СПРАВОЧНИК ИНЖЕНЕРА
ПО ДОБЫЧЕ НЕФТИ
УГНТУ
НК ЮКОС
Нефтяная компания ЮКОС
Уфимский государственный нефтяной
технический университет
СПРАВОЧНИК ИНЖЕНЕРА
ПО ДОБЫЧЕ НЕФТИ
Издательство _____________ 2002
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.2
УГНТУ
НК ЮКОС
ББК 33.361я2
С74
УДК 622.276(03)
Дашевский А.В., Кагарманов И.И., Зейгман Ю.В., Шамаев Г.А.
Справочник инженера по добыче нефти.
___ _________2002,__с.
ISBN ____________
Рассмотрены вопросы техники и технологии добычи природных углеводородов
на нефтяных месторождениях. Содержатся основные справочные данные о геологофизических свойствах продуктивных пластов, способах эксплуатации скважин, для
выбора типоразмера и режима работы подъемного оборудования, гидродинамических
исследованиях скважин и пластов, методах интенсификации добычи нефти, текущем и
капитальном ремонтах скважин, а также сведения о оборудовании систем сбора и
подготовки скважинной продукции и поддержание пластового давления.
Предназначен для научных и инженерно-технических работников нефтегазовой
промышленности. Будет полезен студентам нефтяных вузов и слушателям курсов
повышения квалификации работников нефтегазодобывающих предприятий.
Табл. __, ил. __, список лит. - __назв.
Рецензенты:
Н
Без. объявл.
ISBN ____

______________________

_______________________
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.3
УГНТУ
НК ЮКОС
Общие сведения о нефтяной компании ЮКОС и
Уфимском государственном нефтяном техническом
университете
Нефтяная компания ЮКОС
Нефтяная компания ЮКОС была образована в соответствии с
постановлением Правительства Российской Федерации N354 от 15
апреля
1993
года.
Первоначально
в
нее
вошли:
одно
нефтедобывающее
предприятие
–
«Юганскнефтегаз»,
три
нефтеперерабатывающих завода - Куйбышевский, Новокуйбышевский
и Сызранский, а также восемь предприятий нефтепродуктообеспечения, расположенных в Самарской, Пензенской, Воронежской,
Орловской, Брянской, Тамбовской, Липецкой и Ульяновской областях.
Свое название компания получила от начальных букв головных
предприятий Юганскнефтегаз и КуйбышевОргСинтез. Два года спустя
в соответствии с постановлением правительства № 864 от 1 сентября
1995г.
в состав НК ЮКОС были включены нефтедобывающее
предприятие ОАО «Самаранефтегаз», новые предприятия по сбыту
нефтепродуктов, ряд научно-исследовательских и производственных
организаций. Активное формирование вертикально интегрированных
компаний по времени совпало с приватизацией нефтяной
промышленности.
В конце 1997г. НК ЮКОС приобрела контрольный пакет акций
Восточной
нефтяной
компании,
созданной
постановлением
правительства № 499 от 20 марта 1994 года. Сегодня в состав
Восточной нефтяной компании входит ряд предприятий, компактно
расположенных в центре Сибири - на территории Томской,
Новосибирской, Тюменской областей, Красноярского края и
Республики Хакасия.
Управление компанией разделено на два основных направления –
 upstream, ЮКОС ЭП (Exploration & Production), включающее в
себя нефтедобывающие акционерные общества, добывающие
ежегодно более 54 млн. т нефти
НК «ЮКОС» располагает доказанными запасами около 11,5
млрд. баррелей (около 1,6 млрд. тонн) нефти. Это четвертый в мире
показатель по величине доказанных запасов среди частных нефтяных
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.4
УГНТУ
НК ЮКОС
компаний. Запасы ЮКОС составляют 17% от общих нефтяных запасов
России. Доказанные запасы газа составляют 2,6 трлн. кубических
футов.
В ЮКОС ЭП входят следующие нефтедобывающие акционерные
общества –
 ВостСибНефтеГаз
 ЮганскНефтегаз,
 СамараНефтегаз
 ТомскНефть.
В
состав
акционерных
обществ
входит
16
Нефтегазодобывающих Управления. Добыча нефти в 2001 году
составила 58.2 млн. тонн нефти
Таблица В.1
САМАРАНЕФТЕГАЗ
ТОМСКНЕФТЬ
ЮГАНСКНЕФТЕГАЗ
НГДУ Богатовскнефть
НГДУ Васюганнефть
НГДУ Майскнефть
НГДУ Кинельнефть
НГДУ Лугинецкнефть
НГДУ Мамонтовнефть
НГДУ Первомайнефть
НГДУ
НГДУ Правдинскнефть
НГДУ Чапаевскнефть
Стрежевойнефть
НГДУ Юганскнефть
ВОСТСИБНЕФТЕГАЗ
НГДУ Юрубченское
ДОМНГ
Основные месторождения НК ЮКОС
Самарского
региона:
Мухановское,
Дмитриевское,
Кулешовское, Михайловско-Коханское, Неклюдовское, НовоКлючевское,
Белозерско-Чубовское,
Ново-Запрудненское,
Алакаевское, Покровское, Тверское, Кудиновское, БариновскоЛебяжинское.
Западно-Сибирского региона: Приобское, Мамонтовское,
Приразломное, Мало-Балыкское, Южно-Сургутское.
Сибирского региона: Советское, Полуденное, Вахское,
Первомайское, Игольско-Таловое, Крапивинское, Лугинецкое.
Для обслуживания нефтедобычи работает 82 сервисных и 10
«социальных» предприятия.
Схема деятельности ЮКОС ЭП
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.5
УГНТУ
НК ЮКОС

downstream, ЮКОС РМ (Refining & Marketing) в состав,
которого входят нефтеперабатывающие заводы и сбыт. По
переработке ЮКОС является лидером в России – более 40
млн. тонн.
Переработка
представлена
нефтеперерабатывающими заводами–










следующими
Куйбышевский НПЗ
Новокуйбышевский НПЗ,
Самарский НПЗ,
Сызранский НПЗ,
Ачинский НПЗ,
Стрежевский НПЗ,
Новокуйбышевский завод масел и присадок
Ангарский нефтехимический комбинат
Ангарский завод катализаторов и оргсинтеза
Ангарский завод полимеров
Сбытовая сеть компании также крупнейшая в России (всего 18
сбытов) - 200 нефтебаз и свыше 1200 АЗС,
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.6
УГНТУ
НК ЮКОС
Уфимский государственный нефтяной технический
университет
Уфимский государственный нефтяной технический
университет (УГНТУ) – ведущий вуз в составе учебно-методического
объединения
вузов
нефтегазового
образования
Российской
Федерации
по
подготовке,
переподготовке
и
повышению
квалификации
инженерных
и
руководящих
кадров.
УГНТУ
представляет собой единое научно-производственное объединение. В
его структуру входят:
- 8 учебных факультетов, военный факультет, факультет заочного
обучения и довузовской подготовки, деканат по работе с
иностранными учащимися;
- магистратура, аспирантура, докторантура;
- ученые советы по защите диссертаций;
- институт повышения квалификации (ИПК);
- филиалы в городах Октябрьский, Салават, Стерлитамак.
В университете обучаются более 13 тысяч студентов из 49
субъектов РФ. Обучение обеспечивают более 800 преподавателей, в
том числе члены и члены-корреспонденты Академий наук РФ и
республики Башкортостан, заслуженные деятели образования, науки,
техники, строительства, архитектуры, культуры, около 120 докторов
наук, профессоров и более 450 доцентов, кандидатов наук.
В институте повышения квалификации УГНТУ ежегодно проходят
повышение квалификации и переподготовку свыше трех тысяч
инженерно-технических
работников
крупнейших
объединений
топливно-энергетического
комплекса
Российской
Федерации.
Повышение квалификации проводится с целью обновления
теоретических и практических знаний специалистов в соответствии с
требованиями государственных образовательных стандартов и
потребностями производства. На базе ИПК УГНТУ в соответствии с
Федеральным Законом «О промышленной безопасности опасных
производственных
объектов»
действуют
территориальные
аттестационные комиссии по трем направлениям.
Обучение иностранных граждан ведется с 1978г. За это время
высшее образование в УГНТУ получили около 300 граждан из 29 стран
мира.
В университете большое внимание уделяется научной работе,
которая стала неотъемлемой частью учебного процесса. Это
позволило обеспечить взаимовыгодные отношения с крупными
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.7
УГНТУ
НК ЮКОС
производственными структурами топливно-энергетического комплекса
России.
Лабораторная и научно-исследовательская база, методика
обучения, новые образовательные технологии подчинены решению
важнейшей задачи – профессиональному обучению студентов.
Выпускники
университета
составляют
кадровую
основу
нефтегазодобывающей промышленности Башкортостана, Татарстана,
Западной Сибири, Дальнего Востока, Крайнего Севера и других
регионов России.
В университете постоянно занимаются расширением и
укреплением социальной базы для студентов, преподавателей и
сотрудников. Студенческий городок – это 7 учебно-лабораторных
корпусов, 8 общежитий, три столовые, студенческая поликлиника и
стационар, спортивно-оздоровительный комплекс, Дворец молодежи,
а также различные службы быта.
Горно-нефтяной факультет является основным и самым
старейшим в университете. В его состав входят кафедры «Геология»,
«Геофизические методы исследований», «Бурение нефтяных и
газовых скважин», «Разработка и эксплуатация нефтегазовых
месторождений»,
«Разработка
и
эксплуатация
газовых
и
газоконденсатных месторождений».
Основные направления научной деятельности кафедры
«Разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений»:
- анализ, контроль и регулирование разработки нефтегазовых
месторождений, методы повышения нефтеотдачи и воздействия
на призабойную зону скважин;
- борьба с осложнениями при эксплуатации скважин;
- вопросы технологий вторичного вскрытия продуктивных пластов
и проведения ремонтов скважин;
- -повышение эффективности эксплуатации скважин на залежах
аномально-вязких нефтей.
Основные направления научной деятельности кафедры
«Разработка
и
эксплуатация
газовых
и
газоконденсатных
месторождений»:
- проектирование
разработки
нефтегазоконденсатных
месторождений;
- технологии разработки месторождений газовыми методами и
добычи углеводородов на месторождениях с проявлениями
нелинейных эффектов;
- экологические проблемы в процессах нефтегазодобычи;
- развитие
теоретических
основ
фазовых
превращений
газоконденсатоводяных смесей;
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.8
УГНТУ
НК ЮКОС
- совершенствование процессов сбора и подготовки нефти и газа.
Основные направления научной деятельности кафедры
«Бурение нефтяных и газовых скважин»:
- волновые методы воздействия на стенки скважин с целью
профилактики осложнений и повышения устойчивости ствола
скважины;
- создание смазочных добавок комплексного действия для
буровых растворов;
- разработка экологически чистых ингибирующих систем буровых
растворов;
- создание смазочных материалов для тяжело нагруженных узлов
трения;
- создание блокирующих жидкостей для капитального ремонта
газовых скважин
- создание устройств селективной изоляции продуктивных
пластов;
- создание технологии управляемого гидроразрыва пластов;
- исследование долговечности крепления скважин и разработка
новых тампонажных материалов.
Основные направления научной деятельности кафедры
«Геологии нефти и газа»:
- построение геологических моделей многопластовых сложно
построенных залежей;
- определение критериев для дифференциации коллекторов;
- оценка
выработки
запасов
по
разрезу
и
площади
распространения коллекторов;
- выделение
литотипов
и
построение
петрофизических
зависимостей керн-керн, ГИС-керн;
- разработка методов совершенствования систем разработки;
Основные направления научной деятельности кафедры
«Геофизические методы исследования»:
- геофизические методы изучения геологического строения
нефтяных месторождений и контроль разработки;
- моделирование
процессов
геофизических
исследований
скважин;
- обоснование модели залежи, создание геологической основы
контроля выработки запасов нефти;
- построение
палеток
для
комплексной
интерпретации
электрических методов и их цифровых прототипов для
автоматизированной обработки данных ГИС.
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.9
УГНТУ
НК ЮКОС
ПРИЛОЖЕНИЯ
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.10
УГНТУ
НК ЮКОС
Телефонные коды городов и населенных пунктов России и
ближнего зарубежья.
Актобе
132
Алагир
3
аз
8
Владикавк
672
Владимир
6731
Алдан
4
Волгоград
3
3631
0
Вологда
600
Алушта
0
Воркута
3
Андижа
н
3
Гомель
Армави
Гродно
Арханге
Грозный
Гулистан
Астраха
Дагомыс
622
8
Джанкой
6564
3
Донецк
1222
Ахтубин
ск
8
Ашгаба
д
Дубна
3
8
Барнаул
Душанбе
Евпатория
722
Бельцы
Кисловод
6132
0
рг
0
Екатеринбу
432
Елабуга
8
6537
Кишинев
0
Клайпеда
0
1262
Когалым
3
4667
Костанай
3
142
0
Ейск
0
522
Кострома
6569
8
Белгоро
Кировогр
422
3
82
д
8
ад
0
ск
8
772
3
8
332
0
852
Батуми
Киров
4245
922
0
44
2
Дубэсарь
0
Киев
21
632
Баку
Керчь
6368
5111
3
6561
3
512
Атырау
Кемерово
672
3
2
842
8
172
нь
Кашира
712
8
0
69
0
182
Астана
Каунас
1522
8
3
127
0
6137
льск
Карши
2322
8
3
212
7522
0
3147
р
Караганд
732
742
Арзамас
8
а
8
8
Воронеж
8
4457
2151
9518
0
Камышин
172
6560
Ангарск
Калуга
8422
8
Волжск
0
112
442
272
Алупка
Калининг
922
1145
Алматы
8
рад
0
0
942
8
р
3
ск
8
Краснода
8
612
Краснояр
3
912
Кременчу
0
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.11
УГНТУ
НК ЮКОС
4231
Бендер
ы
0
4232
Бердиче
в
0
3
Ессентуки
3
162
Брянск
Бугульм
8
3
Великие
Житомир
412
8
Запорожье
1153
В.
Новгород
8
Златоуст
Великий
8
Вентспи
лс
3
Вильню
Владиво
232
Мариуп
оль
6292
Махачка
ла
Мелито
0
3
Мин.Вод
8
Минск
Минусин
Тернопол
Томск
Тула
Ровно
0
872
Тюмень
3
452
Углич
0
8532
0
Ужгород
0
3122
0
Улан-Удэ
132
0
8
6167
8
Рига
3
Туапсе
8232
0
0
352
822
0
Ржев
222
Москва
4
ь
8
7900
3
4
1322
8
Пятигорск
9132
Могилев
Магадан
1444
0
0
322
0
Пярну
17
ск
Львов
1122
6531
0
3322
8
Псков
0
Луцк
5322
5135
ы
Луганск
362
Полтава
8
6422
3
1522
0
Луга
2142
6142
Миасс
Липецк
952
4
ЙошкарОла
0
П.Камчатский
8
Печора
0
1272
3
Иркутск
722
поль
Лиозно
4355
0
0
742
8
Ирбит
2122
сток
Лиепая
3449
4
8
9271
2138
0
Инсар
32
Витебск
Ленкоран
5743
3
3
2422
1334
3
Изюм
702
Винница
Кызылорд
412
7136
с
0
а
0
ь
0
3
Ижевск
3
9422
5136
1738
8
Кызыл
6122
1622
Устюг
Кутаиси
8331
8
8445
0
7122
8
Жиздра
3
Курск
4662
652
Луки
Кунгур
6532
Жигулевск
3
4271
3
Железново
5514
Бухара
Кулунда
102
0
дск
0
0
564
8566
8
Жезказган
8322
а
5366
Кривой
6534
953
Брест
9115
3
Рог
8
852
312
Братск
г
Ереван
4143
Бишкек
5557
Енисейск
3
012
0
Ульяновс
8
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.12
УГНТУ
НК ЮКОС
95
Мурман
ск
3622
8
Ростов
152
Муром
9234
Наб.Чел
ны
0
Дону
8
Ростов-на-
3
462
0
Самарканд
Нерчинс
0242
Нефтею
ганск
4612
Нижнев
артовск
3
Н.
4147
8
Саратов
312
Нижний
Тагил
435
Николае
в
512
Новокуз
нецк
843
Новосиб
ирск
Новочер
3
ль
0
инск
3
оль
3
Севастопо
692
Семипалат
222
Симфероп
652
Смоленск
8
Соликамск
3
Обнинск
8439
Одесса
Паланга
Челябинс
Черепове
Черкассы
0
Черкесск
8
Чернигов
0
4622
Черновцы
0
3722
Чита
3
022
Шексна
8
1751
Шымкент
3
2522
2
57
0
Тарту
Ташкент
8
202
8 Электросталь
147
0
3
512
Элиста
752
3
8
352
7822
8
Тамбов
182
3
Чебоксар
212
3
Павлод
ар
Чарджев
472
0
Сыктывкар
532
3
17
8122
0
Оренбу
0
ы
3
к
0
ц
0
3
Сухуми
8622
рг
Целиногр
542
0
0
3822
7822
8
Сумы
5667
Орел
Хмельниц
8259
3
Орджон
8
кий
3
ад
8
652
Стрежевой
0
552
8
Ставропол
812
икидзе
Херсон
622
0
ь
0
0
572
3
Сочи
482
Омск
Харьков
4253
6122
4
212
8122
6352
Нукус
Хабаровс
452
832
касск
8
к
3
8
Сарапул
3
31
12
3422
466
Новгород
Фрунзе
662
3
СанктПетербург
3
Саранск
3
732
3
Самара
0
Фергана
4591
1435
к
Феодосия
6562
0
Салехард
6922
Нарва
0
Рязань
3
472
912
8
Наманга
Уфа
855
4
3
1122
8
Рыбинск
6622
н
422
Уральск
632
3622
Нальчик
0
8536
552
Навои
к
8
4722
0
Ю.Сахалинск
3 Южноуральск
4
2422
3
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.13
УГНТУ
НК ЮКОС
1236
Пенза
712
8
8
412
Пермь
3
Петроза
Якутск
832
0
Ялта
8222
8
Термез
142
7622
4
112
Тверь
422
водск
5134
Тбилиси
0
654
3
ь
Ярославл
0
852
Расхождение во времени г. Москвы с другими городами
Абакан
+ Пермь
+
4
Актюбинск
2
+
Петропавловск
2
Акмала
+
Петропавловск-
3
Андижан
+
Пржевальск
+
Самара
+
Самарканд
+
Саратов
+
Семипалатинск
+
Степанакерт
+
Сухуми
+
Сыктывкар
+
Талды-Курган
+
Ташауз
+
Ташкент
+
Тбилиси
+
Термез
+
Томск
+
Тюмень
+
Улан-Удэ
+
5
+
1
+
2
2
Ереван
+
4
3
Екатеринбург
+
2
3
Душанбе
+
1
3
Джезказган
+
3
2
Джамбул
+
2
1
Гурьев
+
3
1
Грозный
+
1
7
Волгоград
+
1
2
Владивосток
+
1
6
Бухара
+
3
1
Благовещенск
+
1
4
Батуми
+
2
1
Барнаул
+
1
2
Баку
+
3
1
Ашхабад
+
9
3
Астрахань
+
3
Ульяновск
+
1
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.14
УГНТУ
НК ЮКОС
Ижевск
Уральск
+
1
Иркутск
Ургенч
+
5
Караганда
Усть-Каменогорск
+
Уфа
+
Фергана
+
Фрунзе
+
Хабаровск
+
Ханты-Мансийск
+
Хорог
+
Чарджоу
+
Челябинск
+
Шевченко
+
+
2
Южно-Сахалинск
+
3
Оренбург
+
2
4
Омск
+
2
8
Новосибирск
+
3
3
Магадан
+
2
4
Ленинабад
+
7
2
Кызыл
+
3
2
Кустанай
+
3
4
Курган
+
2
1
Красноярск
+
3
4
Киров
+
2
3
Кемерово
+
2
+
8
Якутск
+
2
+
6
СОДЕРЖАНИЕ
Общие сведения о нефтяной компании ЮКОС и Уфимском госу
нефтяном техническом университете (УГНТУ, ЮКОС)
I. Общетехнические сведения
1.1.Часто применяющиеся постоянные величины
1.2. Решение уравнений
1.3. Функции важнейших углов
1.4. Обозначения физических единиц измерения
1.5. Основные механические единицы
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.15
УГНТУ
НК ЮКОС
1.6. Соотношение между основными механическими единицами
1.7. Некоторые химические элементы и их свойства
1.8. Плотность некоторых твердых и жидких тел
1.9. Средние температурные поправки
1.10. Некоторые практические данные для электротехнических расчетов
1.11. Перевод английских мер в метрические
1.12. Перевод дюймов и 8-х долей дюйма в миллиметры
1.13. Перевод миллиметров в дюймы
II. Сведения о пласте и пластовых флюидах
2.1. Геохронологическая таблица. Классификация осадочных пород
2.2. Плотность основных породообразующих минералов
2.3. Пористость горных пород
2.4. Удельное электрическое сопротивление различных вод и горны
2.5. Соотношение между применяемыми единицами расхода
2.6. Скорость оседания в воде частиц горных пород различной круп
2.7. Стандартные сита
2.8. Свойства газов, входящих в состав природного газа
2.9. Формулы для пересчета вязкости в условных единицах в кине
динамическую вязкость
2.10. Средние значения теплотворной способности различных видо
2.11. Вязкость и плотность пресной воды при различных температу
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.16
УГНТУ
НК ЮКОС
2.12. Расчет водородного показателя (рН) воды
III. Оборудование для добычи нефти
3.1. конструкция скважин
3.2. Обсадные трубы и муфты к ним
3.3. Насосно–компрессорные трубы (НКТ) и муфты к ним
3.4. Справочные данные для расчета колонны труб
3.5. Глубины спуска НКТ в скважинах
3.6. Характеристика труб, применяемых в системах сбора и подготовки
воды на промыслах
3.7. Устьевая колонная обвязка
3.8. Запорная арматура
IV. Фонтанная и компрессорная эксплуатация скважин
4.1. Фонтанная арматура
4.2. Регулирующие устройства
4.3 Расчет фонтанного подъемника
4.4. Конструкции компрессорных подъемников
4.5. Определение пусковых давлений и глубины спуска НКТ при пуске к
скважин
4.6. Номограмма А.П. Крылова для расчета компрессорного подъемника
4.7. Плунжерный лифт
V. Эксплуатация скважин установками штанговых насосов
5.1. Характеристика отечественных станков – качалок (СК)
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.17
УГНТУ
НК ЮКОС
5.2. Вставные и невставные (трубные) насосы
5.3. Сведения о типах и характеристиках штанговых скважин
выпускаемых по стандарту API
5.4. Справочные данные для подбора насосов
5.5. Насосные штанги
5.6. Выбор конструкции штанговой колонны
5.7. Теоретическая производительность насосов при работе станко
5.8. Выбор типа станка – качалки (СК)
5.9. Расчет мощностей двигателя к станкам – качалкам
VI. Эксплуатация скважин погружными электронасосами
6.1. Характеристика погружных центробежных электронасосов (ЭЦН
6.2. Характеристика винтовых насосов (ЭВН)
6.3. Характеристика диафрагменных насосов (ЭДН)
6.4. Характеристика электрических двигателей
6.5. Характеристика электрических кабелей
6.6. Вспомогательное оборудование скважинных электроустановок
6.7. Выбор типоразмера, глубины спуска в скважину и режима раб
ЭЦН
VII. Исследование скважин и пластов
7.1. Исследование скважин
7.2. Основные фильтрационные параметры пластов, пластовых фл
7.3. Определение положения уровня жидкости в затрубном
скважины
7.4. Расчет забойного давления в скважине
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.18
УГНТУ
НК ЮКОС
7.5. Определение коэффициента продуктивности скважины и фи
параметров призабойной зоны пласта
7.6. Определение фильтрационных параметров пласта в области
скважины методом КВД
7.7. Оценка состояния ПЗП с применением гидродинамических методов
7.8. Определение потенциала скважины
7.9. Контрольно-измерительные приборы и средства автоматизаци
7.10. Применение геофизических методов при исследованиях скваж
VIII. Текущий и капитальный ремонт скважин
8.1. Классификация работ по ремонту скважин и увеличению нефтеотдачи
8.2. Характеристика подъемных агрегатов для ремонта скважин
8.3. Оборудование для вращения инструмента и труб
8.4. Цементировочные агрегаты
8.5. Насосные агрегаты
8.6. Смесительные установки
8.7. Автоцистерны
8.8. Схема расстановки оборудования при ремонте скважин
8.9. Долота
8.10. Ловильный инструмент
8.11. Пакеры
8.12. Противовыбросовое оборудование
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.19
УГНТУ
НК ЮКОС
8.13. Промывка ствола скважины. Гидравлический расчет промывки
8.14. Кислотные обработки скважин
8.15. Гидравлический разрыв пласта
8.16. Борьба и предупреждение осложнений при добыче нефти (со
парафины)
8.17. Жидкости для промывки и глушения скважин
8.18. Технология глушения скважин перед ремонтами
8.19. Сведения об объемах различных участков ствола скважины
8.20. Освоение скважин после ремонтов
IX. Сбор и подготовка скважинной продукции
9.1. Системы сбора и подготовки продукции скважин
9.2. Нормы качества товарной продукции нефтегазодобывающих пр
9.3. Установки системы сбора нефти
9.4. Установки системы подготовки нефти
Х. Поддержание пластового давления (ППД) на нефтяных залежа
10.1.Принципиальная схема системы ППД
10.2. Система трубопроводов ППД
10.3. Напорные трубы
10.4. Насосные станции и установки для закачки
10.5. Резервуары-отстойники
10.6. Оборудование нагнетательных скважин
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.20
УГНТУ
НК ЮКОС
XI. Нефтепромысловая спецтехника
11.1. Электромеханизированный трубовоз
11.2. Агрегат для перевозки штанг
11.3. Самопогрузчик промысловый
11.4. Установка для перевозки и перемотки кабеля
11.5. Агрегат для наземного ремонта оборудования
ПРИЛОЖЕНИЯ
I. ОБЩЕТЕХНИЧЕСКИЕ СВЕДЕНИЯ
1.1. Часто применяющиеся постоянные величины
426 325 219 146
lgA = 0,435.lnA
Ве
личина

2
3
4
6
:2
:3
:4
:6
n
3,1
416
6,2
0,4
2
0,7
9,4
248
0,9
12,
18,
1,2
7530
1,5
708
0,1
1,0
0,0
-
0,7
e2
1,89509
-
0,5
236
-
0,0
3,94085
0,3
0,1
1,6
487
3
1,3
956
e
-
7,3
891

-
0,0
0,3
679
353
e
2,24188
087
2,7
183
1:e
2
1,71900
1,4
646
1:e
2003
856
1,7
724

e
9612
472
0,1
3

ln
1,2
9533
013

0,9
9430
19,
1:
1,0
lgn
9,8
696
7392
2
9921
8496
n
2
2
7427
5664
:3
1:
Ве
личина
9818
174
60
lgn
9715
832
:1
80
lnA = 2,3.lgA
2,3
-
1,00570
0,2
4857
0,1
6572
0,4
3429
-
1,56571
0,8
6859
-
1,13141
0,2
1715
0,1
4476
0,3
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.21
УГНТУ
НК ЮКОС
183
1:2

0258
ln
1,20182
-
0,1
061
10
-
0,1
592
1:3

1,50825
1,02573
1,1
4473
1:4

6222
0,0
5870
-
0,0
796
2,90079
Абсолютный нуль температуры . . . . . . . . . . . . . . . . . . . -273,16
0С
Авогадро число, N0 (число молекул в 1г-моль газа) . . .
6,023.1023
Больцмана постоянная, k=R/N0 . . . . . . . . . . 1,3805.10-16
эрг.град-1
Гравитационная постоянная, G . . . . . . . . . . . . 6,67.10-8
дин.см2.г-2
Коэффициент теплового расширения идеальных газов .
..0,00366
Лошмита число, n0 (число молекул в 1 м3 идеального
газа при 0 0С и 0,1МПа) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .2,687 .1025
Механический эквивалент теплоты, I . . . . . . . . . . . . . . . .
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4,182.1010эрг = 4,182кДж =
1ккал
Объем грамм-молекулы идеального газа
(при 0 0С и 0,1 МПа) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
22,412л
Скорость звука в сухом воздухе (при 0 0С) . . . . . . . . . . 331,36м/с
Скорость света в пустоте . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
.299776км/с
Тепловой коэффициент работы, А . . . . . . . . . 0,239.10-7кал =
1эрг
Ускорение силы тяжести (широта 450 и уровень моря) .
.9,81м/с2
1.2. Решение уравнений
Таблица 1.2
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.22
УГНТУ
НК ЮКОС
Система уравнений 1-й
степени
с
двумя
неизвестными
x
 a1 x  b1 y  c1

a2 x  b2 y  c2
y
ax 2  0,
Неполные квадратные
уравнения
c1b2  c 2 b1
a1b2  a 2 b1
,
a1c2  a 2 c1
a1b2  a 2 b1
x1  0,
x1, 2  0,
ax  bx  0,
2
ax 2  c  0
c
x1, 2    ,

a
Полное
квадратное
уравнение:
1) общая формула
ax 2  bx  c  0 ,
x1, 2 
2) b четное
 b  b 2  4ac

2a

x1, 2
(b = 2k)
ax 2  2kx  с  0,
k k  ac
 
,
a
2
x1, 2  
p   p
   q
2
2
3) приведенная
формула
x 2  px  c  0
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.23
УГНТУ
НК ЮКОС

Биквадратное
уравнение
a 4 x  bx 2  c  0
 b  b 2  4ac
y
,
2a
x1,2,3,4   y

Справочник инженера по добыче нефти
Стр.24
УГНТУ
НК ЮКОС
1.3. Функции важнейших углов
Четверти
Угол
градусы
радианы
0
0
Sin
Cos
Tg
0
1
0
Ctg

3
I
30
1
3
45
3
0

3
3
1
 3

Справочник инженера по добыче нефти
Стр.25
УГНТУ
НК ЮКОС
60
90
II
120
1

6
1

4
1

3
1

2
2

3
3

4
5

6

1
2
2
2
3
2
1
3
2
2
2
1
2
0
3
2
2
2
1
2
0

1
2
2
2
3

2
1

3
3
1
3

 3
1

3
3
0
135
150
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.26
180
УГНТУ
НК ЮКОС
Продолжение таблицы 1.3
Четверти
Угол
градусы
радианы

180
210
III
235
240
1
1 
6
1
1 
4
1
1 
3
1
1 
2
2
1 
3
3
1 
4
5
1 
6
2
Sin
1
0

1
2
2
2
3

2
1

3
3
2

2
1

2
0

Cos
3
2
2

2
1

2
0
1
2
Tg
2
2
3
2
1

0
3
3

Ctg
3
1
3

1
 3
1

3
3
0
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.27
УГНТУ
НК ЮКОС
270
3
3
0

300
3
3
1
315
 3

330
360
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.28
УГНТУ
НК ЮКОС
1.4. Обозначения физических единиц измерения
Таблица 1.4
Название
Ампер
Ангстрем
Обозначение
а
Литр
Название
Обозначение
л
А
Люкс
лк
Атмосфера
атм
Люмен
лм
Ватт
Вт
Метр
м
Вольт
В
Микрон

Гаусс
Гс
Миллиметр
мм
Генри
Гн
Минута
мин
Герц
Гц
Ньютон
н
Грамм
г
Ом
Ом
Джоуль
Дж
Паскаль
Па
Дина
дин
Сантиметр
см
Калория
кал
Секунда
с
Киловатт
кВт
Сименс
сим
Киловатт-час
кВт-ч
Стен
сн
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.29
УГНТУ
НК ЮКОС
Киловольт
кВ
Тонна
т
Килограмм
кг
Фарада
Ф
Километр
км
Час
ч
к
Эрг
эрг
Кулон
1.5. Основные механические единицы
Таблица 1.5
Название
Система единиц СИ
Сила
Н = кгм/с
Работа
Дж = Нм = кгм/с2м
Мощность
Дж/с
2
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.30
УГНТУ
НК ЮКОС
Давление
1атм = 760мм рт. столба=105Па = 0,1МПа
Скорость
м/с
Ускорение
м/с2
Расход (массы)
кг/с
Расход (объема)
м3/с
Момент силы
Нм
Момент инерции
кгм2
Момент количества движения
кгм2/с
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.31
УГНТУ
НК ЮКОС
1.6. Соотношение
единицами
между
основными
механическими
Таблица 1.6
Соотношения между внесистемной и международной
системами
единиц
Величина
Вн
есистемные
единицы
Е
диницы
системы
СИ
1
2
3
Длина
м
м
Площадь
м2
2
Объем
м3
3
Масса
т
Время
с
с
А
А
К
К
кгс
Н
Сила электрического
тока
Термодинамическая
температура
Сила тяжести, вес
к
г
кг/
к
г/м3
г/с
м3
Удельный вес
Давление
Объемный расход
Работа, энергия
кгс
/м3
Н
/м3
ат,
кгс/см2
П
а
м3
/сут
м
/с
3
кгс
м
4
м
т/
дм3
Коэффициент
пересчета единиц
измерений
м
м3
Плотность
измерения
Д
ж
1кгс =
9,80665Н
1т/м3 =
103кг/м3
1кг/дм3 =
103кг/м3
1г/см3 =
3
10 кг/м3
1кгс/м3 =
9,80665 Н/м3
1ат = 1кгс/см2
=
=
0,980665105Па
1м3/сут =
11,5710-6 м3/с
1кгсм =
9,80665Дж
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.32
УГНТУ
НК ЮКОС
1
Мощность
2
м/с
3
кгс
В
т
В
л.
т
с.
Количество теплоты
кк
Д
ал
ж
П
Динамическая
вязкость,
Кинематическая
вязкость
Продолжение таблицы 1.6
4
П
1кгсм/с=9,80665
Вт
1л.с. = 735,499Вт
1ккал = 4186,8Дж
1П = 0,1Пас
ас
Ст
1Ст = 10-4м2/с
м
/с
2
Поверхностное
натяжение
Коэффициент
сжимаемости
Коэффициент
пьезопроводности
ди
Удельная теплота
Теплоемкость
(энтропия)
м
1/
ат
/Н
2
см
/с
м
/с
2
2
Д  см
сП
м3
1м3/сут (кгс/см2)
=1,17810Па
10 3 с
м /Пас
м3
/сут
(кгс/см2)
кк
ал/кг
Д
ж/кг
кк
Д
ж/К
ал/С
ал/м2
1см2/с = 10-4м2/с
м3
Па  с
кк
Коэффициент
теплоотдачи
1дин/см = 10-3Н/м
/м
Коэффициент
гидропроводности
Коэффициент
продуктивности
Н
н/см
В
т/м2К
1ккал/кг = 4186,6
Дж/кг
1ккал/С = 4186,6
Дж/К
1ккал/м2чС =
= 1,163Вт/м2 К
ч
С
кк
Коэффициент
теплопроводности
В
ал/м
ч
т/мК
Д
2
1ккал/мч С =
= 1,163Вт/м К
С
Коэффициент
проницаемости горной породы
м
1Д = 1,0210-12м2
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.33
УГНТУ
НК ЮКОС
1.7. Некоторые химические элементы и их свойства
Таблица 1.7
Название
1
Азот
Порядковый
номер
2
17
Символ
Атомный вес
3
N
4
14,008
Температура, оС
плавления
кипения
5
6
-210
-195,8
*
7
1,25*
Алюминий
13
Al
26,97
658
2500
2,70
Аргон
18
Ar
39,94
-189,4
-185,8
1,78*
Барий
56
Ba
137,36
704
1540
3,5
Бериллий
4
Be
9,02
1285
2970
1,9
Бор
5
B
10,82
2300
2550
Бром
35
Br
79,92
-5,7
59
3,3 крист.2,3 аморф.
3,12
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.34
УГНТУ
НК ЮКОС
Ванадий
23
V
50,95
1710
3000
5,8
Висмут
83
Bi
209,00
271,3
1560
9,8
Водород
1
H
1,008
259,4
-252,7
0,009*
Вольфрам
74
W
184,0
3370
5900
19,3
Гелий
2
He
4,003
-268,9
0,18
Железо
26
Fe
55,86
1535
3000
7,87
Золото
79
Au
197,2
1063
2966
19,3
Йод
53
J
126,92
113,5
184,35
4,93
Кадмий
48
Cd
112,41
320,9
767
8,65
Калий
19
K
39,096
63
760
0,86
Кальций
20
Ca
40,06
850
1440
1,54
-272,2(2,6МПа)
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.35
УГНТУ
НК ЮКОС
Продолжение таблицы 1.7
1
2
3
4
5
6
7
Кислород
8
O
16,00
-218,8
-182,97
1,43*
Кобальт
27
Co
58,94
1490
2900
8,9
Кремний
14
Si
28,06
1415
2287
2,4
Криптон
36
Kr
3,7
-157
-152,9
3,74*
Ксенон
54
Xe
131,3
-111,5
-108
5,89*
Литий
3
Li
6,94
186
1336
0,53
Магний
12
Mg
24,32
651
615
1,74
Марганец
25
Mn
54,93
1250
2151
7,4
Медь
29
Cu
63,54
1083,2
2595
8,9
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.36
УГНТУ
НК ЮКОС
Молибден
42
Mo
95,95
2625
3700
10,2
Мышьяк
33
As
74,91
817 (3,6МПа)
615 (возг.)
5,73
Натрий
11
Na
22,997
97,7
880
0,97
Неон
10
Ne
20,18
-248,6
-245,9
0,90*
Никель
28
Ni
58,69
1455
2900
8,9
Олово
50
Sn
118,70
231,9
2270
7,30
Платина
78
Pt
195,23
1773,5
4400
21,45
Радий
88
Ra
226,05
960
1140
5,0
Ртуть
80
Hg
200,61
-38,87
356,9
13,55
Рубидий
37
Rb
85,48
38,5
700
1,53
Свинец
82
Pd
207,21
327,4
1744
11,34
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.37
УГНТУ
Селен
НК ЮКОС
34
Se
78,96
220,1
685
4,81
Продолжение таблицы 1.7
2
3
4
5
6
7
Сера
1
34
S
32,006
220,1
444,6
4,81
Cеребро
47
Ag
107,88
960,5
2000
10,49
Стронций
38
Sr
87,63
770
1370
2,60
Сурьма
51
Sb
121,76
630,5
1635
6,62
Титан
22
Ti
47,90
1800
5100
4,54
Углерод
6
C
12,01
3500
3500 (возг.)
3,51
(возг.)
(алмаз)
1,8-2,1
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.38
УГНТУ
НК ЮКОС
(аморф)
3500
Уран
92
U
2,25(графит)
238,07
1133
280,5
18,7
30,98
44,2
-188,2
1,82 (белый)
P
Фосфор
15
F
CL
Фтор
9
Cr
19,00
-218
-34
1,696*
Хлор
17
Zn
35,457
-101
2200
3,21
Хром
24
52,01
1800
907
7,14
Цинк
30
65,38
419,5
7,14
Обозначение: * – плотность твердых и жидких элементов в г/см3 при 20оС
газообразных элементов в г/л (обозначены *) при 0оС и 760мм.рт.столба.
или плотность
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.39
УГНТУ
НК ЮКОС
1.8. Плотность некоторых твердых и жидких тел
Таблица 1.8
Плотность,
Наименование
Плотность,
Наименование
кг/м3
кг/м3
Асбест
Алебастр
Алмаз
Алюминий
Асфальт
Баббит
Барий
2100–2800
Золото
2300–2800
3400–3600
2700
1100–1500
7100
Пробка
Ртуть
Свинец
Серебро
Сера
240
1360
11340
10500
1950 –2000
Слюда
2600–3200
3600
Бензин
680 – 750
Бетон
Бронза
1800–2450
7400–8800
Бумага
700 – 1200
Вода
морская
Платина
Уголь
каменный
Уксусная
кислота
1020– 1030
21400
1200–1500
1049
Глина
1500– 2600
Гравий
Гранит
1800–2000
2500–3000
Дерево
Плотность,
Наименование
Соль
поваренная
Спирт
Сталь
Углерод
19300
Кирпич
Карбид
кальция
Каучук
Кварц
Керосин
Медь
красная
Мел
Молибден
Натрий
Нафталин
Никель
Нитроглице
рин
8800
1800–2600
10200
970
1150
8800
1600
2200
Нефть
800– 980
7900
7860
Олово
Парафин
7200
807 – 910
Песок сухой
1400–1650
300 – 900
Пемза
400 – 900
1900–2800
Платина
Уголь
каменный
Уксусная
кислота
1900– 2300
графит
Уголь
древесный
Известняк
Известь
гашенная
кг/м3
1180 –1250
1400–1505
2260
Уран
930
2650
Фосфор
Хром
780– 820
Целлулоид
21400
1200–1500
1049
18900
1200–2200
6700
1400
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.40
УГНТУ
НК ЮКОС
сухое:
Латунь
- береза
500 – 800
- ель
400 – 700
- дуб
700 – 1030
Железопрокат
7600–7800
8500 -8600
Цемент
1250–2300
Лед
910
Цинк
6800–7300
Магний
1740
Чугун
6600–8800
Шамотный
Земля сухая
1000–2000
Марганец
7300
1850
камень
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.41
1.9. Средние температурные поправки
Таблица 1.9
Плотность, кг/м3
Температурная
поправка на один
градус
Плотность, кг/м3
Температурная
поправка на один
градус
700 – 710
0,897
850 - 860
0,699
710 - 720
0,884
860 - 870
0,686
720 - 730
0,870
870 - 880
0,673
730 - 740
0,857
880 - 890
0,660
740 - 750
0,844
890 - 900
0,647
750 - 760
0,831
900 - 910
0,633
760 - 770
0,818
910 - 920
0,620
770 - 780
0,805
920 - 930
0,607
780 - 790
0,792
930 - 940
0,594
790 - 800
0,778
940 - 950
0,581
800 - 810
0,765
950 - 960
0,568
810 - 820
0,752
960 - 970
0,555
820 - 830
0,738
970 - 980
0,542
830 - 840
0,725
980 - 990
0,529
840 – 850
0,712
990 - 1000
0,518
УГНТУ
НК ЮКОС
1.10.
Некоторые
практические
электротехнических расчетов
данные
для
Таблица 1.10.1
Воздушные и кабельные линии
Напряжение, кВ
Сечение, мм2
Индуктивное
5
10
35
110
35-70
35-70
35-70
70-120
0,37
0,37
0,40
0,42
0,015
0,025
0,10
-
0,52 –
0,71 –
0,72
0,87
3,8
-
сопротивление
воздушных линий, Ом/ км
Емкостный
ток
заземления
воздушных линий, А/км
Емкостный ток заземления кабельных
линий, А/км
Потеря напряжение в линии:
U 
PR  QX
кв ,
U
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.43
УГНТУ
НК ЮКОС
где U – линейное напряжение, кВ; P и Q – активная и реактивная
нагрузка, мгВт и мгВА; R и X – активное и реактивное сопротивление,
Ом.
Упрощенная формула для приближенного подсчета (при cos =
0,8 и Х = 0,4Ом/км):
U
Sl  a

 b ,
2
U s 
где U – линейное напряжение, кВ; S – нагрузка (кажущаяся), мгВА; L –
длина линии, км; s – сечение проводов, мм2; a – для медных проводов
=1430, для алюминиевых = 2360; b - для воздушных линий = 24, для
кабеля 6  10 кВ = 4,5.
Допустимые аварийные перегрузки оборудования
Таблица 1.10.2
Генераторы и электродвигатели
I
I
пер
н
t
где
I пер
Iн
1,15
1,2
1,25
1,3
1,4
1,5
8
6
5
4
3
2
- кратность перегрузки или двигателя потоку, t – время, в
течении которого допустима данная перегрузка, мин.
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.44
УГНТУ
НК ЮКОС
Таблица 1.10.3
Трансформаторы
Перегрузка
1,3
1,6
1,75
2
3
2 часа
45 мин
20 мин
10 мин
1,5мин
(кратность)
Время
Таблица 1.10.4
Кабели
Перегрузка, %
110
2 часа
115
2 часа
Время
(кабели до 3кВ)
(кабели 6 и 10кВ)
1.11. Перевод английских мер в метрические
Таблица 1.11.1
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.45
УГНТУ
НК ЮКОС
Коэффициенты перевода наиболее употребительных в
нефтепромысловом деле метрических мер в англо-американские
Русское
наименование
№
п/
п
полно
е
П
окращен
ное
нглийск
ий
с
перевод
1
2
3
1
метр
м
А ереводн
ый
к
оэффиц
иент
4
m
Размерн
ость в англоамериканских
мерах
олная
5
3
,2808
eter
oot
7
f
0
y
d
m
ile
n
2
киломе
тр
к
м
8
t
y
ard
,5395
окра
щенн
ая
6
f
1
,0936
Примечание
с
п
m
autical
k
ilometer
m
ile
s
m
tatute
квадрат
3
ный метр
квадрат
4
ный сантиметр
5
гектар
м
2
s
quare
meter
1
0,7640
с
0
м2
,1550
г
а
h
ectare
2
,4700
3
5,3107
1
,3079
6
,2893
кубичес
6
кий метр
м
3
с
ubic
meter
6
,1104
2
27,2
s
quare foot
s
quare inch
a
cre
c
ubic foot
c
ubic yard
b
arrel
b
arrel
g
allon
2
64,2
2
7
литр
л
,03531
iter
c
u ft
c
u yd
bl
b
al
g
US
A сыпучие тела
g
US
A жидкие
те
ла
g
al
с
ubic foot
c
u ft
b
arrel
US
b
A
нефтепродукты
bl
g
0
,00629
a
c
al
allon
0
l
s
q in.
g
allon
19,9
s
q ft
bl
US
b
A
нефтепродукты
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.46
УГНТУ
0
,2272
g
allon
0
,2642
кубичес
8
кий сантиметр
килогра
9
мм
с
,06102
к
k
г
ilogram
2
,204
0
1
тонна
0
т
m
,9842
etric ton
1
,102
метр/ча
1
с
1
/ч
м
m
eter/ hour
3
,2808
m
2
1
метр/
секунду
м eter/
/с
3
s
,2808
econd
1
3
киломе
тр/
час
м/ч
к
ilome-ter/
hour
k
6
,2893
3
c
4
1
кубичес
кий метр/час
3
/ч
5,3107
м ubic
meter/
hour
2
64,2
1
5
литр/
секунду
л
/с
l
iter/
second
1
5,873
1
6
килогра
мм/
квадрат
ный сантиметр
7
килогра
1
мм/кубический
метр
к
г/
м
2
г/м3
k
ilogram/
square
с
santimeter
к
ilogram/c
ubic
1
4,224
k
0
,06243
c
ubic inch
p
ound
l
ong ton
s
hort ton
f
eet/
h
our
f
eet/
s
econd
b
arrels/
h
our
c
ubic feet/
h
our
g
allons/
h
our
g
allons/
m
inute
b
arrels/
m
inute
b
arrels/
m
inute
p
ounds/
s
quare inch
p
ounds/
c
тела)
US
g
allon
0
м3
al
НК ЮКОС
g A (сыпучиеUS
g A (жидкие
те
al
ла)
c
u in.
l
b
ко
ммерческий
t
t
f
t per hr
f
t per
s
ec
US
A
(нефтепродукт
ы)
b
bls per
hr
c
u ft per
hr
g
al per
hr
c
fd
US
g A (жидкие
те
pm
bls per
min
ла)
US
b
A
(нефтепродукт
ы)
p
si
p
cf
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.47
УГНТУ
НК ЮКОС
meter
ubic foot
p
0
US
ounds/
,00834
p A (жидкие
g
те
pg
ла)
allon
1
килогра
мм/метр
8
к
г/м
k
p
ilogram/
meter
0
US
A (нефтепродукты)
ounds/
,3505
b
arrel
0
,6719
p
ounds/ foot
pf
p
p
ound-foot
b-ft
k
9
0
1
килогра
мм-сила-метр
кilogramforcemeter
гсс*м
миллиг
2 рамм/
квадрат
ный сантиметр
7
,233
м
г/
0
с
,2048
м2
p
ounds per
bs/
100
square
00 sq ft
feet
m
2
лошади
ная сила
1
л etric
horsepower
.с.
0
,9863
l
l
1
h
h
orsepower
p
1.12. Перевод дюймов и 8-х долей дюйма в миллиметры
1 дюйм = 25,4мм
Д
0
юймы
1
/8
1
/4
3
/8
1
/2
Таблица 1.12
3
7
5
/8
/4
/8
Миллиметры
0
1
2
0
,0
3
,2
2
5,4
2
8,6
5
6
,4
3
1,8
5
9
,5
3
4,9
5
1
2,7
3
8,1
6
1
5,9
4
1,3
6
1
9,1
4
4,5
6
2
2,2
4
7,6
6
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.48
7
УГНТУ
0,8
3
4
5
6
7
8
9
7
6,2
52,4
55,6
77,8
80,9
2
03,2
04,8
3
30,2
1
4
55,6
1
5
80,9
1
6
4
1
7
1
8
1
4
4
4
4
92,1
4
54,0
4
76,2
4
98,5
4
28,6
4
4
4
95,3
4
50,8
73,7
4
03,2
25,4
4
4
69,9
77,8
00,0
47,7
3
4
4
4
52,4
74,6
22,3
44,5
66,7
4
88,9
4
3
3
3
96,9
19,1
41,3
63,5
4
85,8
4
27,0
49,2
71,5
3
3
3
3
93,7
15,9
4
4
4
82,6
4
38,1
60,4
68,3
01,6
23,9
46,1
3
3
3
3
3
90,5
12,7
4
4
57,2
65,1
87,3
34,9
42,9
76,2
98,4
20,7
2
2
3
3
3
3
4
4
31,8
39,7
61,9
09,6
17,5
50,8
73,1
95,3
2
2
2
3
3
3
3
84,2
06,4
14,3
36,5
58,8
92,1
25,4
47,7
69,9
2
2
2
2
3
3
3
3
88,9
11,1
33,4
66,7
00,0
23,3
44,5
2
2
2
2
2
3
3
3
63,5
85,7
07,9
41,3
74,6
96,9
19,1
1
1
2
2
2
2
3
3
38,1
60,4
82,6
15,9
49,2
71,4
93,7
1
1
1
2
2
2
2
3
12,7
34,9
57,2
90,5
23,8
46,1
68,3
1
1
1
1
2
2
2
2
87,3
09,6
31,8
65,1
8,4
20,7
42,9
9
1
1
1
1
2
2
2
1
84,2
06,4
28,6
61,9
5,2
17,5
39,7
НК ЮКОС
3,0
9
1
1
1
1
2
2
79,4
2
58,8
2,1
14,3
36,5
9,9
9
1
1
1
1
8,9
11,1
33,3
6,7
8
1
1
1
1
5,7
07,9
30,2
3,5
8
1
1
1
1
2,5
04,8
27,0
0,3
8
1
1
54,0
1
9
9,4
01,6
1
7,1
7
1
1
0
3,9
4
79,4
5
01,6
5
04,8
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.49
УГНТУ
2
0
5
07,9
2
1
1
7
4
31,8
1
8
2
5
11,2
2
5
36,6
5
5
61,9
5
65,1
5
5
5
71,5
5
30,2
5
52,4
5
74,7
5
04,8
27,0
49,3
5
68,3
5
5
5
46,1
4
79,4
01,6
23,9
5
42,9
4
4
5
20,7
4
54,0
76,2
98,5
5
17,5
39,7
5
58,8
5
4
4
4
95,3
4
28,6
50,8
73,7
4
92,1
14,3
5
33,4
4
4
4
4
69,9
5
81,0
25,4
47,7
4
66,7
88,9
5
2
1
4
85,8
07,9
4
63,5
4
82,6
0
4
60,4
5
4
4
44,5
5
55,6
77,8
22,3
4
41,3
5
5
4
19,1
30,2
52,4
74,7
4
4
5
5
71,5
15,9
38,1
4
1
9
4
34,9
57,2
4
27,0
49,3
5
68,3
12,7
5
46,1
НК ЮКОС
5
5
5
23,9
5
5
4
09,6
5
20,7
42,9
65,1
4
06,4
5
5
61,9
5
17,5
39,7
5
1
6
5
36,6
58,8
5
14,3
5
2
2
11,2
33,4
2
5
5
55,6
5
77,8
5
81,0
1.13. Перевод миллиметров в дюймы
Таблица 1.13.1
Перевод миллиметров в дюймы и 8-е долей дюйма
Мил
лиметры
0
Д
юймы
0
Милл
иметры
120,7
Д
юймы
4
Милл
иметры
238,1
3/4
3,2
1
123,8
/8
6,4
4
127,0
241,3
5
244,5
3
130,2
1
133,3
5
254,0
5
142,8
257,2
5
146,1
260,4
1
5
149,2
1/8
31,8
263,5
152,4
1
0 3/8
5
266,7
7/8
1
1/4
1
0 1/4
3/4
28,6
1
0 1/8
5/8
1
1
0
1/2
7
9
7/8
5
139,7
/8
25,4
250,8
3/8
3
9
3/4
5
136,5
/4
22,2
247,7
1/4
/8
19,1
5
1/8
/2
15,9
9
5/8
/8
12,7
9
1/2
/4
9,5
9
3/8
7/8
1
Д
юймы
1
0 1/2
6
269,9
1
0 5/8
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.50
УГНТУ
38,1
1
155,6
1
158,8
1/2
41,3
1
161,9
276,2
6
279,4
6
282,6
6
285,7
6
288,9
6
292,1
7
295,3
7
298,4
7
301,6
7
304,8
7
307,9
7
311,1
7
314,3
7
317,5
8
320,7
8
323,9
8
327,0
8
330,2
8
333,4
8
336,5
8
339,7
8
342,9
9
346,1
9
349,2
9
352,4
3/8
1
165,1
7/8
50,8
6
1/4
3/4
47,6
273,1
1/8
5/8
44,5
6
1/2
2
168,3
5/8
53,9
2
171,4
1/8
57,1
3/4
2
174,6
1/4
60,3
7/8
2
177,8
2
180,9
3/8
63,5
1/2
66,7
1/8
2
184,2
5/8
69,9
1/4
2
187,3
3/4
73,0
3/8
2
190,5
7/8
76,2
1/2
3
193,7
5/8
79,4
3
196,9
1/8
82,5
3/4
3
200,0
1/4
85,7
7/8
3
203,2
3
206,4
3/8
88,9
1/2
92,1
1/8
3
209,6
5/8
95,2
1/4
3
212,7
3/4
98,4
3/8
3
215,9
7/8
101,
1/2
4
219,1
6
5/8
104,
8
4
107,
9
3/4
4
225,4
1/4
111,
1
7/8
4
228,6
4
231,8
3/8
114,
3
1/2
117,
3
223,3
1/8
1/8
4
5/8
234,9
1/4
НК ЮКОС
1
0 3/4
1
0 7/8
1
1
1
1 1/8
1
1 1/4
1
1 3/8
1
1 1/2
1
1 5/8
1
1 3/4
1
1 7/8
1
2
1
2 1/8
1
2 1/4
1
2 3/8
1
2 1/2
1
2 5/8
1
2 3/4
1
2 7/8
1
3
1
3 1/8
1
3 1/4
1
3 3/8
1
3 1/2
1
3 5/8
1
3 3/4
1
3 7/8
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.51
УГНТУ
НК ЮКОС
II. СВЕДЕНИЯ О ПЛАСТЕ И ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДАХ
2.1.
Геохронологическая
осадочных пород
таблица.
Классификация
Таблица 2.1.1
Геохронологическая таблица
Эра
Кайнозойская
Период
Эпоха
Четвертичный
(антропогеновый)
Голоценовая
Плейстоценовая
Плиоценовая
Миоценовая
Олигоценовая
Эоценовая
Палеоценовая
Позднемеловая
Раннемеловая
Позднеюрская
Среднеюрская
Раннеюрская
Позднетриасовая
Среднетриасовая
Раннетриасовая
Позднепермская
Раннепермская
Позднекаменноугольная
Среднекаменноугольная
Раннекаменоугольная
Неогеновый
Палеогеновый
Меловый
Мезозойская
Юрский
Позднепалеозойская
Раннепалеозойск
ая
Палеозойская
Триасовый
Пермский
Каменноугольный
(карбон)
Девонский
Силурийский
Ордовиковый
Позднесилурийская
Раннесилурийская
Позднеордовиковская
Среднеордовиковская
Раннеордовиковская
2
26
67
137
195
240
285
360
410
440
500
Кембрийский
Позднекембрийская
Среднекембрийская
Раннекембрийская
570
Позднепротерозойский
Вендская
Позднерифейская
Среднерифейская
Раннерифейская
1600
Среднепротозойский
Раннепротозойский
-
1900
2600
-
-
>2600
Протерозойская
Архирейская
Позднедевонская
Среднедевонская
Раннедевонская
Возраст,
млн. лет
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.52
УГНТУ
НК ЮКОС
По происхождению горные породы делятся на: магматические,
метаморфические и осадочные.
Магматические горные породы – образовались в результате
застывания на поверхности или в недрах земной коры силикатного
расплава (магмы). К типичным представителям магматических пород
относятся базальты и граниты.
Метаморфические горные породы – образовались из
осадочных и магматических горных пород при их погружении в толщу
земной коры, где под влиянием высоких давлений и температур они
приобрели кристаллическую структуру. К типичным представителям
метаморфических горных пород относятся кварциты, мраморы, яшмы,
сланцы и гнейсы.
Осадочные горные породы – образовались в результате
механического и химического воздействия воды и ветра на
магматические породы и состоят из их частиц различной формы, а
также остатков животных и растений.
Классификация осадочных горных пород:
I. Обломочные горные породы.
II. Хемогенные горные породы:
1. Карбонатные (известняки химического
известковые туфы – доломиты, сидериты).
происхождения,
2. Кремнистые (кремнистые туфы).
3. Железистые (бурый железняк).
4. Галоидные (каменная соль, сильвинит).
5. Сульфатные (ангидрит, гипс).
6. Аллитные (латерит, боксид).
7. Фосфатные (фосфориты).
8. Каустобиолиты (торф, ископаемый уголь, нефть, асфальт,
горючие сланцы, газ).
III. Органогенные:
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.53
УГНТУ
НК ЮКОС
1. Карбонатные (известняки).
2. Кремнистые (диатомит, трепел).
IV. Смешанного происхождения
песчаные известняки, мергели, опоки).
(известняковые
песчаники,
Таблица 2.1.2
Классификация осадочных пород по фракционному составу
Размеры
фракций,
мм
Зернистость
Менее
0,0001
Тонкодисперсная
0,001 –
0,010
Крупнопелитовая
Название породы
Глины
Слабо
0,01 – 0,05
Мелкозернистая
Несцементир
ованные
0,05 – 0,10
Крупнозернистая
Алеврит
сцементирова
нные
Алевролит
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.54
УГНТУ
НК ЮКОС
0,10 – 0,25
Мелкозернистая
Песок
Песчаник
0,24 – 0,5
Среднезернистая
0,5 – 1,0
Крупнозернистая
1,0 – 2,5
Мелкая
2,5 – 5,0
Средняя
Несцементир
ованные
Сцементиров
анные
Несцем
ентиров
анные
Сцементи
рованные
5 -10
Крупная
Гравий
Гравелит
Дресва
Дресвяник
10 – 25
Мелкая
25 – 50
Средняя
Галька
Конгломерат
Щебень
Брекчия
50 - 100
Крупная
Окатанные
Не окатанные
100 - 1000
Валуны
Валунные
конгломераты
1000
Глыбы
Глыбовые
конгломераты
2.2. Плотность основных породообразующих минералов
Название
Химический состав
Таблица 2.2
Плотность, кг/м3
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.55
УГНТУ
Кварц
SiO2
SiO2nH2O
Опал
Ортоклаз
Плагиоклаз
Биотит
НК ЮКОС
2650
2100–2300
K2Al2Si6O16
2580
(Ca,Na) Al2Si6O16
2600–2700
(H,K) (Mg, Fe) Al2Si3O12
2700–3100
HKAl2Si3O12
2760–3000
(Ca, Mg, Fe) OAl2O3SiO2
2900–3400
(Mg, Fe) OSiO2
3200–3600
H4 (Mg, Fe)3S2O9
2500–2650
Мусковит
Роговая обманка (авгит)
Оливин
Серпентин
Хлорит
Производные
Гипс
алюмокремниевой
кислоты
2700–2900
Кальцит
CaSO42H2O
2200–2400
Доломит
CaCO3
2600–2800
Каолин
CaCO3MgCO3
2850–2950
Бурый железняк
H2Al2Si2O3H2O
2600–2630
Fe2O3nH2O
3400–4000
Пирит
Марказит
FeS2
Гематит
FeS2
Магнетит
F2O3
Корунд
Fe2O3FeO или Fe3O4
Магнезит
Al2O3
Гранат
MgCO3
Авгит
Fe3Al2(SiO4)3
Тальк
Ca(Mg,Fe,Al)(Si,Al)2O6
Альбит
Mg3(OH)2Si4O10
Анортит
NaAlSi3O8
Нефелин
CaAl2Si2O8
Топаз
NaAlSiO4
4900-5200
4500–4900
4900–5300
4900–5200
3900–4000
3000–3400
4100–4300
3300–3600
2600–2700
2600
2700
2700
3300–3600
Al2F, OH2 SiO4
2.3. Пористость горных пород
Породы
Плотность, кг/м3
Таблица 2.3
Коэффициент
пористости, %
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.56
УГНТУ
Массивнокристалические (пористое
пространство за счет трещин):
- диорит
- гранит мелкокристаллический
- гранит крупнокристаллический
- сиенит
- габбро
- базальт
Осадочные:
- глинистые сланцы
- кремнистые сланцы
- глины
- пески
- нефтяной песок (Волго-Уральский регион)
- нефтяные пески (Азербайджан)
- нефтеносные песчаники (Северный Кавказ)
- плотные известняки
- оолитовые известняки
- нефтеносные известняки и доломиты
- доломитизированные известняки
- известняки (Волго-Уральский регион)
НК ЮКОС
2850-3000
2630-2750
2630-2750
2600-2900
2900-3200
2900-3300
0,25
0,05 - 0,45
0,36 - 0,86
0,50 - 0,60
0,60 - 0,70
0,63 - 1,28
0,54 - 1,40
0,85 - 1,44
6,0 - 50,0
6,0 - 52,0
4,2 - 33,1
18,0 - 52,0
5,5 – 29,2
0,67 - 2,55
13,6 - 16,9
2,0 - 33,0
6,0 - 17,0
0,21 - 30,0
2.4. Удельное электрическое сопротивление различных вод и
горных пород
Таблица 2.4
Воды и горные породы
Сопротивление, Омм
Морская вода
0,6
Пресная вода
10 – 100
Глины, содержащие воду
0,5 – 10
Доломит - мергель
102 - 103
Гематит
106
Гранит
108
Кварц
1011
Нефть
1012
2.5. Соотношение между применяемыми единицами расхода
Таблица 2.5
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.57
УГНТУ
Единица
измерения
см3/c
л/c
НК ЮКОС
3
cм /c
л/c
л/мин
л/час
м /мин
м3/час
1
10-3
610-2
3,6
610-5
3610-1
1000
л/мин
16,67
-2
1
60
3600
610
16710-4
1
60
10-3
л/час
0,278
27810
16710
1
м3/мин
16670
16,67
1000
м /час
277,8
0,2778
16,67
3
3
-6
-4
3,6
610-2
-7
16710
10-3
60000
1
60
1000
16710-4
1
2.6. Скорость оседания в воде частиц горных пород различной
крупности
0,05
0,02
0,01
0,005
Температура , t
Диаметр
частиц d,
мм
Таблица 2.6
5
10
15
20
25
30
5
10
20
25
30
5
10
15
20
25
30
5
10
15
20
25
30
Время оседания на пути h при 1, с
Скорость оседания v,
см/с при 1
2,5
2,7
0,133
0,154
0,177
0,199
0,225
0,249
0,0215
0,0255
0,0325
0,0365
0,0410
0,00538
0,00624
0,00716
0,00810
0,00917
0,01250
0,00134
0,00156
0,00179
0,00203
0,00228
0,00256
0,151
0,175
0,200
0,226
0,253
0,281
0,0255
0,0290
0,0375
0,0420
0,0465
0,00609
0,00707
0,00813
0,00918
0,01039
0,01161
0,00152
0,00177
0,00203
0,00230
0,00260
0,00290
2,5
h = 10 см
2,7
75
64
56
50
44
40
465
392
308
274
244
1860
1600
1395
1235
1070
975
7420
6420
5580
4920
4380
3900
66
57
50
44
39
35
392
345
267
238
115
1640
1415
1230
1090
960
860
6540
5640
4920
4380
3840
3420
h = 30 см
2,5
225
194
168
150
132
120
1395
1176
924
822
732
4980
5800
4185
3605
3210
2925
22260
19260
16740
14760
13140
11700
2,7
198
171
150
132
117
105
1176
1035
801
714
345
4920
4245
3690
3270
2880
2580
19620
16920
14760
13140
11520
10260
2.7. Стандартные сита
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.58
УГНТУ
НК ЮКОС
При проведении ситового анализа в лабораторных условиях
обычно пользуются ткаными проволочными и шелковыми ситами.
Размер этих сит определяют по числу отверстий, приходящихся на
один линейный дюйм.
Таблица 2.7
Стандартные сита
Американский
стандарт
Отечественные
Система
Тейлора
число
размер
отверстий
ячейки,
на
мм
1 дюйм
10
1,651
№ сита
размер
ячейки,
мм
число
отверстий
на 1 см2
диаметр
проволоки,
мм
№ сита
размер
ячейки,
мм
4
1,50
16
1,00
14
1,41
5
1,20
25
0,80
16
1,19
12
1,397
6
1,02
36
0,60
18
1,00
14
1,168
8
0,75
64
0,50
20
0,84
16
0,991
10
0,60
100
0,40
25
0,71
20
0,833
11
0,54
121
0,37
30
0,59
24
0,701
12
0,49
144
0,34
35
0,50
28
0,589
14
0,43
196
0,28
40
0,42
32
0,495
16
0,40
256
0,24
45
0,35
35
0,417
20
0,30
400
0,20
50
0,30
42
0,351
24
0,25
576
0,17
60
0,25
48
0,295
30
0,2
900
0,13
70
0,21
60
0,246
40
0,15
1600
0,10
100
0,149
65
0,208
50
0,12
2500
0,08
120
0,125
100
0,147
60
0,102
3600
0,07
140
0,105
115
0,124
70
0,088
4900
0,06
170
0,088
150
0,104
80
0,075
6400
0,05
200
0,074
170
0,088
100
0,060
10000
0,04
230
0,062
200
0,074
2.8. Свойства газов, входящих в состав природного газа
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.59
УГНТУ
Параметры газа
Молекулярная масса
Плотность по воздуху
Плотность при 0,1МПа и
00С, кг/м3
Плотность при Ткр и Ркр,
кг/м3
Критическая
температура, 0С
Критическое давление,
МПа
Объем 1кг газа, м3
Масса 1м3 газа, кг
НК ЮКОС
Таблица 2.8
Нормал
Изопен
ьный
тан iбутан
C5H12
n-C4H10
Метан
CH4
Этан
С2Н6
Пропан
С3Н8
Изобут
ан
iС4Н10
16,04
30,05
44,06
58,08
58,08
72,15
0,554
1,038
1,523
2,007
2,007
2,491
0,717
1,334
1,967
2,598
2,598
3,046
162
210
25,5
232,5
225,2
-
-82,5
33,0
96,6
134,0
152,0
187,8
4,58
1,4
0,714
4,85
0,74
1,35
4,34
0,51
1,97
3,82
0,39
2,85
3,57
0,39
2,85
3,29
0,31
3,22
Продолжение таблицы 2.8
Параметры газа
Молекулярная масса
Плотность по воздуху
Плотность при 0,1МПа и
00С, кг/м3
Плотность при Ткр и Ркр,
кг/м3
Критическая
температура, 0С
Критическое давление,
МПа
Объем 1кг газа, м
Нормал
ьный
пентан
nC5H12
Углекис
лый газ
СО2
Окись
углеро
да СО
Серово
дород
Н2S
Азот N2
Воздух
72,15
44,01
28,01
34,08
28,02
28,97
2,491
1,529
0,968
1,191
0,967
1,000
3,046
1,997
1,250
1,539
1,250
1,239
232
468
301
-
311
-
197,2
31,1
140,2
100,4
147,0
140,7
3,30
7,29
3,45
8,89
3,35
3,72
0,31
3,22
0,51
1,96
0,80
1,25
0,66
1,52
0,80
1,25
0,78
1,29
3
Масса 1м3 газа, кг
2.9. Формулы для пересчета вязкости в условных единицах в
кинематическую и динамическую вязкость
Динамическая вязкость определяется по формуле
 =   ,
где  - плотность нефти,  - кинематическая вязкость.
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.60
УГНТУ
НК ЮКОС
Таблица 2.9
Формулы для пересчета вязкости в условных единицах в вязкость
кинематическую
Условная единица вязкости
Градусы Энглера
Секунды Сейболта
универсального
Секунды Сейболта смоляного
(Фурол)
Секунды Редвуда торгового
стандартный)
Секунды Редвуда
адмиралтейского
Еt
Формула для пересчета в
кинематическую вязкость,
выраженную в стоксах
t = 0,07319Et - 0,0631/ Et
SUt
t = 0,0022 SUt - 1,8/ SUt
SFt
t = 0,022 SFt - 2,03/ SFt
Rt
t = 0,00260 Rt - 1.71/ Rt
Обозначе-ние
RAt
t = 0,0239 RAt - 0,403/ RAt
Динамическая вязкость пластовой нефти определяется из
уравнения
н пл = н нас +   (рпл – рнас),
где  - коэффициент, характеризующий изменение вязкости
газонасыщенной нефти при изменение давления на 1МПа, мПас/МПа.
Коэффициент  аппроксимируется следующими уравнениями:
0,0114   ннас при  ннас 5мПа  с

0,057  0,023  ( ннас  5)при5 ннас 10мПа  с
0,0171  0,031 ( ннас  10)при10 ннас  25мПа  с

0,643  0,045  ( ннас  25)при 25 ннас  45мПа  с
1,539  0,058  ( ннас  45)при 45 ннас 75мПа  с

3,286  0,100  ( ннас  75)при75 ннас 85мПа  с
2.10. Средние значения теплотворной способности различных
видов топлив
Виды топлива
Плотность, кг/м3
Таблица 2.10
Теплотворная
способность, ккал/кг
Жидкое:
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.61
УГНТУ
- нефть и мазут
- керосин
- лигроин
- бензин
- спирт
НК ЮКОС
10000
10000 - 10500
10200
11000
5700 - 7100
950
820
750
700
800
Газовое
(при 760мм рт. столба):
- светильный газ
- доменный газ
- газ коксовых печей
- генераторный газ
Твердое:
- дрова влажностью 20 - 25%
(естественная сушка)
- дрова влажностью 30 - 35%
- торф кусковой (воздушной
сушки)
- подмосковный уголь
- торфяные брикеты
- бурый уголь
- каменный уголь
- антрацит
- кокс каменноугольный
- горючий сланец
- опилки и стружки
0,52
1,25
0,50
1,02
5500
900
4000 - 5000
1000 - 1300
400
470
3300
2750
400
750
250
650
850
1000
400
800
250
3000
3000
4000
4500
6500
7300
6500
3500
2000
Примечание. Исчисление потребности топлива в тех случаях, когда вид его
неизвестен, производится на условное топливо, теплотворная способность которого
принимается в 7000ккал/кг.
2.11 Вязкость
температурах
и
плотность
пресной
воды
при
различных
Таблица 2.111
Вязкость и плотность пресной воды при различных температурах
С
0
1

1,792
1,731
С
11
12

1,271
1,236
С
22
23

0,958
0,936
С
33
34

0,752
0,737
С
60
65

0,469
0,436
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.62
УГНТУ
2
3
4
5
6
7
8
9
10
1,673
1,619
1,568
1,519
1,473
1,428
1,386
1,346
1,307
13
14
15
16
17
18
19
20
21
1,203
1,171
1,140
1,111
1,083
1,056
1,029
1,005
0,981
24
25
26
27
28
29
30
31
32
0,914
0,894
0,874
0,855
0,836
0,818
0,801
0,784
0,768
35
36
37
38
39
40
45
50
55
0,722
0,709
0,693
0,681
0,668
0,656
0,599
0,549
0,507
70
75
80
85
90
НК ЮКОС
0,406
0,379
0,357
0,336
0,317
Таблица 2.11.2
Плотность пресной воды при различных температурах
0
Плотность,
кг/м3
999,84
2
999,94
28
996,23
4
999,73
30
995,65
6
999,94
32
995,02
8
999,85
34
994,37
10
999,71
36
993,68
12
999,49
38
992,96
14
999,24
40
992,21
16
998,94
42
991,44
18
998,59
44
990,63
20
998,21
46
989,79
22
997,77
48
988,93
24
997,29
50
988,04
Температура, С
Температура, С
Плотность, кг/м3
26
996,78
2.12. Расчет водородного показателя (рН) воды
рН = рК + S + a + V,
где рК – характерная константа (для m – нитрофенола = 8,33);
S – поправка на соленость (для пресной воды S = 0, для морской
воды S = -0,16);
a
–
температурная
поправка
(температуру
замеряют
непосредственно в пробирке);
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.63
УГНТУ
НК ЮКОС
V = lg.
1 F
; F – степень цветности.
F
Таблица 2.12.1
Значения температурной поправки (а)
С
5
10
15
17,5
20
а
+0,10
+0,06
+0,02
0
-0,02
С
25
30
35
а
-0,06
-0,11
-0,15
40
-0,18
Таблица 2.12.2
1 F
Значения V = lg
F
F
0,05
0,06
0,07
0,08
0,09
0,10
0,11
0,12
0,13
0,14
0,15
0,16
0,17
V
-1,28
-1,20
-1,12
-1,06
-1,00
-0,95
-0,90
-0,85
-0,82
-0,79
-0,75
-0,71
-0,68
F
0,18
0,19
0,20
0,21
0,22
0,23
0,24
0,25
0,26
0,27
0,28
0,29
0,30
V
-0,65
-0,62
-0,59
-0,57
-0,55
-0,52
-0,50
-0,48
-0,46
-0,44
-0,41
-0,39
-0,37
F
0,31
0,32
0,33
0,34
0,35
0,36
0,37
0,38
0,39
0,40
0,41
0,42
0,43
V
-0,35
-0,33
-0,31
-0,29
-0,27
-0,25
-0,23
-0,22
-0,20
-0,18
-0,16
-0,14
-0,13
F
0,44
0,45
0,46
0,47
0,48
0,49
0,50
0,51
0,52
0,53
0,54
0,55
0,56
V
-0,11
-0,09
-0,07
-0,05
-0,03
-0,02
0
+0,02
+0,04
+0,05
+0,07
+0,09
+0,11
III. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
3.1.Конструкция Скважин
Для разобщения пластов, предотвращения обвалов стенок
скважины, предотвращения поглощений и проявлений в скважину
спускаются обсадные трубы. Пространство между трубами и
стенками скважин закачивается цементный раствор.
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.64
УГНТУ
НК ЮКОС
Расположение обсадных колонн с указанием их диаметра,
глубины спуска, высоты подъема цементного раствора, диаметра
долот, которыми ведется бурение под каждую колонну называется
конструкцией скважины.
Каждая колонна, входящая в колонну скважины имеет свое
назначение.
 Направление- самая большая обсадная колонна, предназначена
для предохранения устья скважины от размыва, предохранения
стенок скважины от осыпания, направления промывочной
Типовые конструкции нефтедобывающих и
нагнетательных скважин
Типовая конструкция водозаборной
скважины
426 168
325 245 146
5
40
350
4 350
400
400
4
350
400
1
1200
Пр. забой



1
Пр. забой
1100
Пр. забой
Рис. 3.1.1
жидкости в желобную систему. В зависимости от прочности пород
глубина спуска составляет от 5м до 40м.
Кондукторизолирует
водоносные
пласты,
перекрывает
неустойчивые породы, обеспечивает возможность установки
противовыбросового оборудования. Глубина спуска от 200 до 800
метров.
Техническая колонна- служит для перекрытия платов при
трудных геологических условиях бурения (несовместимые по
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.65
УГНТУ

НК ЮКОС
пластовым давлениям пропластки, зоны высокого поглощения ,
отложения, склонные к набуханию, осыпанию и т.п.).
Эксплуатационная колонна- необходима для эксплуатации
скважины. Она спускается до глубины залегания продуктивного
пласта. Ввиду важности ее назначения уделяется большое
внимание ее прочности и герметичности.
3.2. Обсадные трубы и муфты к ним
Обсадные трубы предназначены для крепления стенок скважины
после бурения и разобщения нефтеносных, газоносных и водоносных
пластов. Обсадные трубы изготавливают из сталей групп прочности С,
Д, К, Е, Л, М и Р. Трубы выпускают длиной от 9,5 до 13м с нормальной
и удлиненной резьбой. В комплекте может быть не более 20% труб
длиной 8 – 9,5м и не более 10% длиной 5 – 8м. Трубы групп прочности
К, Е, Л, М, Р подвергают термообработке. Резьбы обсадных труб
выполняются конусностью 1:16; резьба муфт должна быть оцинкована
и фосфатирована. На каждой трубе на расстоянии 40 – 60см от её
конца, свободного от муфты, наносится клеймо с указанием условного
диаметра в мм, группы прочности, длины резьбы, толщины стенки в
мм, товарного знака завода-изготовителя, месяца и года выпуска.
Отечественная промышленность выпускает также трубы
повышенной прочности и герметичности: ОТТМ – 1 (обсадные
муфтовые трубы с трапецеидальной резьбой, выдерживающие
наибольшие нагрузки); ОТТГ – 1, ТБО – 4, ТБО –5 (обсадные трубы с
соединениями, обеспечивающие герметичность при давлении газа до
50МПа).
Ниже приводятся основные данные обсадных труб с нормальной
резьбой (табл. 3.2.1)
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.66
УГНТУ
НК ЮКОС
1
2
114
114.3
127
127.0
140
139.7
146
146
Теоретическая
масса муфты, кг
Теоретическая
масса трубы, кг
Наруж
ный
диамет
р
Таблица 3.2.1
длина
Размеры
муфты, мм
Внутре
нний
диамет
р
метр
Толщи
на
стенки,
мм
Размеры трубы с
нормальной резьбой, мм
Наружмм
ный
диа-
Условный
диаметр,
Основные данные обсадных труб с нормальной резьбой
Испытательное гидравлическое давление для
трубы стали групп прочности, МПа
С
Д
К
Е
Л
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
6
7
8
6
7
8
9
6
7
8
9
10
11
6.5
7
8
9
102.3
100.3
98.3
115
113
111
109
127.7
125.7
123.7
121.7
119.7
117.7
133
132
130
130
16.0
18.5
21.0
178.9
20.7
23.5
26.2
19.8
22.9
26.0
29.0
32.0
34.9
20.7
24.0
27.2
27.2
133
133
133
146
146
146
146
159
159
159
159
159
159
166
166
166
166
158
158
158
165
165
165
165
171
171
171
171
171
171
177
177
177
177
3.7
3.7
3.7
5.7
5.7
5.7
5.7
7.1
7.1
7.1
7.1
7.1
7.1
8.0
8.0
8.0
8.0
25
25
25
25
25
25
25
22
25
25
25
25
25
22.5
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
42
49
56
37.5
44
50.5
56.5
34
40
45.5
51.5
57
62.5
35.5
38.5
44
49.5
46
54
61.5
41.5
48.5
55.5
62
37.5
44
50
56.5
63
69
39
42
48
51
54..5
54.5
70
49
57
65.5
70
44.5
52
59.5
67
70
70
46
50
57
64
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.67
УГНТУ
НК ЮКОС
1
2
168
168.3
178
178.8
194
193.7
219
219.3
245
244,5
10
11
128
124
30.4
36.5
166
166
177
177
8.0
8.0
25
25
25
25
54.5
60
60
66
3
6.5
7
8
9
10
11
12
7
8
9
10
11
12
7
8
9
10
12
8
9
10
12
4
155.3
154.3
152.
150.3
148.3
146.3
144.3
163.8
161.8
159.8
157.8
155.8
153.8
205.1
203.1
201.1
201.1
195.1
5
25.9
27.8
31.6
35.3
39.0
42.6
46.2
29.5
33.5
37.4
41.4
45.2
49.0
36.6
41.6
46.6
46.6
61.3
8
9.1
9.1
9.1
9.1
9.1
9.1
9.1
10.1
10.1
10.1
10.1
10.1
10.1
16.2
16.2
16.2
16.2
16.2
17.3
17.3
17.3
17.3
10
23.5
25
25
25
25
25
25
24
25
25
25
25
25
19.5
22
25
25
25
11
31
33.5
38
43
47.5
52.5
57
31.5
36
40.5
45
49.5
54
25.5
29
33
36.5
44
12
34
36.5
42
47
52.5
57.5
63
34.5
39.5
44.5
49.5
54.5
59.5
28
32
36
40
48
46.6
52.2
57.2
68.8
7
184
184
184
184
184
184
184
194
194
194
194
194
194
196
196
196
196
196
196
196
196
196
9
19.5
21.5
24.5
25
25
25
25
20
23
25
25
25
25
16.5
18.5
21
23.5
25
288.5
226.5
224.5
220.5
6
188
188
188
188
188
188
188
198
198
198
198
198
198
245
245
245
245
245
270
270
270
270
70
70
13
40
43.5
49.5
55.5
62
68
70
41
47
52.5
58.5
64.5
70
33
38
42.5
47.5
57
12.5
14
15.5
19
15
17
18.5
22.5
19.5
22
24.5
29.5
21.5
24.5
27
32.5
25.5
28.5
32
38
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.68
УГНТУ
НК ЮКОС
1
2
273
73.1
299
298.5
324
323.3
340
339.7
(351)
(351)
(377)
(377)
407
406.4
(426)
508
(426)
508
2
3
8
9
10
12
8
9
10
11
12
9
10
11
12
9
10
11
12
9
10
11
12
9
10
11
12
9
10
11
12
10
11
12
11
4
257.1
255.1
253.1
249.1
282.5
280.5
278.5
276.5
274.5
305.9
303.9
301.9
299.9
321.7
319.7
317.7
315.7
333
331
329
327
359
357
355
353
388.4
386.4
384.4
382.4
406
404
402
486
5
52.3
58.5
64.8
77.2
57.3
64.2
71.3
78.0
84.7
70.1
77.4
84.8
92.6
73.3
81.3
89.1
96.9
75.9
84.0
92.2
100.3
81.6
90.4
99.2
107.9
88.1
97.7
107.2
117.5
102.5
112.5
122.5
134.7
6
299
299
299
299
324
324
324
324
324
351
351
351
351
365
365
365
365
376
376
376
376
402
402
402
402
432
432
432
432
451
451
451
533
7
203
203
203
203
203
203
203
203
203
203
203
203
203
203
203
203
203
229
229
229
229
229
229
229
229
228
228
228
228
229
229
229
228
8
20.7
20.7
20.7
20.7
22.4
22.4
22.4
22.4
22.4
23.4
23.4
23.4
23.4
25.5
25.5
25.5
25.5
29.0
29.0
29.0
29.0
31.0
31.0
31.0
31.0
35.8
35.8
35.8
35.8
37.5
37.5
37.5
44.6
9
11.5
12.5
14
17
10.5
11.5
13
14
15.5
10.5
12
13
14
10
11
12.5
13.5
10
11
12
13
9
10
11
12
8.5
9.5
10.5
11.5
9
10
11
8.5
10
13.5
15
16.5
20
12
13.5
15.5
17
18.5
12.5
14
15.5
17
12
13.5
15
16
11.5
13
14
15.5
11
12
13.5
14.5
10
11
12.5
13.5
11
12
13
10
11
17.5
20
22
26.5
16
18
20
22
24
16.5
18.5
20
22
16
17.5
19.5
21
15.5
17
19
20.5
14.5
16
17.5
19
13
15
16
18
14
15.5
17
12
19.
22
24
29
17.5
20
22
24.5
26.5
18.5
20.5
22.5
24.5
17.5
19.5
21.5
23.5
17
19
20.5
22.5
13
23
25.5
28.5
31.5
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.69
УГНТУ
НК ЮКОС
Примечание: 1. Трубы, размер которых указаны в скобках, применять не рекомендуется. 2. Если расчетное давление для труб
групп прочности С и Д превышает 25МПа, а для остальных 70МПа, испытательное давление принимают соответственно 25 и 70МПа.
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.70
УГНТУ
НК ЮКОС
3.3. Насосно–компрессорные трубы и муфты к ним
Насосно–компрессорные трубы (НКТ) предназначены для
добычи жидкости и газа из скважин и проведения различных
ремонтных работ.
Условное обозначение труб должно включать: тип трубы (кроме
гладких труб), условный диаметр трубы, толщину стенки, группу
прочности и обозначение стандарта. Условное обозначение муфт
включает: тип трубы (кроме муфт к гладким трубам), условный
диаметр, группу прочности и обозначение стандарта.
На наружной и внутренней поверхности труб и муфт не должно
быть раковин, расслоений, трещин. Допускается вырубка и зачистка
этих дефектов при условии, если их глубина не превышает
предельного минусового отключения по толщине стенки. Заварка,
зачеканка или заделка дефектных мест не допускается.
На внутренней поверхности высаженных наружу концов труб с
муфтами не должно быть более трех дефектных мест, протяженность
каждого из которых по окружности не должна быть более 25мм,
ширина – более 15мм и глубина – более 2мм.
На наружной и внутренней поверхности высаженных наружу
концов безмуфтовых труб на расстоянии менее 85мм от торца
указанные выше дефекты не допускаются. На расстоянии свыше 85мм
не должно бать более трех дефектных мест, протяженность каждого
из которых не должна быть более 1/3 длины окружности, ширина –
более 15мм и глубина – более 2мм.
В табл. 3.3.1, 3.3.1 и 3.3.3 приводятся размеры НКТ по ГОСТ
633–80 и муфт к ним. В табл. 3.3.4, 3.3.5 приводятся прочностные
характеристики НКТ и величины испытательных
гидравлических
давлений.
Перед спуском в скважину НКТ (особенно в условиях
применения штанговых насосов или наличия отложений парафина,
солей, гипса) внутренний диаметр и общая изогнутость проверяются
оправкой. Длина оправки – 1250мм, ее диаметры для различных НКТ
приводятся в табл. 3.2.6.
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.71
УГНТУ
НК ЮКОС
На каждой трубе на расстоянии 0,4 – 0,6м ее конца, снабженного
муфтой (или раструбного конца труб НКБ), ударным способом или
накаткой наносится следующая маркировка: условный диаметр труб в
мм, номер трубы, группа прочности, толщина стенки в мм (для труб с
условным диаметром 73 и 89мм), наименование или товарный знак
предприятия-изготовителя, месяц и год выпуска. Место нанесения
маркировки обводится или подчеркивается устойчивой светлой
краской.
На каждой трубе рядом с маркировкой ударным способом или
накаткой устойчивой светлой краской наносится маркировка: условный
диаметр трубы в мм, группа прочности (для гладких труб с
термоурочненными концами дополнительно маркируется «ТУК»),
толщина стенки в мм (для труб с условным диаметром 73 и 89мм),
длина трубы в см, масса трубы в кг, тип трубы (кроме гладких труб),
вид исполнения (при поставке труб исполнения А), наименование или
товарный знак предприятия-изготовителя.
Насосно-компрессорные
трубы
США
изготавливают
стандартам Американского нефтяного института (АНИ) и
соответствующей технической документации.
по
по
НКТ, выпускаемые по техническим документам фирм,
отличаются от стандартов АНИ резьбой трапецеидального профиля,
уплотняющимися элементами типа металл-металл в резьбовом
соединении,
цилиндрической
двухступенчатой
резьбой,
уплотняющими пластмассовыми кольцами в резьбовом соединении.
В табл. 3.3.7 приводятся размеры некоторых труб и муфт к ним
по стандартам АНИ.
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.72
УГНТУ
НК ЮКОС
Таблица 3.3.1
Условный диаметр
труб, мм
33
42
48
60
73
73
89
102
114
Наружный
диаметр, мм
33.4
42.2
48.3
60.3
73.0
73.0
88.9
101.6
114.3
Труба гладкая
Внутренний
Толщина
диаметр, мм
стенки, мм
26.4
3.5
35.4
3.5
35.2
4.0
40.3
5.0
50.3
5.5
62.0
7.0
75.9
6.5
88.6
6.5
100.3
7.0
Масса 1
м, кг
2.6
3.3
4.4
6.8
9.2
11.4
13.2
15.2
18.5
Наружный
диаметр, мм
42.2
52.2
55.9
73.0
88.9
88.9
108.0
120.6
132.1
Муфта
Длина,
мм
86
90
96
110
132
132
146
150
156
Масса, кг
0.4
0.6
0.5
1.3
2.4
2.4
3.6
4.5
5.1
Таблица 3.3.2
Условный диаметр
труб, мм
60
73
73
89
89
102
114
Наружный
диаметр, мм
60.3
73.0
73.0
88.9
88.9
101.6
114.3
Труба гладкая
Внутренний
Толщина
диаметр, мм
стенки, мм
50.3
5.0
62.0
5.5
59.0
7.0
75.9
6.5
72.9
8.0
88.6
6.5
100.3
7.0
Масса 1
м, кг
6.8
9.2
11.4
13.2
16.0
15.2
18.5
Наружный
диаметр, мм
73.0
73.0
108.0
120.6
132.1
Муфта
Длина,
мм
135
135
155
155
205
Масса, кг
1.8
2.5
4.1
5.1
7.4
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.73
УГНТУ
НК ЮКОС
Таблица 3.3.3
27
26.7
20.7
3.0
33.4
40
1.8
0.1
42.2
84
0.4
33
23.4
26.4
3.5
37.3
45
2.6
0.1
48.3
90
0.5
42
42.2
35.2
3.5
46.0
51
3.3
0.2
55.9
96
0.7
48
48.3
40.3
4.0
53.2
57
4.4
0.4
63.5
100
0.8
60
60.3
50.3
5.0
65.9
89
6.8
0.7
77.8
126
1.5
73
73.0
62.0
5.5
78.6
95
9.2
0.9
93.2
134
2.8
73
73.0
59.0
7.0
78.6
95
11.4
0.9
93.2
134
2.8
89
88.9
75.9
6.5
95.2
102
13.2
1.3
114.3
146
4.2
89
88.9
72.9
8.0
95.2
102
16.0
1.3
114.3
146
4.2
102
101.6
88.6
6.5
108.0
102
15.2
1.4
127.0
154
5.0
114
114.3
100.3
7.0
120.6
108
18.5
1.6
141.3
160
6.3
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.74
кг
Масса,
мм
Длина,
мм
кг
Увеличение
массы
трубы
вследствие
высадки
обоих
концов, кг
Наружный
диаметр,
Муфта
1м гладкой
трубы,
Масса
мм
Наружный
диаметр
высаженной
части, мм
Длина
высаженной
части,
мм
мм
Толщина
стенки,
диаметр,
мм
Внутренний
диаметр,
мм
Наружный
Условный
диаметр,
Труба с высаженными наружу концами
УГНТУ
НК ЮКОС
Таблица 3.3.4
Условный
диаметр
труб, м
Толщина
стенки,
мм
Давление для труб из стали групп прочности, МПа
Д
Исполнение
исполнение
К
Е
Л
М
Р
27
3.0
А
67.2
Б
66.2
87.3
98.1
-
-
-
33
3.5
64.3
63.3
83.4
93.7
-
-
-
42
3.5
50.5
49.5
65.2
73.6
-
-
-
48
4.0
50.5
49.5
65.2
73.6
-
-
-
60
5.0
50.5
49.5
65.2
73.6
87.3
96.6
122.6
73
5.0
45.6
45.1
59.4
66.7
79.0
87.3
112.3
73
7.0
57.9
57.4
75.0
84.9
100.6
110.9
122.6
89
6.5
44.1
43.7
57.4
64.7
76.5
84.4
108.9
Таблица 3.3.5
Показали
Д
К
Группа прочности
Е
Л
М
Р
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.75
УГНТУ
НК ЮКОС
Временное сопротивление в, не менее МПа
Предел текучести т , МПа:
655 (638*)
687
689
758
862
1000
- не менее
379
491
552
654
758
930
- не более
373*
-
-
-
-
-
552
-
758
862
965
1137
* Для исполнения Б.
Таблица 3.3.6
Условный диаметр
трубы, мм
Толщина стенки,
Наружный диаметр
оправки, мм
Условный диаметр
трубы, мм
Толщина стенки,
Наружный диаметр
оправки, мм
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.76
УГНТУ
НК ЮКОС
27
мм
3.0
18.3
73
мм
5.5
59.9
33
3.5
24.0
73
7.0
56.6
42
3.5
32.8
89
6.5
72.7
48
4.0
37.9
89
8.0
69.7
60
5.0
47.9
102
6.5
85.4
114
7.0
97.1
Таблица 3.3.7
Размеры труб и муфт к ним по стандартам Американского Нефтяного Института
Труба гладкая
внутренний
диаметр,
толщина
стенки
мм
мм
26,6
21,0
33,4
наружный
диаметр, мм
Муфта
масса 1 м
гладкой
трубы,
Наружный
диаметр,
мм
длина,
мм
диаметр
расточки,
мм
ширина
торцевой
плоскости, мм
диаметр
торцевой
плоскости,
мм
масса,
кг
2,87
кг
1,68
33,4
81,0
28,3
1,6
30,0
0,23
26,6
3,38
2,50
42,2
82,6
35,0
2,4
37,8
0,38
42,2
35,1
3,56
3,38
52,2
88,9
43,8
3,2
47,2
0,59
48,3
40,9
3,68
4,05
55,9
95,2
49,9
1,6
52,1
0,56
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.77
УГНТУ
НК ЮКОС
60,3
51,8
4,24
5,87
73,0
108,0
61,9
4,8
66,7
1,28
60,3
50,6
4,83
6,60
73,0
108,0
61,9
4,8
66,7
1,28
60,3
47,4
6,45
8,56
73,0
108,0
61,9
4,8
66,7
1,28
73,0
62,0
5,51
9,18
88,9
130,2
74,6
4,8
81,0
2,34
73,0
57,4
7,82
12,57
88,9
130,2
74,6
4,8
81,0
2,34
88,9
77,9
5,49
11,29
108,0
142,9
90,5
4,8
98,4
3,71
88,9
76,0
6,45
13,12
108,8
142,9
90,5
4,8
98,4
3,71
88,9
74,2
7,34
14,76
108,8
142,9
90,5
4,8
98,4
3,71
88,9
69,9
9,52
18,65
108,8
142,9
90,5
4,8
98,4
3,71
101,6
90,1
5,74
13,57
120,6
146,0
103,2
4,8
111,1
4,34
114,3
100,5
6,88
6,88
132,1
155,6
115,9
4,8
123,2
4,89
3.4. Справочные данные для расчета колонны труб
Таблица 3.4.1
Насосно-компрессорные и обсадные трубы
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.78
УГНТУ
НК ЮКОС
Условный диаметр, мм
Показатели
48
60
73
89
102
114
141
168
219
Площадь
проходного
сечения труб, см2
12,75
19,80
30,18
45,22
61,62
78,97
120,0
177,0
314,0
Площадь
поперечного
сечения тела труб, см2
5,56
8,68
11,66
16,82
19,41
23,58
36,0
43,0
62,0
Масса 1м труб (гладких) с
муфтами, кг
4,45
7,0
9,45
13,67
15,78
19,11
34,9
44,6
64,1
4,54
7,12
9,62
13,92
16,02
19,46
-
-
-
Масса
1м
труб
(с
высаженными концами) с
муфтами, кг
Примечание: 1. При определении массы 1м насосных штанг и насосно-компрессорных
труб с муфтами принята средняя длина одной штанги и одной трубы 8м. 2. Для обсадных
труб диаметром 141, 168 и 219мм внутренний диаметр принят соответственно 125, 150 и
200мм.
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.79
3.5. Глубины спуска НКТ в скважинах
Таблица 3.5.1
Предельная глубина спуска одноразмерной колонны НКТ
в скважину (в метрах)
По маркам стали
Д
К
1100
1400
1200
Е
Л
М
1600
1800
2100
1650
1850
2100
2400
1300
1700
1900
2200
2500
1400
1900
2050
2400
2750
1250
1600
1800
2050
2400
1250
1650
1800
2100
2450
Трубы гладкие
Трубы с высаженными наружу концами
500
700
750
900
1050
400
550
600
700
800
1900
2250
2800
3200
3700
1900
2650
2900
3250
3750
1950
2600
2850
3200
3700
1950
2600
2850
3200
3700
1950
2700
2950
3300
3800
1950
2700
2950
3300
3800
2000
2600
2900
3350
3900
1950
2600
2900
3300
3800
Таблица 3.5.2
Прочностные свойства сталей для изготовления НКТ
Свойства
Временное сопротивление, МПа
Предел текучести, МПа
- не менее
- не более
Относительное удлинение, %,
не менее
Д
Группа прочности стали
К
Е
Л
М
6,68
6,95
7,03
7,73
8,79
3,87
5,62
4,15
6,25
5,62
7,73
6,68
8,79
7,73
9,84
14,30
13,86
13,00
12,30
10,80
УГНТУ
НК ЮКОС
3.6. Характеристика труб, применяемых в системах сбора и
подготовки нефти, газа и воды на промыслах
Таблица 3.6.1
Масса одного погонного метра трубы (в кг)
Диаметр
труб, мм
18
22
25
28
32
38
42
45
57
76
89
108
114
133
159
168
219
273
325
377
426
530
630
720
820
920
1020
1220
1420
3,0
1,1
1,2
1,6
1,9
2,2
2,6
2,9
3,1
4,0
5,4
6,4
7,8
8,2
9,6
12,0
12,0
3,5
1,3
1,6
1,9
2,1
2,5
3,0
3,3
3,6
4,6
6,3
7,4
9,0
9,6
11,0
13,0
14,0
19,0
4,0
1,4
1,8
2,1
2,4
2,8
3,6
3,8
4,0
5,2
7,1
8,4
10,0
11,0
13,0
15,0
16,0
21,0
27,0
32,0
37,0
42,0
52,0
62,0
Толщина стенки трубы, мм
4,5
5,0
6,0
1,5
1,6
1,8
1,9
2,1
2,4
2,3
2,5
2,8
2,6
2,8
3,3
3,1
3,3
3,9
3,7
4,1
4,7
4,2
4,6
5,3
4,5
4,9
5,8
5,8
6,4
7,6
7,9
8,8
10,4
9,4
10,4
12,3
12,0
12,7
15,1
12,0
13,4
16,0
14,0
15,8
18,8
17,0
19,0
22,6
18,0
20,1
24,0
24,0
26,4
31,5
30,0
33,0
39,5
36,0
39,5
47,2
41,0
45,9
54,8
47,0
51,9
62,1
58,0
64,7
77,5
69,0
77,1
92,3
88,2
106
101
121
113
135
125
150
163
209
7,0
3,1
3,6
4,3
5,4
6,0
6,6
8,6
11,9
14,2
17,4
18,5
21,8
26,2
27,8
36,6
45,9
54,9
62,9
82,3
90,3
108
123
140
158
175
192
243
7,5
18,6
28,0
39,1
49,1
60,7
68,3
77,4
95,6
115
132
150
8,0
3,6
3,9
4,7
5,9
6,7
7,3
9,7
13,4
16,0
19,7
20,9
24,7
29,8
31,6
41,6
52,3
62,5
72,3
82,5
103
123
141
160
180
200
219
273
Таблица 3.6.2
Масса одного погонного метра трубы (в кг)
Диамет
р труб,
мм
42
45
57
76
Толщина стенки, мм
8,5
9,0
10,0
11,0
12,0
14,0
15,0
16,0
20,0
7,3
8,0
10,7
14,9
7,9
8,6
11,6
16,3
12,5
17,6
13,3
18,9
21,4
22,6
25,7
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.81
УГНТУ
89
108
114
133
159
168
219
273
325
377
426
530
630
720
820
920
1020
1220
1420
НК ЮКОС
20,9
31,6
44,1
55,4
66,3
77,2
87,5
109
130
149
170
202
17,8
22,0
23,3
27,5
33,3
35,3
46,6
58,6
70,1
81,7
92,6
116
138
158
180
224
19,5
24,2
25,7
30,3
36,8
39,0
51,5
64,9
77,7
90,5
103
128
153
175
200
247
249
274
348
21,2
26,3
27,9
33,1
40,2
42,6
56,4
71,1
85,2
99,3
113
141
168
192
220
269
274
301
382
22,8
28,4
30,2
35,8
43,5
46,2
61,3
77,2
92,6
108
123
153
183
210
232
313
296
328
417
22,9
32,5
34,6
41,0
50,1
53,2
70,8
89,4
107
125
142
178
243
247
278
335
347
382
485
27,4
34,4
36,6
43,7
53,3
56,6
75,5
95,4
115
134
152
191
228
261
298
357
372
409
520
28,8
36,5
38,7
46,2
56,4
60,0
80,7
101
122
142
169
203
242
278
312
357
396
436
554
34,0
43,4
46,4
55,7
68,6
73,0
98,2
125
150
176
200
252
301
345
395
444
494
543
690
V. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН
УСТАНОВКАМИ ШТАНГОВЫХ НАСОСОВ
5.1. Характеристика отечественных станков – качалок (СК)
Паспортные данные станков-качалок нормального ряда по
ГОСТ 5866-76
Паспортные характеристики
Обозначение
станка-качалки
[ Рmax ] [М кр ]  10 2 [S  n]min [ S  n]max N
дв
т
Нм
м/мин
м/мин
кВт
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.82
УГНТУ
НК ЮКОС
СК1,5-0,42-100
1,5
10
1,5
6,3
2,0
СК2-0,6-250
2,0
25
1,5
9
2,8
СК3-0,75-400
3,0
40
1,5
11,25
5,0
СК3-1,2-630
3,0
63
2,2
18
7,0
СК4-2,1-1600
4,0
160
4,2
31
10
СК5-3,0-2500
5,0
250
6,5
45
20
СК6-2,1-2500
6,0
250
4,5
31
20
СК8-3,5-4000
8,0
400
8,3
42
40
СК12-2,5-4000
12,0
400
6,0
30
28
СК20-4,5-12500
8,0
560
8,3
42
28
СК10-3,0-5600
10,0
560
6,5
36
28
СК10-4,5-8000
10,0
800
9,0
45
40
СК12-3,5-8000
12,0
800
10,0
35
40
СК15-3,5-12500
15,0
1250
8,3
35
55
СК12-2,5-40000
20,0
1250
9,0
45
55
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.83
УГНТУ
НК ЮКОС
Таблица 5.1.1
Основные параметры станков-качалок по ГОСТ 5866-66
Наименование показателя
Типоразмер станковкачалок
кН
[ М крmax ] Н
Длина хода точки подвеса штанг, м
м
Базовые
Число ка-чаний
ба-лансира,
1/мин
Система
уравновешивания
5 – 15
5 – 15
5 – 15
5 – 15
5 – 15
6 – 15
5 – 12
5 – 10
5 – 10
Балансирная
-«»-«»Комбиниров.
-«»-«»Кривошипная
-«»-«»-
5 – 15
5 – 15
5 – 15
5 – 15
5 – 15
6 –15
5 –12
5 –12
5 -12
Балансирная
-«»-«»Комбиниров.
-«»-«»Кривошипная
-«»-«»-
модели
1СК1,5-0,42-100
1СК2-0,6-250
3СК-0,75-400
4СК-1,2-700
5СК6-1,5-1600
6СК-2,1-2500
7СК12-2,5-4000
8СК12-3,5-8000
9СК-20-4,2-12000
15
20
30
30
60
60
120
120
200
1СК-0,6-100
2СК2,5-0,9-250
3СК2-1,05-400
3СК-1,8-700
5СК4-2,1-1600
6СК4-3-2500
7СК-3,5-4000
7СК12-2,5-6000
8СК8-3,5-6000
10
12,5
20
20
40
40
80
120
80
1,0
2,5
4,0
7,0
16,0
25,0
40,0
80,0
120,0
1,0
2,5
4,0
7,0
16,0
25,0
40,0
60,0
60,0
0,3 0,35 0,42
0,3 0,45 0,6
0,3 0,52 0,75
0,45 0,6 0,75 0,9 1,05 1,2
0,6 0,9
1,2 1,5
0,9 1,2
1,5 1,8 2,1
1,2 1,5
1,8 2,1 2,5
2,1 2,3
2,6 2,9 3,2
2,5 2,8 3,15 3,5 4,2
Модифицированные модели
0,4
0,5 0,6
0,44 0,66 0,9
0,42 0,75 1,05
0,675 0,9 1,125 1,35 1,575 1,8
0,84 1,26 1,86 2,1
1,29 1 ,7 2,15 2,6 3,0
1,675 2,1 2,5
3,0 3,5
1,2
1,5 1,8
2,1 2,5
1,676 2,1 2,5
3,0 3,5
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.84
УГНТУ
НК ЮКОС
5.2. Вставные и невставные (трубные) насосы
Скважинные насосы изготовляются следующих типов:
НВ 1 – вставные с замком наверху;
НВ 2 – вставные с замком внизу;
НН – невставные без ловителя;
НН 1 – невставные с захватным штоком;
НН 2 – невставные с ловителем.
Выпускаются насосы следующих конструктивных исполнений:
- по конструкции (исполнению) цилиндра: Б – с толстостенным
цельным (безвтулочным) цилиндром; С – с составным (втулочным)
цилиндром;
по
конструктивным
особенностям,
определяемым
функциональным назначением (областью применения): Т – с полым
(трубчатым) штоком, обеспечивающим подъем жидкости по каналу
колонны трубчатых штанг; А – со сцепляющим устройством (только
для насосов типа "НН"), обеспечивающим сцепление колонны
насосных штанг с плунжером насоса; Д1 – одноступенчатые,
двухплунжерные,
обеспечивающие
создание
гидравлического
тяжелого низа; Д2–двухступенчатые, двухплунжерные, обеспечивающие двухступенчатое сжатие откачиваемой жидкости (насосы, кроме
исполнений Д1 и Д2 – одноступенчатые, одноплунжерные);
- по стойкости к среде: без обозначения – стойкие к среде с
содержанием механических примесей до 1,3г/л (нормальные); И –
стойкие к среде с содержанием механических примесей более 1,3 г/л
(абразивостойкие).
В условном обозначении насоса, например НН2БА-44-18-15-2,
первые две буквы и цифра указывают тип насоса, следующие буквы –
исполнение цилиндра и насоса, первые две цифры – диаметр насоса,
последующие – длину хода плунжера в мм и напор в метрах,
уменьшенные в 100 раз и последняя цифра – группу посадки. На рис.
5.2.1 показаны принципиальные схемы невставных (а и б) и вставного
(в) насосов.
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.76
УГНТУ
НК ЮКОС
а – невставной насос с штоком типа НГН-1;
б – невставной насос с ловителем типа НГН-2; 1–нагнетательные клапаны, 2–
цилиндры, 3 – плунжеры, 4 – патрубки- удлинители, 5–всасывающие клапаны, 6–седла
корпусов, 7– захватный шток, 8 – второй нагнетательный клапан, 9 – ловитель, 10 –
наконечник для захвата клапана;
в – вставной насос типа НГВ-1: 1 – штанга, 2 – НКТ, 3 – посадочный корпус, 4–
замковая опора, 5– цилиндр, 6– плунжер, 7 – направляющая трубка.
Рисунок 5.2.1 – Принципиальная схема скважинных
насосов
штанговых
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.77
УГНТУ
НК ЮКОС
Таблица 5.2.1
НВ1Б
НВ2Б
НН2Б
НВ1С
НН2С
НН1С
НН2БУ
ННБА
НВ1Б…И
НН2Б…И
НВ1БТ..И
НН2БТ..И
НВ1БД1
ННБД1
НВ1БД2
29; 32; 38;
44; 57
32; 38; 44; 57
32; 44; 57;
70; 95
29; 32; 38;
44; 57
32; 44; 57;
70; 95
29; 32; 44; 57
44; 57
70; 95; 102
29; 32; 38;
44; 57
32; 44; 57;
70; 95
1200 – 6000
44; 57
1200 - 3000
38/57; 57/44
44/29; 57/32;
70/44
38/57
1800 – 3500
рН, водородный
показатель
Длина хода,
мм
Объемное содержание
свободного газа, %, не
более
Условный
размер, мм
Вязкость добываемой
жидкости, Пас, не
более
Штанговый
насос
Содержание
механических примесей,
г/л
Рекомендуемая область применения скважинных насосов
1800 – 6000
1200 – 4500
1200 – 3500
4,2 –
6,8
До 1,3
1200 – 3500
0,025
900
1800 – 3500
2500 – 4500
10
1200 – 6000
1200 – 4500
1800 – 3000
1800 – 3500
Более
1,3
До 1,3
6,0 –
8,0
0,300
10
0,025
25
4,2 –
6,8
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.78
УГНТУ
НК ЮКОС
Таблица 5.2.2
Области применения скважинных штанговых насосов
Тип насоса
Условный
размер
насоса,
мм
Максимальная
идеальная
подача при
n=10мин
3
1
,
Условия эксплуатации
Максимальная
длина хода
плунжера,
мм
Максимальная
глубина
спуска
насоса, м
м /с
1
НСН 1
НСН 2
НСН 2Т
НСН 2В
2
28
3
8,0
4
900
5
1200
32
10,5
900
1200
43
19,0
900
1200
55
31,0
900
1000
32
35,0
3000
1200
43
94,5
4500
2200
55
155,0
4500
1800
68
235,0
4500
1600
93
440,0
4500
800
43
63,0
3000
1200
55
103,5
3000
1000
32
43
55
68
35,0
94,5
155,0
235,0
3000
4500
4500
4500
1200
1500
1200
1000
вязкость
жидкости
более,
не
содержание
механических
примесей, %
мПас
6
7
25
до 0,05
25
до 0,05
15
более 0,2
15
15
15
15
более 0,2
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.79
УГНТУ
НК ЮКОС
Продолжение таблицы 5.2.2
6
7
1
2
3
4
НСН 2В
93
440,0
4500
800
25
до 0,05
НСВ 1
28
32
38
43
55
31,0
41,0
98,5
125,5
207,0
3500
3500
6000
6000
6000
2500
2200
3500
1500
1200
25
до 0,05
НСВ 2
32
38
43
55
41,0
98,5
125,5
207,0
3500
6000
6000
6000
3500
3500
3000
2500
25
до 0,05
НСВ 1В
32
38
43
41,0
57,5
73,5
3500
3500
3500
2200
2000
1500
15
более 0,2
55
38/55
55/43
28
32
38
43
55
120,0
64,0
73,5
31,0
41,0
57,5
73,5
120,0
3500
3500
3500
3500
3500
3500
3500
3600
1200
1200
1200
2500
2200
2000
1500
1200
100
до 0,05
25
до 0,2
38/55
64,0
3500
1200
15
до 0,05
НСВ Г
НСВ 1П
НСВД
5
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.80
УГНТУ
НК ЮКОС
Таблица 5.2.3
32
38
44
5
1500
6
1200
1800
17,1
2500
1800
2500
23,8
3000
28,5
1200
14,0
1500
2500
1500
2500
1500
1200
1800
1200
1800
1200
1800
21,0
2200
1800
2500
29,0
3000
35,0
1200
20,0
1500
2200
1500
2200
1500
1200
1800
1200
1800
1200
1800
29,5
2000
1500
2500
41,0
3000
49,0
3500
57,5
1509
2000
1500
2000
1500
2000
1200
1500
1200
1500
1200
1500
1200
1800
2500
3000
3500
26,3
39,4
54,7
65,6
76,6
1500
1200
7
8
Масса, кг, (не
более)
длина
L
ГОСТ13877 - 80
диаме
тр D
Присоединительная
резьба к штангам
Длина плунжера,
мм
Напор, м
Идеальная
подача при 10- и
2-ных ходах в
мин., м3/сут
4
11,4
48,2
29
3
1200
59,7
2
Габаритные
размеры,
мм, не
более
Ш 19
1
НВ1С-29-12-15
НВ1С-29-18-15
НВ1С-29-18-25
НВ1С-29-25-15
НВ1С-29-25-25
НВ1С-29-30-15
НВ1С-29-30-25
НВ1С-32-12-15
НВ1С-32-18-15
НВ1С-32-18-22
НВ1С-32-25-15
НВ1С-32-25-22
НВ1С-32-30-15
НВ1С-32-30-22
НВ1С-38-12-15
НВ1С-38-18-15
НВ1С-38-18-20
НВ1С-38-25-15
НВ1С-38-25-20
НВ1С-38-30-15
НВ1С-38-30-20
НВ1С-38-35-15
НВ1С-38-35-20
НВ1С-44-12-15
НВ1С-44-18-15
НВ1С-44-25-15
НВ1С-44-30-15
НВ1С-44-35-15
Длина хода
плунжера, мм
Насос
Диаметр насоса,
мм
Техническая характеристика скважинных насосов
исполнения НВ1С
9
4000
4600
10
36,0
42,3
5200
48,0
5800
53,5
6400
4000
4600
59,5
33,0
39,0
5200
45,0
5800
49,0
6400
4100
4700
5000
5300
5600
5900
6200
6500
6800
4100
4700
5300
5900
6500
53,5
52,0
62,5
64,5
69,5
72,5
77,5
81,5
85,5
88,5
48,0
54,5
61,5
67,5
74,0
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.81
УГНТУ
НК ЮКОС
57
3
1800
2500
3000
3500
4
66,1
91,8
110,2
128,5
5
6
1200
1200
Продолжение таблицы 5.2.3
9
10
7
8
4750
72,5
5350
80,0
5950
88,5
6510
96,5
72,9
2
Ш 22
1
НВ1С-57-18-12
НВ1С-57-25-12
НВ1С-57-30-12
НВ1С-57-35-12
Таблица 5.2.4
38
1200
14,0
1800
21,0
2500
29,0
3000
35,0
1200
20,0
1800
29,5
2500
41,0
2200
1500
2200
1500
2200
1800
1200
1800
1200
1800
1500
1200
2000
1500
2000
1500
1200
1500
Масса, кг, (не более)
28,5
1200
1800
1200
1800
1200
8
длина L
3000
1500
2500
1500
2500
1500
диаметр D
23,8
7
448,2
2500
Присоединительная резьба к
штангам ГОСТ 13877 - 80
17,1
6
1200
1800
Ш19
1800
5
1500
2500
Габаритные
размеры,
мм, не
более
59,7
32
4
11,4
Длина плунжера, мм
29
3
1200
Напор, м
2
Идеальная подача при 10- и
2-ных ходах в мин., м3/сут
1
НВ1Б-29-12-15
НВ1Б-29-18-15
НВ1Б-29-18-25
НВ1Б-29-25-15
НВ1Б-29-25-25
НВ1Б-29-30-15
НВ1Б-29-30-25
НВ1Б-32-12-15
НВ1Б-32-18-15
НВ1Б-32-18-22
НВ1Б-32-25-15
НВ1Б-32-25-22
НВ1Б-32-30-15
НВ1Б-32-30-22
НВ1Б-38-12-15
НВ1Б-38-18-15
НВ1Б-38-18-20
НВ1Б-38-25-15
НВ1Б-38-25-20
Длина хода плунжера, мм
Насос
Диаметр насоса, мм
Техническая характеристика скважинных насосов
исполнения НВ1Б
9
4050
4650
10
33,0
38,0
5250
43,0
5850
47,0
6450
4050
4650
52,0
33,0
40,5
5250
46,0
5850
49,0
6450
4100
4700
5000
5300
5600
53,5
45,0
51,0
54,5
57,5
61,5
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.82
УГНТУ
НК ЮКОС
57
3000
49,0
3500
57,5
4500
73,5
4500
73,5
6000
90,0
1200
1800
2500
4
3000
3500
4500
6000
1800
2500
3000
3500
4500
6000
26,3
39,4
54,7
65,6
76,6
98,5
131,3
66,1
91,8
110,2
128,5
165,3
220,4
5
1500
2000
1500
2000
1500
2000
1500
2000
1500
2000
1500
1200
Продолжение таблицы 5.2.4
7
8
9
10
5900
63,5
6200
67,0
6500
70,0
6800
73,5
7400
77,5
7700
82,5
7400
77,5
7700
82,5
8900
95,5
9200
99,0
4100
48,0
4700
55,0
5300
63,0
1
5900
68,0
6500
74,0
7400
88,0
1
8900
105,0
1200
4800
73,0
5400
82,5
6000
92,0
6600
98,0
7500
108,0
9000
135,0
6
1200
1500
1200
1500
1200
1500
1200
1500
2000
1500
59,7
44
4
72,9
38
3
Ш 19
2
Ш 22
1
НВ1Б-38-30-15
НВ1Б-38-30-20
НВ1Б-38-35-15
НВ1Б-38-35-20
НВ1Б-38-45-15
НВ1Б-38-45-20
НВ1Б-38-45-15
НВ1Б-38-45-20
НВ1Б-38-60-15
НВ1Б-38-60-20
НВ1Б-44-12-15
НВ1Б-44-18-15
НВ1Б-44-25-15
НВ1Б-44-30-15
НВ1Б-44-35-15
НВ1Б-44-45-15
НВ1Б-44-60-15
НВ1Б-57-18-12
НВ1Б-57-25-12
НВ1Б-57-30-12
НВ1Б-57-35-12
НВ1Б-57-45-12
НВ1Б-57-60-12
5.3. Сведения о типах и характеристиках штанговых
скважинных насосах, выпускаемых по стандарту API
До недавнего времени основным изготовителем ГШН для стран
СНГ являлся Cуруханский машиностроительный завод г. Баку
(бывший
завод
им.
Дзержинского).
Изготовление
насосов
производилось по ОСТ 26.16.06-86. По эксплуатационным качествам,
конструктивному и материальному исполнению эти насосы не в
полной мере удовлетворяли запросам нефтегазодобывающей
отрасли, в связи с чем значительное количество насосов закупалось
по импорту в США и Европе.
Все основные производители ГШН в США и Европе изготавливают насосы в соответствии со стандартами Американского
нефтяного института (API) - Спецификация 11АХ. По своим
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.83
УГНТУ
НК ЮКОС
эксплуатационным качествам эти насосы значительно превосходят
изготавливаемые по ОСТ26.16.06-86, а многообразие исполнения
обеспечивает подбор насосов для любых скважинных условий.
Типы и обозначение насосов
Глубинные штанговые насосы в соответствии с классификацией
API подразделяются на 15 основных типов в зависимости от
исполнения цилиндра и плунжера, расположения замковой опоры
(табл. 5.3.1)
Насосы состоят из цельного неподвижного цилиндра,
подвижного металлического плунжера, одинарных всасывающего и
нагнетательного клапанов и узла крепления насосов в HKТ. Схемы
насосов приведены 5.3.1…5.3.3.
Таблица 5.3.1
Основные типы насосов по стандарту API
Маркировка насосов
с метал. плунжером
с манж. плунжером
Маркировка насосов
В
толстостенный
цилиндр
толстостенный цилиндр
цилиндр
втулки
Тип насоса
Вставные штанговые:
-стационарный цилиндр
верхним креплением
с
Стационарный цилиндр
нижним креплением
с
Плавающий
цилиндр
нижним креплением
с
Трубные насосы
RHA
RWA
RLA
-
RSA
RHB
RWB
RLB
-
RSA
RHT
RWT
RLT
-
RST
ТН
-
TL
TR
-
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.84
УГНТУ
НК ЮКОС
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.85
УГНТУ
НК ЮКОС
Рисунок 5.3.1 - Вставной насос с верхним креплением по API (RHAM)
Рисунок 5.3.2 - Вставной насос с нижним креплением (RHBM)
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.86
УГНТУ
НК ЮКОС
Рисунок 5.3.3 - Насос трубный (ТНМ)
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.87
УГНТУ
НК ЮКОС
5.4. Справочные данные для подбора насосов
Таблица 5.4.1
Таблица соответствия размеров НКТ типоразмерам
скважинных насосов
Условный размер насоса,
Дпл., мм
Условный
диаметр НКТ,
мм
Толщина
стенки, мм
28
32
43
55
68
93
48
48
60
73
89
114
4,0
4,0
5,0
5,5
6,5
7,0
НСН2Т
43
55
73
73
5,5
5,5
НСНД
43
55
68
93
28
32
38
43
55
55/43
48
60
73
89
60
60
73
73
89
89
4,0
5,0
5,5
6,5
5,0
5,0
5,5
5,5
6,5
6,5
Тип насоса
НСН1, НСН2,
НСН2В
НСН5
НСВ1,
НСВ1В
НСВ1П
НСВ2,
НСВГ
Таблица 5.4.2
Зависимость коэффициента расхода клапана от числа
Рейнольдса
Аппроксимирующая формула для расчёта
Re
Re  2  10
5
 кл  0,8
3  10 4  Re  2  10 5
 кл  0,4  0,485(lg Re  4,475)
6  10 2  Re  3  10 4
 кл  0,4
40  Re  6  10 2
 кл  0,22  0,153(lg Re  1,6)
 кл  0,05  0,283(lg Re  1)
10  Re  40
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.88
УГНТУ
НК ЮКОС
Таблица 5.4.2
Размеры клапанов скважинных штанговых насосов
Диаметр отверстия седла клапана, мм
Тип насоса
Невставной
Вставной
Условный
диаметр
насоса,
мм
с увеличенным проходным
отверстием
обычного
всасывающ
его
нагнетатель
ного
всасывающ
его
нагнетатель
ного
28
32
43
55
68
93
11
14
20
25
30
40
11
14
20
25
30
40
14
18
22,5
30
35,5
48
14
18
22,5
30
35,5
48
28
32
38
43
55
20
20
25
25
30
11
14
18
20
25
22,5
22,5
30
30
35,5
14
18
20
22,5
30
5.5. Насосные штанги
d
D
L
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.89
УГНТУ
НК ЮКОС
Таблица 5.5.1
Технические характеристики штанг
Штанга
ШН16
ШН19
ШН22
ШН25
Номинальный
диаметр
штанги (по
телу) dо, мм
16
19
22
25
Номинальн
ый диаметр
резьбы
штанги
(наружный)
d, мм
23,824
26,999
30,174
34,936
Диаметр
опорного
бурта D,
мм
34
38
43
51
Диаметр
опорного
бурта D1,
мм
32
37
38
46
Размеры
квадратной части
головки штанги, мм
l1
s
35
35
35
42
22
27
27
32
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.90
УГНТУ
НК ЮКОС
Таблица 5.5.2
Штанга
ШН16
ШН19
ШН22
ШН25
1000
2,07
2,89
3,71
5,17
Масса штанг (в кг) при длине Lш, мм
1200
1500
2000
3000
2,39
2,86
3,65
5,23
3,25
3,92
5,03
7,26
4,3
5,2
6,7
9,68
5,85
7,12
9,08
12,93
8000
12,93
18,29
24,5
31,65
Таблица 5.5.3
Величина показателя для штанг диаметром, мм
Показатель
Площадь сечения, см2
Вес 1 погонного метра в воздухе, Н
Диаметр штанговой муфты, мм
16
19
22
25
2,0
2,8
3,8
4,9
17,15
23,05
30,78
40,18
34
42
46
55
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.91
УГНТУ
НК ЮКОС
Таблица 5.5.4
Средний вес одного погонного метра насосных штанг
в воздухе в ступенчатых колоннах
Комбинация штанг,
диаметром, мм
Процент штанг
диаметром, мм
25
22
в
ступенчатой
колонне
19
16
25+22+19
30
30
40
-
32,0
25+22
30
70
-
-
35,0
25
100
-
-
-
40,2
22+19+16
-
30
30
40
24,0
19+16
-
30
70
-
27,0
22
-
100
-
-
30,8
19+16
-
-
35
65
19,7
19
-
-
100
-
23,1
16
-
-
-
100
17,2
Вес 1 погонного
метра, Н
Таблица 5.5.5
Средние значения длины ступеней штанг (в процентах) от общей
длины штанговой колонны
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.92
УГНТУ
НК ЮКОС
( верхние цифры отвечают верхним толстым штангам;
нижние – тонким)
Диаметр
штанги, мм
22+19+16
25+22+19
25+22
Длина ступени штанг, %, при диаметре плунжера насоса, мм
28
32
38
43
50
57
63
68
20
22
25
27
30
35
40
40
25
26
30
33
40
45
50
50
-
55
52
20
45
22
40
23
30
25
20
30
10
30
10
35
40
20
23
25
30
30
35
40
50
60
22
55
23
52
25
45
30
40
30
35
33
25
35
10
50
25
78
25
77
30
75
30
70
35
70
40
67
40
65
45
50
70
75
30
75
30
70
35
70
40
65
45
60
50
60
55
55
65
30
70
70
65
60
55
50
45
35
-
93
-
22+19
19+16
-
Таблица 5.5.6
Область применения штанг
Сталь
марки
Вид термической
обработки
Область применения штанг
Условия
Диаметр
эксплуатации по
скважинных
коррозионности
насосов
продукции
(от– до), мм
скважины
Допускаемое
приведенное
напряжение в
штангах, МПа,
не 
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.93
УГНТУ
НК ЮКОС
Нормализация
Нормализация
последующим
поверхностным
упрочнением
нагревом ТВЧ
40
20Н2М
Нормализация
Нормализация с
последующим
поверхностным
упрочнением
нагревом ТВЧ
20Н2М
Некоррозионные
28-95
70
28-43
120
55-95
100
28-95
90
28-43
60
55-95
130
110
28-95
100
28-95
100
с
Некоррозионные
Коррозионные с
влиянием Н2S
Некоррозионные
Коррозионные
без влияния Н2S
Некоррозионные
Коррозионные
Объемная закалка и
высокий отпуск
70
15Н3МА
15Х2НМФ
Нормализация с
последующим
поверхностным
упрочнением
нагревом ТВЧ
Закалка и высокий
отпуск или
нормализация и
высокий отпуск
Некоррозионные
Коррозионные с
влиянием Н2S
Некоррозионные
Коррозионные
без влияния Н2S
28-43
55-95
170
150
28-95
120
28-95
100
90
5.6. Выбор рациональной конструкции штанговой колонны
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.94
УГНТУ
НК ЮКОС
Производят
предварительный
выбор
конструкции
одноступенчатой штанговой колонны, её проверяют на ''зависание'' и
усталостную прочность.
Условие движения штанг вниз без ''зависания'' записывается в
виде
Рштb1Ртр ,
(5.6.1)
где b1 – коэффициент, учитывающий потерю веса штанг в жидкости.
Для определения этих параметров используются следующие
зависимости:
Pшт   qшт ,i  li  ,
3
(5.6.2)
i1
где qшт – вес одного метра штанг данного диаметра в воздухе;
длина ступени колонны штанг; i – номер ступени колонны штанг.
Потери на трение по А.М. Пирвердяну:
li –
Pтр  22   ж  n 60  s  li  Mшт  Мму фт , Н/м. (5.6.3)
Второе условие проверки колонны штанг на усталостную
прочность:
пр  К 'зап доп  ,
(5.6.4)
где пр – приведенное напряжение; [доп] – допускаемое приведенное
напряжение; К'зап – расчетный коэффициент запаса.
Если вследствие большой величины сил гидродинамического
трения оказывается невозможным обеспечить нормальный ход вниз
без зависания, то переходят к штангам большего диаметра.
В случае невыполнения предыдущего условия преступают к
расчету двухступенчатой или трехступенчатой колонны насосных
штанг. Данные расчеты относительно трудоемки, поэтому ниже
приведены табличные данные по определению рациональной
конструкции штанговой колонны.
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.95
УГНТУ
НК ЮКОС
5.7. Теоретическая производительность насосов при работе станков качалок
Таблица 5.7.1
Теоретическая подача штанговых насосов (в м3/сут) при десяти двойных ходах в минуту и коэффициенте
подачи  = 1 (насосы отечественного производства)
Длина
хода
полированного
штока, мм
Диаметр плунжера, мм
28
32
38
43
56
68
82
93
300
2,7
3,5
4,8
6,2
-
-
-
-
450
4,0
5,2
7,5
9,4
-
-
-
-
600
5,5
7,0
10,0
12,5
20,5
-
-
-
900
8,0
10,5
15,0
19,0
31,0
47,0
-
-
1200
11,0
14,0
20,0
25,0
41,0
63,0
90,4
-
1500
13,5
17,5
24,5
31,5
51,5
78,5
113,2
-
1800
16,0
21,0
29,5
38,0
62,0
94,5
137,0
176,0
2100
19,0
24,5
34,5
44,0
72,0
110,0
160,0
205,5
2400
21,5
28,0
39,5
50,5
82,5
125,5
182,5
235,0
2700
24,0
31,5
44,0
56,7
93,0
141,0
205,0
265,0
3000
27,0
35,0
49,0
63,0
103,0
157,0
228,5
293,5
3600
32,0
42,0
59,0
75,5
123,5
188,5
274,0
352,5
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.94
УГНТУ
НК ЮКОС
4200
-
49,0
69,0
88,0
144,0
220,0
319,5
411,0
5100
-
-
83,5
107,0
174,5
267,0
388,0
499,0
6000
-
-
98,0
125,5
205,5
314,0
456,5
587,0
Таблица 5.7.2
Теоретическая подача штанговых насосов (в м3/сут) при десяти двойных ходах в минуту и
коэффициенте подачи  = 1 (насосы по стандарту API)
Длина
хода
полированного
штока, мм
Диаметр плунжера, мм
27,0
31,8
38,1
44,5
57,2
69,9
95,25
300
2,5
3,4
4,9
6,7
-
-
-
450
3,7
5,1
7,3
9,9
-
-
-
600
5,0
6,9
9,9
13,6
22,2
-
-
900
7,4
10,3
14,8
20,1
33,2
49,6
-
1200
9,9
13,7
19,7
26,8
44,3
66,2
-
1500
12,3
17,1
24,6
33,5
55,4
82,7
-
1800
14,8
20,5
29,5
40,2
66,4
99,3
184,6
2100
17,3
23,9
34,4
46,9
77,5
115,8
215,4
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.95
УГНТУ
НК ЮКОС
2400
19,7
27,3
39,4
53,6
88,6
132,4
246,1
2700
22,2
30,8
44,3
60,3
99,7
148,9
276,9
3000
24,7
34,2
49,2
67,0
110,8
165,4
307,7
3600
29,6
41,0
59,1
80,4
132,9
198,5
369,2
4200
-
47,8
68,9
93,8
155,1
231,6
430,7
5100
-
-
83,7
113,9
188,3
281,3
523,0
6000
-
-
98,4
134,0
221,5
330,9
615,3
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.96
5.8. Выбор типа станка – качалки (СК)
Выбор СК ведется путем сравнения расчетных величин
максимальной нагрузки, крутящего момента на валу редуктора и
скорости
откачки
рассматриваемого
варианта
компоновки
оборудования с паспортными данными СК нормального ряда.
В начале для каждого типоразмера СК последовательно
проверяется условие по максимальным нагрузкам:
Pmax Pmax  ,
где
(5.8.1)
Pmax  - допустимая нагрузка СК.
При соблюдении условий неравенства (5.8.1) для некоторых
типоразмеров СК аналогичным образом проверяется условие:


М кр  М кр ,

где М кр
 - наибольший крутящий момент на кривошипном
(5.8.2)
валу
редуктора.
Затем СК проверяется на минимальную и максимальную
скорости откачки:
s  nmin  s  n  s  nmax .
(5.8.3)
Для облегчения выбора СК можно использовать и диаграмму
А.Н.Адонина. Однако следует помнить, что эта диаграмма построена с
рядом допущений: колонна штанг имеет  доп  120МПа ;  под  0,85


и т.д. Поэтому данную диаграмму целесообразно использовать только
для оценочных расчетов.
5.9. Расчет мощностей двигателя к станкам – качалкам
УГНТУ
НК ЮКОС
Потребляемая электродвигателем СК мощность затрачивается
на выполнение полезной работы по подъему жидкости на поверхность
и на покрытие потерь мощности и оборудовании.
Мощность, используемая на совершение полезной работы
ШСНУ, определяется по формуле:
J полезн.  Qж.ст  Рвык  Рпр , Вт
(5.9.1)


Потери в подземной части ШСНУ обусловлены наличием утечек
в насосе, потерей напора в узлах клапанов, наличием трения штанг о
трубы и жидкость, а в наземной части ШСНУ потери мощности
вызваны отклонениями от норм работы СК и электродвигателя.
Потери
мощности,
обусловленные
утечками
учитываются с помощью специального коэффициента:
 ут 
1
1
q ут
,
жидкости,
(5.9.2)
2Qж.ст
где q ут - утечки в зазоре плунжер - цилиндр.
Мощность, затрачиваемая на преодоление сил механического
трения штанг о трубы, определяется по формуле:
J тр. м ех  2  С ш  S  n 60    Pшт  Рж  , Вт
  1   180 ,
рад.,
(5.9.3)
(5.9.4)
где .,1 - максимальный (средний) угол отклонения ствола скважины
от вертикальной оси, рад.,град.;
С ш - коэффициент трения штанг о
трубы.
Если скважина считается вертикальной, то в расчетах по
формуле (5.9.3) принимается
  30 ,1  0,25 .
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.98
УГНТУ
НК ЮКОС
Затраты мощности на преодоление потерь в узлах клапанов
насоса:
J кл  Qж.ст    Ркл.вс   Ркл.нагн  ,
(5.9.5)
Мощность, затрачиваемая на преодоление гидродинамического
трения штанг о жидкость, рассчитывается по формуле А. М.
Пирвердяна:
J тр.г   3  s  n    ж  Н сп  М шт ,
2
(5.9.6)
а мощность, затрачиваемая на трение плунжера в цилиндре:
J тр.пл  Ртр.пл  S  n 30 ,
где
(5.9.7)
Pтр.пл - сила трения плунжера о цилиндр; приближенно
оценивается для безводных скважин:
Ртр.пл  1,84  Dпл   139 ,
(5.9.8)
а для скважин, продукция которых содержит воду:
Ртр.пл  1,65  Dпл   127 ,
Таким образом, потери мощности в подземной
ШСНУ  J п.ч  и к.п.д. подземной части  п.ч.  определяется как:
J п.ч  J полезн  ут  J кл  J тр. м ех  J тр.г  J тр.пл ,
 п.ч  J полезн J п.ч
(5.9.9)
части
(5.9.10)
(5.9.11)
Потери в наземном оборудовании ШСНУ учитываются
приближенно. По рекомендации ВНИИнефть принимается, что к.п.д.
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.99
УГНТУ
СК
НК ЮКОС
ск  0,85 , а к.п.д. электродвигателя дв  0,8 . Тогда общий к.п.д.
ШСНУ определится как:
 шсну   ск   дв   п.ч ,
(5.9.12)
а полная мощность, затрачиваемая на подъем жидкости:
J полн 
J полезн.
 шсну
, Вт
(5.9.13)
И, наконец, суточный расход электроэнергии будет равен:
Wсут  24  10 3  J полн , кВтч
(5.9.14)
Таблица 5.9.1
Технические характеристики электродвигателей станков-качалок
Тип двигателя
Номинальная
мощность, кВт
Для условий номинальной нагрузки
КПД,%
cos  ,
доли ед.
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.100
УГНТУ
АОП-41-4
АО2-22-4
АОП-42-4
АО2-31-4
АОП-51-4
АОП2-41-4
АОП2-42-4
АОП-52-4
АОП2-51-4
АОП-62-4
АОП2-52-4
АОП-63-4
АОП2-61-4
АОП-72-4
АОП-71-4
АОП-73-4
АОП2-72-4
АОП-84-4
АОП2-81-4
АОП2-82-4
1,7
2,2
2,8
3,0
4,5
4,0
5,5
7,0
7,5
10,0
10,0
14,0
13,0
20,0
22,0
28,0
30,0
40,0
46,0
55,0
81,0
82,5
83,0
83,5
84,5
85,0
87,0
86,0
88,0
86,5
88,0
87,5
88,0
88,0
89,5
89,0
90,0
90,0
91,0
92,0
НК ЮКОС
0,82
0,83
0,84
0,84
0,85
0,81
0,82
0,86
0,83
0,87
0,83
0,87
0,84
0,87
0,85
0,87
0,85
0,88
0,89
0,89
После окончания расчетов выбирается ближайший более
мощный
электродвигатель,
обеспечивающий
требуемую
(с
коэффициентом запаса 1,3) мощность.
VI. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН ПОГРУЖНЫМИ
ЭЛЕКТРОНАСОСАМИ
6.1.
Характеристика
погружных
центробежных
электронасосов (ЭЦН)
Установка погружного электроцентробежного насоса для добычи
нефти (УЭЦН) состоит из погружного насосного агрегата
(электродвигатель с гидрозащитой, насос), кабельной линии, колонны
НКТ, оборудования устья скважины и наземного оборудования:
трансформатора и станции управления или комплектного устройства.
Характеристика погружных электрических двигателей приведена в
разделе 6.4; характеристика электрических кабелей – в разделе 6.5, а
вспомогательного оборудования – в разделе 6.6.
Расшифровка условных обозначений установок приведена на
примере У2ЭЦНИ6-350-1100. Здесь: У – установка; 2 (1) – номер
модификации; Э – с приводом от погружного электродвигателя; Ц –
центробежный; Н – насос; И – повышенной износостойкости (К –
повышенной коррозионной стойкости); 6 (5; 5А) – группа установки;
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.101
УГНТУ
НК ЮКОС
350 – подача насоса в оптимальном режиме по воде в м3/сут; 1100 –
напор, развиваемый насосом в метрах водяного столба.
Установки УЭЦНК могут добывать пластовую жидкость с
содержанием сероводорода до 1,25г/л, а обычного исполнения – с
содержанием сероводорода не более 0,01г/л. Установки УЭЦНИ могут
работать со средой, где содержание механических примесей достигает
0,5г/л. Установки обычного исполнения – при содержании
механических примесей менее 0,1г/л.
Установки группы 5 предназначены для эксплуатации скважин с
внутренним диаметром обсадной колонны не менее 121,7мм, группы
5А – 130,0мм, группы 6 – 144,3мм, а установки УЭЦН6-500-1100 и
УЭЦН6-700-800 – с диаметром не менее 148,3мм.
Характеристика погружных центробежных насосов приведена
ниже.
Таблица 6.1.1
Характеристика погружных центробежных насосов
Шифр насоса
К.П.Д.,
%
1
ЭЦНМ5А–10-1100
ЭЦНМ5В– 10-300
ЭЦНМ5С –10-1550
ЭЦНМ5D– 10-1700
1
ЭЦНМ5E– 10-2000
ЭЦНМ5А–20- 1000
ЭЦНМ5В– 20-1200
ЭЦНМ5С– 20-1400
ЭЦНМ5D– 20-1600
ЭЦНМ5E– 20-1800
ЭЦНМ5F – 20-2000
2 ЭЦН5 – 40 - 1400
2
28
28
28
28
2
28
37
37
37
37
37
37
39,6
Номинальная
Число
Напор,
Число
подача,
ступем
секций
3
м /сут
ней
3
4
5
6
10
1100
254
2
10
1300
299
2
10
1550
344
2
10
1700
390
2
3
4
5
6
10
2000
436
2
20
1000
246
2
20
1200
290
2
20
1400
334
2
20
1600
378
2
20
1800
422
2
20
2000
501
3
40
1425-1015
273
2
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.102
УГНТУ
ЭЦН5 – 40 - 1750
ЭЦНМ5А– 50-1000
ЭЦНМ5В– 50-1100
ЭЦНМ5С– 50-1300
ЭЦНМ5D– 50-1550
ЭЦНМ5E– 50-1700
ЭЦНМ5F – 50-2000
2 ЭЦН5 – 80 - 1200
ЭЦН5 - 80-1550
ЭЦН5 - 80-1800
3ЭЦН5 - 130-1200
ЭЦН5 - 130-1400
2ЭЦН5 - 200-800
1ЭЦН5А- 100-1350
1ЭЦН5А- 160-1100
2ЭЦН5А–160-1200
ЭЦН5А -160-1750
1ЭЦН5А- 250 - 800
1ЭЦН5А-250- 1000
1ЭЦН5А-250- 1400
1ЭЦН5А- 360 - 600
2ЭЦН5А- 360 - 700
2ЭЦН5А- 360 - 850
2ЭЦН5А-360- 1100
1ЭЦН5А- 500 - 800
1ЭЦН6 - 100 - 1500
2ЭЦН6 - 160 - 1450
4ЭЦН6-250 - 1050
2ЭЦН6-250 - 1400
ЭЦН6- 250 - 1600
2ЭЦН6 - 350 - 850
3ЭЦН6-350 - 1100
1
2ЭЦН6 - 500 - 750
1ЭЦН6 - 700 - 800
1ЭЦН6-500 - 1100
ЭЦН6- 700 - 1100
ЭЦН6- 1000 - 900
2ЭЦНИ6-350- 1100
2ЭЦНИ6-500- 750
ЭЦНК5 - 80 - 1200
43
45
45
45
45
45
45
51,5
51,5
51,5
58,5
58,5
50
51
58,7
61
61
60,3
60,2
60
59,7
60
60,7
59,5
59,5
49
57,6
63
62,6
62,6
65
65
2
63
58
59
60
60
62,1
61,5
49,5
40
50
50
50
50
50
50
80
80
80
130
130
200
100
160
160
160
250
250
250
360
360
360
360
500
100
160
250
250
250
350
350
3
500
700
500
700
1000
350
500
80
1800
1000
1100
1300
1550
1700
2000
1285 - 715
1600
1780
1330 - 870
1460
960 - 545
1520-1090
1225 - 710
1560-1040
1755
890 - 490
1160 - 610
1580 - 930
660 - 490
810 - 550
950 - 680
1260 - 920
830 - 700
1610 - 1090
1715 - 1230
1100 - 820
1590 - 1040
1700 - 1080
1035 - 560
1120
4
930 - 490
850 - 550
1350 - 600
1220 – 780
1085 – 510
1170 – 710
860 – 480
1250 – 785
349
192
224
264
303
344
384
274
364
413
283
348
225
264
224
274
346
145
185
265
134
161
184
248
213
213
249
185
231
253
127
168
5
145
152
217
233
208
154
157
274
НК ЮКОС
3
1
2
2
2
2
2
2
2
3
2
3
2
2
2
2
3
2
2
3
2
2
3
3
3
2
2
2
2
2
2
2
6
2
3
3
4
4
2
2
2
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.103
УГНТУ
ЭЦНК5 -80 - 1550
ЭЦНК5 -130-1200
ЭЦНК5 -130- 1400
51,5
58,5
58,5
80
130
130
1600
1330 – 870
1460
364
283
348
НК ЮКОС
2
2
3
Рис. 6.1.1 – Общая схема оборудования скважины установкой погружного
центробежного насоса
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.104
УГНТУ
НК ЮКОС
Установка электроцентробежного погружного насоса
Электрические приводы и контроллеры защищают
путем выключения электропитания, если не
выдерживаются рабочие параметры.
Регулируемые приводы позволяют изменять
подачу насоса путем изменения вращения
двигателя
Электрические
трансформаторы
преобразуют напряжение источника питания
в напряжение необходимое для двигателей
насосов
К
агарманов Ильдар
и
к
Газовые сепараторы отделяют некоторое количество
выделяющегося из пластовой жидкости газа и направляет
его кольцевое пространство между обсадными трубами и
НКТ до поступления газа в насос путем изменения
направления движения флюида
или с помощью
ротационной центрифуги.
Силовые кабели подводят электроэнергию
погружным двигателям по изолированным жилам
к
В корпусе насоса установлены ступени, каждая из которых
состоит из вращающегося рабочего колеса и неподвижного
направляющего аппарата. Число ступеней определяет его
подачу, давление и потребляемую мощность
Приемный модуль насоса позволяет флюидам
поступать в насос и может быть частью газового
сепаратора
Погружной
двухполюсный
асинхронный электродвигатель
трехфазный
Протектор
двигателя
соединяет
насос
с
двигателем, изолирует двигатель от скважинных
флюидов, служит в качестве дополнительной
емкости для масла и уравновешивает давление в
стволе скважины и двигателе, а также позволяет
маслу сжиматься и расширяться.
Скважинные КИП представляют собой датчики температуры и
давления, которые генерируют сигналы, передаваемые по
силовому кабелю на установленное на поверхности
считывающее устройство
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.102
УГНТУ
НК ЮКОС
6.2. Характеристика винтовых насосов (ЭВН)
В настоящие время на нефтяных промыслах используют винтовые
насосные установки с погружным
электродвигателем,
а
также
с
1
поверхностным
приводом
как
отечественного (ОКБ БН), так и
2
импортного производства (фирма
3
РОДЕМИП, Франция; фирмы COROD
MANUFACTURING
и
AMOCO
4
CANADA PETROLEUM LTD, GRIFFIN
PUMPS, ROTALIFT, Канада; фирма
SCHELLER-BLECKMAN,
Австрия).
5
Схема винтового насоса приведена
на рисунке 6.2.1.
Технические
характеристики
ЭВН (ОКБ БН, Россия) приведены в
табл. 6.2.
Рабочие характеристики УВН
(одновинтового
насоса)
определяются
по
следующим
формулам.
1. Теоретическая
производительность
насоса, м3/с
6
7
8
9
10
Qт 
4  e  D T  n
,
60
(6.2.1)
где e – величина эксцентриситета
между центром сечения винта и
D –диаметр сечения
статора, м;
T
винта, м;
– шаг двухзаходного
Рис.6.2.1. Компоновка винтовой насосной установки
1- электродвигатель;
2- модульная вставка;
3- вращатель;
4- превентор-тройник;
5- колонная головка;
6- насосно- компрессорные трубы;
7- штанговая вращательная колонна;
8- ротор винтового насоса;
9- статор винтового нсоса;
10- клапанный узел.
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.103
УГНТУ
НК ЮКОС
винта, м;
n –частота вращения винта, мин-1.
2. Фактическая производительность насоса
Qф  Qт   о ,
где
o
(6.2.2)
– объемный КПД насоса.
3. Мощность, подводимая к валу насоса
N
Q  H  ж  g
, кВт,
102  
(6.2.3)
где Q – производительность насоса, м3/сут;
жидкости,
м;
H – напор столба
 ж –плотность жидкости, кг/м3; g – ускорение
свободного падения, м/с2;
 - общий КПД насоса.
4. Общий КПД насоса
  o   г   м ,
где  –объемный КПД насоса,
насоса,
г  Н ф Н т ; м
(6.2.4)
 о  Qф Qт ;  г – гидравлический КПД
–механический КПД (учет потерь энергии
на преодоление трения в подшипниках, винта в обойме, вала в
сальниках, вала и шарнира о жидкость),  м  N  N мп  / N , N м п –
мощность, расходуемая на механические потери.
Таблица 6.2.1
Основные параметры установок УЭВН 5 (ОКБ БН, Россия)
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.104
УГНТУ
НК ЮКОС
УЭВН 5-200 –900
16
25
63
100
100
200
12
10
12
10
12
9
32
32
697
713
УЭВН 5–25-1000
5,5
*Мощность
электродвигателя, кВт
5,5
Масса
агрегата, кг
341
погружного
УЭВН 5-63 –1200
УЭВН 5 –100 -1200
Номинальная
подача,
м3/сут
Номинальное давление,
МПа
УЭВН 5-16-1200
Параметр
УЭВН 5 -100- 1000
Типоразмер установки
22
22
(22)
342
(32)
546
556
* Электродвигатель типа ПЭД с гидрозащитой 1Г51.
6.3. Характеристика диафрагменных насосов (ЭДН)
Установки электродиафрагменных насосов относятся к классу
бесштанговых насосов, что определяет их эксплуатационные
качества.
Отличительной
конструктивной
особенностью
диафрагменного насоса
является изоляция его исполнительных
органов от перекачиваемой среды эластичной диафрагмой и работа
этих органов в герметичной полости, заполненной чистой жидкостью.
По принципу действия диафрагменный насос сравним с
поршневым насосом – рабочий процесс осуществляется путем
всасывания и нагнетания перекачиваемой жидкости.
Погружные диафрагменные насосы различных
типов
классифицируют по ряду признаков. По способу приведения
диафрагмы в возвратно-поступательное движение на:
1. с механическим приводом;
2. с гидравлическим приводом.
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.105
УГНТУ
НК ЮКОС
По конструкции диафрагмы:
1. с плоской дафрагмой;
2. с цилиндрической диафрагмой;
3. с диафрагмой в виде сильфона.
По виду энергии, подводимой к насосу с поверхности:
1. с электроприводом;
2. с гидроприводом.
Конструктивные достоинства УЭДН, выгодно отличающие их от
применяемых повсеместно штанговых насосов:
- отсутствие крупногабаритного и металлоемкого наземного
оборудования;
- небольшая установочная мощность электродвигателя;
- простата монтажа и эксплуатации;
- удовлетворительная эксплуатация скважин, дающих вязкие
эмульсии, жидкости, содержащие механические примеси и
свободный газ;
- возможность применения в скважинах с низкими дебитами;
- возможность эксплуатации месторождений с небольшими
устьевыми площадками (море, болота и др.).
В ОКБ БН были разработаны типоразмеры
характеристики которых приведены в табл. 6.3.1
УЭДН,
Таблица 6.3.1
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.106
УГНТУ
НК ЮКОС
Технические характеристики УЭДН
Подача,
Типоразмер
УЭДН5 – 4 -1700
УЭДН5 - 4 - 2000
УЭДН5 – 6,3-1300
УЭДН5 –6,3- 1500
УЭДН5 – 8 - 1100
УЭДН5 – 8 - 1300
УЭДН5 – 10-1000
УЭДН5 – 10 -1200
УЭДН5 –12,5-800
УЭДН5– 16 - 650
УЭДН5 – 20 -600
м3/сут
4,0
4,0
6,3
6,3
8,0
8,0
10,0
10,0
12,5
16,0
20,0
Показатели
Давление,
Мощность,
МПа
17
20
13
15
11
13
10
12
8,0
6,5
6,0
кВт
2,20
2,55
2,45
3,15
2,65
3,25
2,85
3,35
2,85
2,85
3,50
КПД,
%
35
36
38
38
38
39
40
40
40
40
40
Примечание. Диаметр и длина электронасоса для всех установок составляют
соответственно 117 и 2700мм, масса – 115кг.
Расчеты, проводимые при подборе УЭДН к скважинам, включают
определение следующих параметров.
1.Подача насоса по жидкости определяется по формуле
Q  1,36  10 4    e  f  1  s    p  u   d 2 ,
1
где Q –подача,м3/сут;
(6.3.1)
 -коэффициент подачи;
е – эксцентриситет привода, мм; f –частота тока, Гц;
s– коэффициент скольжения привода;
р – число пар полюсов электродвигателя;
u – передаточное число конической передачи;
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.107
УГНТУ
НК ЮКОС
d – диаметр плунжера, мм.
При известных значениях некоторых параметров: е =8мм; u =
1,8; р = 2. Подача насоса может быть определена в виде:
Q  3,02  10 4    f  1  s   d 2 ,
(6.3.2)
2. Полезная мощность насоса определяется из соотношения:
N  P Q ,
где N – мощность насоса,
производительность, м3/с.
кВт; P
(6.3.3)
–
давление,
Па;
Q
–
3. Мощность электродвигателя Nэ определяется из формулы
Nэ 
где
P Q

,
(6.3.4)
 - коэффициент полезного действия насоса.
Подбор УЭДН к скважинам производится по их условной
характеристике, определяющей зависимость между суточным дебитом
и давлением, расходуемым на подъем жидкости из скважины с
определенным противодавлением.
Выбор оптимального режима работы УЭДН и его согласование с
работой пласта производится исходя из условия равенства
производительности насоса и дебита скважины по жидкости.
4. Глубина подвески насоса
Lн
определяется с учетом
положения динамического уровня ( L Д ) при отборе заданного объема
жидкости
из
пласта
и
величины
погружения
hп , создающей
необходимое давление на приеме насоса, т.е.
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.108
УГНТУ
НК ЮКОС
Lн  L Д  hп 
где Р у – устьевое давление, Па;
Pу
g
 hтр  Н r ,
(6.3.4)
hтр – потери на трение, м; Н r –
высота подъема жидкости за счет работы газа (газлифтный эффект),
м.
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.109
УГНТУ
НК ЮКОС
6.4. Характеристика электрических двигателей
Характеристика погружных электродвигателей приведена в
табл. 6.4.1 и 6.4.2.
Скольжение, %
ПЭД 45-117
ПЭД 65-117
Частота вращения
синхронная, мин-1
ПЭД 40-103
Частота, Гц
ПЭД 28-103
Номинальная
мощность, кВт
Напряжение
линейное, В
Сила номинального
тока, А
ПЭД 20-103
Показатель
ПЭД 14-103
Таблица 6.4.1
16
22
32
45
45
63
500
700
850
1000
1400
2000
31,5
31
37
43
27,5
27
50
50
50
50
50
50
3000
3000
3000
3000
3000
3000
6,5
6,5
6,7
8
5,5
5,5
0,77
0,77
0,77
0,8
0,84
0,84
К.П.Д., %
76
76
76
76
81
81
Температура окружающей
среды, оС
70
70
70
70
50
50
Тип гидрозащиты
1ГБ1
1ГБ1
1ГБ1
1ГБ1
1ГБ1
1ГБ1
Скорость
движения
охлаждения жидкости, м/с
0,06
0,06
0,085
0,12
0,27
0,27
b2
0,92
0,95
0,935
0,93
-
-
c2
0,31
0,21
0,37
0,5
-
-
d2
1,15
1,15
0,95
0,82
-
-
b3
7,8
4,1
4,1
3,7
-
-
c3
0
0
1,6
3
-
-
b4
0,52
0,54
0,5
0,56
-
-
c4
0,58
0,55
0,57
0,52
-
-
b5
0,31
0,26
Коэффициент мощности
0,325
0,21
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.110
УГНТУ
НК ЮКОС
Таблица 6.4.2
Технические характеристики погружных электродвигателей (выпускаемые по стандарту API)
КПД,
%
Коэф.
мощнос
ти
Скольже
ние,
%
Длина
электродвига
теля, мм
Масса,
кг
18,5
84
0,85
5
2477,5
115
750
24
84,5
0,85
5
3237,5
213
32/43,4
1000
26
85
0,87
5,2
3997,5
272
45/61
1400
26
85
0,87
5
5137,5
360
ПЭД63-117ЛГВ5
63/85,4
2000
25
85
0,845
5
6657,5
475
ПЭДС90-117ЛГВ5
90/122
2000
37
85
0,86
5,2
9168,0
626
ПЭДС125-117ЛГВ5
Обозначение
Мощность,
кВт/л.с.
Напряжение,
В
Ток,
А
ПЭД16-117ЛГВ5
16/21,7
750
ПЭД22-117ЛГВ5
22/29,8
ПЭД32-117ЛГВ5
ПЭД45-117ЛГВ5
125/169,5
2000
51,5
85
0,85
5,2
12968,0
906
*ПЭД12-117МВ5
12/16,3
380
26
84
0,85
5
2097,5
126
*ПЭД28-117МВ5
28/38
900
26
84,5
0,84
5
3617,5
242
*1ПЭД32-117МВ5
32/43,4
750
35,5
85
0,84
5
3997,5
272
*ПЭД40-117МВ5
40/54,3
1200
27
84,5
0,85
5
4377,5
300
*1ПЭД45-117МВ5
45/61
1000
36,5
85
0,86
5
5137,5
360
*ПЭД50-117МВ5
50/67,8
1400
28
84,5
0,86
5,2
5897,5
416
*ПЭД56-117МВ5
56/76
1400
31,5
84,5
0,86
5,2
6277,5
445
*1ПЭД63-17МВ5
63/85,4
1000
51,5
85
0,85
5
6657,5
475
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.111
УГНТУ
НК ЮКОС
Продолжение таблицы 6.4.2
Обозначение
КПД,
%
Коэф.
мощнос
ти
Скольжен
ие,
%
Длина
электро
двигателя,
мм
Масса,
кг
Мощность
кВт/л.с.
Напряжение,
В
Ток,
А
70/94,9
1500
38
85
0,85
5
7037,5
498
*ПЭД80-117МВ5
80/108,5
1600
39
84,5
0,86
5,2
8408,0
570
*ПЭДС100-117МВ5
100/135,6
2000
38,5
85
0,85
5,2
9928,0
690
*ПЭДС140-117МВ5
140/189,9
2000
53,5
84,5
0,85
5,2
13738,0
962
*ПЭДС180-130МВ5
180/241,6
2300
60
85
0,87
6
12653,0
1039
*ПЭДС250-130МВ5
250/340
2300
85
85
0,86
6
15405,0
1510
*ПЭДСЗ60-130МВ5
360/489
2300
122
85
0,87
6
23056,0
2039
*ПЭД70-17МВ5
*Электродвигатели выпускаются по отдельному заказу. По желанию заказчика могут быть изготовлены электродвигатели
других мощностей.
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.112
УГНТУ
НК ЮКОС
6.5. Характеристика электрических кабелей
Таблица 6.5.1
Марка кабеля
КПБК (кабель с
полиэтиленовой
изоляцией,
бронированный, круглый)
КПБП (кабель с полиэтиленовой
изоляцией, бронированный, плоский)
КППБПС (кабель с плотной
полиэтиленовой
изоляцией,
бронированный, плоский
КППБПС-О
Число жил 
площадь
сечения
мм2
Максим.
наружные
размеры,
мм
310
29,7
1016
316
32,6
1269
325
35,6
335
38,3
1969
350
44,0
2314
34
9,719
380
36
10,520,2
466
310
13,633,8
316
1537,4
958
325
15,443
1282
310
13,227
966
316
1532,6
1265
325
15,436,08
335
18,443,0
2098
350
20,847,9
2641
310
13,227,0
941
316
1532,6
1189
325
15,436,08
335
18,543,0
1890
350
20,847,9
2404
Допустим
ое
давление,
МПа
19,6
19,6
19,6
19,6
Масса,
кг/км
1622
438
1730
1535
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.113
УГНТУ
НК ЮКОС
Марка кабеля
КПБК (кабель с
двойной
полиэтиленовой
изоляцией,
бронированный,
круглый)
КПБП (кабель с
двойной
полиэтиленовой
изоляцией,
бронированный,
плоский)
КППБПТ (кабель с плотной
полиэтиленовой изоляцией,
бронированный,
теплостойкий
HTRL (кабель термостойкий,
со специальной изоляцией,
бронированный, круглый)
HTFЗ (кабель термостойкий,
со специальной изоляцией,
бронированный, плоский)
Таблица 6.5.2
Максималь
ное
Масса,
рабочие
кг/км
напряжени
е, В
Число жил 
площадь
сечения
мм2
Максим.
наружные
размеры,
мм
310
29,0
898
316
32,0
1125
325
35,6
335
38,3
1913
350
44,0
2425
310
13,633,8
1056
316
1537,4
1105
325
15,443
335
1848,2
2056
350
19,752,3
2547
310
13,633,8
3300
3300
1564
1610
1056
3300
316
1537,4
1105
321,1
32,3
3100
333,6
35,3
342,4
36,8
4100
313,3
1435,6
1800
321,1
1537,3
5000
3700
2200
5000
333,6
1641,4
2800
342,4
1743,9
3100
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.114
УГНТУ
НК ЮКОС
6.6.
Вспомогательное
электроустановок
оборудование
скважинных
Таблица 6.6.1
Техническая характеристика станций управления и
комплектных устройств
Показатель
Напряжение в сети, В
Напряжение в главной цепи (на
выходе автотрансформатора или
трансформатора), В
Сила тока в главной цепи (на
входе в автотрансформатор или
трансформатор), А
Сила тока в главной цепи (на
выходе автотрансформатора или
трансформатора), А
Напряжение в цепи управления,
В
ШГС 580449А3У1
ШГС 5804-59А3У1
КУПНА 7929А2У1
380
380
3000
2300
2300
-
250
400
-
74
150
100
380
380
220
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.115
УГНТУ
НК ЮКОС
Таблица 6.6.2
Техническая характеристика трансформаторов типа ТМПН
Тип
трансформатора
ТМПН-63/1-73У1
ТМПН-63/1-73ХЛ1
ТМПН-63/1-73У1
ТМПН-63/1-73ХЛ1
ТМПН-100/3-73У1
ТМПН-100/3-73ХЛ1
ТМПН-100/3-73У1
ТМПН-100/3-ХЛ1
ТМПН-100/3-73У1
ТМПН-100/3-73ХЛ1
ТМПН-100/3-73У1
ТМПН-100/3-73ХЛ1
ТМПН-100/3-73У1
ТМПН-100/3-73ХЛ1
ТМПН-160/3-73У1
ТМПН-160/3-73ХЛ1
ТМПН-160/3-73У1
ТМПН-160/3-73ХЛ1
ТМПН-200/6-73У1
ТМПН-200/6-73ХЛ1
Номина
льная
мощнос
ть,
кВт
Номинальное
напряжение
обмотки
напряжения, В
низкое
высокое
Напряжение ступеней регулирования, В
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
63
380
611
675
643
611
584
549
517
483
455
423
391
63
380
856
1023
982
941
900
856
824
781
739
698
657
100
380
736
736
708
681
649
620
592
562
530
502
475
100
380
844
958
920
882
844
810
782
747
709
671
633
100
380
1170
1170
1108
1045
893
920
-
-
-
-
-
100
380
1610
1610
1525
1440
1355
1270
-
-
-
-
-
100
380
1980
2210
2095
1980
1865
1750
-
-
-
-
-
160
380
1090
1136
1090
1045
1007
965
927
885
847
756
-
160
380
2050
2200
2125
2050
1975
1900
-
-
-
-
-
200
2050
6000
2200
2125
2050
1975
1900
-
-
-
-
-
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.116
6.7. Выбор типоразмера, глубины спуска в скважину и режима
работы установки ЭЦН
Выбор глубины погружения и расчет сепарации
газа у приема насоса
Глубина спуска электроцентробежного насоса в скважину
определяется из условия обеспечения минимального забойного
давления. При газосодержании до 7% напорная характеристика насоса
не ухудшается; при содержании газа 7 - 20% необходимо в расчет
напора вносить поправку, а при газосодержании более 30%
наблюдается срыв подачи насоса. Рекомендованное значение
предельного газосодержания в мелкодисперсной фазе у приема
насоса равно 35%. Наиболее оптимальным значением свободного
газосодержания на приеме ЭЦН следует считать 30 - 40%. С учетом
последнего на кривой изменения давления по стволу скважины
следует найти участок с таким газосодержанием и с учетом кривизны
ствола скважины выбрать глубину спуска насоса. Как показывает
практика эксплуатации ЭЦН, наличие в насосе такого количества
свободного газа приводит к увеличению МРП скважин на 10 - 15%.
При выполнении расчетов определение глубины подвески
насоса обычно выполняется для 2-3 вариантов конструкции установок.
Для них же выполняются и все остальные расчеты.
При выполнении проверочных расчетов (расчет изменения
давления по стволу скважины выше приема насоса и изменения
давления по НКТ) следует учитывать сепарацию газа у приема ЭЦН.
Величину коэффициента сепарации для скважин,
оборудованных установками ЭЦН, определяют:
,
(6.7.1)
1


1
 0,6 
Q
W F
Ж .СТ
O
З
где W0 – относительная скорость всплытия газовых пузырьков в
жидкости, м/c; F3 – площадь сечения затрубного пространства между
обсадной колонной и погружным электродвигателем (ПЭД), м2.
Определение требуемого напора насоса
Для согласования характеристики насоса и скважины,
следовательно
нахождения
величины
удельной
энергии,
передаваемой насосом газожидкостной смеси и обеспечения нормы
отбора жидкости из скважины с выбранной глубины спуска насоса
строится напорная характеристика скважины Q=f(Hскв):
УГНТУ
Нефтяная
компания ЮКОС
Н
скв
Н
скв
 Р /(ρ  g)  h  H
у
тр
г
,
(6.7.2)
где Нскв – глубина динамического уровня скважины при отборе
заданного количества жидкости, м; Ру /(
ρ ·g)
– устьевое давление,
выраженное в метрах столба жидкости, при средней плотности
газожидкостной смеси на участке "насос – устье" скважины; hтр –
потери напора на трение, м.
Если нет данных о величине динамического уровня, то
приближенно его можно определить:
Н дин  Lс 
Рпл  Qж /К
ρвн  g
,
(6.7.3)
где ρвн– плотность водонефтяной смеси на выходе из насоса, кг/м3.
Потери напора на гидравлическое трение в НКТ
ориентировочно определяют как для однородной ньютоновской
жидкости:
Н сп  ω 2
h тр  λ 
2g  D
,
(6.7.4)
где Нсп– глубина спуска насоса, м;  - коэффициент гидравлических
сопротивлений;  – линейная скорость потока, м/с.
ω
Qн  bн  Qв  bв
86400  F
,
(6.7.5)
где F – площадь поперечного сечения НКТ.
Напор, соответствующий газлифтному эффекту в подземных
трубах, можно приближенно оценить по формуле:
Н г  4D  Go.факт  (1  3
Р
у
Р'нас
)  1  B(P ) ,
(6.7.6)
где D – диаметр лифта в дюймах; Рнас – давление насыщения после
сепарации газа у насоса;
В(Р ) – средняя обводненность продукции в
подъемнике при среднем давлении Р=0,5·(Рвн+Рус).
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.118
УГНТУ
Нефтяная
компания ЮКОС
Для построения напорной характеристики скважины задаются
несколькими значениями дебита (5-6, начиная от нуля); по расчетным
точкам в координатах Q=f(H) строится линия развиваемого пластом
напора Hcкв. В дальнейшем на напорную характеристику скважины
накладывается характеристика насоса для отыскания точки их
пересечения, определяющая дебит скважины, равный подаче ЭЦН
(см. рисунок 6.7.1).
Выбор диаметра НКТ для установок ЭЦН осуществляют в
зависимости от дебита скважины:
Дебит по жидкости, м3/сут
менее 150
150-300
более 300
Внутренний диаметр НКТ, мм
50,3
62
76
N.H
Hmax
η, %
N(Q)
Нопт
Н(Q)
0.5
0.4
0.3
0.2
η(Q)
0
~0.75Qопт Qопт ~1.25Qопт
Qmax Q
Рис. 6.7.1 – Типичная характеристика погружного
центробежного насоса
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.119
УГНТУ
Нефтяная
компания ЮКОС
Подбор и корректировка рабочих характеристик центробежных
насосов
По кривым типовых характеристик погружных ЭЦН, дебиту по
жидкости и требуемому напору выбирают несколько насосов,
обеспечивающих необходимый отбор жидкости в области рабочих
режимов работы насосов при условии:
0,6 ≤ Qж/Qв.опт ≤ 1,2 ,
(6.7.7)
где Qв.опт – подача насоса по воде в оптимальном режиме. Точки
пересечения характеристик насоса с характеристикой скважины дадут
значения подачи выбранных насосов по воде.
На практике свойства откачиваемой продукции скважины
отличаются от свойств воды: вода с нефтью образует эмульсии; если
давление у приема насоса меньше давления насыщения, то в насос
попадает свободный газ. Поэтому для повышения точности расчетов
делают корректировку характеристик насоса на вязкость откачиваемой
среды и наличие свободного газа.
Зависимость напора, подачи и к.п.д. насоса от вязкости
откачиваемой жидкости учитывают с помощью специальных
коэффициентов. С увеличением вязкости в рабочих ступенях насоса
возрастают сопротивления потоку и потери энергии на вращение
дисков колеса в жидкости, трение в пяте рабочего колеса. Все это
уменьшает подачу, напор, к.п.д. насоса и повышает потребляемую
мощность.
При газосодержании на приеме насоса 5-7% и менее,
влиянием газа на работу насоса можно пренебречь, а пересчет
характеристик насоса с воды на эмульсию выполняют по номограммам
П.Д.Ляпкова - В.П.Максимова – для жидкостей, вязкость которых в
пластовых условиях не превышает 0,03 - 0,05 см2/c. Для повышенных
значений вязкости, газосодержания нефти и температуры необходимо
корректировать рабочие характеристики насоса.
В качестве вязкостной характеристики продукции нефтяных
скважин используется кинематическая кажущаяся вязкость (м2/c);
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.120
УГНТУ
Нефтяная

компания ЮКОС
Э

 
Э
ВН
,
(6.7.8)
где э – кажущаяся динамическая вязкость эмульсии при
соответствующих значениях температуры и скорости сдвига потока,
Па·с; вн - средняя плотность скважинной продукции к каналах рабочих
органов насоса, кг/м3:
ρ
 ρ β  ρ β ,
вн
н
н
в
в
(6.7.9)
где н и в соответственно объемно-расходные доли нефти и воды в
составе продукции скважины.
Зависимость напора, к.п.д. и подачи насоса от вязкости
откачиваемой жидкости можно оценивают с помощью коэффициентов
К н , Q  H/H в  Q/Qв и
К
η
 η/η
в
,
(6.7.10)
(6.7.11)
где Нв, Qв, в - напор, подача и к.п.д. насоса при работе на воде в
заданном режиме; Н, Q,  - те же параметры, но при работе насоса на
вязкой жидкости.
Коэффициенты КН,Q и К зависят от числа Рейнольдса потока в
каналах центробежного электронасоса
Re 
н
4,3  0,816  n
n
S
0,575
S
0,274

n
Q
1
3
ν
Q
э
в.опт
,
(6.7.12)
где ns – коэффициент быстроходности ступени насоса; n1 – частота
вращения вала насоса, 1/c:
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.121
УГНТУ
Нефтяная
компания ЮКОС
,5  (g  Н в.опт ) 0,75 ,
n  193  n  Q0в.опт
s
1
zн
(6.7.13)
где Qв.опт – подача насоса на воде в оптимальном режиме, м 3/с; Нв.опт –
напор насоса на воде в оптимальном режиме, м; Z Н – число ступеней
насоса.
По величине ReН с помощью специальных графиков
П.Д.Ляпкова находят значения коэффициентов К, КQ,H и
пересчитывают характеристики насоса с воды на эмульсию. Кроме
графического способа определения данных коэффициентов, можно
воспользоваться и аппроксимирующими формулами. Для ламинарного
режима:

К
Н,Q
Re
H
Re  50  200  Q /Q
H
в в.опт
,
(6.7.14)
К  0,485  lgRe  0,63  0,26  Q /Q
η
H
в в.опт
Для турбулентного режима:
К
К
Н,Q
η
 0,274  lgRe
H
 0,06  0,14  Q /Q
(6.7.15)
в в.опт
 1  (3,585  0,821  lgRe
H
)  (0,027  0,485  Q /Q
),
в в.опт
где Qв – подача насоса на воде при соответствующем режиме, м3/c.
Порядок пересчета характеристик центробежного насоса с воды
на свойства эмульсии следующий.
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.122
УГНТУ
Нефтяная
компания ЮКОС
1.Вначале определяют долю воды в продукции скважины при
стандартных условиях, тип эмульсии, а с учетом давления в
насосе, температуры и газонасыщенности рассчитывают
вязкость эмульсии.
2.Определяют среднюю температуру газожидкостной смеси в
насосе.
3.Задаваясь рядом значений Q/Qв.опт, и определив по фактической
водной характеристике Qв.опт, находят Qi = (Q/Qв.опт)·Qв.опт в
соответствии с ранее выбранными значениями (Q/Qв.опт).
4.Для полученных значений Qi по характеристикам насоса
определяют соответствующие ему Нi.
5.Вычисляют значение коэффициента быстроходности. Если
число оборотов вала насоса неизвестно, то оно принимается
равным 295 c-1.
6.По определенному числу Рейнольдса для оптимального режима
(Q/Qв.опт=1) по формулам (6.7.14), (6.7.15) находят значение
коэффициента КН,Q для ламинарного и турбулентного режима
течения смеси в насосе. Затем из двух значений КН,Q выбирают
меньшее.
7.Из формулы (6.7.10) находят величину Q, соответствующую
подаче насоса на водонефтяной эмульсии.
8.По найденному значению Q из п.7 находят новое значение числа
Рейнольдса и затем уточненное значение КН,Q. Эти операции по
уточнению коэффициента КН,Q осуществляют до тех пор, пока
последующее значение КН,Q не будет отличаться от
предыдущего более чем на 0,02.
9.По числу Рейнольдса из п.8, соответствующего окончательному
значению КН,Q и значению Q=Qв.опт, по формулам (6.7.14),
(6.7.15) определяют величину коэффициента К опять для двух
режимов, из которых выбирают меньшие.
10. Определяют подачу, напор, к.п.д. насоса (6.7.10), (6.7.11),
соответствующие режиму Q = Qв.опт.
11. Операции 1-10 повторяют и для других принятых значений
отношений Q/Qв.опт, после чего строят график Q-H, -Q, Q-N, где
N – потребляемая насосом мощность (кВт) при откачке
скважинной продукции в выбранном режиме.
Для расчетов величины
воспользоваться формулой:
потребляемой
мощности
можно
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.123
УГНТУ
Нефтяная
компания ЮКОС
N  10  3  g  Q  H  ρ  K 2 /(η  K ) , (6.7.16)
в
в вн
H,Q в
η
При газосодержании на приеме насоса до 7% его можно не
учитывать. При увеличении свободного газосодержания напорная
характеристика и к.п.д. наcоса смещаются влево с резким
уменьшением к.п.д. Практически для исключения вредного влияния
газа целесообразнее предусмотреть установку на вале насоса
специального газового сепаратора конструкции П.Д.Ляпкова или в
качестве первых 10 - 15 ступеней установить рабочие ступени от
насоса тех же габаритов, но большей производительности.
Подбор электродвигателя, кабеля, трансформатора и
станции управления
Выбор электродвигателя
исходя из условия:
для
установки
0,5 <=N/NA<=1,
осуществляется
(6.7.17)
где N – мощность, потребляемая насосом; NA – номинальная
мощность погружного электродвигателя (ПЭД).
Характеристики ПЭД приведены в разделе 6.1. При подборе ПЭД
необходимо, чтобы присоединительные размеры протектора ПЭД
соответствовали соединительным размерам насоса.
При выборе оборудования установок ПЦЭН важное значение
придают начальному моменту работы двигателя и насоса в период
пуска и освоения скважины. Попадание из пласта в скважину воды
(для чисто нефтяных скважин, это вода после глушения скважины или
ремонтных работ) приводит к увеличению плотности жидкости, а
простой скважины приводит к уменьшению газонасыщенности
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.124
УГНТУ
Нефтяная
компания ЮКОС
продукции. При неизменных значениях Рпл и Рзаб давление у входа в
насос при освоении скважины может быть существенно ниже, а на
выходе – выше, чем в обычных условиях работы насоса.
Возрастание удельной энергии, затрачиваемой на подъем
жидкости приводит к уменьшению подачи или даже ее прекращению.
Последнее вызывает ухудшение охлаждения, перегрев ПЭД и его
преждевременный выход из строя.
Поэтому установка ЭЦН должна обеспечивать работу в режиме
освоения в течении всего периода освоения скважины (иногда 10-15
суток) со среднесуточным дебитом не ниже Qmin и давлением на входе
в насос не менее Рпр.min. Рекомендуется определять эти значения
следующим образом:
Qmin = 330·NД··F3 и
Рпр.min = 0,5 - 1,0 MПа ,
(6.7.18)
где F3 – площадь поперечного сечения кольцевого пространства
между стенками скважины и корпусом ПЭД, м2.
По минимальным значениям мощности NД, напряжения и силы
тока ПЭД подбирают трансформатор и станцию управления.
Для выбора длины электрического кабеля необходимо к длине
колонны НКТ добавить около 50 метров, т.к. в процессе эксплуатации
скважины может возникнуть необходимость увеличения глубины
спуска насоса:
Lк = Hсп + 50 ,
(6.7.19)
где Lк – длина кабеля, м; Нсп – глубина спуска насоса в скважину с
учетом кривизны ствола.
На величину мощности, потребляемой всей установкой ПЦЭН,
влияют потери в ПЭД и кабеле. Сумма потерь мощности в ПЭД
определяется:
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.125
УГНТУ
Нефтяная
компания ЮКОС






1

пот  N 
N
 1 ,
 Д



 
N
 d )2  
 η  b  c  (
2 NД
2
 Д  2
 
(6.7.20)
где Д – к.п.д. ПЭД при нормальной нагрузке; b2, с2, d2 – эмпирические
коэффициенты.
По величине потерь мощности определяется температура
перегрева ПЭД:
пот
t Д . П  b3   N Д
с3
.
(6.7.21)
При работе ПЭД из-за перегрева двигателя будет происходить
нагрев газожидкостной смеси вблизи ПЭД. Наличие в составе
продукции воды и свободного газа изменяет величину температуры
перегрева ПЭД. Количественно это изменение оценивается с
помощью коэффициента Кt:
К  (2  B)  (1  0,75  β
)
t
г.пр ,
(6.7.22)
где В – обводненность; г.пр– газосодержание у приема насоса.
Определяют значение коэффициента Ку.п – коэффициента
уменьшения потерь в ПЭД по мере снижения его температуры:
К
у.п
 1  b  1  0,0077  t Д . П  K t  ( t c  20)
5
, (6.7.23)
где tC – температура перед установкой ЭЦН.
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.126
УГНТУ
Нефтяная
компания ЮКОС
Далее с учетом (6.7.20) и (6.7.23) определяют сумму
потребляемой мощности в ПЭД при действительной температуре ПЭД:
ΣN = Kу.п ·Σ NДпот ,
(6.7.24)
Используя (6.7.24), вычисляют температуру ПЭД:
ТД = Тпр + Ку.п · (b3 ·N – c3 ) .
(6.7.25)
Из всех подбираемых ПЭД оставляют только тот, у которого ТД
меньше 403К (130оС).
После выбора типа ПЭД рассчитывают силу потребляемого им
тока:
J = JH ·(b4 ·N/NД+C4),
(6.7.26)
где JH – сила номинального тока ПЭД, А.
Для определения потери мощности в кабеле вначале
определяют среднюю величину температуры кабеля при работе
установки в номинальном режиме:
t
K

t
пл
t
ус
 (L  H )  ψ  1000/Q
J2
C
сп
ж
, (6.7.27)
 0,14 
2
F
где  – геометрический градиент, ºС/м ( =0,03оС); QЖ –
производительность установки по жидкости, т/сут; J – сила тока,
проходящего по кабелю, А; F – площадь поперечного сечения жил
кабеля, мм2.
Тогда:
N
K


 588  10  7  J /F  (H  50)  1  0,004  (t  20) , (6.7.28)
2
сп
К
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.127
УГНТУ
Нефтяная
компания ЮКОС
где NК – потери мощности в кабеле, кВт.
В целом, потребление мощности установкой ПЦЭН будет равна:
N
потр
 1/η
АТС
 (N  Σ N пот
Д N
К
),
(6.7.29)
где АТС– к.п.д. автотрансформатора (АТС =0,98).
Трансформатор служит для повышения напряжения и
компенсации падения напряжения в кабеле от станции управления до
ПЭД.
Для выбора автотрансформатора необходимо найти падение
напряжения в кабеле:
ΔU 
3  (r  cos  x  sin )  J  L , (6.7.30)
o
o
c k
где U– падение напряжения в кабеле, В; r0 – активное удельное
сопротивление кабеля, Ом/км:


r  10 3  f  1  1  α  (t  20)  ρ ,
o
к
к
(6.7.31)
где  – удельное сопротивление меди при 20оС ( = 0,0175 Ом·мм2/м);
fк – площадь сечения жилы кабеля, мм2; хо – индуктивное удельное
сопротивление кабеля (хо =0,1Ом/км); cos – коэффициент мощности
установки; sin – коэффициент реактивной мощности; Jc – рабочий ток
статора ПЭД, А.
По величине суммы падения напряжения в кабеле и напряжения
ПЭД
подсчитывают
напряжение
на
вторичной
обмотке
трансформатора, которое определяет тип трансформатора и
положение клемм (перемычек) с учетом напряжения сети. В том
случае, если напряжение сети отличается от номинального (380В),
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.128
УГНТУ
Нефтяная
компания ЮКОС
действительное напряжение на вторичной обмотке трансформатора
определяется:
U’2 = U2 ·UC / Uном ,
(6.7.32)
где Uc – действительное напряжение сети, В; Uном – номинальное
напряжение в сети, В; U2 – напряжение на вторичной обмотке
трансформатора, В.
В последнее время трансформаторы применяются более широко
по сравнению с автотрансформаторами. Причиной этого является то,
что у трансформатора производится непрерывный контроль
сопротивления вторичной обмотки, кабеля и обмотки статора. При
уменьшении сопротивления изоляции до установленной величины
(30кОм) установка автоматически отключается.
Критерием подбора станции управления для установки ПЦЭН
является потребляемая мощность ПЭД. При ПЭД мощностью от 28 до
100кВт в качестве станции управления применяется устройство ШГC5804, а при мощности свыше 100 кВт – КУПНА-79.
VII. ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН И ПЛАСТОВ
7.1. Исследование скважин
Цель исследования скважин заключается в определении ее
продуктивности, получении данных о строении и свойствах
продуктивных пластов, оценке технического состояния скважин.
Существуют следующие методы исследований скважин и пластов:
гидродинамические, дебитометрические, термодинами-ческие и
геофизические.
Гидродинамические
исследования.
Гидродинамические
методы подразделяются на:
- исследования скважин при установившихся отборах (снятие
индикаторных диаграмм);
исследование скважин при неустановившихся режимах
(снятие КВД и КПД);
исследование
скважин
на
взаимодействие
(гидропрослушивание).
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.129
УГНТУ
Нефтяная
компания ЮКОС
Сущность метода исследования на установившихся режимах
заключается в многократном изменении режима работы скважины и,
после установления каждого режима, регистрации дебита и забойного
давления. Коэффициент продуктивности скважин определяют с
помощью уравнения
Q = K(Pпл – Pзаб)n,
(7.1.1)
где Q – дебит скважины; К – коэффициент продуктивности; Рпл, Рзаб пластовое и забойное давления, соответственно; n – коэффициент,
равный 1, когда индикаторная линия прямая; n1, когда линия
выпуклая относительно оси перепада давления; n1, когда линия
вогнутая относительно оси перепада давления.
При дальнейшей обработки исследований дополнительно
определяют коэффициент проницаемости ПЗП, подвижность
нефти в ПЗП, гидропроводность ПЗП, а также ряд
дополнительных параметров.
Исследование скважин на неустановившихся режимах
заключается в прослеживании скорости подъема уровня
жидкости в насосной скважине после ее остановки и скорости
восстановления забойного забойного давления после остановки
фонтанной скважины (снятие КВД). Таким же образом можно
исследовать и нагнетательные скважины, регистрируя скорость
падения давления на устье после ее остановки (снятие КПД). По
полученным данным определяют коэффициент проницаемости
пласта, подвижность нефти в пласте, гидропроводность пласта,
пьезопроводность пласта в зоне дренирования скважины, а также
скин-эффект (степень загрязнения ПЗП).
Исследование скважин на взаимодействие заключается в
наблюдении за изменениями уровня или давления,
происходящими в одних скважинах (реагирующих) при изменении
отбора жидкости в других соседних скважинах (возмущающих).
По результатам этих исследований определяют те же параметры,
что и при исследовании скважин на неустановившихся режимах.
Отличие заключается в том, что эти параметры характеризуют
область пласта в пределах исследуемых скважин.
Для измерения давления на забое скважин используют
абсолютные и дифференциальные (регистрируют приращение
отклонения от начального давления) манометры. По принципу
действия скважинные манометры подразделяют на:
- пружинные, в которых чувствительный элемент –
многовитковая, геликсная, трубчатая пружина;
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.130
УГНТУ
Нефтяная
компания ЮКОС
- пружинно-поршневые, в которых измеряемое давление
передается на поршень, соединенный с винтовой
цилиндрической пружиной;
- пневматические, в которых измеряемое давление
уравновешивается давлением сжатого газа, заполняющего
измерительную камеру.
В табл. 7.1.1 приведены технические характеристики
некоторых скважинных манометров и дифманометров.
Дебитометрические исследования. Сущность метода
исследований профилей притока и поглощения заключается в
измерении расходов жидкостей и газов по толщине пласта.
Скважинные приборы, предназначенные для измерения притока
жидкости и газа (дебита) называются дебитомерами, а для
измерения поглощения (расхода) – расходомерами. По принципу
действия скважинные дистанционные дебитомеры (ДГД) и
расходомеры (РГД) бывают: турбинные, пружинно-поплавковые
и с заторможенной турбинкой на струнной подвеске.
Кроме своего основного назначения, скважинные
дебитомеры и расходомеры используют и для установления
затрубной циркуляции жидкости, негерметичности и мест
нарушения эксплуатационной колонны, перетока жидкости между
пластами.
В табл. 7.1.2 приведены основные технические
характеристики некоторых расходомеров и дебитомеров и
области их применения.
Термодинамические исследования. Термодинамические
исследования основаны на сопоставлении геотермы и
термограммы действующей скважины. Геотерма снимается в
простаивающей скважине и дает представление о естественном
тепловом поле Земли. Термограмма фиксирует изменение
температуры в стволе скважины. С помощью данных
исследований можно определить интервалы поглощающих и
отдающих пластов, а также использовать полученные
результаты для: определения затрубной циркуляции; перетока
закачиваемой воды и места нарушения колонны; определения
высоты подъема цементного раствора за колоннами после их
цементирования.
Технические характеристики некоторых термометров
приведены в табл. 7.1.3.
Геофизические
исследования.
Геофизические
методы
исследования скважин включают в себя различные виды каротажа
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.131
УГНТУ
Нефтяная
компания ЮКОС
электрическими, магнитными, радиоактивными акустическими и
другими методами с целью определения характера нефте-, газа- и
водонасыщенности пород, а также некоторые способы контроля за
техническим состоянием скважин.
7.2. Основные фильтрационные параметры пластов и
пластовых флюидов
Горное давление – это давление, при котором в глубинных
условиях находится коллектор нефти и газа
Рг = п .g .H, [МПа],
(7.2.1)
где
п – средняя плотность вышележащих горных пород; g ускорение свободного падения; H – глубина залегания точки пласта, в
которой определяется давление.
Пластовое давление – это давление, при котором находится
пластовая жидкость, Рпл, [МПа].
Забойное давление – это давление в стволе скважины на
глубине ее забоя (или на глубине расположения перфорационных
отверстий), Рзаб, [МПа].
Коэффициент продуктивности добывающей скважины – это
отношение ее дебита к перепаду между пластовым и забойным
давлениями, соответствующими этому дебиту
Q
,[м3/(сут.МПа)].
(7.2.2)
K
Pпл  Pзаб
Коэффициент приемистости нагнетательной скважины
K 
Qв
,[м3/(сут.МПа)],
Pзаб  Pпл
(7.2.3)
где Qв – расход воды, закачиваемый в данную скважину.
Коэффициент гидропроводности пласта

k  h ,[мкм2.м/мПа.с],

(7.2.4)
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.132
УГНТУ
Нефтяная
компания ЮКОС
где k – коэффициент проницаемости пласта; h – толщина пласта;  вязкость жидкости.
Подвижность жидкости в пласте k , [мкм2/мПа.с].

Коэффициент пъезопроводности пласта – характеризует
способность пласта к передаче возмущений (изменений давления),
вызванных изменением режима эксплуатации. Характеризует скорость
перераспределения давления в пласте в условиях упругого режима.

k
,[м2/с]
m  ж  с 
(7.2.5)
где m – коэффициент пористости пласта; ж – коэффициент
сжимаемости жидкости; с – коэффициент сжимаемости пласта.
Дебит гидродинамически совершенной скважины (формула
Дюпюи)
Q
2kh Pпл  Р заб  ,
R
 ln к
rc
(7.2.6)
где Rк – радиус контура питания; rc – радиус скважины по долоту.
Дебит гидродинамически несовершенной скважины
Q
2kh Pпл  Р заб  ,
R
 ln к
rcп
(7.2.7)
где rcп – приведенный радиус скважины.
Приведенный радиус скважины – это радиус такой
воображаемой совершенной скважины, которая в аналогичных
условиях дает такой же дебит, что и реальная несовершенная
скважина.
rсп = rc.e-c,
(7.2.8)
где с = с1+с2; с1 – коэффициент, учитывающий несовершенство
скважины по степени вскрытия пласта; с2 – коэффициент,
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.133
УГНТУ
Нефтяная
компания ЮКОС
учитывающий несовершенство скважины по характеру вскрытия
пласта.
7.3. Определение положения уровня жидкости в затрубном
пространстве скважины
Одним из методов исследования глубинно-насосных скважин
является эхометрия. По результатам эхометрии определяется уровень
жидкости в затрубном пространстве скважины. Исследование
производится с помощью эхолота – прибора для измерения
положения
уровня жидкости в скважине. В настоящее время
применяются различные типы эхолотов, но принцип работы всех
приборов идентичен. Широкое применение нашли эхолоты серии
«Судос».
Суть процесса измерения - эхолотирования заключается в
следующем. В трубное пространство с помощью датчика импульса
звуковой волны (пороховой хлопушки) посылается звуковой импульс.
Звуковая волна, пройдя по стволу скважины, отражается от уровня
жидкости, возвращается к устью скважины и улавливается кварцевым
микрофоном. Микрофон соединен через усилитель с регистрирующим
устройством, которое записывает все сигналы (исходящий и
отраженный) на бумажной ленте в виде диаграммы. Лента
перемещается с помощью лентопротяжного механизма с постоянной
скоростью.
Если известно время, прошедшее с момента посылки звукового
импульса в скважину до момента прихода отраженного импульса, а
также скорость распространения звуковой волны в газовой среде,
уровень жидкости Hу можно определить по формуле:
Hу = Vз.tу/2,
(7.3.1)
где Vз – скорость распространения звуковой волны; tу – время пробега
волны от устья до уровня и обратно.
Скорость распространения звуковой волны зависит от
физических свойств газа, заполняющего скважину, температуры,
давления и т.д. Поэтому при каждом измерении ее определяют
косвенным путем по известному расстоянию до какой-либо точки.
Межтрубное пространство скважин с этой целью оснащается
специальными отражателями звуковых волн - реперами, расстояние
от которых до устья скважины известно. Для получения достаточно
отчетливого отраженного импульса репер должен перекрывать
поперечное сечение колонны на 60-70%.
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.134
УГНТУ
Нефтяная
компания ЮКОС
Таким образом, если известно время прохождения звукового
импульса от устья скважины до репера и обратно, скорость
распространения волны в данной среде можно определить по
формуле:
Vз = 2.Нр/tр,
(7.3.2)
где Нр – известное расстояние от источника звукового импульса до
репера; tр – время прохождения звуковой волны от устья до репера и
обратно.
Зачастую для определения местоположения уровня жидкости
применяют поправочные коэффициенты, учитывающие газовый
фактор и затрубное давление скважины. Глубина расположения
уровня жидкости в скважине определяется путем умножения
поправочного коэффициента на расстояние между импульсами на
эхограмме.
Коэффициенты для определения уровня жидкости в скважине
при газовом факторе 87 м3/м3 приведены в табл. 7.3.1.
Таблица 7.3.1
Коэффициенты для определения уровня жидкости в скважине
Затрубное
давление, МПа
0
0,05
0,10
0,15
0,20
Поправочный
коэффициент
6,4
6,6
6,8
6,9
7,0
Затрубное
давление, МПа
0,25
0,30
0,35
0,40
0,45
Поправочный
коэффициент
7,1
7,1
7,2
7,2
7,3
В современных эхолотах информация представлена в цифровом
виде и значения уровней выводятся с учетом поправочных
коэффициентов, что значительно упрощает выполнение работ по
определению уровней, но требует высокой точности при настройке
прибора.
7.4. Расчет забойного давления в скважине
Забойное давление в нефтяной артезианской скважине
Рзаб = Ру + ж.g.Н,
(7.4.1)
где Ру – избыточное давление на устье скважины; ж – плотность
жидкости в стволе скважины.
Забойное давление в нефтяной фонтанной скважине
Рзаб = Ру + ж (H).g.Н,
(7.4.2)
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.135
УГНТУ
Нефтяная
компания ЮКОС
где ж (H) – средневзвешенная плотность газожидкостной смеси в
скважине.
Забойное давление в нефтяной простаивающей скважине
Рзаб = ж (H).g.(Н – hст),
(7.4.3)
где hст – статический уровень жидкости в скважине (определяется
методом эхолотирования).
Забойное
давление
в
нефтяной
скважине
с
механизированными способами добычи
Рзаб = ж (H).g.(Н – hдин),
(7.4.4)
где hдин – динамический уровень жидкости в скважине (определяется
методом эхолотирования).
Давление на забое простаивающей газовой скважины
3, 4110 2  г  Н
z T
,
e
Pзаб  Р у
(7.4.5)
где z – коэффициент сверхсжимаемости газа; Т – средняя
температура в скважине; г – средневзвешенная плотность газа в
стволе скважины.
Давление на забое газовой скважины при ее эксплуатации
Pзаб  Р 2у  e 2S    g 2 ,
где


z 2  T 2 e 2S  1
  
d5
;
S
г  H
;
zR T
(7.4.6)
R
–
газовая
постоянная;  - коэффициент гидравлического сопротивления; d –
внутренний диаметр фонтанных труб.
Приближенный расчет забойного давления в скважине
обычно проводится путем пересчета высоты столба
динамического (статического) уровня жидкости (Ндин) на
давление. Для этого целесообразно принять следующую схему
(см. рис. 6.2.1), при которой ствол скважины делится на три
участка: 1 - от устья до динамического (статического) уровня
жидкости; 2 – от динамического (статического) уровня жидкости
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.136
УГНТУ
Нефтяная
компания ЮКОС
до глубины спуска НКТ или насоса; 3 – от насоса до забоя
скважины.
Рис. 7.4.1. – Схема ствола скважины
На первом участке находится свободный газ, поэтому давление
столба газа (Р1) у уровня жидкости можно определить по формуле
(7.4.7)

 s ,
Р1 Р затр e
где Рзатр – давление газа в затрубном пространстве; S – показатель
степени
s

0.03415    Н дин
г

z ср Т cр
.
(7.4.8)
В формуле (7.3.8) приняты следующие обозначения:
г-
относительная (по воздуху) плотность попутного газа; Zcpкоэффициент сжимаемости газа при среднем давлении; Тср – средняя
температура газа, К; Ндин – динамический (статический) уровень
жидкости.
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.137
УГНТУ
Нефтяная
компания ЮКОС
На втором участке при длительной эксплуатации скважины
находится чистая нефть. Потому давление у башмака НКТ или у
приема насоса рассчитывают по формуле
Р 2  ( Н н  Н дин)  g   н ,
где
 н - средняя плотность нефти на участке 2. Величину  н
приближенно определить, как
н
 н.пл   н.дег ,
2
(7.4.9)
можно
(7.4.10)
н.пл и н.дег – соответственно плотности пластовой и дегазированной
нефти.
На третьем участке при отсутствии в работающей скважине
«хвостовика» находится вода. Поэтому вся нефть, которая поступает в
скважину из пласта барбатируется через этот слой воды. Давление
столба жидкости третьего участка приближенно оценивается как
Р 3   ж  g  ( Н с  Н н) ,
(7.4.11)
 ж   н.пл  (1  b)   в  b ,
(7.4.12)
где ж – плотность жидкости на третьем участке. Величина ж
рассчитывается по правилу аддитивности
где b – обводненность продукции скважины, доли ед. При высоких
значениях обводненности продукции вместо величины ж можно
использовать плотность воды.
Таким образом, суммарная величина забойного давления
скважины определится как сумма давлений всех интервалов ствола
скважины
Р заб  Р1  Р2  Р3 .
(7.4.13)
7.5. Определение коэффициента продуктивности скважины
и фильтрационных параметров призабойной зоны пласта
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.138
УГНТУ
Нефтяная
компания ЮКОС
Последовательность обработки результатов исследований на
установившихся режимах фильтрации:
1. Изменяют режим работы пласта (4–5 режимов) и на каждом
режиме определяют параметры "Q1 - Р1= Рпл – Рзаб1" . . . "Qn - Рn=
Рпл – Рзабn".
2. По полученным данным строят индикаторную диаграмму в
координатах "Q - Р" (см. рис. 7.5.1.).
3. Проводят качественную интерпретацию индикаторной
диаграммы:
- линия 1: однофазная фильтрация жидкости в однородном
пласте при ламинарном течении;
- линия 2:
а) двухфазная фильтрация жидкости (нефть и свободный газ) в
однородном пласте при ламинарном течении;
б) однофазная фильтрация жидкости в трещиноватых пластах
при ламинарном течении;
- линия 3:
а) дефектные измерения величин;
б) неустановившийся режим работы пласта;
Рис. 7.5.1. – Виды индикаторных диаграмм
в) подключение
пропластков;
в
эксплуатацию
раннее
неработающих
- линия 4: однофазная фильтрация жидкости в однородном
пласте при переходе от ламинарного течения к турбулентному.
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.139
УГНТУ
Нефтяная
компания ЮКОС
Индикаторная диаграмма прямолинейная (линия 1)
1) по индикаторной диаграмме произвольно находят две
удаленные точки с координатами Р1, Q1 и Р2, Q2.
2) определяют коэффициент продуктивности скважины
K
3) определяют
призабойной его зоне
Q 2  Q1
, [м3/(сут.МПа].
P2  P1
коэффициент
проницаемости
(7.5.1.)
пласта
Rп
rсп
k
, [м2].
2h
в
  ln
(7.5.2.)
4) определяют коэффициент подвижности жидкости (нефти) в
пласте
Rп
rсп
k
, [м2/Па.с].

 2h
ln
(7.5.3.)
5) определяют коэффициент гидропроводности пласта
Rп
rсп
kh
, [м3/Па.с].


2h
ln
(7.5.4.)
Индикаторная диаграмма криволинейная двухфазная
фильтрация жидкости в однородном пласте (линия 1)
Уравнение индикаторной линии записывают в виде
Рпл – Рзаб = А.Q +В.Q2,
(7.5.5.)
где А и В – постоянные численные коэффициенты.
Для спрямления индикаторной линии ее строят в координатах
"Р/Q – f(Q)", где
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.140
УГНТУ
Нефтяная
компания ЮКОС
A
R

 ln к ,
2k h
rсп
B  tg  .
Коэффициент гидропроводности пласта
R
kh
1

 ln к .

2A
rc
(7.5.6.)
Коэффициент подвижности нефти в пласте
R
k
1

 ln к .
 2h A
rc
(7.5.7.)
Коэффициент проницаемости пласта в призабойной зоне
k
R

 ln к .
2h A
rc
(7.5.8.)
IX. СБОР И ПОДГОТОВКА СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ
9.1. Системы сбора и подготовки продукции скважин
Система сбора и подготовки нефти включает
комплекс промысловых технических средств и установок,
соединенных трубопроводами. В настоящее время
известны следующие системы промыслового сбора:
самотечная двухтрубная, высоконапорная однотрубная и
напорная
При самотечной двухтрубной системе сбора продукция
скважин сначала разделяется при давлении 0,6 МПа. Выделяющийся
при этом газ под собственным давлением транспортируется до
компрессорной станции или сразу на газоперерабатывающий завод
(ГПЗ). Жидкая фаза направляется на вторую ступень сепарации.
Нефть с водой самотеком (за счет разности высот) поступает в
резервуары сборного пункта, откуда подается насосом в резервуары
центрального сборного пункта (ЦСП).
Применение высоконапорной однотрубной системы позволяет
отказаться от сооружения участковых сборных пунктов и перенести
операции по сепарации нефти на ЦСП. Благодаря этому достигается
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.141
УГНТУ
Нефтяная
компания ЮКОС
максимальная
концентрация
технологического
оборудования,
укрупнение и централизация сборных пунктов, сокращается
металлоемкость нефтегазосборной сети, исключается необходимость
строительства насосных и компрессорных станций на территории
промысла, обеспечивается возможность утилизации попутного
нефтяного газа с самого начала разработки месторождений.
Напорная система сбора предусматривает однотрубный
транспорт нефти и газа на участковые сепарационные установки,
расположенные на расстоянии до 7 км от скважин, и транспорт
газонасыщенных нефтей в однофазном состоянии до ЦСП на
расстояние 100 км и более. Обычно на месторождениях применяется
напорная герметизированная система сбора и подготовки продукции
скважин, почти полностью исключающая потери углеводородов. На
рис.9.1.1 изображена типовая схема сбора и подготовки нефти, газа и
воды.
Со скважин жидкость (нефть, газ и вода) поступает на
замерные установки, где производится учет количества
нефти и газа с каждой скважины. С АГЗУ жидкость
поступает на дожимные насосные станции (ДНС) или
установки предварительного сброса воды (УПСВ). На ДНС
осуществляется первая ступень сепарации, газ отводится
по отдельному коллектору потребителю или на
газоперерабатывающий
завод
(ГПЗ).
Частично
дегазированная жидкость подается центробежными
насосами ЦНС на УПСВ или центральный пункт сбора
(ЦПС).
На УПСВ жидкость проходит последовательно две
ступени сепарации. Перед первой ступенью сепарации в
жидкость подается реагент – деэмульгатор. Газ с обеих
ступеней сепарации подается на узел осушки газа, а
затем потребителю или на ГПЗ. Жидкость со второй
ступени сепарации поступает в резервуарный парк, где
происходит частичное отделение механических примесей
и предварительный сброс воды с подачей ее на блочную
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.142
УГНТУ
Нефтяная
компания ЮКОС
кустовую насосную станцию (БКНС) для закачки в пласт.
На БКНС производится подготовка, учет и закачка воды по
направлениям на водораспределительные батареи (ВРБ).
С ВРБ вода подается на нагнетательные скважины. После
ДНС или УПСВ нефть поступает на подготовку.
Технологические
процессы
подготовки
нефти
проводятся на установке подготовки нефти (УПН) или
центральном пункте подготовки нефти (ЦППН), и включают
в себя следующие процессы:
- сепарация (1,2 ступень) и разделение фаз;
- обезвоживание продукции;
- обессоливание;
- стабилизация нефти.
На УПН (ЦППН) жидкость поступает на узел сепарации. После
сепарации жидкость направляется в печи для подогрева эмульсии с
реагентом. Нагревается до 500С и поступает в отстойники, где
происходит разделение эмульсии
на нефть и воду. Вода
сбрасывается в очистные резервуары и далее направляется на БКНС.
Нефть из отстойников направляется в технологические резервуары,
где происходит дальнейшее отделение нефти от воды.
Нефть с содержанием воды более 10% с установок
предварительного сброса воды насосами ЦНС подается на установки
подготовки нефти (УПН – 1, 2) в печи-нагреватели ПТБ-10 . В поток
нефти, на прием насосов подается дозируемый расход реагента деэмульгатора в количестве > 20 г/т. Нагрев в печах производится до
45-50оС, после чего нефть поступает в электродегидраторы, где
происходит обезвоживание и обессоливание нефти. Нефть, с
содержанием воды до 1% и температурой 44-49оС поступает в
сепараторы «горячей сепарации» для дальнейшего разгазирования
(стабилизации), оттуда следует в товарные резервуары РВС.
Нефтяные
резервуары
представляют
собой
емкости,
предназначенные для накопления, кратковременного хранения и учета
сырой и товарной нефти. Резервуары типа РВС (резервуар
вертикальный стальной). Товарная нефть проходит проверку качества
с помощью лабораторных методов и подается насосами ЦНС через
узел учета нефти (УУН) на центральный товарный парк (ЦТП) или в
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.143
УГНТУ
Нефтяная
компания ЮКОС
магистральный нефтепровод. С ЦТП нефть подается для
окончательной переработки на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ).
Для подготовки нефти используют следующее оборудование:
- сепарационные установки – двухфазные сепараторыотделители газа от жидкости типа НГС, сепараторы 2
ступени. Для более глубокой сепарации нефти на УПСВ
применяют двухступенчатую сепарацию – смесь
последовательно проходит через два сепаратора.
Отсепарированный газ направляется через счетчики в
газопровод на ГПЗ и ГРЭС как товарный продукт;
- печи – ПТБ – 10 (печь трубная блочная) –
предназначены для подогрева нефтяных эмульсий
перед блоками обезвоживания и обессоливания, для
улучшения процесса разделения эмульсии на нефть и
воду;
- блок нагрева БН - предназначен для подогрева
нефтяных эмульсий перед блоками обезвоживания и
обессоливания.
Кроме сепарации, процесс подготовки нефти
включает очистку нефти от свободной воды, механических
примесей и солей. Этот процесс осуществляется в
отстойниках,
аппаратах
ОВД–200.
Отстойники
предназначены для отстоя нефтяных эмульсий с целью
разделения ее на нефть и пластовую воду после нагрева и
подачи реагента – деэмульгатора, способствующего
облегчению разделения нефтяной эмульсии на нефть и
воду.
Используются следующие деэмульгаторы: Дисольван 28/30,
Дисольван 34/08, Сепарол WF-41, Сепарол ES-3344, Прошинор DN15, Дипроксамин, СНПХ. Деэмульгаторы – химические вещества,
обладающие поверхностно-активными свойствами, уменьшающие
поверхностное натяжение раздела фаз нефть-вода, тем самым
способствующие расслоению эмульсии. Для глубокого обезвоживания
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.144
УГНТУ
Нефтяная
компания ЮКОС
и обессоливания на установках подготовки нефти применяются
электродегидраторы ЭГ – 200 – 10 (объем 200 м3, рабочее давление
1,0 МПа.) Электродегидратор отличается от отстойника ОВД–200
наличием двух горизонтальных электродов, на которые подается
напряжение до 44 КВ.
ВРБ
БКНС
АГЗУ
УПСВ
ЦППН
или
УПН
НПЗ
ЦТП
ДНС
АГЗ
У
Потребитель
или ГПЗ
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.145
Магистральный
УГНТУ
Нефтяная
компания ЮКОС
Рис. 9.1.1. - Схема сбора и подготовки продукции скважин
9.2. Нормы качества товарной продукции
нефтегазодобывающих предприятий
Качество
нефти,
поставляемое
потребителю,
нормируется двумя основными документами:
- «Нефть для транспортировки потребителям» по ТУ
39-1435-89, действия которых распространяется на нефть,
сдаваемую организациям нефтепроводного транспорта, а
также на нефти, сдаваемые и принимаемыми между
управлениями магистральных нефтепроводов;
- «Нефть. Степень подготовки для нефтеперерабатывающих
предприятий» по ГОСТ 9965-76, действия которого распространяются
на нефть, поставляемую нефтеперерабатывающим предприятиям и
предназначенную для переработки.
Согласно указанным нормативным документам
поставляемые нефти должны удовлетворять основным
требованиям, которые приведены в табл. 9.2.1 и 9.2.2.
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.146
УГНТУ
Нефтяная
компания ЮКОС
Таблица 9.2.1
Основные требования степени подготовки нефти по группам
Наименование показателя
Концентрация хлористых солей,
мг/л, не более
Массовое содержание воды, %,
не более
Массовое содержание механических примесей, %, не более
Давление насыщенных паров
нефти при температуре в пункте
сдачи, кПа
IАI
Содержание воды, % масс.,
не более
Содержание хлористых солей, мг/л, не более
Содержание
механических
примесей, %масс., не более
Давление насыщенных паров
нефти, кПа
III
40
100
300
400
0,50
0,50
1,00
1,00
0,05
66,7
0,05
66,7
0,05
66,7
0,05
66,7
(500 мм
(500 мм
(500мм
(500мм
рт.ст.)
рт.ст.)
рт.ст.) рт.ст.)
Таблица 9.2.2
Требования
к
нефти,
нефтеперерабатывающие заводы
Наименование показателя
Норма для группы
I
II
I
поставляемой
Норма для группы
II
III
0,50
1,00
1,00
100
300
1800
0,05
0,05
0,05
66,7
66,7
66,7
на
Метод
испытания
ГОСТ
2477-65
ГОСТ
21534-76
ГОСТ
21534-76
ГОСТ
1756-52
Требования к качеству природного и попутного
нефтяного
газа,
поставляемого
потребителю,
подразделяются на группы:
- для газов, поступающих во внутри промысловые
газопроводы, после их первичной обработки на промысле;
- для газов, подаваемых в магистральные газопроводы;
- для газов, предназначенных в качестве сырья и топлива в
промышленном и коммунально-бытовом применении (включая газ как
топливо для газобаллонных автомобилей);
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.147
УГНТУ
Нефтяная
компания ЮКОС
- для чистых газообразных компонентов, получаемых из
природных газов;
- для газовых смесей определенного состава, используемых для
специальных целей
Газы,
поступающие
во
внутри
промысловые
коммуникации и оборудование, не регламентируются
специальными нормативными документами, поскольку
требования к ним заложены в проектах разработки и
обустройства
месторождений,
в
технологических
регламентах для установок промысловой подготовки газа.
Качество природного газа, поставляемого
регламентируется тремя стандартами:
потребителям,
- отраслевой стандарт на газы горючие природные,
поставляемые и транспортируемые по магистральным
газопроводам по ОСТ 51.40-93 (табл. 9.2.3);
- государственный стандарт ГОСТ 5542-87 на газы природные
для промышленного и коммунально-бытового назначения (табл. 9.2.4);
государственный стандарт ГОСТ 27577-82 на газ
природный сжатый для газобаллонных автомобилей (табл.
9.2.5).
Таблица 9.2.3
Физико-химические
показатели
природных
газов,
поставляемых и транспортируемых по магистральным
газопроводам по ОСТ 51.40-93
Показатели
Значения для
макроклиматических районов
умеренный
холодный
01.05
01.10
01.05
01.10
–
–
–
–
30.09
30.04
30.09
30.04
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.148
УГНТУ
Нефтяная
компания ЮКОС
1
Точка росы по влаге, 0С, не выше
Точка росы по углеводородам,
0С, не выше
Концентрация
сероводорода,
г/м3, не более
1
2
Концентрация
меркаптановой
серы, г/м3, не более
Концентрация кислорода в газе,
% объем.
Теплота
сгорания,
низшая,
МДж/м3
Содержание механических примесей и труднолетучих жидкостей
2
-3
3
-5
4
-10
5
-20
0
0
0
0
0,007
0,007
0,007
0,007
Продолжение табл. 9.2.3
3
4
5
0,016
0,016
0,016
0,016
0,5
0,5
1,0
1,0
32,5
32,5
32,5
32,5
Оговаривается
отдельно
в
соглашениях на поставку газа с
ПХГ, ГПЗ и промыслов
Примечание. Климатические районы по ГОСТ 16350-80 «Климат,
районирование и статистические параметры климатических факторов для
технических целей». 2. Для газов, в которых содержание углеводородов С 5+выс
не превышает 1,0 г/м3, точка росы по углеводородам этим ГОСТ не
нормируется. Допускается поставка в отдельные газопроводы с более
высоким содержанием сероводорода и меркаптанов.
Таблица 9.2.4
Физико-химические показатели горючих природных газов
для промышленного и коммунально-бытового назначения
по ГОСТ 5542-87
Показатели
1. Теплота сгорания низшая, МДж/м3, не менее
(при температуре 20 0С и давлении 0,1 МПа
2. Область значений числа Воббе, высшего,
МДж/м3
3. Допустимое отклонение числа Воббе от
номинального значения, %, не более
4. Концентрация сероводорода, г/м3, не более
5. Концентрация меркаптановой серы, г/м3, не
более
Норматив
31,8
41,2 – 54,5
5,0
0,020
0,036
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.149
УГНТУ
Нефтяная
компания ЮКОС
6. Доля кислорода в газе, % объем., не более
7. Масса механических примесей в 1 м3, г, не
более
8. Интенсивность запаха газа при объемной доле
1,0%, балл, не менее
1,000
0,001
3,0
Примечание. Пункты данного ГОСТ 2,3,8 действуют только на газ
коммунально-бытового назначения. Для потребителей промышленного
назначения по п. 8 производят согласование с потребителем. Номинальное
значение числа Воббе устанавливают в пределах нормы показателя п. 2 по
согласованию с потребителем для отдельных газораспределительных систем.
Таблица 9.2.5
Требования и нормы на сжатый природный газ,
применяемый как топливо для двигателей внутреннего
сгорания по ГОСТ 27577-87 (при стандартных условиях)
Показатели
1. Теплота сгорания, низшая, кДж/м3, не
менее
2. Относительная плотность (по воздуху),
не менее
3. Расчетное октановое число газа, не
менее
4. Концентрация сероводорода, г/м3, не
более
5. Концентрация меркаптановой серы, г/м3,
не более
Значение
3260036000
0,5600,620
105
0,02
0,036
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.150
УГНТУ
Нефтяная
компания ЮКОС
6. Содержание механических примесей,
мг/м3, не более
1,0
7. Суммарная концентрация негорючих
компо-нентов, включая кислород, % объем.,
не более
8. Содержание воды, мг/м3, не более
7,0
9,0
Контроль
качества
поставляемой
продукции
производится в соответствии со стандартами на
природный газ периодически или непрерывно (табл. 9.2.3 –
9.2.5). Определение данных показателей осуществляют
обычно на выходном коллекторе или на начальном участке
магистрального газопровода с периодичностью, которая
приведена в табл. 9.2.6.
Таблица 9.2.6
Периодичность проведения исследований газа,
поступающего в магистральный газопровод
Показатели
Содержание парообразной влаги
Температура конденсации углеводородов
Содержание
сероводорода
Сроки проведения испытаний на газы
не содержащие
содержащие
соединений
сероводород
сероводород
серы
и меркаптаны
Не реже 1 раза
Не реже 1
Не реже 1
в сутки
раза в сутки
раза в сутки
Не реже 1 раза
Не реже 1
Не реже 1
в неделю
раза в неделю раза в неделю
1 раз в
2 раза в
неделю
неделю
Содержание
меркаптановой серы
1 раз в год
Не реже 1 раза
в неделю
По
требованию
Не реже 1
раза в неделю
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.151
УГНТУ
Нефтяная
компания ЮКОС
Содержание механических примесей
Содержание кислорода
Компонентный состав
По
требованию
По
требованию
Не реже 1 раза
в месяц
По
требованию
По
требованию
Не реже 1
раза в месяц
По
требованию
По
требованию
Не реже 1
раза в месяц
9.3. Установки системы сбора нефти
Блочные автоматизированные замерные установки
предназначены для автоматического измерения дебита
скважин при однотрубной системе сбора нефти и газа, для
контроля за работой скважин по наличию подачи жидкости,
а также для автоматической или по команде с
диспетчерского пункта блокировки скважин или установки
в целом при возникновении аварийных ситуаций.
Наиболее
распространены
автоматизированные
групповые замерные установки «Спутник А» и «Спутник
Б». «Спутник А» - конструкция серии. Существуют три
модификации этой серии: «Спутник а-16-14-400», «Спутник
АМ-25-10-1500» и «Спутник АМ-40-14-400». Технические
характеристики этих модификаций приведены в табл.
9.3.1.
Таблица 9.3.1
Технические характеристики установок серии «Спутник А»
Показатели
«Спутник А»
Число подключаемых скважин
Рабочее давление, МПа, не более
Диапазон
измерения
расхода
жидкости, м3/сут
Общая
пропускная
способность
установки, м3сут:
- по жидкости
-по газу
А-1614-400
АМ-2510-1500
АМ-4014-400
14
1,6
10
2,5
101500
14
4,0
10-400
10-400
4000
10000
4000
200000
200000
20000
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.152
УГНТУ
Нефтяная
компания ЮКОС
Погрешность измерения, %
Суммарная установленная мощность
электроприемников, кВт, не более
Напряжение
электрических
цепей
электроприемников, В
Температура воздуха в щитовом
помещении, 0С
Габаритные размеры, мм:
замерно-переключающего блока:
- длина
- ширина
- высота
щитового помещения:
- длина
- ширина
- высота
Масса, кг:
- замерно-переключающего блока
- щитового помещения
2
2,5
2,5
4
4
4
380/220 380/220
380/220
5-50
5-50
5-50
6400
3200
2780
3080
2200
2680
8350
3200
2710
3080
2180
2430
6350
3200
2650
3080
2180
2430
8000
1600
10000
1600
7100
1600
Установки позволяют измерять дебит нефти со
следующими характеристиками:
- вязкость нефти, мПа.с, не более . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .80
- массовая доля воды в нефти, не более . . . . . . . . . . . . . . . . . . 0,95
- массовая доля парафина, не более . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .0,07
- содержание сероводорода и агрессивной пластовой воды,
вызывающей коррозию свыше 0,3 г/(м2.ч) . . . . . . . . . . . не допускается
Блочная установка типа «Спутник Б-40-14-400» предназначена
для автоматического измерения количества нефти и газа, контроля за
работой скважин по подаче жидкости, раздельного сбора обводненной
и необводненной нефти, подачи реагента в поток и блокировки
скважин при аварийном состоянии или по команде с диспетчерского
пункта.
Техническая
характеристика
«Спутника
б-40-14-400»
приведена в табл. 9.3.2.
Таблица 9.3.2
Техническая характеристика «Спутника Б-40-14-400»
Характеристика
Параметр
Число подключаемых скважин
14
Рабочее давление, МПа, не более
4
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.153
УГНТУ
Нефтяная
компания ЮКОС
Диапазон измерения расхода жидкости, м3/сут
Пределы измерения по газу, м3/ч
Относительная погрешность измерения, %:
- по водонефтяной смеси
- по нефти
- по газу
Пропускная способность установки, м3/сут
Суммарная установленная мощность электроприемников, кВт,
не более
Напряжение электрических цепей электроприемников, В
Температура воздуха в щитовом помещении, 0С
Габаритные размеры, мм: замерно-переключающего блока:
- длина
- ширина
- высота
блока управления:
длина
- ширина
- высота
Масса, кг:
- замерно-переключающего блока
- блока управления
5-400
до 500
2,5
4
6
4000
10
380/220
5-50
8350
3200
2710
3100
2200
2500
10000
2000
Установки позволяют измерять дебит нефти со
следующими характеристиками:
- вязкость нефти, мПа.с, не более . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .80
- массовая доля воды в нефти, не более . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ..0,60
- массовая доля парафина, не более . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .0,07
- массовая доля серы, не более . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 0,035
- содержание сероводорода и агрессивной пластовой воды,
вызывающей коррозию свыше 0,3 г/(м2.ч) . . . . . . . . . . . не допускается
9.4. Установки системы подготовки нефти
Нефтегазовые сепараторы
Нефтегазовые сепараторы служат для отделения газа
от
жидкой
продукции
скважин.
На
нефтяных
месторождениях
наиболее
распространены
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.154
УГНТУ
Нефтяная
компания ЮКОС
горизонтальные
сепараторы,
которые
имеют
ряд
преимуществ,
по
сравнению
с
вертикальными
(повышенная пропускная способность, лучшее качество
сепарации, простота обслуживания и осмотра). Выпускают
двухфазные горизонтальные сепараторы типа НГС и
блочные сепарационные установки типа УБС.
Сепараторы типа НГС применяются при обустройстве
нефтяных месторождений и предназначены для отделения газа от
продукции нефтяных скважин на первой и последующих ступенях
сепарации нефти, включая горячую сепарацию на последней ступени.
Выпускают нормальный ряд сепараторов НГС с пропускной
способностью по жидкости 2000 – 30000 т/сут. В табл. 9.4.1 приведены
основные технические данные сепарационных установок типа НГС.
Таблица 9.4.1
Основные технические данные сепарационных установок типа НГС
Тип
Qmax
по
жидкости,
т/сут
Qmax
по газу,
тыс.
м3/сут
1
22
3
НГС6-1400
НГС16-1400
НГС25-1400
НГС40-1400
НГС641400
НГС6-1600
НГС16-1600
НГС25-1600
НГС40-1600
НГС64-1600
НГС6-2200
НГС16-2200
НГС25-2200
НГС40-2200
НГС64-2200
2000
150
260
330
420
560
340
590
750
960
1260
600
1000
1300
1700
2200
5000
10000
Тип
4
НГС6-2600
НГС16-2600
НГС25-2600
НГС40-2600
НГС6-3000
НГС16-3000
НГС25-3000
НГС40-3000
Qmax
по
жидкос
ти,
т/сут
Qmax
по газу,
тыс.
м3/сут
5
6
20000
1000
1800
2300
3000
1500
2700
3400
4400
30000
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.155
УГНТУ
Нефтяная
компания ЮКОС
Сепарационные установки с предварительным отбором газа УБС
существуют следующих типоразмеров: УБС-1500/6; УБС-1500/16; УБС3000/6; УБС-3000/16; УБС-6300/6; УБС-6300/16; УБС-10000/6; УБС10000/16; УБС-16000/6 и УБС-16000/16. Технические характеристики
некоторых из перечисленных установок приведены в табл. 9.4.2.
Таблица 9.4.2
Основные технические характеристики сепарационных
установок типа УБС
Температура окружающего
воздуха, 0С
Габаритные размеры, мм:
- длина
- ширина
- высота
Условный
диаметр
штуцеров, мм:
- входа продукции А
- выхода продукции В
- выхода газа Г
Масса, кг
Сепарационные
сбросом
воды.
10000
6300
3000
УБС-1500/6
16000
УБС-3000/6
УБС-6300/6
Пропускная способность по
сырью, м3/сут
Давление рабочее, МПа
Газовый фактор, м3/т
Рабочая среда
УБС-10000/6
Показатели
УБС-16000/6
Характеристика
1500
0,6 и 1,6
120
нефтегазовая среда, допускается
содержание сероводорода
от –40 до +40
20500
6300
5760
19800
5400
4890
18450
3800
3450
500
400
200
35200
350
200
150
21000
200
200
150
10500
установки с предварительным
Сепарационные
установки
с
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.156
УГНТУ
Нефтяная
компания ЮКОС
предварительным сбросом воды типа УПС предназначены
для отделения газа от обводненной нефти и сброса
свободной пластовой воды с одновременным учетом
количества обезвоженной нефти и воды. Выпускаются
установки типа УПС на рабочее давление 0,6 МПа
следующих модификаций: УПС-3000/6М, УПС-А-3000/6,
УПС-6300/6М и УПС-10000/6М, также аналогичные
установки на рабочее давление 1,6 МПа. Технические
характеристики некоторых из них приведены в табл. 9.4.3.
Пропускная способность по сырью в
зависимости от устойчивости поступающей
эмульсии, т/сут
Рабочее давление, МПа
Газовый фактор, м3/т
Обводненность продукции, %:
- поступающей
- выходящей
Плотность нефти, кг/м3
Плотность пластовой воды, кг/м3
Температура окружающей среды, 0С
Мощность,
потребляемая
системой
контроля и управления, кВт
Исполнение датчиков
Исполнение вторичной аппаратуры
Напряжение питания системы контроля и
управления, В
Частота, Гц
Режим работы
до
3000
0,6
120
до
3000
0,6
90
УПС6300/6М
Показатели
УПС-А3000/6
УПС3000/6М
Таблица 9.4.3
Технические характеристики сепарационных установок с
предварительным сбросом воды типа УПС
Характеристика
установки
до
6300
0,6
120
до 90
до 20
до 90 до 90
до 20 до 20
780-920
1050-1150
от -40 до +50
до 1,5
взрывобезопасное
обычное
220
50
непрерывный
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.157
УГНТУ
Нефтяная
компания ЮКОС
Габаритные размеры, мм: - длина
- высота
- ширина
Масса, кг
17750
4956
5345
29500
17750
4956
5345
29500
26400
6300
5900
54500
БН-500-9
БН-500-13
БН-500-17
БН-500-21
БН-1000-12
БН-1000-19
БН-1000-25
БН-1000-31
БН-2000-13
БН-2000-17
БН-2000-22
БН-2000-26
м3/сут
500
500
500
500
1000
1000
1000
1000
2000
2000
2000
2000
м3/час
22
22
22
22
45
45
45
45
85
85
85
85
Номинальный
напор, м
Сепарационные установки с насосной откачкой типа БН
предназначены для осуществления I ступени сепарации нефти от газа,
дальнейшего
разделительного
транспортирования
нефти
центробежными насосами и выделившегося газа под давлением
сепарации. Разработано 12 типоразмеров блоков, отличающихся
между собой подачей и давлением нагнетания насосных агрегатов.
Основные характеристики этих установок приведены в табл. 9.4.4.
Таблица 9.4.4
Характеристики сепарационных установок с насосной
откачкой типа БН
Блок
Номинальная
Насос
подача
тип
число
3МС-104
3МС-106
3МС-108
3МС-1010
4МС-104
4МС-106
4МС-108
4МС-1010
5МС-103
5МС-104
5МС-105
5МС-106
90
130
170
210
120
190
250
310
130
170
220
260
рабочих
резервных
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
Нефтяные нагреватели и печи
Печи блочные с водяным теплоносителем ПП-0,4; ПП-0,63 и
ПП-1,6 предназначены для подогрева высоковязких нефтей и
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.158
УГНТУ
Нефтяная
компания ЮКОС
нефтяных эмульсий с целью снижения давления в нефтесборных
трубопроводах, а также при деэмульсации нефти. Некоторые
технические характеристики этих печей приведены в табл. 9.4.5.
Подогреватели трубопроводные типа ПТ-Р/Д предназначены
для подогрева воды, нефти, газа и их смесей. Рекомендуется
применять в системе внутрипромыслового сбора на участке
«групповая замерная установка – центральный товарный парк» для
нагрева рабочего агента (газа) при газлифтной добыче нефти, а также
для подогрева воды в системе поддержания пластового давления.
Некоторые технические характеристики трубных подогревателей
приведены в табл. 9.4.6.
Таблица 9.4.5
Технические характеристики печей блочных с водяным
теплоносителем
Показатели
Тепловая производительность
топочного устройства при погружении в
воду, МДж/час
Пропускная способность по нефти при
нагреве на 25 0С и обводненности
сырья 30%, т/сут
Максимальное рабочее давление
жидкости в змеевике, МПа
Гидростатическое давление в
межтрубном пространстве, МПа
Рабочее давление газа, МПа:
- номинальное
- максимальное
Расход топливного газа при теплоте
сгорания 50,24 МДж/м3, м3/ч
Вместимость емкости, м3
Объем пресной воды, заливаемой в
аппарат, м3
Число горелок
Температура уходящих дымовых газов,
0С
ПП-0,4
Тип печи
ПП-0,63
ПП-1,6
1675
2638
6699
750
1150
2350
до 5
до 5
до 6,4
0,018
0,018
0,016
0,07
0,15
0,07
0,15
0,07
0,18
45
11
75
11
180
85
12,9
1
12,9
1
85,4
2
550
550
550
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.159
УГНТУ
Нефтяная
компания ЮКОС
КПД топки, %
Габаритные размеры печи, мм:
- длина
- ширина
- высота
Масса печи, кг
70
70
70
9300
2420
8486
12450
9300
2630
8710
12950
18460
4932
7908
44600
Таблица 9.4.6
Технические характеристики трубных подогревателей
ПТ-6,4/200
ПТ-16/100Мж
Тепловая
производительность,
МДж/ч
Пропускная
способность
при
нагреве до 40 0с, тыс.м3/сут:
- нефти
- воды
- газа
Давление подогреваемой среды,
МПа, не более
Условный проход подсоединительных труб, мм
Максимальная
температура
подогреваемой среды, 0С
ПТ-16/150
Показатели
ПТ-25/100
Подогреватели
465
1860
3500
465
0,57
0,24
490
2,30
0,96
2000
4,3
1,8
3600
0,48
0,2
410
2,5
1,6
6,4
1,6
100
150
200
100
70
70
70
70
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.160
УГНТУ
Нефтяная
компания ЮКОС
Топливо
Расход топлива, м3/ч, не более
Допустимое давление топлива,
МПа
Габаритные размеры, мм:
- длина
- ширина
- высота
Масса блока, кг
нефтяной и
природный газ
100
300
600
0,30,30,32,5
1,6
6,4
4500
2300
2600
4100
8600
3000
3800
12000
12000
3800
3600
18500
нефть,
дизтопливо
100
0,20,5
8300
3800
10600
10000
Отстойники и электродегидраторы
Блочные деэмульсаторы. В блочных деэмульсаторах
(типа УДО, УД) совмещаются процессы нагрева
водонефтяных эмульсий и их отстоя, т.е. обезвоживания и
обессоливания нефти. Технические характеристики
деэмульсаторов приведены в табл. 9.4.7.
Таблица 9.4.7
Технические характеристики деэмульсаторов
Показатели
Деэмульсатор
УДО-2М
УДО-3
УД-1500/6
Пропускная
способность
по
жидкости, м3/сут
1600
3000
1500
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.161
УГНТУ
Нефтяная
компания ЮКОС
Обводненность
нефтяной
эмульсии, % не более
Рабочее давление, МПа
Температура нагрева, 0С
Остаточная
обводненность
нефти, %, не более
Расход топливного газа, м3/ч
Вместимость емкости, м3
Масса, т
30
0,6
до 60
30
0,6
до 60
30
0,6
до 60
1,0
456
100
42,5
1,0
456
200
56,5
0,5
400
160
50,6
Электродегидраторы предназначены для глубокого
обезвоживания и обессоливания нефти. Технические
характеристики
некоторых
электродегидраторов
приведены в табл.9.4.8.
Таблица 9.4.8
Технические характеристики электродегидраторов
Показатели
Электродегидратор
1ЭГ-160
2ЭГ-160
ЭГ-200-10
Пропускная
способность
по
5000товарной нефти, т/сут
2000-8000 3000-9300
11500
Рабочее давление, МПа
1
1
1
Рабочая температура, 0С
до 110
до 110
до 110
Число электротрансформаторов
2
4
1
Мощность
электротрансформаторов, кВА
50
50
150
Напряжение
между
электродами, кВ
до 44
до 44
до 50
Вместимость емкости, м3
160
160
200
X. ПОДДЕРЖАНИЕ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ
(ППД) НА НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖАХ
10.1. ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ СХЕМА СИСТЕМЫ ППД
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.162
УГНТУ
Нефтяная
компания ЮКОС
Система ППД представляет собой комплекс технологического
оборудования необходимый для подготовки, транспортировки,
закачки рабочего агента в пласт нефтяного месторождения с целью
поддержания пластового давления и достижения максимальных
показателей отбора нефти из пласта.
Система ППД должна обеспечивать:
- необходимые объемы закачки воды в пласт и давления ее
нагнетания по скважинам, объектам разработки и месторождению
в целом в соответствии с проектными документами;
- подготовку закачиваемой воды до кондиций (по составу, физикохимическим свойствам, содержанию мех примесей, кислорода,
микроорганизмов), удовлетворяющих требованиям проектных
документов;
- проведение контроля качества вод системы ППД, замеров
приемистости скважин, учета закачки воды как по каждой
скважине, так и по группам, пластам и объектам разработки и
месторождению в целом;
- герметичность и надежность эксплуатации системы промысловых
водоводов, применение замкнутого цикла водоподготовки и
заводнения пластов с использованием сточных вод;
- возможность изменения режимов закачки воды в скважины,
проведения ОПЗ нагнетательных скважин с целью повышения
приемистости пластов, охвата пластов воздействием заводнения,
регулирование процесса вытеснения нефти к забоям добывающих
скважин.
Система ППД включает в себя следующие технологические
узлы (см. рис.10.1)
- систему нагнетательных скважин;
- систему трубопроводов и распределительных блоков (ВРБ);
- станции по закачке агента (БКНС), а также оборудование для
подготовки агента для закачки в пласт.
Водозаб. скважины
В
РБ
Б
Справочник инженера по добыче нефти
КНС
Стр.163
Нагн.
скважины
УГНТУ
Нефтяная
компания ЮКОС
Рис.10.1.1. - Принципиальная схема системы ППД
10.2. СИСТЕМА ТРУБОПРОВОДОВ ППД
К трубопроводам системы поддержания пластового давления
относятся:
- нагнетательные линии (трубопровод от ВРБ до устья скважины);
- водоводы низкого давления (давление до 2 МПа);
- водоводы высокого давления (в водоводах высокого давления
нагнетание воды осуществляется насосными агрегатами);
- внутриплощадочные
водоводы
(водоводы
площадочных
объектов).
Транспортируемой продукцией трубопроводов
является агрессивная смесь вод, содержащая:
механические примеси, серу, кальцит и другие
вредные вещества.
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.164
УГНТУ
Нефтяная
компания ЮКОС
Технологии сбора и транспорта продукции.
Подача воды на блочные кустовые насосные
станции (БКНС) осуществляется из нескольких
источников:
- по водоводам низкого давления подается
пластовая вода (УПСВ и ЦППН (ЦПС));
- по водоводам низкого давления подается вода из
водозаборных скважин;
- из открытых водоемов по водоводам низкого
давления подается пресная вода.
а
4
5
9
8
1
7
2
10
Е
К
А
3
б
6
Р
2
7
Рис.10.2.1. - Кольцевая (а) и лучевая (б) водораспределительные
системы
1 – водоочистная станция; 2 – магистральный водовод; 3 – водовод высокого давления; 4 –
нагнетательная линия; 5 – колодец; 6 – нагнетательные скважины; 7 – подводящие
водоводы; 8 – подземные резервуары чистой воды; 9 – кустовая насосная станция; 10 –
перемычка.
Из
БКНС
рабочий
агент
(вода)
через
водораспределительные блоки (ВРБ) по водоводам
высокого давления и нагнетательным линиям скважин
подается для закачки в пласт с целью поддержания
пластового давления.
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.165
УГНТУ
Нефтяная
компания ЮКОС
Основные технологические параметры
Конструкция промысловых трубопроводов (диаметр, толщина
стенки), способ их прокладки, материал для их изготовления
определяются проектной организацией и обеспечивают:
- безопасную и надежную эксплуатацию;
- промысловый сбор и транспорт вод системы ППД в
нагнетательные скважины;
- производство монтажных и ремонтных работ;
- возможность надзора за техническим состоянием водоводов;
- защиту от коррозии, молний и статического электричества;
- предотвращение образования гидратных и других пробок.
Таблица 10.2.1
Рабочее давление в трубопроводах системы ППД
№
1
2
3
4
Назначение трубопровода.
Выкидные
линии
водозаборных
скважин.
Водоводы низкого давления.
Водоводы
высокого
давления,
нагнетательные линии скважин.
Внутриплощадочные трубопроводы.
Рабочее давление,
МПа.
До 2
До 2
10…22
Согласно
регламентам ДНС,
БКНС, ЦППН
10.3. Напорные трубы
Размеры и масса нефтепроводных труб (по ГОСТ 3101 – 46)
приведены в табл. 10.3.1.
Нефтепроводные трубы испытываются на гидравлическое
давление не более 40 МПа, рассчитываемое по формуле
Р = 20 δ ơ/ d
(10.3.1)
где Р – гидравлическое давление в МПа; δ – минимальная толщина
стенки в мм.; ơ – допускаемое напряжение, принимаемое равным
35% предела прочности, в кг/мм2; d - внутренний диаметр трубы, в мм.
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.166
УГНТУ
Нефтяная
компания ЮКОС
Графитовые смазки для резьбовых соединений труб
Для смазывания резьбовых соединений
графитовые смазки следующих составов:
труб
применяют
1) 5 массовых частей машинного масла, 1массовая часть
графитового порошка (смесь тщательно размешивается
до мазеобразного состояния);
2) 50…60 % графитового порошка, 5% технического жира, 1,5 %
каустической соды крепостью 32 град. Ве, 33,5 – 43,5 %
машинного масла (все составляющие части берутся в процентах
к общей массе);
3) 24% - солидола, 36% графита, 8% известкового молока, 2%
канифоли (все составные части берутся в процентах к общей
массе).
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.167
УГНТУ
Нефтяная компания ЮКОС
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.
256
УГНТУ
Нефтяная компания ЮКОС
Таблица 10.3.1
Наружный
диаметр, мм
Размеры и масса нефтепроводных труб (по ГОСТ 3101 – 46)
4,5
5
5,5
146
168
194
219
245
273
299
325
351
377
426
15,7
17,15
-
17,30
18,90
-
19,06
20,82
-
Толщина стенки, мм
6
6,5
7
7,5
8
Масса 1 пог. м., при плотности металла 7850 кг/м 3, кг
20,72
22,64
25,75
31,52
-
22,36
24,45
-
24
26,24
29,87
32,28
36,60
41,09
-
25,62
28,02
31,91
34,50
-
27,23
29,79
33,93
36,70
41,63
46,76
57,41
62,54
67,97
-
8,5
9
28,82
31,55
35,95
38,89
-
30,41
33,29
37,95
41,06
46,61
52,38
64,37
70,14
75,91
-
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.
256
УГНТУ
Нефтяная компания ЮКОС
Продолжение табл. 10.3.1
10
11
12
13
14
15
16
17
51,30
56,43
64,71
70,24
80,10
90,36
111,67
121,93
132,19
-
54,08
59,53
68,34
74,21
84,69
95,59
118,23
129,13
140,03
-
2 класса
9,5
1 класса
Длина
трубы, м
Толщина стенки, мм
31,98
35,03
39,95
43,23
49,08
55,17
67,83
73,92
80,01
-
33,54
36,75
41,92
45,38
51,54
57,95
71,27
77,68
84,10
90,51
-
36,62
40,15
45,85
48,64
56,43
63,48
78,13
85,18
92,23
99,29
112,58
39,66
43,50
49,72
53,86
61,26
68,95
84,93
92,63
100,32
108,02
122,52
42,64
46,81
53,54
58,03
66,04
74,38
91,69
100,03
108,36
132,41
45,57
50,06
57,31
62,15
70,78
79,76
98,40
107,38
116,35
125,33
142,25
48,46
53,27
61,04
66,22
75,46
85,08
105,06
114,68
124,29
133,91
-
5-19
146
168
194
219
245
273
299
325
351
377
426
8-19
Масса 1 пог. м., при плотности металла 7850 кг/м 3, кг
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.
256
УГНТУ
компания ЮКОС
Нефтяная
10.4. Насосные станции и установки для закачки
воды
Для закачки воды используются насосные станции и установки,
базирующиеся, в основном, на центробежных поршневых насосных
агрегатах (рис. 10.4.1).
3
4
5
6
7
6
5
2
1
4
3
2
1
а
б
Рис.10.4.1 - Установка погружного центробежного электронасоса
а - для подачи пластовых вод: 1 – погружной электродвигатель; 2 –
погружной насос; 3 – оборудование устья скважины; 4 – силовой
кабель; 5 – комплексное оборудование; 6 – трансформатор;
б – для закачки воды: 1 – шурф; 2 – разводящий водовод; 3 –
электронасосный погружной аппарат; 4 – контрольно-измерительные
приборы; 5 – нагнетательный водовод; 6 – комплексное устройство;
7 – трансформатор
К насосным станциям, называемым кустовыми насосными
станциями
(КНС),
подключается
до
нескольких
десятков
нагнетательных скважин. Наибольшее развитие получили кустовые
насосные станции блочного исполнения. Выделяются блочные
кустовые насосные станции (БКНС) на базе центробежных насосов
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.
УГНТУ
компания ЮКОС
Нефтяная
ЦНС-180 и ЦНС-500.
Состав БКНС в зависимости от числа насосов
приведен в табл.10.4.1.
Описание конструкции и принцип действия БКНС
Насосный блок включает в себя в качестве основных элементов
центробежные многоступенчатые секционные насосы типа ЦНС-180
или ЦНС-500, основные показатели которых, в зависимости от числа
ступеней, приведены в табл.10.4.1.
Насосный блок включает
электропривод насоса (синхронного типа серии СТД со статическим
возбуждением или асинхронного типа серии АРМ), масляную
установку
для
насосного
агрегата,
осевой
вентилятор
с
электроприводом, пост местного управления с кнопкой аварийного
останова, стенд приборов, запорно-регулирующую арматуру насосного
агрегата, технологические трубопроводы.
На типовой технологической схеме БКНС (рис. 10.4.2) цифрами
обозначено: 1, 2, 7 - шкафы соответственно трансформаторные,
вводы кабеля и управления дренажными насосами; 3 - станция
управления; 4 - распределительное устройство низковольтное; 5, 6 щиты приборный и общестанционный; 8, 13, 23 - насосы 1СЦВ, ЦНСК
и ЦНС180; 9, 11, 21 - клапаны соответственно: обратный, подъемный и
обратный; 10, 19, 26, 28 - вентили соответственно: запорный, электромагнитный, регулирующий, угловой; 12, 14, 16, 17, 20 - задвижки ЗКЛ и
электроприводная; 15 - фильтр; 18 - маслоохладитель; 22 - бак
масляный; 24 - муфта зубчатая; 25 - электродвигатель; 27 диафрагма; I - насосные блоки; II - блок дренажных насосов; III - блок
низковольтной аппаратуры и управления; IV - блок напорных гребенок;
V - распределительное устройство РУ-6(10) кВ; VI - трансформаторная
комплектная подстанция КТПН 66-160/6КК; VII - резервуар сточных
вод.
В состав БКНС входят насосные блоки двух видов: НБ-1
(крайний насосный блок) и НБ-2 -средний. Блок НБ-1 обязателен
независимо от числа насосных агрегатов в составе БКНС. Различие
этих блоков - в исполнении их укрытия.
Приемная линия насосного агрегата оборудуется сетчатым
фильтром и ручной задвижкой типа ЗКЛ2, нагнетательная линия –
обратным клапаном и электроприводной задвижкой типа В-403 .
Блок напорной гребенки (БГ), предназначенный для учета и
распределения поступающей от насоса ТЖ по напорным
трубопроводам, размещают в отдельном цельнометаллическом боксе
на расстоянии не менее чем 10 м от остальных блоков. Включает в
себя распределительный коллектор, коллектор обратной промывки,
пункт управления, расходомер с сужающим устройством, запорный
вентиль, вентилятор, площадку для обслуживания, электропечь.
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.
2
8
I
2
V
7
8
6
20
7
10
2
6
9
22
II
5
III
I
V
I
I
II
4
3
2
V
II
V
I
1
I
II
15
25
16
21
23
24
12
14
13
9
Рис. 10.4.2 - Типовая технологическая схема БКНС
Перспективным
направлением
является
применение
гидропроводных модульных насосов с «абсолютной» регулируемостью
подачи.
Электропровод и кабели уложены в металлических коробах,
стальных трубах, гибких металлорукавах. В БА электропроводы
(стянутые в жгуты) и кабели проложены в лотках под настилом, доступ
к которым осуществляется через люки.
Работа
станции
происходит
следующим
образом.
Технологическая вода через всасывающий трубопровод подается на
вход центробежного насоса ЦНС-180. От насоса по напорному
трубопроводу вода подается в БГ, где распределяется на восемь, пять
или четыре водонапорных водовода (в зависимости от типа БГ) и
далее подается на нагнетательные скважины.
Для сброса воды из водоводов при ремонте БГ имеется
специальный коллектор. Насосные агрегаты с насосами ЦНС 180-1900
и ЦНС 180-1422 снабжены индивидуальными маслосистемами,
обеспечивающими принудительную подачу масла для смазки и
охлаждения подшипников насоса и электродвигателя.
Система водяного охлаждения предусматривает охлаждение
масла при принудительной смазке подшипников насосного агрегата
УГНТУ
компания ЮКОС
Нефтяная
НБ; охлаждение подшипников НА с насосом ЦНС- 1050; подачу воды
для охлаждения и запирания сальников концевых уплотнений насосов
ЦНС-180 в случае падения давления во всасывающем патрубке
насоса до 0,1 МПа, а также охлаждение электродвигателей с ЗЦВ.
Из резервуара сточная вода периодически перекачивается
основными насосами БД ЦНСК-60/254 на вход насосов ЦНС-180.
В БА установлена аппаратура, обеспечивающая пуск, контроль
основных
параметров и эксплуатацию станции, аппаратуры
распределения электроэнергии, щитов управления двигателями,
отопления и дренажных насосов. Измерение, запись давления и
расхода воды. поступающей в нагнетательные скважины производится
расходомерными
устройствами, расположенными на каждом
водоводе БГ.
В качестве основного варианта рассмотрим насосный блок с
принудительной смазкой подшипников насосного агрегата НА
(давление на выкупе насосов выше 10 МПа). В НБ установлены:
- насосный агрегат НА, состоящий из насоса типа ЦНС180 и электродвигателя;
маслоустановка и трубопроводы системы смазки с арматурой;
трубопроводы и арматура технологической воды;
трубопроводы и арматура системы охлаждения;
трубопроводы подпора и охлаждения сальников насоса;
дренажные трубопроводы;
кнопочный пост управления маслоустановкой,
кнопочный пост управления электроприводной задвижкой;
короба и трубы электропроводки,
аварийная кнопка;
манометровая колонка;
кнопочный пост управления вентиляцией.
Установленное оборудование смонтировано и закреплено на
санях и ограждающих конструкциях блока.
Центробежный секционный насос ЦНС-180 имеют номинальную
производительность 180 м3/ч при расчетном (номинальном) давлении
на выкиде насоса. Допускается изменение расхода воды от 50 до 180
м3/ч при плотности воды равной 1000-1001кг/м3
Для защиты проточной части насоса от крупных механических
примесей во всасывающем патрубке установлен сетчатый фильтр.
Для привода насоса используются электродвигатели двух типов
- синхронные и асинхронные. Охлаждение воздуха в двигателях с ЗЦВ
осуществляется пресной водой. В двигателях с РЦВ охлаждение
обмоток статора осуществляется воздухом из машинного зала.
-
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.
УГНТУ
компания ЮКОС
Нефтяная
Маслосистема НА состоит из маслобака емкостью 0,6 м3,
шестеренного маслонасоса с электроприводом производительностью
2,1 м3,/ч и давлением 0,27 МПа, маслоохладителя с фильтрами и
системы трубопроводов с запорной арматурой.
На
всасывающем
трубопроводе
технологической
воды
установлены клиновая задвижка типа ЗКЛ2 и сетчатый фильтр. На
напорном
трубопроводе
установлены
обратный
клапан
и
электроприводная задвижка В-407Э. В верхней точке напорного
трубопровода установлен вентиль для стравливания воздуха.
Трубопроводы системы охлаждения предназначены для
подвода
охлаждающей
воды
к
маслоохладителю
и
воздухоохладителям двигателей с ЗЦВ. От системы охлаждения вода
подается вода для запирания и охлаждения концевых сальниковых
уплотнений насоса при падении давления а приемном патрубке насоса
ниже 0,1 МПа.
При работе насоса с давлением во входном патрубке от 0,6 до
3,0 МПа происходит разгрузка сальников с отводом воды через
щелевые уплотнения насоса в безнапорную емкость. Отвод воды из
камеры
гидропяты
насоса
производится
во
всасывающий
трубопровод. Дренаж от концевых уплотнений насоса производится в
дренажный бак, установленный в БД.
Местный контроль технологических и эксплуатационных
параметров работы насосных агрегатов, настройка датчиков
сигнализации осуществляются по манометрам и показаниям
амперметра цепи возбуждения двигателя типа СТД.
После пуска кнопкой "пуск со щита управления, установленного в
БА, включается масляный насос, и при достижении давления в конце
масляной линии 0,05...0,1 МПа начинается запуск основного насоса.
После достижения давления за насосом 0,9 Рном начинает открываться
электрозадвижка на линии нагнетания. После открытия задвижки в
течение 60с насос выходит на установившийся режим работы.
В насосном блоке с системой виброизоляции насосных агрегатов
насосный агрегат с рамой устанавливается на резино-металлические
амортизаторы, закрепленные к саням. На всасывающем и напорном
трубопроводах насоса устанавливаются компенсаторы, а на
трубопроводах подачи смазки, подпора сальников - резиновые рукава.
При работе станции за счет амортизаторов и упругих
компенсирующих вставок на трубопроводах снижается передача
вибрации
от
насосного
агрегата
трубопроводам,
несущим
конструкциям, основаниям блоков и фундаментам, а также
уменьшается передача шума.
В БД установлены:
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.
УГНТУ
компания ЮКОС
Нефтяная
два насосных агрегата с насосами ЦНСК-60/264;
дренажный бак;
два самовсасывающих насоса 1СЦВ-1,5М;
четыре блока печей ПЭТ-4;
защитные короба электропроводки;
трубопроводы и арматура технологической воды.
Насосы 1СЦ8-1,5М предназначены для откачки воды из
дренажного бака в резервуар сточных вод. Насосы типа ЦНСК-60/264
служат для откачки воды из резервуара сточных вод во всасывающий
трубопровод НБ. Один насос является резервным.
Блок напорной гребенки (БГ) служит для распределения
технологической воды на скважины системы ППД. Разработано шесть
типов блока напорной гребенки в зависимости от количества
водоводов и типа устройства измерения расхода воды.
В БГ установлены:
- блок трубопроводов;
- устройство измерения расхода;
- площадка обслуживания;
- элементы вентиляции и отопления,
- шкаф управления;
- кнопочный пост управления вентиляцией.
Блок трубопроводов состоит из напорного коллектора с
регулирующими вентилями, высоконапорных водоводов, сбросного
коллектора, вентилей и устройства измерения расхода. Изменение
расхода технологической воды осуществляется регулирующими
вентилями, установленными на напорном коллекторе.
В зависимости от количества водоводов блоки напорных
гребенок подразделяются на восьми-, пяти- и четырехводоводные.
Пяти- и четырехводоводные блоки напорной гребенки могут
поставляться отдельно от станции. По типу устройства измерения
расхода воды блоки гребень поставляются с: сужающим устройством в
комплекте со щитом дифманометров; аппаратурой Электрон-2М;
датчиком расхода ДРК 1-100-50-5.
При установке аппаратуры Электрон-2М и датчика расхода ДРК
1-100-50-5 первичные приборы устанавливаются непосредственно на
напорных трубопроводах в БГ, а вторичные - на стойках в отдельно
стоящем приборном блоке (ОП). Для отопления блока установлены
три маслозаполненные печи мощностью по 2 кВт с контролем
температуры. Вентиляция осуществляется путем забора воздуха
через воздуховод, расположенный на полу блока, осевым
-
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.
УГНТУ
компания ЮКОС
Нефтяная
вентилятором типа В-06-300№ 5H1C, установленным на боковой
панели.
В таблице 10.4.3 приведена техническая характеристика четырех
основных групп блочных кустовых насосных станций: БКНС100;
БКНС150, БКНС200; БКНС500.
Центробежные насосы секционные типа
ЦНС
Насосы типа ЦНС – центробежные насосы секционные: Г – для
перекачивания воды с температурой 45-105 оС (масла – 2-60 оС), М –
для перекачивания масла, УН – для перекачивания утечек нефти,
после цифр указывается климатическое исполнение и категория
размещения насоса при эксплуатации по ГОСТ 15150-69. Допустимая
массовая доля механических примесей до 0,1% и размером твердых
частиц не более 0,1 мм. Давление на входе в насос при перекачивании
воды должно быть не менее: - 0,1 МПа и 0,07-0,015 МПа при
перекачивании масла. Максимально допустимое давление на входе
всех типов – не более 0,3 МПа. Общий вид центробежного
секционного насоса (ЦНС) приведен на рис. 10.4.3.
В табл. 10.4.4 приведены технические характеристики
центробежных секционных насосов производительностью 38 и
60м3/час. В табл. 10.4.5 приведены технические характеристики
центробежных секционных насосов производительностью 105, 180 и
300 м3/час.
Агрегаты ЦНС 300–120…540 и ЦНС 105-98…441 предназначены
для перекачивания обводненной газонасыщенной и товарной нефти с
температурой 0-45оС плотностью 700-1050кг/м3, содержанием
парафина не более 20%, механических примесей размером твердых
частиц до 0,2 мм и объемной концентрацией 0,2%, обводненностью не
более 90%. Давление на входе в насос составляет 0.05-0,6 МПа.
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.
УГНТУ
компания ЮКОС
Нефтяная
Рисунок 10.4.3. – Общий вид центробежного секционного насоса
Таблица 10.4.1
Состав блоков БКНС
2
3
4
5
6
7
8
1
1
1
2
2
2
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
-
-
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
2
3
4
5
Резервуар**
сточных вод
Обслуживания
(БО)
Распределитель
ного устройства
(РУ**)
Дренажных
насосов (БД)
1
Напорной
гребёнки (БГ)
1
БКНС 1 X100
БКНС 1 X150
БКНС 1 X200
БКНС 2 X100
БКНС 2 X100*
БКНС 2X 150
Низковольтной
аппаратуры (БА)
Тип БКНС
Насосный (НБ)
Наименование и шифр блоков
Продолжение табл.10.4.1
6
7
8
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.
УГНТУ
компания ЮКОС
Нефтяная
БКНС 2 X150*
БКНС 2X 200
БКНС 2 X200*
БКНС 3X100
БКНС 3X100*
БКНС 3X150
БКНС 3X150*
БКНС 3X200
БКНС 3X200*
БКНС 4X100
БКНС 4X100*
БКНС 4X150
БКНС 4X150*
БКНС 4X200
БКНС 4X200*
БКНС 2X500
БКНС 3X500
БКНС 4X500
2
2
2
3
3
3
3
3
3
4
4
4
4
4
4
2
3
4
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
1**
1**
1**
1
1
1
1
1
1
1
1
-
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
-
* С замкнутым циклом вентиляции.
** В комплект заводской поставки не входят.
Таблица 10.4.2
Зависимость числа блоков от числа насосов
Наименование
блока в составе
БКНС
Насосный
крайний
Насосный
средний
Низковольтной
аппаратуры
Напорной
гребёнки
Распределительный
Возбудителей
Шифр
блока
Число блоков при числе насосов в
составе БКНС
1
2
3
4
НБ-1
1
1
1
1
НБ-2
-
1
2
3
А-1
А-2
1
1
1
1
1
1
1
1
БГ-1
1
1
2
2
РУ-6КВ
1
1
1
1
БВ-1
-
1
1
1
Таблица 10.4.3
Техническая характеристика БКНС
Параметры
Группа БКНС
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.
УГНТУ
компания ЮКОС
Нефтяная
БКНС х 100
2
ЦНС180-1050
1
Тип базового насоса
Номинальная подача насоса, м3/ч
Давление нагнетания, МПа
Допустимое давление на всасывающей линии, МПа
Давление в системе охлаждения, МПа
Давление в системе отвода воды из сальников и
подпятника, МПа
Максимальный расход воды на охлаждение и подпор
сальников, м3/ч
БКНС х 150
3
ЦНС180-1422
180
10
14
2,7
0,2
0,4
25
30
Продолжение табл.10.4.3
2
3
1
Температура закачиваемой воды, 0С
Номинальная расходуемая мощность насоса, кВт
Мощность электропривода, кВт
Частота вращения, 1/мин
Напряжение питания электропривода, кВ
Напряжение в сети вспомогательных устройств, В
Ток электродвигателя
Давление в маслосистеме, МПа
Расход масла на один агрегат, л/ч
Условный размер труб, мм:
- приемных
- нагнетательных
- приемных блока гребенки
- выходных блока гребенки
Условный размер труб подвода и отвода
охлаждающей воды, мм:
- при разомкнутом цикле вентиляции (РЦВ)
- при замкнутом цикле вентиляции (ЗЦВ)
Габариты насосных блоков, мм:
- длина
- ширина
- высота
Наибольшая масса насосного блока, кг:
- при РЦВ
- при ЗЦВ
Масса блока гребенки, кг
Источник отопления:
- штатный
- дежурный
8 - 40
675
800
970
1250
3000
6 (10)
380/220
Трехфазный, переменный, 50 Гц
0,3
2,1
150
125
200
100
50
100
100
9804
3102
2992
18000
19800
21900
22600
13470
Вторичное тепло
оборудования
электрический
Продолжение табл. 10.4.3
Параметры
Тип базового насоса
Группа БКНС
БКНС х 200
БКНС х 500
ЦНС180-1900
ЦНС500-1900
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.
УГНТУ
компания ЮКОС
Нефтяная
1
2
3
Номинальная подача насоса, м3/ч
Давление нагнетания, МПа
Допустимое давление на всасывающей линии, МПа
Давление в системе охлаждения, МПа
Давление в системе отвода воды из сальников и
подпятника, МПа
Максимальный расход воды на охлаждение и подпор
сальников, м3/ч
Температура закачиваемой воды, 0С
180
18,6
500
18,6
2,7
0,2
0,4
30
8 - 40
Продолжение табл.10.4.3
2
3
1
Номинальная расходуемая мощность насоса, кВт
Мощность электропривода, кВт
Частота вращения, 1/мин
Напряжение питания электропривода, кВ
Напряжение в сети вспомогательных устройств, В
Ток электродвигателя
Давление в маслосистеме, МПа
Расход масла на один агрегат, л/ч
Условный размер труб, мм:
- приемных
- нагнетательных
- приемных блока гребенки
- выходных блока гребенки
Условный размер труб подвода и отвода
охлаждающей воды, мм:
- при разомкнутом цикле вентиляции (РЦВ)
- при замкнутом цикле вентиляции (ЗЦВ)
Габариты насосных блоков, мм:
- длина
- ширина
- высота
Наибольшая масса насосного блока, кг:
- при РЦВ
- при ЗЦВ
Масса блока гребенки, кг
Источник отопления:
- штатный
- дежурный
1150
1600
3340
4000
3000
6 (10)
380/220
Трехфазный, переменный, 50 Гц
0,3
2,1
150
125
200
100
50
100
100
9804
3102
2992
18000
19800
21900
22600
13470
вторичное
Электритепло оборуческий
дования
электрический
Таблица 10.4. 4
Технические характеристики ЦНС производительностью 30 и 60 м3/час
Тип, марка
оборудования
ЦНС 38х110
Подача,
м3/час
Напор, м
Частота
вращения,
с-1
Частота
вращения,
об/мин
38
110
49,17
2950
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.
УГНТУ
компания ЮКОС
ЦНС 38х154
ЦНС 38х220
ЦНС 60х165
ЦНС 60х198
ЦНС 60х264
ЦНС 60х297
Нефтяная
38
154
49,17
2950
38
220
49,17
2950
60
165
49,17
2950
60
198
49,17
2950
60
264
49,17
2950
60
297
49,17
2950
ЦНС 38х110
ЦНС 38х154
ЦНС 38х220
ЦНС 60х165
ЦНС 60х198
ЦНС 60х264
ЦНС 60х297
А02822У3
Кавитационный запас, м
Масса
агрегата, кг
Габаритные
размеры
агрегата, мм
Мощность,
кВт
Тип, марка
оборудования
Тип
двигателя
Продолжение табл. 10.4. 4
Технические характеристики ЦНС производительностью 30 и 60 м3/час
3,6
А02822У3
298
3,6
А02822У3
34
1407х430х420
368
4,5
А02822У3
40
1110х500х500
298
4,5
А02822У3
46,2
1110х500х500
327
4,5
А02822У3
61,6
1350х500х500
384
4,5
А02822У3
69,3
1430х500х500
412
4,5
Таблица 10.4 5
Технические характеристики ЦНС производительностью
105, 180 и 300 м3/час
Тип, марка
оборудования
ЦНС 105х294
ЦНС 180х170
Подача,
м3/час
Напор, м
Частота
вращения,
с-1
Частота
вращения,
об/мин
105
294
49,17
2950
180
170
24,6
14,75
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.
УГНТУ
компания ЮКОС
Нефтяная
ЦНС 180х340
ЦНС 300х120
ЦНС 300х300
ЦНС 300х360
180
340
24,6
1475
300
120
24,6
1475
300
300
24,6
1475
300
360
Мощность,
кВт
Масса
агрегата, кг
Кавитационный запас, м
ВАО2450S2
124
2868х1218х1195
2567
5,5
ВА02-280М-4
119
2620х950х920
2195
3,5
ВАО2315L-5
118
3155х1020х935
3259
4
ВАО2450S-4
148
3000х1190х1260
3250
4
4630
4
Тип, марка
оборудования
ЦНС 105х294
ЦНС 180х170
ЦНС 180х340
ЦНС 300х120
ЦНС 300х300
Габаритные
размеры
агрегата, мм
Тип
двигателя
24,6
1475
Продолжение табл. 10.4. 5
Технические характеристики ЦНС производительностью
105, 180 и 300 м3/час
ВАО2450LВ-4
ЦНС 300х360
ВАО24
560S-4
10.5. Резервуары отстойники
На объектах сбора и подготовки нефти для очистки и подготовки
нефтепромысловых сточных вод применяют различные типы
сооружений, установок и аппаратов, скомпонованных по разным
технологическим схемам. Основное оборудование этих установок и
параметры сточных вод после очистки и подготовки приведены в табл.
10.5.1 и 10.5.2.
Таблица 10.5.1
Основное оборудование для очистки и подготовки нефтепромысловых
сточных вод
Оборудование
Объем,
Масса,
Рабочее
Производи-
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.
УГНТУ
компания ЮКОС
Резервуары отстойники с
двухлучевым распределительным устройством
ввода и вывода жидкости:
- РВС-2000
- РВС-5000
Резервуары отстойники с
гидрофобным жидкостным фильтром:
- РВС-1000
- РВС-2000
- РВС-5000
Резервуары-флотаторы:
- РВС-1000
- РВС-2000
- РВС-5000
Напорные герметизированные отстойники:
а) полный отстойник
(V=100 м3)
(V=200 м3)
б) с коалесцирующим
фильтром (ФЖ-2973)
Мультигидроциклонная
установка (НУР-3500)
Нефтяная
м3
т
давление,
МПа
тельность,
м3/сут
2000
5000
40
100
0,6
0,6
до 4000
до 10000
1000
2000
5000
20
45
110
-
2000-25000
3000-4000
7000-8000
1000
2000
5000
20
45
110
-
2000-3000
3000-7000
7000-20000
100
200
25
40
0,6
0,6
1000-1500
2000-3000
100
30
до 0,3
5,0
5,0
0,6
1500-6300
3000-3500
механических
примесей
нефти
механических
примесей
Оборудование
нефти
Остаточное содержание, мг/л
на входе
на выходе
Возможность (+) очистки
сероводородосодержащих сточных вод
Таблица 10.5.2
Основные параметры сточных вод после очистки и подготовки
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.
УГНТУ
компания ЮКОС
Резервуары отстойники с
двухлучевым распределительным устройством
ввода и вывода жидкости:
- РВС-2000
- РВС-5000
Резервуары отстойники с
гидрофобным жидкостным фильтром:
- РВС-1000
- РВС-2000
- РВС-5000
Резервуары-флотаторы:
- РВС-1000
- РВС-2000
- РВС-5000
Напорные герметизированные отстойники:
а)
полный
отстойник
(V=100 м3)
(V=200 м3)
б) с коалесцирующим
фильтром (ФЖ-2973)
Мультигидроциклонная
установка (НУР-3500)
Нефтяная
до 3000
до 3000
до 500
до 500
30-50
30-50
30-50
30-50
-
не
ограничено
то же
то же
до 500
до 500
до 500
30-50
30-50
30-50
30-50
30-50
30-50
-
до 300
до 300
до 300
до 300
до 300
до 300
10-40
10-40
10-40
10-40
10-40
10-40
-
до 1000
до 1000
до 300
до 300
30-50
30-50
30-50
30-50
+
+
до 1000
до 300
30-50
30-50
+
до 1000
до 1000
до 1000
20-50
+
10.6. Оборудование нагнетательных скважин
Оборудование нагнетательных скважин включает:
Наземное оборудование:
- нагнетательная арматура;
- обвязка устья скважины.
Подземное оборудование:
- насосно-компрессорные трубы;
- пакер.
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.
УГНТУ
компания ЮКОС
Нефтяная
акер
Эксплуатационная колонна
П
Нагнетательная арматура
Колонна НКТ
Устье
нагнетательной
скважины
оборудуется
стандартной
арматурой,
рассчитанной на максимальное ожидаемое давление при
закачке рабочего агента.
Арматура предназначена для герметизации устья
нагнетательных скважин в
процессе
нагнетания
в
скважину
воды,
для
выполнения ремонтных работ,
проведения мероприятий по
увеличению
приемистости
пласта и исследовательских
работ, осуществляемых без
прекращения
закачки.
Основные части арматуры –
трубная головка и елка.
Трубная головка предназначена для герметизации
затрубного
пространства,
Зона
подвески колонны НКТ и
перфораци
проведения
некоторых
технологических
операций,
и
исследовательских
и
ремонтных работ. Она состоит
Рис. 10.6.1. - Конструкция нагнетаиз крестовины, задвижек и
тельной скважины
быстросборного соединения.
Елка служит для закачки
жидкости через колонну НКТ и состоит из стволовых задвижек,
тройника, боковых задвижек и обратного клапана.
Технические характеристики устьевой арматуры для
нагнетательных скважин приведены в табл. 10.6.1.
Таблица 10.6.1
Технические характеристики устьевой арматуры
нагнетательных скважин
Показатели
Арматура
Условный проход ствола и
боковых отводов, мм
АНК1-6521
АНК1-6535
АНК-6521
65
65
65
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.
УГНТУ
компания ЮКОС
Нефтяная
Давление, МПа:
- рабочее
- пробное
Скважинная среда
Запорное
устройство
(прямоточная задвижка)
Габаритные размеры, мм:
- длина
- ширина
- высота
Масса арматуры, кг
21
35
21
42
70
42
коррозионная (вода техническая,
сточная нефтепромысловая и морская с содержанием механических
примесей не более 25 мг/л, размером
твердых частиц не более 0,1 мм)
ЗМС1
ЗМС1
ЗМ
1600
635
2130
743
1780
820
2310
962
1075
680
1195
580
Нагнетательная арматура обвязывается с нагнетательной
линией скважины (рис.10.6.1).К конструкции нагнетательных скважин
предъявляются следующие требования:
1.оборудование
устья
нагнетательной
скважины
должно
соответствовать проекту, при разработке которого должны быть
учтены состав, физико-химические свойства нагнетаемого агента
и максимальные ожидаемые давления нагнетания;
2.нагнетательные скважины, независимо от физико-химических
свойств закачиваемого агента, должны оборудоваться колонной
НКТ и, при необходимости пакерующим устройством,
обеспечивающими защиту и изоляцию эксплуатационной
колонны от воздействия на нее закачиваемого агента;
3.для исключения замерзания воды в арматуре скважины и
системе
нагнетания
при
остановках
необходимо
предусматривать полное удаление воды из арматуры и системы
подачи рабочего агента и заполнение указанного оборудования
незамерзающей жидкостью.
Принцип работы нагнетательной скважины
Вода от ВРБ (ВРГ) подаётся через нагнетательную линию
скважины и тройник устьевой арматуры в НКТ, а по ним поступает в
пласт. Выбор параметров НКТ нагнетательных скважин осуществляют
исходя из условий механической прочности и допустимых потерь
напора при закачке ТЖ. Расход закачиваемой в нагнетательную
скважину технологической жидкости регулируется штуцером (5) или
регулятором расхода (см. рис.10.6.2). Для контроля процесса
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.
УГНТУ
компания ЮКОС
Нефтяная
нагнетания воды арматура скважины оборудуется вентилями высокого
давления (9 и 12).
9
5
4
8
1
2
3
6
2
7
с
ВРБ
1
1
0
1
1
Рис. 10.6.2 - Арматура нагнетательная АНК 1 с обвязкой скважины
1 – быстросборное соединение;
2 – вентиль с
манометром; 3 –
центральная задвижка; 4 – тройник; 5 – штуцер; 6 –фланец; 7 – трубная
обвязка; 8 – трубная задвижка; 9 – вентиль для замера Ру; 10 – затрубная
задвижка; 11 – секущая задвижка; 12 – вентиль для замера рабочего (линейного)
давления.
Обслуживание нагнетательных скважин
Обслуживание
нагнетательных
скважин
осуществляют
операторы по поддержанию рабочего давления. Нагнетательные
скважины
обслуживаются
ежедневно.
При
обслуживании
нагнетательных скважин контролируются:
- рабочее (линейное) и устьевое давление;
- работа контрольно-измерительных приборов и аппаратуры;
- состояние запорной арматуры и фланцевых соединений;
- состояние защитных устройств;
- состояние (наличие) штуцера или регулирующего устройства.
Ремонт нагнетательных скважин
Необходимость проведения ремонта нагнетательной скважины
определяется геологической и технологической службами цеха ППД по
результатам исследований. Необходимость ремонта наземного
оборудования определяется мастером ЦППД и подтверждается
начальником цеха. Ремонт нагнетательных скважин выполняется
бригадами ПРС и КРС. Бригада подземного (текущего) ремонта
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.
УГНТУ
компания ЮКОС
Нефтяная
скважин производит смену запорной арматуры, а бригада
капитального ремонта производит ремонтно-изоляционные работы,
устранение негерметичности эксплуатационной колонны, устранение
различного рода аварий, ввод скважин в эксплуатацию и работы по
увеличению приемистости скважин.
Ремонт нагнетательных скважин производится на основании
плана работ, где указывается вид ремонта, порядок глушения
скважины и выполнения работ, спускаемое оборудование и т.д.
Предварительно скважина должна быть подготовлена к ремонту.
Подготовка скважин к ремонту входит в обязанности оператора по
поддержанию пластового давления, при этом должен быть выполнен
следующий объем работ:
- проверяются подъездные пути к скважине, при необходимости
производится отсыпка дороги;
- подготавливается (планируется) площадка для ремонтной
бригады, в зимнее время очищается с помощью спецтехники от
снега. Размер площадки должен быть не менее 40х40м.
- подготавливается
нагнетательная
арматура
скважины.
Фланцевые соединения на нагнетательной арматуре должны
иметь полный комплект крепежа, задвижки и вентили высокого
давления должны быть исправными, не допускаются пропуски
рабочего агента через фланцевые соединения.
- закрывается секущая и трубная задвижки нагнетательной
арматуры, давление в нагнетательной линии скважины
стравливается до атмосферного.
Вывод на режим и исследование нагнетательных скважин
Целью вывода нагнетательной скважины на режим является
приведение рабочего давления и расхода жидкости в соответствие с
режимными параметрами. Вывод скважины на режим осуществляется
исходя из технологического режима работы нагнетательных скважин,
утверждаемого главным инженером предприятия.
Задачей оператора по поддержанию пластового давления при
выводе скважины на режим является контроль за рабочим давлением
и количеством закачиваемого рабочего агента. Вывод на режим
осуществляется следующим образом:
- оператор ППД ежедневно производит замеры давления и
расхода рабочего агента. После запуска скважины, в течение
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.
УГНТУ
компания ЮКОС
Нефтяная
первых 2-3 дней при относительно низком давлении закачки
наблюдается большой расход рабочего агента, это связано со
снижением давления в призабойной зоне скважины после
ремонта;
- после стабилизации рабочего давления осуществляется
регулирование режима работы скважины. Путем подбора
диаметра штуцера или проходного сечения регулирующего
устройства рабочее давление и расход по скважине приводятся
в соответствие с режимными показателями.
Скважина считается выведенной на режим, если три замера
расхода рабочего агента по скважине в течение суток соответствуют
режимным показателям при неизменном давлении закачки.
В процессе эксплуатации скважин при помощи забойных и
поверхностных приборов должен проводиться постоянный контроль за
приемистостью, давлением нагнетания и охватом пластов заводнением
по толщине. Пластовое давление, фильтрационные параметры пласта и
коэффициенты
приемистости
скважин
определяются
путем
исследования скважин методами падения забойного
давления и
установившихся пробных закачек.
Взаимодействие скважин и пути перемещения по пласту
закачиваемой воды изучаются по динамике давления на различных
участках
пласта,
результатам
исследований
методом
гидропрослушивания,
геофизическими
методами,
добавкой
в
закачиваемую воду индикаторов. Оценка эффективности мероприятий
по регулированию закачки воды по разрезу производится с помощью
глубинных расходомеров, метода радиоактивных изотопов или
высокочувствительных термометров.
Периодичность
и
объем
исследовательских
работ
в
нагнетательных
скважинах
устанавливается
предприятием
в
соответствии с утвержденным обязательным комплексом промысловогеофизических
и гидродинамических исследований, с учетом
требований технологического проектного документа на разработку.
Справочник инженера по добыче нефти
Стр.