Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 [ 20 ] 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66

(статоров и роторов) колеблется от 84 до 332. Длина корпуса насоса не превышает 5,5 м. При большом числе рабочих ступеней их размещают не в одном, а в двух и иногда в трех корпусах, соединенных вместе. Электродвигатель и насос соединяют с помощью протектора. Протектор состоит из двух герметизированных секций. Через секции проходит вал с двумя шлицевыми концами, к которым через специальные муфты присоединяют валы насоса и электродвигателя. Корпуса насоса, протектора и электродвигателя соединены между собой на фланцах. Наружный диаметр корпусов насоса и протектора равны соответственно 92 и 114 мМ.

За последнее время для механизированной добычи нефти разработаны и прошли промышленные испытания новые Jиды насосов - винтовые и гидропоршневые. Винтовой насос - это тоже погружной насос с приводом от электродвигателя, но жидкость в насосе перемещается за счет вращения ротора-винта. Применение подобных винтовых насосов особенно эффективно при извлечении из скважин нефтей с повышенной вязкостью. Гидропоршневой насос - это погружной поршневой насос, приводимый в действие потоком жидкости, подаваемой в скважину с поверхности насосной установкой. При этом в скважину опускают два ряда концентрических труб диаметром 63 и 102 мм. Насос опускают в скважину внутрь трубы диаметром 63 мм и давлением жидкости прижимают к посадочному седлу, находящемуся в конце этой трубы. Поступающая с поверхности жидкость приводит в движение поршень двигателя, а вместе с ним и поршень насоса. Поршень насоса откачивает жидкость из скважины и вместе с рабочей жидкостью подает ее по межтрубному пространству на поверхность. J

Методы поддержания пластового давления на нефтяных месторождениях

/важнейшей задачей при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений является максимальное извлечение из продуктивных пластов нефти. Как было показано, полнота извлечения нефти из пластов характеризуется коэффициентом отдачи пласта, который на разных месторождениях колеблется в широких пределах. Для поддержания пластового давления и увеличения коэффициента отдачи пласта применяют различные методы, но наибольшее применение на практике нашли такие методы, как закачка под давлением в продуктивные пласты воды или газа. Первый метод связан с закачкой под большим давлением (порядка 20 МПа) в нефтяные пласты воды, прошедшей специальную подготовку. Причем различают законтурное и внутриконтур-fioe заводнение нефтяных пластов. При законтурном заводнении закачку воды в пласты осуществляют через специально пробуренные скважины, расположенные за линией границы контура нефтяного место-

рождения (за его контуром). В этом случае вода проникает в капилляры пластов и вытесняет из них нефть, стягивая к центру контур нефтяного месторождения. При больших площадях нефтяного месторождения эффективность применения одного законтурного заводнения оказывается недостаточной и наряду с ним применяют внутриконтурное заводнение, когда площадь нефтяного месторождения путем размещения инжекционных (нагнетательных) скважин по линиям внутри контура месторождения разбивают на отдельные менее крупные месторождения. Вода перед закачкой в пласты специально подготавливается на установках подготовки водь/у

Для поддержания пластового давления применяют также закачку газа в пласты. Для закачки применяют попутный (нефтяной) или природный газ. Закачку газа обычно осуществляют в повышенные части пластов для поддержания газонапорного режима эксплуатации месторождения. При этом желательно, чтобы пласты имели крутой угол падения, проницаемость пластов была достаточно высокой, а нефть в пластах имела бы малую вязкость. Давление закачки газа должно на 10-20 % превышать пластовое. Закачку газа осуществляют через бывшие нефтяные скважины или специально пробуренные нагнетательные скважины. Общий объем закачиваемого в пласты газа (приведенного к пластовым условиям) должен быть равен объему вытесненной из пластов нефти. Для поддержания пластового давления необходимо закачивать в пласты значительный объем газа под большим давлением. Поэтому этот метод поддержания пластового давления применяют редко и только на конечной стадии эксплуатации месторождения в связи с большими капитальными затратами на строительство мощных компрессорных станций и дефицитностью закачиваемого газа.

Кроме закачки воды или газа в пласты на практике используют и другие методы поддержания пластового давления: обработка закачиваемой воды поверхностно-активными веществами (ПАВ), закачка в пласты углекислоты, тепловые методы. Применение ПАВ для добавки в закачиваемую воду в небольших количествах (0,05-0,1 %) значительно снижает поверхностное натяжение на границе с нефтью и с твердой поверхностью породы, уменьшает необходимый перепад давления для перемещения нефти по капиллярам и способствует лучшему вымыванию нефти из капилляров. По данным лабораторных исследований нефтеотдача пластов при использовании ПАВ может увеличиться на 15-16 %.

При использовании для повышения нефтеотдачи углекислоты в пласт закачивают либо карбонизированную воду, либо жидкую углекислоту, которые и вытесняют нефть из капилляров пласта к забою скважины. Углекислый газ хорошо растворяется как в углеводородной среде (нефти), так и в воде. При этом вязкость воды увеличивается.

а нефти, наоборот, снижается, что и способствует лучшему перемещению ее покапиллярам пласта.

Тепловые методы повышения нефтеотдачи пластов основаны на снижении вязкости нефти, расплавлении отложений парафина в порах пласта, тепловом расширении пород пласта при действии на забое скважины повышенных температур (до 200° С и более). К тепловым методам относят прогрев призабойной зоны скважин электрическими или огневыми нагревателями; паротепловую обработку пласта; закачку горячей воды в продуктивные пласты; добычу нефти с помощью внутрипластового движущегося очага горения.

Для прогрева призабойной зоны на забой скважины на кабель-тросе опускают трубчатые электронагреватели. Наружный диаметр корпуса электронагревателя 112 мм, длина 3700 мм, масса 60 кг, а максимальная потребляемая мощность - 21 кВт при напряжении 380 В. Трубчатые электронагревательные элементы выполняют в двух вариантах: поднасосном, когда эти нагревательные элементы опускают в скважину вместе с насосом, а сам элемент находится под насосом, и непод-насосном, когда нагревательный элемент опускают для периодического прогрева призабойной зоны скважины при отсутствии в скважине насоса. Поднасосный вариант лучше, так как нагревательный элемент находится вместе с насосом в скважине и периодически включается для подогрева по мере уменьшения поступления нефти из скважины.

[гГаротепловая обработка пласта связана с закачкой в призабойную зону перегретого пара. Перегретый пар получают на передвижных паровых установках, смонтированных на шасси автомобиля, и нагнетают в скважину в течение 10-12 сут. После этого устье скважины закрывают на 2-5 сут. За это время тепло распространяется в глубь пласта. Для получения оптимального эффекта повышения нефтеотдачи необходимо закачать не менее 1000 т пара. На практике используют также закачку в пласты горячей воды.

Процесс внутрипластового горения для повышения нефтеотдачи пласта состоит в том, что через нагнетательную скважину в пласт подают под давлением воздух и за счет кислорода воздуха осуществляют сжигание нефти в капиллярах пласта призабойной зоны. При этом используют два способа разжигания пласта: самопроизвольное и искусственное. В первом случае происходит самозагорание нефти на месторождениях с быстроокисляющейся нефтью. Во втором случае на забое скважины размещают электрические или газовые нагреватели, которые используют в качестве запальников. При действии высокой температуры в очаге горения нефти образуются горячие газы, пары воды, горячая вода и горячая нефть. Горячие газы и пары воды обладают более высоким давлением и за счет этого по пласту в сторону нефтяных скважин распространяются горячая вода и горячая нефть, которые и выдавливают нефть.