ПОИСК Статьи Чертежи Таблицы Краткие сведения о способах добычи нефти и классификации нефтегазового оборудования из "Кабели и провода, применяемые в нефтегазовой индустрии " Фракционный состав нефти устанавливается путем разгонки и отбора фракций, выкипающих в определенных температурных пределах до 100°С - бензин I сорта, до ИО С - бензин специальный, до 130°С - бензин И сорта, до 265°С - керосин ( метеор ), до 270°С -керосин обыкновенный, примерно до 300°С производится отбор масляных фракций. Остаток считается мазутом. В зависимости от фракционного состава различают легкие нефти, или бензиновые, и тяжелые, или топливные. Если в нефтях содержится более 20% масел, они называются масляными. [c.45] Товарные качества нефти зависят от содержания парафина. Чем больше в ней парафина, тем выше температура ее застывания. По содержанию парафина нефти делятся на беспарафинистые - с содержанием парафина не более 1%, слабопарафинистые - от 1 до 2% и парафинистые - свыше 2%. Выпадение парафина из нефти в процессе добычи и перекачки в значительной степени осложняет и удорожает эти процессы. У нас в стране есть месторождения, нефти которых содержат свыше 20% парафина. В нефти, кроме углеводородов, находятся различные кислородные, сернистые и азотистые соединения. Кислород в нефтях входит в состав различных соединений. Наиболее важные из них нафтеновые и жирные кислоты, асфальты и смолы. [c.45] Чем выше температура нефти и больше растворенного в ней газа, тем меньше плотность, а послелний параметр в пластовых условиях всегда ниже плотности нефти, добытой из скважины, и дегазирован-ней. Плотность пластовой нефти определяется при анализе пробы нефти, отобранной в скважинах глубинными пробосборниками, в условиях, максимально приближающихся к пластовым. [c.46] Свойства пластовой жидкости. [c.46] Постепенно сапропель и гумусовые отложения накапливаются на дне водоемов, и в зависимости от даачения, температуры, количества кислорода и минерализации воды происходит реакция гидролиза жиров, содержащихся в отложениях, и образуются жирные кислоты, глицерин и другие продукты, которые затем превращаются в углеводороды (метановые, нафтеновые, ароматические) и кислородные соединения (кетоны). Все эти соединения, растворяясь в массе жирных кислот, образуют гомогенную смолоподобную массу и вместе с MHHepajibHbiMH веществами (песком, глиной) остаются на дне бассейна, покрываясь минеральными отложениями. Такую смолообразную массу можно назвать первичной нефтью. В процессе превращения в нефть органического материала в восстановительной среде происходят химические процессы, приводящие к увеличению содержания углерода и водорода и уменьщению содержания кислорода. [c.47] В настоящее время полагают, что для преобразования первичного органического материала в нефть необходима совокупность факторов - повышенных температур, давлений, деятельности бактерий, действия радиоактивных веществ. [c.47] Углеводородный газ используется как химическое сырье, а также как высококачественное топливо. Количество газа, растворенного в 1 т пластовой нефти, называется пластовым газовым фактором, а количество добытого газа, приходяшегося на 1 т добытой нефти, называется промысловым газовым фактором. [c.48] НИИ добываемой продукции по трубопроводам системы сбора. При достижении определенной степени обводненности продукции скважин, снижении пластового давпения и уменьшении количества газа, поступающего из пласта, пластовая энергия не обеспечивает процесс фонтанирования скважины на заданных режимах. Фонтанирование скважины прекращается. Для подъема жидкости необходимо подавать с дневной поверхности определенное количество энергии. [c.51] Кольцевая система. При двухрядном подъемнике в скважину спускают два концентрически расположенных ряда труб. Рабочий агент нагнетают в кольцевое пространство между двумя колоннами, а жидкость поднимается по внутренним трубам. Поэтому наружные трубы называют нагнетательными, а внутренние - подъемными. Наружный ряд труб называют также первым рядом, а внутренний вторым. [c.54] При однорядном подъемнике спускают один ряд труб, который и является подъемной колонной, а нагнетательной - обсааная колонна. Рабочий агент нагнетают в кольцевое пространство между обсадной колонной и подъемными трубами. При этом уровень жидкости будет находиться у башмака подъемных труб. [c.54] В практике встречается двухрядный подъемник кольцевой системы со ступенчатой нагнетательной колонной в нижней части - меньшего диаметра, в верхней - большего. По сравнению с обычным двухрядным такой подъемник дешевле. Основные его преимущества - уменьшение веса труб первого ряда и лучшие условия выноса песка с забоя. К недостаткам этого подъемника относится невозможность увеличения погружения подъемных труб. [c.54] Центральная система. Рабочий агент нагнетают по центральной колонне труб, а газонефтяная смесь поднимается по кольцевому пространству. Обычно центральная система применяется при однорядном подъемнике. Основные преимушества системы низкие пусковые давления и наиболее рациональное использование габаритов скважин. Ее недостатки при наличии в жидкости песка выступающие муфты труб стачиваются, в результате чего возможен обрыв труб при содержании в нефти парафина или при большой концентрации солей последние откладываются на стенках колонны и уменьшают ее диаметр. Поэтому в большинстве случаев применяют подъемники кольцевой системы. [c.54] Преимущество двухрядного подъемника состоит в том, что он работает при меньшей пульсации рабочего давления и жидкости, так как объем кольцевого воздушного пространства в нем меньше, чем в однорядном подъемнике кольцевой системы. Столб жидкости, находящейся между первым рядом труб и эксплуатационной колонной (в затрубном пространстве), также способствует более плавной работе двухрядного подъемника. [c.54] Добыча нефти с применением штанговых скважинных насосных установок (ШСНУ). Простое в конструктивном отношении устройство, разработанное и освоенное в начале 20-х годов, стало самым распространенным способом добычи нефти как у нас, так и за рубежом [1,166]. Оборудование для эксплуатации скважин этим способом (166J включает (рис.1.6) штанговый глубинный насос 19, систему насосно-компрессорных труб 17 и штанг 18, на которых насос подвешивается в скважине, приводную часть индивидуальной штанговой установки балансирного типа, состоящую из станка-качалки и электродвигателя 3, устьевое оборудование скважины 15, предназначенное для подвески насосных труб и герметизации устья, приспособления 13 и 14 для подвески насосных штанг к головке балансира станка-качалки. [c.55] При ходе плунжера вверх под ним падает давление, и всасывающий клапан под давлением столба жидкости в затрубном пространстве открывается, жидкость из скважины поступает в цилиндр насоса. В это время нагнетательный клапан плунжера закрыт под давлением столба находящейся над ним жидкости. При ходе плунжера вниз приемный клапан пол давлением столба жидкости в насосных трубах закрывается, а клапан, расположенный на плунжере, открывается, и жидкость поступает в насоснокомпрессорные трубы. [c.57] При непрерывной работе плунжера всасывание и нагнетание чередуются, в результате чего при каждом ходе некоторое количество жидкости поступает в НКТ. Уровень жидкости в них постепенно повыщается и достигает устья скважины жидкость начинает переливаться в выкидную линию через тройник с сальниковым устройством. [c.57] Простота обслуживания и надежность скважинных насосов, высокий КПД, гибкость в отношении регулирования, отборов жидкости с различных глубин, возможность их применения в осложненных горно-геологических условиях эксплуатации и ряд других преимуществ вывели этот способ на ведущее место в нефтедобывающей отрасли. Штанговыми насосами в настоящее время на месторождениях России оборудовано порядка 55% добывающих скважин. На три способа добычи нефти - фонтанный, газ-лифтный и с применением штанговых установок приходится около 20% добываемого скважинного продукта. [c.57] Двигатель и насос представляют собой единый погружной агрегат электроэнергия подается по специальному кабелю, прокладываемому по наружной поверхности НКТ параллельно подъемнику. Производительность современных УЭЦН может колебаться от нескольких десятков до 2000 м /сут., а напор - от нескольких метров до 3000 м и более столба перекачиваемой жидкости. Большими преимуществами УЭЦН являются простота их обслуживания и относительно большой межремонтный период работы, который более чем в 2 раза превышает МПР для штанговых установок. [c.58] Вернуться к основной статье