определенный угол наклона, а также горизонтальное строение. Кроме того, они могут эксплуатироваться в скважинах с высокой обводненностью, в скважине с высоким содержанием брома в воде, а также для откачки растворов на основе кислот и солей. На современном рынке существуют разновидности, которые могут функционировать в одной скважине на разных уровнях с обсадными колоннами. В ряде случаев центробежные погружные насосы могут эксплуатироваться и для откачки воды из пластов горной породы, чтобы поддержать нужный уровень давления в них. Таким образом, спектр эксплуатации электрических насосов погружного типа для обеспечения работы скважины представляет собой наиболее широкую область, и оборудование данного вида может эксплуатироваться наиболее эффективно.

Источник

Особенности оборудования для строительства горизонтальных скважин

Российские нефтегазовые компании в последнее время интенсивно осуществляют разработку месторождений с использованием систем горизонтальных скважин. Горизонтальные скважины позволяют увеличить площадь контакта пласта со скважиной, повысить дебиты и приемистость, а также увеличить коэффициент извлечения нефти (КИН) в целом по месторождению. В некоторых случаях преимущественное использование горизонтальных скважин связано с технологическими факторами (разработка нефтяных оторочек и других месторождений с контактными запасами), в других – с экономическими (оффшорные проекты, удаленные месторождения). Несмотря на существенное развитие технологий бурения (на данный момент существует возможность бурить скважины с большим отходом от вертикали и значительной проходкой по пласту-коллектору), все еще существует довольно широкий спектр вопросов, связанных со строительством и заканчиванием горизонтальных скважин. К таким вопросам относятся контроль выноса песка, использование заколонных пакеров в компоновках, выбор и правильное применение устройств контроля притока, оборудование заканчивания для разработки месторождений с контактными запасами.

Контроль выноса песка с помощью противопесочных проволочных фильтров.

Больше 90% скважин в мире проведены в терригенных коллекторах, большая часть которых характерна значительным выносом песка. Некоторым карбонатным месторождениям также присущи проблемы, связанные с выносом мехпримесей. Вынос песка из скважины при добыче влечет за собой массу самых разнообразных проблем, связанных не только с необходимостью выделения песка из продукции на промысловых объектах и его последующей утилизацией, но и эрозией подземного и устьевого оборудования, потерей контроля за работой скважины. Если в результате пескопроявления выходят из строя лифтовые трубы или компоновка низа ствола скважины, то это может привести не только к снижению добычи, но и к потерям, связанным с неоправданно высокими затратами на зарезку бокового ствола или повторного бурения скважины.

Если для вертикальных или наклонно-направленных скважин спуск обсадной колонны в интервал пласта, последующие цементирование и перфорирование (с учетом выбора интервала перфорации, ориентации, плотности и фазировки зарядов) может быть решением проблемы, то для горизонтальных скважин оптимальным вариантом решения проблемы пескопроявления (с учетом затрат на строительство) является установка скважинных противопесочных фильтров. Несмотря на большое разнообразие различных конструкций фильтров, в последнее время наметилась четкая тенденция использования фильтров с проволочной обмоткой при строительстве горизонтальных скважин. Подтверждением может служить использование данного вида фильтров на морских проектах на Сахалине, Каспийском море, месторождениях в Восточной Сибири. Российским технологическим лидером в производстве проволочных противопесочных фильтров является ОАО «Тяжпрессмаш». Такие особенности при производстве фильтров как применение проволоки специального профиля (специальное сечение стимулирует вынос мелких частиц и очищение прифильтровой зоны от шлама и мелких фракций), а также способ навивки проволоки на опорные стержни каркаса со сваркой в каждой точке контакта (что значительно повышает прочность конструкции) сделали проволочные фильтра ОАО «Тяжпрессмаш» конкурентноспособней зарубежных аналогов. Одним из преимуществ данных фильтров является возможность, в случае необходимости проведения технологических промывок при спуске компоновки в скважину, герметизации перфорационных отверстий защитными колпачками. Это исключает возможность засорения внутренней поверхности фильтроэлемента. После завершения процесса строительства скважины во внутренний проходной канал колонны опускается бурильное оборудование с долотом подходящего диаметра, при помощи которого разрушаются герметизирующие колпачки. Для защиты фильтроэлемента от повреждения, в момент спуска компоновки в горизонтальные скважины, на корпус фильтра устанавливаются жесткие прямоточные центраторы, наружный диаметр которых превышает наружный диаметр фильтроэлемента.

Одним из самых критичных моментов при заканчивании горизонтальных скважин является использование заколонных пакеров. К такому решению постепенно приходят практически все нефтяные компании, использующие горизонтальные скважины. Существует несколько видов заколонных пакеров – например, разбухающие, гидравлические и гидромеханические пакера. Разбухающие пакера представляют собой специальную резину, которая разбухает до определенных размеров при контакте либо с водой, либо с нефтью. В случае возможных проблем с обводненностью скважины, рекомендуется ставить такие пакера попарно на каждую зону. К недостаткам таких пакеров следует отнести достаточно долгое время их разбухания до момента, когда они достигнут стенок ствола скважины и смогут держать необходимое дифференциальное давление. Особенно это касается месторождений нефти и газа с невысокой пластовой температурой. Также существует значительный риск повреждения резины разбухающих пакеров при спуске в горизонтальные скважины со значительной интенсивностью искривления ствола. Всех вышеперечисленных недостатков лишены гидравлические и гидромеханические заколонные пакера. Посадка таких пакеров осуществляется созданием избыточного давления в колонне заканчивания. Таким образом, скважина будет готова к эксплуатации или стимуляции сразу же после спуска заканчивания и посадки пакеров.

Во время дизайна заканчивания скважины, места расстановки заколонных пакеров следует выбирать, опираясь на литологию и данные каверномера. Рекомендуется устанавливать заколонные пакера напротив так называемых “плотняков”, для предотвращения перетоков пластового флюида за ними по пласту. Также необходимо проверять ствол скважины на наличие каверн, размытости и потенциально нестабильных пород.

Существует несколько факторов, объясняющих растущую популярность использования данного оборудования. В случаях, когда ствол скважины проведен по хорошо сцементированным или карбонатным породам (при заканчивании горизонтальной скважины тем или иным видом противопесочного фильтра или перфорированной трубой) значительная часть потока пластового флюида может протекать в затрубном пространстве между стенкой скважины и внешним диаметром трубы. Соответственно, данный объем пластового флюида будет попадать внутрь фильтра только в пяточной части горизонтальной скважины. Таким образом, при прорыве воды или газа в добывающую скважину, законченную без использования заколонных пакеров, определить интервал прорыва по результатам промыслово-геофизических исследований не представляется возможным. Также практически невозможно будет провести эффективные ремонтно-изоляционные работы по устранению интервала прорыва воды или газа путем закачки различных тампонажных и изолирующих растворов (в виду их перетока в другие зоны по затрубному пространству). Использование заколонных пакеров и сегментация с помощью них ствола скважины на несколько зон позволит не только точно выявить проблемный интервал с помощью ПГИ, но и в последующим эффективно изолировать данный интервал прорыва газа или воды. При этом появляется возможность решить проблему не только с помощью закачки тампонажных или других изолирующих растворов, но и с помощью установки моста из глухих труб и заколонных пакеров внутрь текущего заканчивания скважины. Также использование заколонных пакеров позволяет отсечь глухими трубами интервалы глин. Это необходимо для предотвращения массивной миграции глинистых частиц по затрубному пространству и последующему засорению противопесочных фильтров. Еще одним из применений заколонных пакеров является их использование в системах заканчивания с устройствами контроля притока (о которых пойдет речь ниже) или скважин с многостадийным ГРП.

Читайте также:  Прямые поставки деревянного багета от ведущих производителей Чехии Италии и Испании

Использование устройств контроля притока

За последние несколько лет в России на различных месторождениях было проведено несколько опытно-промышленных работ и началось внедрение пассивных систем контроля притока зарубежных производителей для оптимизации работы законченных открытым стволом скважин. Данные системы представляют собой противопесочные фильтра с установленными на них устройствами контроля притока (ICD). Эти устройства создают дополнительные перепады давления (либо за счет трения, либо гидравлически, либо их комбинацией) по длине скважины [1]. Устройства устанавливаются один раз на все время работы скважины и не могут заменяться в процессе ее эксплуатации. Таким образом, в различных участках скважины можно установить различные сопротивления потоку из пласта в скважину. С помощью разделения скважины заколонными пакерами на сегменты стараются добиться отсутствия перетоков между ними (Рис 1).

При разработке месторождений горизонтальными скважинами большой длины, а также при значительных дебитах, существенным становится влияние перепада давления в стволе скважины. Потери давления за счет трения могут достигать значения величины депрессии, что может ограничивать оптимальную длину горизонтального участка и приводить к значительной разнице в депрессии на пласт в зонах пятки и носка скважины. Такая разница может приводить к прорывам подошвенной воды в пяточной области скважины в случае водоплавающей залежи, или газа при разработке подгазовой зоны. Использование систем заканчивания с устройствами контроля притока позволяет нивелировать разницу давления в стволе скважины и выровнять профиль притока [2]. В случае, когда горизонтальная скважина проходит по неоднородному по фильтрационным свойствам пласту, высока вероятность быстрого прорыва газа или воды по высокопроницаемым зонам (зонам с повышенной трещиноватостью). Использование систем заканчивания с устройствами контроля притока дает возможность “прижать” высокопроницаемые зоны и, тем самым, интенсифицировать приток из низкопроницаемых участков. Это позволяет выровнять профиль притока по всей длине скважины и предотвратить ранние прорывы газа/воды [3].

На сегодняшний день на рынке нефтегазового оборудования представлены два основных типа устройств контроля притока, производимых зарубежными компаниями, использующих различные механизмы создания дополнительного сопротивления притоку из пласта, — трубочно-винтовой и штуцерный. В работе [4] приводится описание принципов работы и характеристики данных систем, анализируются их преимущества и недостатки, а также проводится сравнительная оценка надежности работы в условиях крупного месторождения в Восточной Сибири для последующего обоснования выбора оборудования, использующего тот или иной способ создания сопротивления потоку. В качестве основных недостатков трубочно-винтовых систем контроля притока указывается высокий риск раннего закупоривания винтовых каналов. Основным же недостатком штуцерных систем контроля притока является то, что поток флюида, проходя через штуцер, приобретает очень большую скорость, что, в свою очередь, значительно повышает риск эрозии оборудования. Расточка штуцеров в результате эрозии может привести к быстрому снижению способности оборудования создавать сопротивление потоку, что, в свою очередь, может существенно ухудшить показатели работы скважины. Для устранения вышеописанных проблем возникла задача о создании системы заканчивания скважин нового поколения, которая учитывала бы недостатки существующих систем контроля притока.

Новое поколение устройств контроля притока

Для повышения эффективности работы систем заканчивания, ООО «ВОРМХОЛС» совместно с ОАО «Тяжпрессмаш» разработали новое поколение устройств контроля притока (УКП) – «Мягкий дроссель». Данное устройство представляет собой противопесочный проволочный фильтр и камеру УКП с сетью каналов для протока жидкости (Рис 2).

Камера УКП «Мягкий дроссель» выполнена с обеспечением возможности плавного увеличения гидравлического сопротивления движущемуся потоку жидкости. Увеличение гидравлического сопротивления осуществлено одновременно за счет многократного изменения направления движения, ускорения и торможения, слияния и разделения протекающего потока. Подобное устройство может быть спроектировано на работу с любым типом среды: вода, нефть, газ, пар или пароводяная смесь. Основными отличиями и преимуществами системы «Мягкий дроссель» от регуляторов притока других производителей являются:

— Снижение риска закупорки УКП. Система УКП «Мягкий дроссель» в стандартной комплектации имеет от 2 до 12 входных отверстий с довольно значительными размерами. Тем самым значительно снижается риск закупорки системы по сравнению с другими системами.

— Возможность изменения конфигурации системы «Мягкий дроссель» на скважине перед спуском оборудования. Это достигается за счет подключения в модуле УКП определенного количества колец, с необходимой толщиной стенок и количеством проходных отверстий с оптимальной фазировкой. Такая гибкость позволяет получить практически любую степенную зависимость генерируемого перепада давления от скорости потока. Это позволяет сделать поправки дизайна, основываясь на данных, полученных во время бурения (LWD) или данных каротажа в открытом стволе после бурения.

— Более долговечный ресурс системы «Мягкий дроссель». Вместо керамической сопловой вставки (штуцерные ICD), которая понижает давление за счет большой скорости потока, устройство «Мягкий дроссель» использует другой принцип работы. Здесь понижение давления достигается за счет большого гидравлического сопротивления тракта течения при умеренной скорости потока. Самым узким местом тракта течения является ширина между стенками канала, благодаря чему характеристика дросселя поддерживается не ребрами, а плоскостями стенок канала. При локальном износе стенок канала площадь проходного сечения остается постоянной за счет сечения ниже по ходу потока. Таким образом, конструкция устройства “Мягкий дроссель” позволяет снять вопросы по поводу возможной эрозии и, соответственно, изменения характеристик УКП с течением времени.

— Возможность устанавливать систему УКП «Мягкий дроссель» в нагнетательные скважины для выравнивания профиля закачки в многопластовых системах. При этом скважину можно ставить на отработку и затем переводить под нагнетание без смены системы заканчивания скважины.

Все пассивные устройства контроля притока должны настраиваться в зависимости от распределения фильтрационных свойств. Это несет в себе определенные риски, связанные с возможными ошибками в геологической модели, неверной интерпретации геофизических данных, риском недоспуска компоновки заканчивания до намеченной глубины, а также изменением характера притока с течением времени эксплуатации скважины. Это особенно характерно для разработки месторождений с контактными запасами горизонтальными скважинами. Здесь критичным становятся ранние прорывы газа или воды, которые практически невозможно предотвратить. Как показывает опыт внедрения зарубежных систем контроля притока, при разработке нефтяных оторочек с массивной газовой шапкой (ярким примером является Ванкорское месторождение и месторождение имени Ю. Корчагина в Каспийском море) удается лишь отсрочить время прорыва газа на определенный период [2]. Через непродолжительное время газ прорывается в скважины. К сожалению, ни штуцерные, ни трубочно-винтовые системы контроля притока не позволяют ограничить приток газа, вследствие чего, приходится снижать депрессию на пласт (тем самым снижая дебит скважины), либо производить периодические остановки скважины, либо окончательно выводить скважины из добывающего фонда. Данный фактор имеет особое значение при разработке удаленных месторождений (когда требуется утилизация попутного газа) или морских месторождений (в этом случае нередко существуют ограничения по газокомпрессорному оборудованию на платформе).

Компания «ВОРМХОЛС» совместно с ОАО «Тяжпрессмаш» разработала Адаптивную Систему Регулирования Притока (АСРП), которая идеально подходит в качестве системы заканчивания для разработки нефтяных оторочек горизонтальными скважинами. Данная система может самонастраиваться в зависимости от скорости, давления флюида и его фазового состава. Регулирование притока достигается конструкцией специальных клапанов и величиной расхода через них (Рис 3), что обеспечивает расчетный перепад давления срабатывания клапанов на их открытие или закрытие для заданного расхода потока. Другими словами, АСРП позволяет ограничивать максимальный расход через каждый фильтр на определенном уровне вне зависимости от перепада давления.

Таким образом, АСРП дает возможность не только выравнивать профиль притока и откладывать прорыв газа в скважину, но и ограничивать расход по газу на заданном уровне в зоне прорыва (из-за разницы вязкости продуктивность интервалов прорыва газа резко возрастает), позволяя скважине работать еще долгое время без значительного увеличения газового фактора. В случае, если подвижность воды намного больше, чем подвижность нефти (например, значения вязкостей отличаются в разы, либо из-за значений фазовых проницаемостей), данная система может работать и как ограничитель по воде. Результаты лабораторно-промышленного испытания АСРП показаны на (Рис 4).

Через систему фильтровался газ при постепенном увеличении перепада давления в 10 раз. В полевых условиях такое увеличение депрессии должно привести к увеличению дебита газа, по крайней мере, в 100 раз. Последовательное срабатывание клапанов АСРП позволило увеличить сопротивление в системе, тем самым сохранив запланированный расход газа через систему на уровне 700 литров в минуту (с отклонением +-13%).

Таким образом, заканчивание горизонтальных скважин с помощью противопесочных фильтров, оснащенных АСРП и заколонными пакерами (Рис 1) может использоваться для решения широкого круга задач разработки месторождений. В том числе: выравнивание профиля притока в горизонтальных скважинах, решение проблемы конусообразования в районе пятки горизонтальной скважины, ограничение притока из суперколлектора (зон с повышенной проницаемостью или трещиноватостью). Система позволяет ограничивать приток из интервала на определенном уровне, что решает проблему прорывов воды и газа. Также АСРП позволяет компенсировать ошибки при анализе геологических данных, интерпретации геофизики и устранять риск неправильной установки оборудования при спуске системы заканчивания.

Использование АСРП позволит значительно продлить время эксплуатации скважины, увеличить КИН месторождения и существенно улучшить экономические показатели разработки (возможно, сделав привлекательной разработку некоторых месторождений с контактными запасами, находящимися на грани рентабельности).

1. Brekke K., Lien S.C.: “New Simple Completion Methods for Horizontal Wells Improve Production Performance in High-Permeability Thin Zone” // SPE Drilling and Completion. – 1994. –V.9. –P. 205-209.

2. M. Chertenkov, Lukoil; S.V. Deliya , D.A. Semikin, G.A. Brown, A. Bayanova, E. Kanevsky, M. Nukhaev, A. Shapovalov, Y. Pormeyster: «Gas Breakthrough Detection and Production Monitoring From ICD Screen Completion on Lukoil’s Korchagina Field Using Permanently Installed Distributed Temperature Sensors» // SPE 159581, 2012

3. Семенов, Исламов, Нухаев: Дизайн устройств пассивного контроля притока на Ванкорском месторождении // Нефтяное хозяйство // 2009 # 11

Источник

Особенности оборудования для строительства горизонтальных скважин

Российские нефтегазовые компании в последнее время интенсивно осуществляют разработку месторождений с использованием систем горизонтальных скважин. Горизонтальные скважины позволяют увеличить площадь контакта пласта со скважиной, повысить дебиты и приемистость, а также увеличить коэффициент извлечения нефти (КИН) в целом по месторождению. В некоторых случаях преимущественное использование горизонтальных скважин связано с технологическими факторами (разработка нефтяных оторочек и других месторождений с контактными запасами), в других – с экономическими (оффшорные проекты, удаленные месторождения). Несмотря на существенное развитие технологий бурения (на данный момент существует возможность бурить скважины с большим отходом от вертикали и значительной проходкой по пласту-коллектору), все еще существует довольно широкий спектр вопросов, связанных со строительством и заканчиванием горизонтальных скважин. К таким вопросам относятся контроль выноса песка, использование заколонных пакеров в компоновках, выбор и правильное применение устройств контроля притока, оборудование заканчивания для разработки месторождений с контактными запасами.

Контроль выноса песка с помощью противопесочных проволочных фильтров.

Больше 90% скважин в мире проведены в терригенных коллекторах, большая часть которых характерна значительным выносом песка. Некоторым карбонатным месторождениям также присущи проблемы, связанные с выносом мехпримесей. Вынос песка из скважины при добыче влечет за собой массу самых разнообразных проблем, связанных не только с необходимостью выделения песка из продукции на промысловых объектах и его последующей утилизацией, но и эрозией подземного и устьевого оборудования, потерей контроля за работой скважины. Если в результате пескопроявления выходят из строя лифтовые трубы или компоновка низа ствола скважины, то это может привести не только к снижению добычи, но и к потерям, связанным с неоправданно высокими затратами на зарезку бокового ствола или повторного бурения скважины.

Если для вертикальных или наклонно-направленных скважин спуск обсадной колонны в интервал пласта, последующие цементирование и перфорирование (с учетом выбора интервала перфорации, ориентации, плотности и фазировки зарядов) может быть решением проблемы, то для горизонтальных скважин оптимальным вариантом решения проблемы пескопроявления (с учетом затрат на строительство) является установка скважинных противопесочных фильтров. Несмотря на большое разнообразие различных конструкций фильтров, в последнее время наметилась четкая тенденция использования фильтров с проволочной обмоткой при строительстве горизонтальных скважин. Подтверждением может служить использование данного вида фильтров на морских проектах на Сахалине, Каспийском море, месторождениях в Восточной Сибири. Российским технологическим лидером в производстве проволочных противопесочных фильтров является ОАО «Тяжпрессмаш». Такие особенности при производстве фильтров как применение проволоки специального профиля (специальное сечение стимулирует вынос мелких частиц и очищение прифильтровой зоны от шлама и мелких фракций), а также способ навивки проволоки на опорные стержни каркаса со сваркой в каждой точке контакта (что значительно повышает прочность конструкции) сделали проволочные фильтра ОАО «Тяжпрессмаш» конкурентноспособней зарубежных аналогов. Одним из преимуществ данных фильтров является возможность, в случае необходимости проведения технологических промывок при спуске компоновки в скважину, герметизации перфорационных отверстий защитными колпачками. Это исключает возможность засорения внутренней поверхности фильтроэлемента. После завершения процесса строительства скважины во внутренний проходной канал колонны опускается бурильное оборудование с долотом подходящего диаметра, при помощи которого разрушаются герметизирующие колпачки. Для защиты фильтроэлемента от повреждения, в момент спуска компоновки в горизонтальные скважины, на корпус фильтра устанавливаются жесткие прямоточные центраторы, наружный диаметр которых превышает наружный диаметр фильтроэлемента.

Читайте также:  Стартовые затраты и период окупаемости

Одним из самых критичных моментов при заканчивании горизонтальных скважин является использование заколонных пакеров. К такому решению постепенно приходят практически все нефтяные компании, использующие горизонтальные скважины. Существует несколько видов заколонных пакеров – например, разбухающие, гидравлические и гидромеханические пакера. Разбухающие пакера представляют собой специальную резину, которая разбухает до определенных размеров при контакте либо с водой, либо с нефтью. В случае возможных проблем с обводненностью скважины, рекомендуется ставить такие пакера попарно на каждую зону. К недостаткам таких пакеров следует отнести достаточно долгое время их разбухания до момента, когда они достигнут стенок ствола скважины и смогут держать необходимое дифференциальное давление. Особенно это касается месторождений нефти и газа с невысокой пластовой температурой. Также существует значительный риск повреждения резины разбухающих пакеров при спуске в горизонтальные скважины со значительной интенсивностью искривления ствола. Всех вышеперечисленных недостатков лишены гидравлические и гидромеханические заколонные пакера. Посадка таких пакеров осуществляется созданием избыточного давления в колонне заканчивания. Таким образом, скважина будет готова к эксплуатации или стимуляции сразу же после спуска заканчивания и посадки пакеров.

Во время дизайна заканчивания скважины, места расстановки заколонных пакеров следует выбирать, опираясь на литологию и данные каверномера. Рекомендуется устанавливать заколонные пакера напротив так называемых “плотняков”, для предотвращения перетоков пластового флюида за ними по пласту. Также необходимо проверять ствол скважины на наличие каверн, размытости и потенциально нестабильных пород.

Существует несколько факторов, объясняющих растущую популярность использования данного оборудования. В случаях, когда ствол скважины проведен по хорошо сцементированным или карбонатным породам (при заканчивании горизонтальной скважины тем или иным видом противопесочного фильтра или перфорированной трубой) значительная часть потока пластового флюида может протекать в затрубном пространстве между стенкой скважины и внешним диаметром трубы. Соответственно, данный объем пластового флюида будет попадать внутрь фильтра только в пяточной части горизонтальной скважины. Таким образом, при прорыве воды или газа в добывающую скважину, законченную без использования заколонных пакеров, определить интервал прорыва по результатам промыслово-геофизических исследований не представляется возможным. Также практически невозможно будет провести эффективные ремонтно-изоляционные работы по устранению интервала прорыва воды или газа путем закачки различных тампонажных и изолирующих растворов (в виду их перетока в другие зоны по затрубному пространству). Использование заколонных пакеров и сегментация с помощью них ствола скважины на несколько зон позволит не только точно выявить проблемный интервал с помощью ПГИ, но и в последующим эффективно изолировать данный интервал прорыва газа или воды. При этом появляется возможность решить проблему не только с помощью закачки тампонажных или других изолирующих растворов, но и с помощью установки моста из глухих труб и заколонных пакеров внутрь текущего заканчивания скважины. Также использование заколонных пакеров позволяет отсечь глухими трубами интервалы глин. Это необходимо для предотвращения массивной миграции глинистых частиц по затрубному пространству и последующему засорению противопесочных фильтров. Еще одним из применений заколонных пакеров является их использование в системах заканчивания с устройствами контроля притока (о которых пойдет речь ниже) или скважин с многостадийным ГРП.

Использование устройств контроля притока

За последние несколько лет в России на различных месторождениях было проведено несколько опытно-промышленных работ и началось внедрение пассивных систем контроля притока зарубежных производителей для оптимизации работы законченных открытым стволом скважин. Данные системы представляют собой противопесочные фильтра с установленными на них устройствами контроля притока (ICD). Эти устройства создают дополнительные перепады давления (либо за счет трения, либо гидравлически, либо их комбинацией) по длине скважины [1]. Устройства устанавливаются один раз на все время работы скважины и не могут заменяться в процессе ее эксплуатации. Таким образом, в различных участках скважины можно установить различные сопротивления потоку из пласта в скважину. С помощью разделения скважины заколонными пакерами на сегменты стараются добиться отсутствия перетоков между ними (Рис 1).

При разработке месторождений горизонтальными скважинами большой длины, а также при значительных дебитах, существенным становится влияние перепада давления в стволе скважины. Потери давления за счет трения могут достигать значения величины депрессии, что может ограничивать оптимальную длину горизонтального участка и приводить к значительной разнице в депрессии на пласт в зонах пятки и носка скважины. Такая разница может приводить к прорывам подошвенной воды в пяточной области скважины в случае водоплавающей залежи, или газа при разработке подгазовой зоны. Использование систем заканчивания с устройствами контроля притока позволяет нивелировать разницу давления в стволе скважины и выровнять профиль притока [2]. В случае, когда горизонтальная скважина проходит по неоднородному по фильтрационным свойствам пласту, высока вероятность быстрого прорыва газа или воды по высокопроницаемым зонам (зонам с повышенной трещиноватостью). Использование систем заканчивания с устройствами контроля притока дает возможность “прижать” высокопроницаемые зоны и, тем самым, интенсифицировать приток из низкопроницаемых участков. Это позволяет выровнять профиль притока по всей длине скважины и предотвратить ранние прорывы газа/воды [3].

На сегодняшний день на рынке нефтегазового оборудования представлены два основных типа устройств контроля притока, производимых зарубежными компаниями, использующих различные механизмы создания дополнительного сопротивления притоку из пласта, — трубочно-винтовой и штуцерный. В работе [4] приводится описание принципов работы и характеристики данных систем, анализируются их преимущества и недостатки, а также проводится сравнительная оценка надежности работы в условиях крупного месторождения в Восточной Сибири для последующего обоснования выбора оборудования, использующего тот или иной способ создания сопротивления потоку. В качестве основных недостатков трубочно-винтовых систем контроля притока указывается высокий риск раннего закупоривания винтовых каналов. Основным же недостатком штуцерных систем контроля притока является то, что поток флюида, проходя через штуцер, приобретает очень большую скорость, что, в свою очередь, значительно повышает риск эрозии оборудования. Расточка штуцеров в результате эрозии может привести к быстрому снижению способности оборудования создавать сопротивление потоку, что, в свою очередь, может существенно ухудшить показатели работы скважины. Для устранения вышеописанных проблем возникла задача о создании системы заканчивания скважин нового поколения, которая учитывала бы недостатки существующих систем контроля притока.

Новое поколение устройств контроля притока

Для повышения эффективности работы систем заканчивания, ООО «ВОРМХОЛС» совместно с ОАО «Тяжпрессмаш» разработали новое поколение устройств контроля притока (УКП) – «Мягкий дроссель». Данное устройство представляет собой противопесочный проволочный фильтр и камеру УКП с сетью каналов для протока жидкости (Рис 2).

Камера УКП «Мягкий дроссель» выполнена с обеспечением возможности плавного увеличения гидравлического сопротивления движущемуся потоку жидкости. Увеличение гидравлического сопротивления осуществлено одновременно за счет многократного изменения направления движения, ускорения и торможения, слияния и разделения протекающего потока. Подобное устройство может быть спроектировано на работу с любым типом среды: вода, нефть, газ, пар или пароводяная смесь. Основными отличиями и преимуществами системы «Мягкий дроссель» от регуляторов притока других производителей являются:

— Снижение риска закупорки УКП. Система УКП «Мягкий дроссель» в стандартной комплектации имеет от 2 до 12 входных отверстий с довольно значительными размерами. Тем самым значительно снижается риск закупорки системы по сравнению с другими системами.

— Возможность изменения конфигурации системы «Мягкий дроссель» на скважине перед спуском оборудования. Это достигается за счет подключения в модуле УКП определенного количества колец, с необходимой толщиной стенок и количеством проходных отверстий с оптимальной фазировкой. Такая гибкость позволяет получить практически любую степенную зависимость генерируемого перепада давления от скорости потока. Это позволяет сделать поправки дизайна, основываясь на данных, полученных во время бурения (LWD) или данных каротажа в открытом стволе после бурения.

— Более долговечный ресурс системы «Мягкий дроссель». Вместо керамической сопловой вставки (штуцерные ICD), которая понижает давление за счет большой скорости потока, устройство «Мягкий дроссель» использует другой принцип работы. Здесь понижение давления достигается за счет большого гидравлического сопротивления тракта течения при умеренной скорости потока. Самым узким местом тракта течения является ширина между стенками канала, благодаря чему характеристика дросселя поддерживается не ребрами, а плоскостями стенок канала. При локальном износе стенок канала площадь проходного сечения остается постоянной за счет сечения ниже по ходу потока. Таким образом, конструкция устройства “Мягкий дроссель” позволяет снять вопросы по поводу возможной эрозии и, соответственно, изменения характеристик УКП с течением времени.

— Возможность устанавливать систему УКП «Мягкий дроссель» в нагнетательные скважины для выравнивания профиля закачки в многопластовых системах. При этом скважину можно ставить на отработку и затем переводить под нагнетание без смены системы заканчивания скважины.

Все пассивные устройства контроля притока должны настраиваться в зависимости от распределения фильтрационных свойств. Это несет в себе определенные риски, связанные с возможными ошибками в геологической модели, неверной интерпретации геофизических данных, риском недоспуска компоновки заканчивания до намеченной глубины, а также изменением характера притока с течением времени эксплуатации скважины. Это особенно характерно для разработки месторождений с контактными запасами горизонтальными скважинами. Здесь критичным становятся ранние прорывы газа или воды, которые практически невозможно предотвратить. Как показывает опыт внедрения зарубежных систем контроля притока, при разработке нефтяных оторочек с массивной газовой шапкой (ярким примером является Ванкорское месторождение и месторождение имени Ю. Корчагина в Каспийском море) удается лишь отсрочить время прорыва газа на определенный период [2]. Через непродолжительное время газ прорывается в скважины. К сожалению, ни штуцерные, ни трубочно-винтовые системы контроля притока не позволяют ограничить приток газа, вследствие чего, приходится снижать депрессию на пласт (тем самым снижая дебит скважины), либо производить периодические остановки скважины, либо окончательно выводить скважины из добывающего фонда. Данный фактор имеет особое значение при разработке удаленных месторождений (когда требуется утилизация попутного газа) или морских месторождений (в этом случае нередко существуют ограничения по газокомпрессорному оборудованию на платформе).

Компания «ВОРМХОЛС» совместно с ОАО «Тяжпрессмаш» разработала Адаптивную Систему Регулирования Притока (АСРП), которая идеально подходит в качестве системы заканчивания для разработки нефтяных оторочек горизонтальными скважинами. Данная система может самонастраиваться в зависимости от скорости, давления флюида и его фазового состава. Регулирование притока достигается конструкцией специальных клапанов и величиной расхода через них (Рис 3), что обеспечивает расчетный перепад давления срабатывания клапанов на их открытие или закрытие для заданного расхода потока. Другими словами, АСРП позволяет ограничивать максимальный расход через каждый фильтр на определенном уровне вне зависимости от перепада давления.

Таким образом, АСРП дает возможность не только выравнивать профиль притока и откладывать прорыв газа в скважину, но и ограничивать расход по газу на заданном уровне в зоне прорыва (из-за разницы вязкости продуктивность интервалов прорыва газа резко возрастает), позволяя скважине работать еще долгое время без значительного увеличения газового фактора. В случае, если подвижность воды намного больше, чем подвижность нефти (например, значения вязкостей отличаются в разы, либо из-за значений фазовых проницаемостей), данная система может работать и как ограничитель по воде. Результаты лабораторно-промышленного испытания АСРП показаны на (Рис 4).

Через систему фильтровался газ при постепенном увеличении перепада давления в 10 раз. В полевых условиях такое увеличение депрессии должно привести к увеличению дебита газа, по крайней мере, в 100 раз. Последовательное срабатывание клапанов АСРП позволило увеличить сопротивление в системе, тем самым сохранив запланированный расход газа через систему на уровне 700 литров в минуту (с отклонением +-13%).

Таким образом, заканчивание горизонтальных скважин с помощью противопесочных фильтров, оснащенных АСРП и заколонными пакерами (Рис 1) может использоваться для решения широкого круга задач разработки месторождений. В том числе: выравнивание профиля притока в горизонтальных скважинах, решение проблемы конусообразования в районе пятки горизонтальной скважины, ограничение притока из суперколлектора (зон с повышенной проницаемостью или трещиноватостью). Система позволяет ограничивать приток из интервала на определенном уровне, что решает проблему прорывов воды и газа. Также АСРП позволяет компенсировать ошибки при анализе геологических данных, интерпретации геофизики и устранять риск неправильной установки оборудования при спуске системы заканчивания.

Использование АСРП позволит значительно продлить время эксплуатации скважины, увеличить КИН месторождения и существенно улучшить экономические показатели разработки (возможно, сделав привлекательной разработку некоторых месторождений с контактными запасами, находящимися на грани рентабельности).

1. Brekke K., Lien S.C.: “New Simple Completion Methods for Horizontal Wells Improve Production Performance in High-Permeability Thin Zone” // SPE Drilling and Completion. – 1994. –V.9. –P. 205-209.

2. M. Chertenkov, Lukoil; S.V. Deliya , D.A. Semikin, G.A. Brown, A. Bayanova, E. Kanevsky, M. Nukhaev, A. Shapovalov, Y. Pormeyster: «Gas Breakthrough Detection and Production Monitoring From ICD Screen Completion on Lukoil’s Korchagina Field Using Permanently Installed Distributed Temperature Sensors» // SPE 159581, 2012

3. Семенов, Исламов, Нухаев: Дизайн устройств пассивного контроля притока на Ванкорском месторождении // Нефтяное хозяйство // 2009 # 11

Источник

Оборудование для эксплуатации скважин

«Оборудование для добычи НиГ»

Оборудование для эксплуатации скважин

насосами с механическим приводом

Читайте также:  Обязательная сертификация отопительных приборов

В основу рассматриваемого способа эксплуатации скважин положено использование обычного насоса спускаемого в скважину и приводимого в действие приводом, расположенным на поверхности. Весь комплекс оборудования называют штанговой насосной скважинной установкой (ШСНУ). Основные её параметры: подача – количество жидкости в ед. времени, развиваемое давление – с учетом глубины скважины и пластового давления, КПД ШСНУ и надежность, масса установки. Рациональная область применения ШСНУ: подача – 100 ¸120 м 3 /сут., глубина подвески 1500¸ 1800 м.

1. Штанговые скважинные насосные установки и их основные элементы

Насосная установка состоит из привода, устьевого оборудования, колонны насосных штанг, колонны насосно-компрессорных труб, скважинного насоса и вспомогательного оборудования.

Привод предназначен для преобразования энергии двигателя в механическую энергию колонны насосных штанг, двигающихся возвратно-поступательно.

Колонна насосных штанг представляет собой стержень, состоящий из отдельных штанг, соединенных резьбовыми соединениями. Колонна НШ передает механическую энергию от привода к скважинному насосу.

Скважинный насос преобразует механическую энергию движущихся штанг в механическую энергию откачиваемой жидкости.

Рекомендуемые файлы

Колонна НКТ служит каналом для подъема откачиваемой пластовой жидкости и обеспечивает удержание по весу скважинного насоса.

Устьевое оборудование герметизирует внутреннюю полость колонны НКТ, обеспечивает её соединение с нефтепромысловым коллектором, фиксирует верх колонны НКТ.

Вспомогательное подземное оборудование устанавливается в зависимости от особенностей каждой скважины. В комплект могут входить газовые и песочные якори, отсекатели пласта.

Штанговый скважинный насос представляет собой насос одинарного действия. Состоит из цилиндра, соединенного с колонной НКТ; плунжера соединенного с колонной штанг, нагнетательного клапана установленного на плунжере и всасывающего установленного в цилиндре.

Схемы штанговых трубных насосов

1- кожух клапана; 2 – муфты; 3 – втулки; 4 – кожух; 5 – плунжер; 6 – выходной клапан; 7 – захват клапана; 8 – крестовина; 9 – выходной клапан

При работе ШСНУ энергия от эл. двигателя передается через редуктор к кривошипно-шатунному механизму, преобразующему вращательное движение вала редуктора через балансир с головкой в возвратно-поступательное движение колонны штанг. Связанный с колонной плунжер также совершает возвратно-поступательное движение. При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан закрыт давлением жидкости, находящейся над плунжером, которая по колонне НКТ двигается вверх – происходит её откачивание. В это время впускной всасывающий клапан открыт и жидкость заполняет объем цилиндра насоса над плунжером. При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, нагнетательный открывается, и жидкость перетекает в надплунжерное пространство.

2. Приводы штангового скважинного насоса

Привод ШСН состоит из силового органа, уравновешивающего устройства и собственно привода. Силовой орган предназначен для перемещения колонны штанг и может быть механическим, состоящим из системы рычагов, накатов, блоков; гидравлическим – с использованием гидро- и пневмоцилиндров. Собственно привод включает двигатель и передачу.

Выполнение функции создания оптимального режима работы приводного двигателя возлагается на уравновешивающее устройство, которое накапливает потенциальную энергию колонны штанг при ходе её вниз и отдает при ходе вверх. Мощность двигателя приводящего в действие неуравновешенную установку в 4¸12 раз больше мощности двигателя установки полностью уравновешенной. Приводы ШСН делятся по max нагрузке в точке подвеса штанг, по длине хода точки подвеса штанг, по величине потребляемой мощности.

3. Штанговые скважинные насосы

ШСН приводится в действие колонной штанг и работает в условиях абразивной среды, химически активных веществ, больших температур. Основной задачей в области конструирования насосов является увеличение их надежности и повышение эксплуатационных показателей.

По способу крепления в колонне НКТ насосы делятся на невставные (трубные) и вставные. Цилиндр трубного насоса присоединяется к колонне НКТ и вместе с ней спускается в скважину. Цилиндр вставного насоса спускается внутри труб по колонне штанг и монтируется с помощью специального замкового устройства. Это позволяет менять насос без подъема НКТ.

Основные схемы трубных насосов Основные схемы вставных насосов

Основные узлы насоса следующие:

Цилиндр – может быть изготовлен из одной трубы и собран из отдельных втулок. Каждая из конструкций имеет свои преимущества и недостатки: цилиндр из цельной трубы трудно изготовить, он дорогой, но зато удобен в эксплуатации. Цилиндр собранный из втулок – дешевле в изготовлении, однако в процессе эксплуатации его соосность нарушается.

Конструкция плунжеров скважинных насосов

а – гладкий; б – с кольцевыми канавками; в – с винтовой канавкой; г – пескобрей.

Плунжер – представляет собой трубу, наружная рабочая поверхность которой обработана с высокой чистотой и точностью.

Манжетный плунжер

1- корпус плунжера; 2 – резиновой кольцо; 3 – набухающие резиновые кольца.

Нагнетательный клапан. Основой конструкций нагнетательных и всасывающих клапанов является седло клапана и шарик. Седла клапанов изготавливаются из стали марок 30Х13, 35Х18 или твердого сплава ВК68.

Клапанные узлы скважинных насосов

а—насоса НГН1; б—насоса НГН2, в — насоса НГНЗ; 1— корпус, 2 — ста­кан- 3 — шарик, 4 — седло; 5 — наконечник-конус; г — конструкция Костыченко

а – с буртом; б – с гладкой наружной поверхностью

4. Насосные штанги и трубы

Колонна штанг обеспечивает кинематическую связь силового органа с плунжером скважинного насоса. Колонна штанг работает в очень тяжелых условиях она подвергается действию циклически изменяющейся нагрузки: в верхней части пульсирующая, в нижней – знакопеременная, она погружена в корозиоактивную жидкость. Её боковые поверхности изнашиваются за счет искривления скважины и абразивного износа.

Конструкция насосных штанг и муфт

Требуемая долговечность колонны штанг достигается улучшением конструкции колонны, применением хороших технологий изготовления штанг, использованием прочных сталей, обеспечением легкого режима эксплуатации.

Расчет колонны штанг сводиться к определению величины и характера изменения нагрузки на них, выбора расчетной формулы соответствующей условиям работы штанг и определению допускаемых напряжений, обуславливающих надежную работу колонны штанг. расчет колонны штанг производится либо по эмпирическим формулам, либо по специально составленным таблицам, либо по номограммам. Насосные штанги выпускаются диаметрами: 12, 16, 19, 22, 25 мм. Средняя длина штанг 8м. Резьба штанг накатывается. Штанги и муфты делаются из Ст.40 для легких условий работы, для сложных условий – из легированных сталей с последующим поверхностным упрочнением.

Существуют трубчатые штанги. Их использование уменьшает металлоемкость внутрискважинного оборудования за счет исключения колонны НКТ, уменьшает пиковые нагрузки в точке подвеса за счет увеличения плавучести колонны штанг. Позволяет проведение некоторых технологических операций. Однако их производство сложнее и металлоемкость и стоимость больше. В ШСНУ применяются НКТ с гладкими и высаженными наружу концами групп прочности К, Е, Л, Н, на трубах и муфтах резьба a–60 0 , конус 1:16.

Схема установки с трубчатыми штангами

1 — канатная подвеска; 2 — узел крепления штанг; 3 — трубчатая штанга; 4 — боковой отвод; 5 — фланцевое соединение; 6 — гибкий шланг; 7 — коллектор

Обратите внимание на лекцию «10. Динамический хаос».

5. Оборудование устья насосных скважин

Оборудование устья насосных скважин предназначено для герметизации внутренней полости НКТ и эксплуатационной колонны, состоит:

· Крестовик для подвески НКТ и герметизации затрубного пространства;

· Устьевой сальник с шаровой головкой для уплотнения сальникового штопа скважин, эксплуатируемых штанговыми насосами.

Источник

Оборудование

Современная добыча нефти – это технически сложный процесс. Существует множество технологий и рекомендаций по этой теме. А потому велик и перечень используемого при этом оборудования. Как правило, все оборудование для добычи нефти принято классифицировать на несколько групп:

  • Оборудование для скважин эксплуатационных: сюда входит все, что необходимо для нормального функционирования скважины – это и колонны труб, и пакеры, и фильтры, и отсекатели. Все эти технические средства нужны для полноценного обслуживания скважины, обеспечения ее безопасности и надежности;
  • Для правильной эксплуатации любой скважины требуется специальное оборудование – насосные установки, запорные установки и прочие агрегаты, необходимые скважинам фонтанного типа;
  • Механизмы для обработки и ремонта скважин – подъемные агрегаты, вышки, стеллажи и так далее;
  • Оборудование для хранения, подготовки и перекачки нефти;
  • Агрегаты, необходимые для проведения нефтяных работ в море. К этой группе относится самое сложное оборудование – танкеры, платформы и их опоры, подводное оборудование и прочее.

Оборудование и способы добычи нефти

Современное оборудование для нефтедобычи – это многофункциональные агрегаты и механизмы, которые существенно облегчают добычу сырой нефти и делают ее более эффективной и качественной.

Обычно среди таких устройств, прежде всего, выделяют буровое оборудование необходимое для разработки скважин. Отметим также, что выбор оборудования напрямую зависит от способа добычи нефти. Сейчас основными являются три таких способа – насосный, газлифтный и фонтанный.

Насосная добыча нефти характеризуется применением внедренных электрических насосов и скважинных насосов.

При фонтанной добыче нефть поднимается наверх, благодаря энергии пласта. А при газлифтном способе добычи используется энергия сжатия газа и воды.

Рекдуктор давления

Редуктор давления РДФ3-1 (РДФЗ) – особенности применения

При необходимости на выгодных условиях и в идеальном качестве приобрести редуктор давления РДФ3-1, стоит обратить внимание на предложение интернет-магазина компании Селариус. Данная организация на протяжении нескольких лет осуществляет поставки промышленного...

Вакуумное оборудование: бустерные насосы

Бустерные насосы используются для повышения давлениях в трубопроводах. Такая потребность возникает при перекачке жидкостей на большие расстояния, при серьезных перепадах высот, когда давления не хватает чтобы поднять жидкость. Рассматривая вакуумное...

Здание в тепловизоре

Как выбрать тепловизор для строительства?

Каждый объект капитального строительства перед вводом в эксплуатацию подвергается обследованию с помощью тепловизора. Этот прибор позволяет определить температуру различных участков кровли, стен, фундамента и монтажных стыков, предоставляя возможность выявлять даже самые...

Типы и характеристики погрузчиков для склада

пластинчатый шиберный насос

Конструкционные особенности и виды шиберных насосов

Шиберные, либо пластинчатые насосы применяются для перекачки сред, которым свойственно повышение густоты и вязкости со снижением температуры. В частности, данное оборудование используется в нефтяной промышленности. Отличительной особенностью шиберных насосов является...

Буровые растворы для бурения нефтяных и газовых скважин

Что представляют собой буровые растворы для бурения нефтяных и газовых скважин?

При бурении скважин и в процессе работы на нефтяных и газовых промыслах используются специальные буровые растворы для бурения нефтяных и газовых скважин. Их готовят на месторождении, непосредственно перед началом добычи...

Буровая установка для бурения нефтяных скважин

Состав комплекса буровой установки для бурения нефтяных скважин

Оборудование для бурения нефтяных и газовых скважин – это целый комплекс технологических устройств, инструментов и приспособлений, обеспечивающий сам процесс бурения и промывку скважины с извлечением из неё остатков разбуренных пород....

Насосы для добычи нефти

Виды насосов для добычи нефти и их характеристики

Нефтяная индустрия является важнейшей отраслью российской промышленности. Важность это природного энергоресурса для отечественной экономики трудно переоценить. Каждый год в России добывают миллионы тонн «черного золота», и этот объем не только...

Обсадные трубы для нефтяных скважин

Как выбирают обсадные трубы для нефтяных скважин?

При обустройстве скважин для добычи нефти и газа необходимо укрепление так называемой эксплуатационной трубной колонны, через которую добываемое сырье поступает на поверхность, а также максимально защитить её от коррозии и...

Куст нефтяных скважин

Как устроен куст нефтяных скважин?

В процессе разработки нефтяной скважины очень важным является равномерное перемещение добываемого продукта. Именно эта равномерность выработки нефтяных запасов обеспечивает общую технологическую безопасность работы всех участвующих в цепочке “добыча сырья –...

Принцип работы и устройство фонтанной арматуры нефтяной скважины

Фонтанный способ эксплуатации нефтяных скважин подразумевает использование специализированного оборудовании и трубной обвязки устья. Это оборудование бывает как наземного (устьевая арматура), так и подземного (скважинного) типа. Далее мы рассмотрим основные аспекты...

Теплообменник нефтепереработка

Как используется теплообменник в нефтепереработке?

Теплообменник представляет собой устройство, при помощи которого происходит теплообмен между теплоносителями с разными температурами.

Сепарация нефти

Как осуществляется сепарация нефти?

В условиях нефтепромыслов нефтяные газы и легкие нефтяные фракции необходимо разделять, перед тем, как отправить сырую нефть на дальнейшую переработку. Этот процесс называется стабилизацией сырья.

Оборудование для нефтепереработки

Необходимое оборудование для нефтепереработки

Нефтепродукты получают из сырой нефти путем её переработки. Происходит этот процесс на нефтеперерабатывающих заводах с помощью специального оборудования для нефтяного сырья и попутного газа. Переработка делится на первичную и вторичную....

Обвязка нефтяной скважины схема

Основные схемы обвязки устья нефтяной скважины

Основное назначение оборудования устья нефтяных скважин и их кустов – обвязка колонн бурильных и обсадных труб, цель которой – контроль за уровнем жидкости в самих трубах и в затрубном пространстве,...

Коллектор нефти и газа

Типы коллекторов нефти и газа

Этим термином называют горную породу, которая способна вмещать в себя (собирать) углеводородные соединения в жидком и газообразном виде, а в процессе переработки – отдавать их.

Устройство конструкции нефтяной скважины

Конструкция нефтяной скважины зависит от конкретного региона и описывается проектом. Она должна обеспечивать беспрепятственное бурение глубину, необходимую для того, чтобы вскрыть продуктивный нефтяной или газовый пласт на месторождении.

Насосы для нефтепродуктов

Основные типы насосов для нефтепродуктов

Насосы для светлых нефтепродуктов и темных нефтяных фракций, а также для сырой нефти должны обеспечивать высокий уровень надежности и безопасности при проведении работ с ними, и эффективно перекачивать необходимые жидкости,...

Емкости для нефтепродуктов

Конструкция ёмкости для нефтепродуктов

С развитием нефтяной промышленности, которое повлекло за собой увеличение объема нефтедобычи, возникла потребность в организации хранения колоссальных объемов нефтепродуктов и сырой нефти. В этой статье мы расскажем о том, какие...

Шаровые краны для нефтепродуктов

Виды шаровых кранов для нефтепродуктов и их использование

Нефть и нефтепродукты выгоднее всего транспортировать по трубопроводным системами. Основными видами запорной арматуры, применяемыми на нефте- и нефтепродуктопроводах, являются задвижки и шаровые краны. Их основное отличие заключается в том, что...

  • Связаться с нами
  • Мы Вконтакте

    Источник