РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Юшков Иван Романович доцент кафедры разработки нефтяных и газовых месторождений ПГТУ, канд. техн. наук 1
Petroleum Reservoir Physics Petroleum Field Geology Subsurface Hydrodynamics Petroleum Production Engineering Enhanced Oil Recovery Economics and Planning Petroleum Reservoir Engineering 2
Система разработки включает • Последовательность и темпы разбуривания залежи • Количество и расположение нагнетательных и добывающих скважин • Количество резервных скважин • Комплекс мероприятий по управлению разработкой месторождения • Мероприятия по охране недр и окружающей среды 3
Объект разработки • Выделенное в разрабатываемом месторождении геологическое образование (пласт, структура, массив, совокупность пластов) • По близким свойствам коллекторов и флюидов (проницаемость и продуктивность пласта, пластовое давление, вязкость нефти и др. ), • Наличие промышленных запасов • Наличие скважин (сетка скважин) 4
Источники пластовой энергии • Естественная пластовая энергия • Искусственная пластовая энергия, вводимая извне (с поверхности) • Запас (количество) естественной пластовой энергии определяется: • Величиной начального пластового давления • Объёмом всей пластовой системы, включая её нефтегазонасыщенную и водонасыщенную части 5
6
Схема строения залежи с напором краевых вод 7
Режимы нефтяных залежей • Принято давать название режиму по преобладанию в рассматриваемый период времени главной движущей силы в пласте • Различают режимы работы залежей: • Водонапорный • Упругий и упруговодонапорный • Газонапорный (газовый, газовой шапки) • Растворенного газа • Гравитационный 8
Водонапорный • Нефть движется к скважинам под действием краевых вод • Залежь пополняется водой из поверхностных источников • Наличие связи продуктивного пласта с поверхностью земли • Зоны соприкосновения пласта с поверхностью находятся на большом расстоянии • Напор вод может создаваться искусственно путем закачки воды в нагнетательные скважины 9
Схема законтурного заводнения 1 добывающие скважины 2 нагнетательные законтурные скважины 3 контрольные скважины 4 внутренний контур нефтеносности 5 внешний контур нефтеносности 10
График разработки залежи при водонапорном режиме Суммарный отбор 1 – пластовое давление 2 – добыча нефти (текущая) 3 – газовый фактор 4 – обводненность продукции 11
Упруговодонапорный • Пластовые жидкости и горные породы – сжимаемы, они обладают запасом упругой энергии, освобождающейся при снижении пластового давления • Упругие изменения, отнесённые к единице объёма, незначительны • Чем больше объём пласта, тем больше масса жидкости, которая вовлекается в движение к скважине • Упругие свойства пласта передаются с некоторой скоростью 12
Скорость передачи давления χ = k /μ ( т β ж+ βп) = k /μ β* где χ коэффициент пьезопроводности, м 2/с; k – коэффициент проницаемости пласта, м 2; μ - абсолютная, или динамическая вязкость жидкости, Па*с; т - пористость, доли единицы; βж коэффициент сжимаемости жидкости, 1/Па; βп - коэффициент сжимаемости пористой среды, 1/Па; β* коэффициент упругоёмкости пласта, 1/Па. 13
Упругий запас жидкости • Количество жидкости, выделяющееся под действием упругих сил равно: • ΔVж = β* V ΔΡ • ΔVж объём жидкости, при перепаде давления ΔΡ; • V объём залежи: • β* коэффициент упругоёмкости 14
График разработки залежи при упруговодонапорном режиме Суммарный отбор 1 – пластовое давление 2 – добыча нефти (текущая) 3 – газовый фактор 4 – обводненность продукции 15
Газонапорный режим • При газонапорном режиме, или режиме газовой шапки, нефть вытесняется к скважинам под давлением расширяющегося газа, находящегося в свободном состоянии в повышенной части пласта • Объём газа всегда меньше объёма водонапорной части, поэтому запас его энергии всегда ограничен 16
График разработки залежи при газовом режиме (режим газовой шапки) Суммарный отбор 1 – пластовое давление 2 – добыча нефти (текущая) 3 – газовый фактор 17
Режим растворённого газа • Основной движущей силой является газ, растворённый в нефти • При понижении давления на забоях скважин, выделившийся из нефти газ, расширяется и, двигаясь с большей скоростью, чем нефть, частично проталкивает её, а частично увлекает за собой 18
При водонапорном режиме При режиме растворенного газа 19
График разработки залежи при режиме растворенного газа Суммарный отбор 1 – газовый фактор 2 – пластовое давление 3 – добыча нефти (текущая) 20
Гравитационный режим • При полном истощении пластовой энергии единственной силой, двигающей нефть по пласту, является сила тяжести самой нефти • Нефть из повышенных зон пласта перетекает в пониженные зоны и скапливаться в ней 21
А Гравитационный режим 22
Изменение газовых факторов в процессе эксплуатации залежей с различными режимами 1 – водонапорный; 2 – эффективный газонапорный; 3 – неэффективный газонапорный; 4 – режим растворенного газа 23
Режимы газовых залежей • Для газовых пластов основным источником пластовой энергии являются: напор краевых вод, упругие силы воды и породы, давление расширяющегося газа • Выделяют режимы газовых залежей: • Водонапорный • Упруго газоводонапорный • Газовый 24
Водонапорный режим газовой залежи • Основной источник пластовой энергии – напор краевых (подошвенных) вод • При равенстве объёмов извлечённого газа и поступившей в пласт воды пластовое давление не снижается, происходит равномерный подъём ГНК • При увеличении темпов отбора газа может установиться упруго водонапорный или газовый режим 25
Упруго газоводонапорный режим • Основной источник пластовой энергии – упругие силы воды, породы и расширяющегося газа • Действие упругих сил проявляется, если проницаемость пласта невысокая, а область питания расположена на значительном удалении • Гидродинамическая связь газовой залежи с областью питания слабая 26
Газовый режим • Отбор газа производится за счет давления, создаваемого расширяющимся газом • Этот режим проявляется в залежах, к полностью запечатанным ловушкам • Обычно это небольшие залежи • Режим может преобладать, если темпы отбора газа превышают поступление краевых вод 27
Изменение пластового давления при разработке газового месторождения 1 – полное замещение отобранного газа водой ( водонапорный режим) 2 – частичное замещение отобранного газа водой 3 – газовый режим 28
Нефтеотдача коэффициент нефтеотдачи, дол. ед. количество извлеченной нефти балансовые (геологические) запасы нефти 29
КИН при различных режимах Режимы вытеснения: • Водонапорный – 0, 5 0, 8 • Упруговодонапорный режим 0, 5— 0, 8 • Газонапорный (режим газовой шапки) 0, 4— 0, 7 30
КИН при различных режимах • Режимы истощения: • Режим растворенного газа 0, 15 0, 3 • Гравитационный режим – 0, 15. 31
КИН в общем виде • КИН = К в. Кохв • К в коэффициент вытеснения • Кохв– коэффициент, охвата заводнением 32
КИН по ГИПровостокнефть • КИН = Кв · Ко = Кв · К 1 · К 2. К 3 · К 4 · К 5 • Кв коэффициент вытеснения • К 1 –коэффициент, учитывающий вязкость нефти и предельную обводнённость; • К 2 коэффициент сетки скважин, учитывающий, неоднородность коллектора; • К 3 · К 4 коэффициенты, учитывающие потери нефти в разрезающих и стягивающих рядах; • К 5 коэффициент, учитывающий потери нефти в невырабатываемых (санитарные, залегание солей и др. ) зонах. 33
КИН Сиб. НИИНП • КИН = К в. Кохв. Кзав, • Кв коэффициент вытеснения • Кохв – отношение объёма пустотного пространства пласта, охваченного фильтрацией, ко всему объёму пустотного пространства • Кзав – отношение промытой части порового объёма, насыщенного нефтью, ко всему нефтенасыщенному поровому объёму 34
КИН зарубежных ученых • КИН = К в. Кохв s. Кохв h. • Кв коэффициент вытеснения • Кохв s– коэффициент, учитывающий охват заводнением по площади • Кохв h. коэффициент, учитывающий охват заводнением по толщине пласта 35
КИН на основе построения геологической модели • В последнее время КИН для подсчета извлекаемых запасов разрабатываемых месторождений определяют на основе построения трехмерной геологической модели. • Такой подход является более перспективным. 36
Газоотдача газовых зале жей • При газовом режиме 0, 90 0, 95 • При водонапорном режиме 0, 6 0, 85. 37
Приток жидкости и газа в скважину Q – дебит скважины k проницаемость пласта h толщина пласта Рпл и Рзаб – давление, соответственно пластовое и забойное μ – вязкость нефти в пластовых условиях Rк – радиус контура питания (внешний контур нефтеносности) rс радиус скважины 38
Методы поддержания пластового давления (ППД) • При разработке нефтяных месторождений получили распространение методы ППД путём нагнетания в продуктивные пласты: воды газа водных растворов различных реагентов (ПАВ, ПАА, щёлочей, кислот и др. ) 39
Виды заводнения пластов • Законтурное заводнение • Приконтурное заводнение • Внутриконтурное заводнение • Модификация этих видов заводнения 40
Внутриконтурное заводнение • Подразделяется на: Рядное или линейное (1 , 3, 5 редко большее число рядов добывающих и 1 ряд нагнетательных скважин) Блоковое Сводовое Очаговое Площадное 41
Площадное Система • Рядные (линейные) • Четырёхточечное • Пятиточечное • Семиточечное • Девятиточечное • Тринадцатиточечное • и т. д. • • Активность 1: 1 1: 2 1: 3, 5 42
Разрезание залежи на отдельные площади 43
44
Разрезание залежи на отдельные блоки 45
Разрезание залежи по кольцу Осевое заводнение Центральное и законтурное заводнение 46
47
48
Показатели разработки • Годовая и накопленная добыча нефти и жидкости • Годовая и накопленная закачка воды • Обводненность добываемой продукции • Отбор от извлекаемых запасов • Фонд добывающих и нагнетательных скважин • Коэффициент нефтеотдачи • Темпы отбора нефти и др. 49
Стадии разработки нефтяной залежи • • • Четыре 1 2 3 4 50
Первая стадия Освоение эксплуатационного объекта; Характеризуется ростом текущей добычи нефти до максимального уровня, Увеличением действующего фонда скважин (до 0, 6… 0, 8 от максимального); Снижением пластового давления, Незначительной обводненностью добываемой продукции. Продолжительность стадии – до 4 5 лет. Коэффициент извлечения нефти на первой стадии может достигать 10%. 51
Вторая стадия • Наиболее высокому текущему уровню добычи нефти в течение некоторого времени (от 1 – 2 до 5 – 7 лет, • Фонд скважин в течение второй стадии увеличивается до максимального • Обводненность продукции увеличивается с темпом от 2 – 3 до 5 – 7% в год. • Ряд добывающих скважин переводится под нагнетание воды, начинается освоение системы поддержания пластового давления • Часть скважин из-за высокой обводненности начинает выводиться из эксплуатации. • Коэффициент нефтеизвлечения достигает 10… 20%, а для залежей с длительной по времени «полкой» - до 25 – 35%. 52
Третья стадия • Рост темпа снижения текущей добычи нефти • Рост обводненности продукции скважин, достигающей к концу стадии 75… 85%. • В полном объёме функционирует система поддержания пластового давления. • Добывающий фонд скважин уменьшается из за перевода части скважин в нагнетательный фонд и вывода добывающих скважин из эксплуатации по причине их высокой обводненённости • Практически все скважины эксплуатируются механизированным способом. • Продолжительность стадии достигает 10 15 лет и более, коэффициент нефтеизвлечения увеличивается до 10… 20% при высоковязкой и 40… 50% при маловязкой нефти. 53
Четвертая (завершающая) стадия • Характеризуется: • Низким темпом отбора нефти от начальных извлекаемых запасов 1 и менее % в год • медленным темпом снижения текущих отборов нефти • высокой обводненностью (более 80%) и медленным ее ростом • существенным уменьшением фонда действующих скважин • продолжительность стадии 50 100 лет; • отключение добывающих скважин происходит при 98 – 99% ой обводненности; • нефтеотдача при эффективной разработке залежей достигает проектной или приближается к ней • в течение четвертой стадии из залежей добывают до 15… 20% извлекаемых запасов нефти. 54
График разработки 55
Добыча нефти
Характеристика показателей разработки • • • Годовой темп отбора нефти, % 0, 5 10 3 0, 05 Среднегодовая обводнённость продукц. , %1 5 80 98 Отбор от извлекаемых запасов, % 7 15 – 80 100 Годовой темп отбора жидкости, % 10 15 30 10 Нефтеотдача, доли ед. 0, 05 0, 10 0, 4 0, 5 Годовая компенсация отбора закачкой, % 0 – 15 150 50 • Накопленная компенсация отбора жид. закачкой, % 0 5 140 120 • Продолжительность стадии лет 3 10 5 – 50 100 57
Проектные документы • Планы пробной эксплуатации разведочных скважин • Проекты пробной эксплуатации • Технологические схемы опытно промышленной и промышленной разработки • Проекты разработки • Уточненные тех/схемы и проекты разработки • Авторский надзор (анализ разработки) 58
Проекты пробной эксплуатации • Получение дополнительной информации для подсчета запасов углеводородов • Обоснование режима работы залежей • Выделение эксплуатационных объектов • Обосновывается предварительная геолого промысловая модель • Технико экономические расчеты выполняются минимум на 20 лет 59
Карта текущего состояния разработки пласта А 4 башкирского яруса 60
Схема размещения проектного фонда скважин Вариант 1, 2, 3. Объект А 4 башкирского яруса. 61
Динамика основных технологических показателей. Объект А 4 башкирского яруса. Рекомендуемый вариант 62
Основные исходные характеристики расчетных вариантов разработки. Объект А 4 башкирского яруса 63
Технологические схемы промышленной разработки Обосновывается: • геолого промысловая модель • выбор агентов воздействия на пласты • порядок ввода объектов в разработку • режимы эксплуатации скважин • уровни, темпы и динамика добычи нефти, газа и жидкости • закачки вытесняющих агентов • Рассматривается 3 5 вариантов разработки • Резервный фонд скважин 30% 64
Проекты разработки • Он составляется после разбуривания 70% основного фонда скважин • На основании результатов специальных исследований • Характеризуется большей глубиной проработки • Внедрение методов повышения нефтеотдачи • Обоснование бурения дополнительных скважин и скважин дублеров • Рассматривается 2 варианта • Резервный фонд скважин 10% 65
Уточненные технологические схемы и проекты разработки • Уточнение физико геологической характеристики месторождения по данным бурения (проницаемость, неоднородность, вязкость нефти и др. ) • Внедрение методов повышения нефтеотдачи • Обоснование бурения дополнительных скважин и скважин дублеров • Рассматривается 2 варианта • Резервный фонд скважин 10% 66
Авторский надзор (анализ разработки) • Ведут авторы проектных документов (НИПИнефть) • Задачи авторского надзора: уточнение физико геологической характеристики месторождения по данным бурения эксплуатационных скважин • режимов работы добывающих и нагнетательных скважин • Рассматривается 2 варианта 67
Регулирование разработки • • Изменение режимов Воздействие на призабойные зоны Увеличение давления нагнетания Изоляция отдельных прослоев пласта Изменение направлений потоков Очаговое и избирательное воздействие Применение МУН 68
Равномерный подъем водонефтяного контакта 1 – добывающие скважины 2 – нагнетательные законтурные скважины 3 – внутренний контур нефтеносности (начальный) 4 – внутренний контур нефтеносности (текущий) 5 – внешний контур нефтеносности 6 – ВНК начальный 7 – ВНК текущий 69
Образование «языков обводнения» Образования «конуса обводнения» 1 – внешний контур нефтеносности 2 – внутренний контур нефтеносности 3 – линии обводнения залежи 4 скважины 70
Исследования при разработке месторождения • Геофизические исследования (ВНК и ГНК) • Исследования методами КВУ и КВД • Измерения профилей притока • Замеры дебитов жидкости • Отбор керна по скважинам 71
Схема лубрикатора Рис. 3. 1. Схема лубрикатора: 1 — ролик; 2 — кронштейн; 3 — проволока; 4 — сальниковый узел; 5 — сальниковая крышка; 6 — труба (собственно лубрикатор); 7 — глубинный прибор; 8 — манометр; 9 — сливной кран; 10 — буферная задвижка; 11 — задвижки выкидных манометров; 12 — нейтральная задвижка 72
Индикаторные диаграммы Рис. 3. 4. Типичные индикаторные диаграммы скважин: а — в координатах Q=f(∆P); б — в координатах Q=f(Pзаб) 73
Индикаторные диаграммы Рис 1. 1. Характерные типы индикаторных диаграмм: 1, 2, 3, 4 — для добывающих скважин; 1’, 2’, 3’ — для нагнетательных скважин 74
Кривая восстановления забойного давления Рис. 3. 10. Кривая восстановления забойного давления 75
Кривая восстановления «∆P(t) lnt» Рис. 3. 11. Кривая восстановления забойного давления в координатах «∆P(t) lnt» 76
Распределение давления в характерных точках пласта и в скважинах Рис. 24. Распределение давления в характерных точках пласта и в скважинах: 1 — нагнетательная скважина; 2 — давление ри; 3 — давление Pн’; 4 — эпюра пластового давления; 5 давление Pу; б — добывающая скважина; 7 — давление Pс’; 8 — давление Pс; 9 — пласт 77
Методы увеличения нефтеизвлечения Группы методов: • Тепловые • Физико химические • Смешивающееся вытеснение 78
Тепловые • Закачка горячей воды • Закачка пара • Внутрипластовое горение 79
Тепловые Область применения: *Высоковязкие нефти Ограничивающие факторы: * Глубина залегания не более 1000 м 80
Физико химические • Закачка водных растворов ПАВ • Закачка водных растворов ПАА • Закачка водных растворов щелочей • Закачка кислот 81
Физико химические Область применения: • • Вязкость нефти до 30 м. Па с (ПАВ) Вязкость нефти до 100 м. Па с (ПАА) Вязкость нефти до 50 м. Па с (NOH) Вязкость нефти до 50 м. Па с (H 2 SO 4) 82
Физико химические • Ограничивающие факторы: • Высокая минерализация пластовых вод, • • Температура пласта не более 90 С°, • Проницаемость пласта не менее 100 мкм 2 (кроме ПАВ) 83
Смешивающееся вытеснение • Закачка мицеллярных растворов • Закачка углекислоты • Закачка газов (дымовых, нефтяных) 84
Смешивающееся вытеснение
Смешивающееся вытеснение Область применения: • Вязкость нефти до 10 15 м. Па с, • Глубина залегания не менее 1500 1800 м 86
Смешивающееся вытеснение Ограничивающие факторы: • • Высокая минерализация пластовых вод, Температура пласта не более 90 С°, Толщина пласта не более 15 20 м, Высокая неоднородность 87
Прирост (КИН)по сравнению с обычным заводнением, % Тепловые методы: • Закачка горячей воды 20 30 • Закачка пара 30 40 • Внутрипластовое горение 40 50 88
Внутрипластовое горение
Прирост (КИН)по сравнению с обычным заводнением, % • • Физико-химические методы: Закачка водных растворов ПАВ 5 10 до 12 Закачка водных растворов ПАА 5 10 до 20 Закачка водных растворов щелочей 5 10 до 12 Закачка кислот 5 10 до 12 90
Прирост (КИН)по сравнению с обычным заводнением, % Смешивающееся вытеснение: • Закачка мицеллярных растворов 60 70 • Закачка углекислоты 50 60 • Закачка газов (дымовых, нефтяных) 40 50 91
Схема установки по закачке раствора щёлочи 92
Пояснения к рисунку I Установка растворения 1 сдвоенные камеры растворения, 2 аппарат объёмом 20 м 3, 3 циркуляционный насос. II Резервуарный парк 4 стальные горизонтальные аппараты емкостью 200 м 3. III Насосная насосы (5 для разбавления раствора и промывки емкостей от осадка, 6 перекачки жидкой щёлочи, 7 дозировочные). IV КНС, ВРП, нагнетательные скважины. 93
Динамика потребности в воде ν и нефтеотдачи η 94
Пояснения к рисунку • 1, 1 соответственно добыча нефти и нефтеотдача при режиме растворенного газа; 2, 2 , 3 – соответственно добыча нефти, нефтеотдача и отбор жидкости при заводнении; 4 – потребность в воде при полном возврате сточных вод; 5 – расход нагнетания воды. Штриховка: вертикальная – эффект в добыче нефти от заводнения; косая экономии (возврат) воды 95
Изменение работающей мощности пласта после солянокислотной обработки 1 – до обработки соляной кислотой, 2 – после нее, 3 – работающие интервалы
Контроль гидроразрыва пласта методами изотопов Кривые ГК: I – до гидроразрыва, IIа , IIб – после гидроразрыва
Пример контроля за воздействием пороховых газов на пласт 1 4 ‑ последовательные замеры температуры через каждые 2 ч после применения ПГД, 5 ‑ интервал перфорации
Схема обвязки оборудования при ГРП 1 4 1 Линия стравки 1 3 7 5 Скважина 8 1 6 1 1 2 9 10 99
Оборудование для ГРП 1. Насосный агрегат YL 70 670 2. Станция контроля. ГРП 3. Блендер HS 210 4. Гелеобразующая машина с датчиком давления, 5. Рабочие ёмкости расхода и обратным клапаном 6. Песковозы 7. Блок манифольдов 8. Нагнетательная линия 9. Агрегат АЦА 320 10. Автоцистерна АЦ 100
Технологии ГРП 1. Стандартный ГРПНагнетание в пласт геля с. Увеличивающимся во времени расходом до разрыва пласта, развитие трещины при постоянном режиме нагнетании геля (2 5 м 3/мин), заполнение трещины проппантом при повышении его концентрации в геле (до 1500 кг/м 3) общей массой до 50 т. 2. Повторный ГРППрименяется наиболее соответствующая объекту технология ГРП 3. Объёмные ГРПНагнетание в пласт геля с увеличивающимся расходом во времени до разрыва пласта, развитие трещины при постоянном режиме нагнетания геля (2 5 м 3/мин), заполнение трещины проппантом при повышении его концентрации в геле (до 1500 кг/м 3) общей массой от 50 до 100 т. 4. Большеобъёмный (массированный) ГРПСтандартный ГРП с большим расходом проппанта (более 100 т); выполняется с предварительной дополнительной перфорацией и кислотным ОПЗ 5. Многоэтапный ГРППоследовательное проведение ГРП в пределах подготовленных интервалов пласта. Подготовкой предусматривается временная изоляция всех интервалов пласта (установка пакера, присыпка и т. д. ) 6. Селективный ГРПСтандартный ГРП с инициацией начала разрыва (дополнительная перфорация, ОПЗ, временная изоляция не обрабатываемых интервалов) и развитие трещины в пределах заданного интервала пласта
Технологии ГРП 7. Изоляционный (экраноустанавливающий) ГРПСтандартный ГРП с дополнительной закачкой оторочки изолирующего материала перед стадией заполнения проппанта. Продуктивные пласты с малой толщиной экранов (менее 3 м), отделяющих от водоносных пластов 8. Кислотный ГРПСтандартный ГРП с дополнительной закачкой оторочки концентрированной кислоты перед стадией заполнения трещины проппантом 9. ГРП с технологической остановкой Стандартный ГРП с кратковременной остановкой подачи жидкости разрыва (геля) на стадии развития трещины перед её заполнением проппантом 10. TSO (Tip Screen Out)Метод кольцевого экранирования. Стандартный ГРП с кратковременной остановкой подачи жидкости с проппантом, вследствие чего прекращается его внедрение в пласт и создаётся «песчаная пробка» . В дальнейшем режим подачи проппанта выбирается таким образом, чтобы обеспечить намыв проппанта от интервала перфорации до песчаной пробки. 11. ГРП с обратным потоком. Применяется для искусственного доуплотнения трещин ГРП 12. ГРП по технологии Inverto. Frac или Diverto. Frac. Технология ограничения высоты развития трещины путём создания «пробки» проппанта в нижней или верхней части трещины
Закачка проппанта в трещину 103
Профиль напряжений 104
График закачки проппанта 105
Запись забойного давления 106
Фонтанная скважина Рис. 7. 1. Схемы оборудования скважин при фонтанировании 107
Схема СШНУ Рис. 93. Принципиальная схема СШНУ. 1 —станция управления; 2 — балансир; 3 — головка балансира; 4 —стой ка балансира; 5 — шатун; 6 — кривошип; 7 — редуктор; 8 — приводной двигатель; 9 — тормоз; 10 — противовесы; 11 — металлическая рама; 12 — бетонный фундамент; 13 — канатная подвеска; 14 — траверсы; 15 — поли рованный шток; 16 — устьевая арматура; 17 — колонии штанг; 18 — ко лонна НКТ; 19 — плунжер насоса; 20 — нагнетательный клапан; 21 — вса сывающий клапан; 22 — цилиндр насоса; 23 — хвостовик 108
Схема УЭЦН Рис. 9. 25. Принципиальная схема УЭЦН: 1 — автотрансформатор; 2 — станция управления; 3 — кабельный бара бан; 4 — оборудование устья скважины; 5 — колонна НКТ; 6 — брони рованный электрический кабель; 7 — зажимы для кабеля; 8 — погруж ной многоступенчатый центробежный насос; 9 — приемная сетка насоса; 10 —обратный клапан; 11 —сливной клапан; 12 —узел гидрозащиты (про тектор); 13 — погружной электродвигатель; 14 — компенсатор 109
Характеристики ЭЦН Рис. 9. 26. Характеристики погружною центробежного насоса Qопт — подача насоса на оптимальном режиме работы, м 3/сут; Q 1—Q 2 — рациональная область работы насоса, м 3/сут; Q 0 — режим нулевой подачи; Нопт — напор на режиме оптимальной подачи, м; H 1—Н 2 — напоры в рациональной области подач, м; Н 0 — напор на режиме нулевой подачи, м; Nxx — мощность холостого хода (при Q = 0), к. Вт; ηмакс — максимальный КПД насоса при Q, %; η 1 = η 2 —минимальный КПД насоса в рациональной области, %. 110
Арматура крестового типа Рис. 57. Фонтанная арматура крестового типа с крановыми за порными устройства ми: 1 — манометр; 2 — кран; 3 крестовик елки; 4 — переводная катушка; 5 — переводная втулка; 6 крестовик трубной головки; 7 — фланец колонной головки; 8 — штуцер 111
Технологическая схема добычи нефти и нефтяного газа
Технологическая схема добычи нефти и нефтяного газа • 1 добывающие скважины; 2 автоматизированная групповая замерная установка (АГЗУ); 3 сепарационная установка (1 ая ступень); 4 дожимная насосная станция (ДНС); 5 газокомпрессорная станция (ГКС); 6 промысловый сборный пункт (ПСП), сепарационная установка (2 ая ступень); 7 установка предварительного сброса воды (УПСВ); 8 установка промысловой подготовки нефти (УППН); 9 товарный парк (ТП); 10 установка подготовки сточной воды (УВП); 11 блочная кустовая насосная станция (БКНС); 12 водораспределительный пункт (ВРП); 13 нагнетательные скважины; 14 источник пресной воды; 15 водозабор с водоочистными сооружениями и насосной стан цией.
Технологическая схема термохимической установки
Технологическая схема термохимической установки • • • 1. Резервуар сырой нефти; 2 насос; 3 теплообменник; 4 трубчатая печь; 5 отстойник; 6 резервуар товарной нефти. I сырая нефть; II реагент деэмульгатор; III товарная нефть; IV подтоварная вода.
Технологическая схема электрообезвоживающей установки
Технологическая схема электрообезвоживающей установки • 1. Резервуар сырой нефти; • • 2 и 6 насосы; 3 теплообменник; 4 подогреватель; 5 отстойник; 7 промежуточная емкость; 8 электродегидратор; 9 резервуар товарной нефти. I сырая нефть; II реагент деэмульгатор; III пресная вода; IV подтоварная вода; V товарная нефть.
118
119
Скачать презентацию РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Юшков Иван Романович доцент кафедры
119 Презентация РНГМ 2010 Юшков.ppt