Ирина Эланс

Автор который поможет с любыми образовательными и учебными заданиями

Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ и РТ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

АЛЬМЕТЬЕВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ИНСТИТУТ

Кафедра «Разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений»

ОТЧЕТ

По 1-й учебной практике студента

«Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Место прохождения практики НГДУ «Ямашнефть», НГДУ «Альметьевнефть», учебный полигон ОАО «Татнефть» г. Альметьевск.

Начало Окончание

(дата) (дата)

Руководитель практики

от кафедры РиЭНГМ

ст. преподаватель

(должность) (ФИО)

Составил студент

(группа) (ФИО)

Альметьевск 2012 г.

КАЛЕНДАРНЫЙ ПЛАН

Студента проходившего первую учебную практику с по в НГДУ «Ямашнефть», НГДУ «Альметьевнефть», на учебном полигоне НГДУ «Елховнефть», расположенного в г. Альметьевск

№ №	Задание по сбору материала по теме отчета	Сроки выполнения отдельных заданий отчета	Примечание
11	Основные свойства коллекторов нефти и газа
12	Геологическая характеристика месторождений(стратиграфия, тектоника, нефтегазоносность, гидрогеология)
23	Техника и технология добычи нефти
34	Фонтанная эксплуатация скважин
45	Эксплуатация скважин штанговыми насосами
56	Эксплуатация скважин электроцентробежными и винтовыми насосами
57	Основные операции, выполняемые при обслуживании механизированных скважин
78	Подземный и капитальный ремонт скважин
69	Методы воздействия на прискважинную часть пласта
710	Сбор и подготовка продукции скважин
111	Организация ППД на промысловых объектах. Виды рабочих реагентов для ППД
112	Краткая характеристика видов работ по обслуживанию и ремонту трубопроводов
113	Мера безопасности при выполнении работ по обслуживанию и ремонту скважин

Составил студент группы

Утвердил руководитель практики от кафедры РиЭНГМ

ст. преподаватель:

ДНЕВНИК

прохождения первой учебной практики в НГДУ «Ямашнефть», НГДУ «Альметьевнефть», на учебном полигоне ОАО «Татнефть», расположенного в г.Альметьевск, студентом за период с

ДАТА	ВИД И СОДЕРЖАНИЕ РАБОТ
	Ознакомление с объектами НГДУ «Ямашнефть»
	Ознакомление с объектами НГДУ «Альметьевнефть»
	Ознакомление с объектами на учебном полигоне ОАО «Татнефть», расположенного в г.Альметьевск
	Сбор необходимых материалов к написанию отчета, оформление отчета по первой учебной практике

Составил студент

(группа) (ФИО)

Утвердил руководитель практики

от кафедры РиЭНГМ

ст. преподаватель

(должность) (ФИО)

СОДЕРЖАНИЕ

Введение…………………………………………………………………….5

Основные свойства коллекторов нефти и газа……………..….....6
Геологическая характеристика месторождений (стратиграфия, тектоника, нефтегазоносность, гидрогеология)……………….…………...…...9
Техника и технология добычи нефти……………….…………….12

Фонтанная эксплуатация скважин. …………………….……........12
Эксплуатация скважин штанговыми насосами……..………..…..18
Эксплуатация скважин электроцентробежными и винтовыми насосами….............................................................................................................24
Основные операции, выполняемые при обслуживании механизированных скважин………….................................................................27
Подземный и капитальный ремонт скважин……………..…........28
Методы воздействия на прискважинную часть пласта…….........38

Сбор и подготовка продукции скважин………………………..…51
Организация ППД на промысловых объектах. Виды рабочих агентов для ППД (преимущества и недостатки)……………………..………..62
Краткая характеристика видов работ по обслуживанию и ремонту трубопроводов.………………………………………………………………..…65
Меры безопасности при выполнении работ по обслуживанию и ремонту скважин……………………………………………...………………….67

Список литературы……………………………………….………...………69

ВВЕДЕНИЕ

Первая учебная практика является ознакомительной частью обучения нефтегазовому делу и способствует ознакомлению со своей профессией до начала изучения специальных предметов. Данная практика проходила в нефтегазодобывающих предприятиях «Ямашнефть», «Альметьевнефть», учебном полигоне «Елховнефть». Основными задачами практики являлись:

Ознакомление студентов с обустройством нефтяного месторождения и процессами бурения нефтяных и газовых скважин.
Ознакомление с основным оборудованием, которое применяется при бурении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин.
Ознакомление с нефтяным промыслом и его производственно-хозяйственной деятельностью.
Получение определенных практических знаний и опыта, способствующих хорошему усвоению теоретического материала при дальнейшем обучении по своей специальности в ВУЗЕ.

В ходе учебной практики мы посетили и ознакомились с обустройством ГЗНУ, ДНС, КНС, а также с кустом скважин предназначенных для 1-лифтовых ОРЭ, посетили буровую установку, машины КРС и тренировочные сектора по ремонту оборудования и проведения соревнований среди сотрудников.

1. Основные свойства коллекторов нефти и газа

Горные породы, обладающие способностью вмещать нефть, газ и воду и отдавать их при разработке называются коллекторами. Абсолютное большинство пород-коллекторов имеет осадочное происхождение. Коллекторами нефти и газа являются как терригенные (пески, алевролиты, песчаники и некоторые глинистые породы), так и карбонатные (известняки, мел, доломиты) породы.

Из определения пород-коллекторов следует, что они должны обладать емкостью, т.е. системой пустот, пор, трещин и каверн. Однако далеко не все породы, обладающие емкостью, являются проницаемыми для нефти и газа, т.е. коллекторами. Поэтому при изучении коллекторских свойств горных пород определяют не только их пустотность, но и проницаемость.

Проницаемость горных пород зависит от их поперечных (к направлению движения флюидов) размеров пустот в породе. Все коллектора по характеру пустот подразделяют на 3 типа: гранулярные или поровые (только обломочные горные породы), трещинные (любые горные породы) и каверновые (только карбонатные породы).

Емкость порового коллектора называют пористостью. Для характеристики пористости употребляется коэффициент, который показывает, какую часть от общего объема породы составляют поры. По размерам все поры делятся на сверхкапиллярные (d зерен ≥ 0,508мм) – хорошие коллекторы, капиллярные (d зерен 0,508-0,002 мм) и субкапиллярные (d зерен ≤ 0,002мм).

В сверхкапиллярных порах движение воды подчинено законам гидравлики. Вода, нефть и газ в них свободно перемещаются под действием гравитационных сил. В капиллярных порах движение жидкости затруднено вследствие проявления сил молекулярного сцепления. Субкапиллярные поры характерны для глинистых пород, которые являются водонефтегазоупорными.

Фильтрация воды по таким породам невозможна. Движение нефти в пласте осуществляется лишь по сообщающимся поровым каналам размером меньше 0,2 мкм. Различают общую и открытую пористости.

Общая (полная, абсолютная пористость) – это объем всех пор в породе. Соответственно, коэффициент общей пористости Kп представляет собой отношение всех пор к общему объему образца породы:

где V1 – объем всех пор в породе, мі; V2 – общий объем породы, мі;

При промышленной оценке залежей нефти и газа принимается во внимание открытая пористость – объем только тех пор, которые связаны, сообщаются между собой. Она характеризуется коэффициентом открытой пористости Kп.о.. - отношение суммарного объема открытых пор к объему образца породы:

где V0 – суммарный объем открытых пор, мі; V2 – общий объем породы, мі;

Пористость измеряется в процентах %. Открытую пористость определяют при насыщении образца породы керосином. Эффективная пористость определяется наличием таких пор, из которых нефть может быть извлечена при разработке. Неэффективными считаются субкапиллярные и изолированные поры. Коэффициент эффективной пористости нефтесодержащей породы К П.Эф. равен отношению объема пор, через которые возможно движение нефти, воды или газа при определенных температуре и градиенте давления к объему образца породы:

где Vэф - объем пор, через которые возможно движение жидкости или газа, мі; V2 – общий объем породы, мі;

Величина коэффициента пористости Kп горных пород может достигать 40%. Наиболее распространенное его значение нефтеносных песчаников Урало-Поволжья 17-24%. В глинах Kп достигает 40%, но глины, сложенные субкапиллярными породами, непроницаемы. Принципы количественной оценки емкостных свойств карбонатных пород (трещиноватых и кавернозных) такие же, как и в обломочных.

Проницаемость - это важнейший показатель коллектора, характеризующий свойство породы пропускать нефть, газ и воду. За единицу проницаемости принят миллидарси – смі/сек.

За единицу проницаемости принимается проницаемость такой породы, при фильтрации через образец которой площадью 1мІ и длиной 1м при перепаде давления 0,1 МПа – расход жидкости вязкостью 1 сантипуаз составляет 1мі/с. Проницаемость нефтеносных песчаников изменяется в широком диапазоне от 0,05 до 3 мкмІ, трещиноватость известняков от 0,005 до 0,02 мкмІ, она зависит от размера и конфигурации пор (величины зерен), от плотности укладки и взаимного расположения частиц. Коллекторские свойства пород очень часто резко меняются на незначительном расстоянии в одном и том же пласте.

2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ

(стратиграфия, тектоника, нефтегазоносность, гидрогеология)

Описывая геологические характеристики месторождений, изучим общие понятия самих характеристик по отдельности (стратиграфия, тектоника, нефтегазоносность, гидрогеология) и рассмотрим, в качестве примера, конкретное месторождение - Ромашкинское.

Залежь нефти и газа представляет собой естественное локальное (единичное) скопление нефти и газа в проницаемых пористых или трещиноватых коллекторах. Залежь образуется в той части резервуара, в которой устанавливается равновесие между силами, заставляющими нефть и газ перемещаться в природном резервуаре, и силами, которые препятствуют этому.

В категории региональных скоплений углеводородов включаются зоны нефтегазонакопления. Зона нефтегазонакопления представляет собой совокупность смежных и сходных по своему геологическому строению местоскоплений нефти и газа, приуроченных к определенной и в целом единой группе генетически связанных между собой локальных ловушек.

Нефть и газ крайне неравномерно распределены в недрах. В связи с этим прогнозирование нефтегазоносности и проведение геологоразведочных работ направлены на выявление территорий и частей разреза, характеризующихся максимальной концентрацией месторождений и залежей нефти и газа. Выделение в пределах исследуемой территории отдельных частей по степени сходства геотектонического строения и состава слагающих их формаций, т. е. факторов, в совокупности контролирующих нефтегазоносность недр, называется нефтегазогеологическим районированием.

Стратиграфия изучает последовательность формирования комплексов горных пород в разрезе земной коры и первичные их соотношения в пространстве. Стратиграфия обеспечивает историзм всех других отраслей геологии, создаёт геохронологическую основу для изучения геологических процессов, развития геологических объектов, регионов и земной коры в целом, а также для карт геологического содержания. Стратиграфия тесно связана с палеонтологией, геохронологией, литологией, геологией полезных ископаемых осадочного генезиса, в т.ч. с геологией нефти и газа, угольной геологией.

Объект стратиграфии - нормально пластующиеся геологические тела, сложенные осадочными, вулканогенными и метаморфическими породами. Стратиграфическое подразделение - совокупность горных пород, составляющих определённое единство и обособленных по признакам, позволяющим установить последовательность их формирования и положение в стратиграфическом разрезе. Основные задачи стратиграфии: расчленение разрезов и установление местных стратиграфических подразделений; корреляция стратиграфических подразделений и составление стратиграфических схем; создание общей стратиграфической шкалы с учётом периодизации геологической истории земной коры.

Стратиграфия является основой при регионально-геологических исследованиях, позволяющих понять особенности тектоники территории, определить направление поисков и разведки полезных ископаемых; особенно это относится к пластовым месторождениям (нефть, уголь, железные и марганцевые руды, фосфориты, бокситы, каменные и калийные соли, чёрные урансодержащие сланцы и др.), которые строго приурочены к определённым стратиграфическим уровням. Без детального изучения стратиграфического разреза не могут быть составлены геологические карты и проведены различные инженерно-геологические работы.

Геологическая тектоника изучает строение, движения, деформации литосферы и верхней мантии и ее развитии в связи с развитием Земли в целом. Сама геотектоника состоит из нескольких разделов:

морфологическая геотектоника, региональная геотектоника , историческая геотектоника, экспериментальная тектоника.

Гидрогеология же изучает происхождение, условия залегания, состав и закономерности движений подземных вод. Также изучается взаимодействие подземных вод с горными породами, поверхностными водами и атмосферой. Данные гидрогеологии используются, в частности, для решения вопросов водоснабжения, мелиорации и эксплуатации месторождений.

Ромашкинское нефтяное месторождение входит в десятку супергигантских месторождений мира. Расположено на южной вершине Татарского свода, в пределах крупного полого куполовидного поднятия. Его высота по отложениям девона составляет 60м. Общая мощность осадочного чехла около 2 км. Первый фонтан нефти на местоскоплении был получен в 1948 году в (скважине №3) из отложений франского яруса верхнего девона. Залежи выявлены в терригенной толще девона и нижнего карбона. Промышленная нефтеносность установлена также в карбонатных отложениях девона и карбона. Наиболее богатая нефтяная залежь связана с терригенным пластом Д(1) пашийского горизонта франского яруса верхнего девона. В состав пласта Д(1) выделяется пять нефтенасыщенных прослоев с общей мощностью коллекторов 30-50м. Пористость песчаников колеблется от 15 до 26 %, проницаемость составляет от 40 до 2000 мД. Дебиты отдельных скважин из пласта Д(1) составляли до 400 т/сут. Режим залежей водонапорный и упруговодонапорный. Основные залежи разрабатываются с поддержанием пластового давления (внутриконтурное и законтурное заводнение), механизированным способом. Центр добычи — Альметьевск. В настоящее время на Ромашкинском местоскоплении пробурено более 8 тысяч скважин. Геологические запасы нефти, оцениваются в 5 млрд тонн. Доказанные и извлекаемые запасы оцениваются в 3 млрд тонн. Нефтесодержащие песчаники девона и карбона . Залежи на глубине 1,6—1,8 км. Начальный дебит скважин — до 200 т/сут. Плотность нефти 0,80—0,82 г/см³, содержание серы 1,5—2,1 %.

3. ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ

3.1. Фонтанная эксплуатация скважин

Фонтанирование скважин обычно происходит на вновь открытых месторождениях нефти, когда запас пластовой энергии велик, т. е. давление на забоях скважин достаточно большое, чтобы преодолеть гидростатическое давление столба жидкости в скважине, противодавление на устье и давление, расходуемое на преодоление трения, связанное с движением этой жидкости.

Общим обязательным условием для работы любой фонтанирующей скважины будет следующее основное равенство:

где Рс - давление на забое скважины; Рг, Ртр, Ру - гидростатическое давление столба жидкости в скважине, рассчитанное по вертикали, потери давления на трение в НКТ и противодавление на устье, соответственно.

Различают два вида фонтанирования скважин:

- фонтанирование жидкости, не содержащей пузырьков газа - артезианское фонтанирование;

- фонтанирование жидкости, содержащей пузырьки газа, облегчающего фонтанирование.

Артезианский способ встречается при добыче нефти редко. Он возможен при полном отсутствии растворенного газа в нефти и при забойном давлении, превышающем гидростатическое давление столба негазированной жидкости в скважине. При наличии растворенного газа в жидкости, который не выделяется благодаря давлению на устье, превышающему давление насыщения, и при давлении на забое, превышающем сумму двух давлений: гидростатического столба негазированной жидкости и давления на устье скважины.

Поскольку присутствие пузырьков свободного газа в жидкости уменьшает плотность последней и, следовательно, гидростатическое давление такого столба жидкости, то давление на забое скважины, необходимое для

фонтанирования газированной жидкости, существенно меньше, чем при артезианском фонтанировании.

Фонтанирование за счет энергии газа - это наиболее распространенный способ фонтанирования нефтяных скважин. Уже было отмечено, что при артезианском фонтанировании в фонтанных трубах движется негазированная жидкость (нефть), поэтому, чтобы преодолеть гидростатическое давление столба такой жидкости, забойное давление должно быть достаточно высоким.

При фонтанировании за счет энергии газа плотность столба ГЖС в фонтанных трубах мала, поэтому гидростатическое давление столба такой смеси будет меньше. Следовательно, и для фонтанирования скважины потребуется меньшее забойное давление. При движении жидкости по НКТ от забоя к устью давление уменьшается, и на некоторой высоте оно становится равным давлению насыщения Рнас, а выше - ниже давления насыщения. В зоне, где Р < Рнас, из нефти выделяется газ, причем этого газа становится тем больше, чем меньше давление, т. е. чем больше разница давлений ΔР = Рнас – Р. Таким образом, нефть при фонтанировании разгазируется в результате выделения из нее растворенного газа, перехода его в свободное состояние и образования ГЖС с плотностью, существенно меньшей плотности чистой нефти. В описанном случае фонтанирование будет происходить при давлении на забое скважины, превышающем давление насыщения (Рс > Рнас), и газ будет выделяться на некоторой высоте в НКТ.

Возможен другой случай, когда фонтанирование происходит при давлении на забое скважины ниже давления насыщения (Рс < Рнас). При этом на забой скважины вместе с нефтью поступает свободный газ, к которому, по мере подъема нефти по НКТ, добавляются дополнительные порции свободного газа, выделяющегося из нефти при снижении давления. Масса свободного газа, приходящегося на единицу массы жидкости, по мере подъема увеличивается. Объем свободного газа также увеличивается за счет его расширения. В результате газонасыщенность потока возрастает, а его плотность соответственно снижается.

Таким образом, фонтанирование скважины может происходить при давлении на забое Рс выше или ниже давления насыщения Рнас.

В нефтяных залежах, где давление насыщения нефти газом равно пластовому давлению, газ делает двойную работу: выделяясь в пласте, он выталкивает нефть, а в трубах поднимает ее на поверхность. Для некоторых режимов характерно содержание в нефти газа, находящегося в растворенном состоянии и не выделяющегося из нефти в пределах пласта. В этом случае по мере подъема жидкости в скважине, давление снижается и на некотором расстоянии от забоя достигает величины, равной давлению насыщения, и из жидкости начинает выделяться газ, который способствует дальнейшему подъему жидкости на поверхность. Оборудование любой скважины, в том числе фонтанной, должно обеспечивать отбор продукции в заданном режиме и возможность проведения необходимых технологических операций с учетом охраны недр, окружающей среды и предотвращения аварийных ситуаций. Оно подразделяется на скважинное (подземное) и устьевое. Рассмотрим устройство скважины для фонтанной добычи (рис. 3.1.1) и ее отдельные компоненты:

1 – эксплуатационная колонна; 2 – НКТ; 3 – башмак, 4 – фланец, 5 – фонтанная арматура, 6-штуцер

Рисунок 3.1.1. Устройство скважины для фонтанной добычи:

Фонтанная арматура предназначена: для подвески одной или двух колонн фонтанных труб; для герметизации и контроля пространства между фонтанными трубами и обсадной колонной; для проведения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважины; для направления продукции скважины в выкидную линию на замерную установку; для регулирования режима работы скважины и осуществления глубинных исследований.

После бурения с колонной головки демонтируют превенторы и устанавливают фонтанную арматуру (рис. 3.1.2).

1 – корпус головки; 2, 7 – муфта; 3 – кольца резиновые; 4, 6 – фланец; 5 – полукольца; 8 – манометр, 9 – кран; 10 – обсадная колонна.

Рис. 3.1.2 Конструкция простейшей колонной головки для одной обсадной колонны

Корпус головки навинчивается на верхний резьбовой конец кондуктора. Обсадная колонна вворачивается в специальную муфту (7). Герметичность соединения корпуса головки и муфты (7) достигается муфтой (2) и двумя кольцам из специальной нефтестойкой резины. Плотность посадки достигается за счет прижатия муфты полукольцами и фланцем (4), который болтами притягивается к фланцу корпуса. Муфта (7) заканчивается фланцем (6) для присоединения к нему фонтанной арматуры. Для опрессовки колонной головки и контроля давления в межтрубном пространстве предусмотрен боковой отвод с краном высокого давления и манометром.

Фонтанные ёлки по конструкции делятся на крестовые и тройниковые. Характерным узлом крестовой арматуры (рис. 3.1.3) является крестовина (6) с двумя боковыми отводами, каждый из которых может быть рабочим, а второй запасным. Для тройниковой фонтанной ёлки (рис. 3.1.4) характерным узлом являются тройники (1), к которым присоединяются выкидные линии - верхняя и нижняя. Причем рабочим выкидом всегда должна быть верхняя линия, а нижняя - запасной. Это продиктовано безопасностью работы и возможностью предотвращения открытого фонтанирования. Тройниковые арматуры, как правило, применяются в скважинах, дающих вместе с нефтью абразивный материал - песок, ил. При разъедании песком верхнего тройника скважина может быть переведена на работу через нижний отвод.

1 - вентиль, 2 - задвижка, 3 - крестовина, 4 - катушка для подвески НКТ, 5 - штуцер, 6 - крестовины ёлки, 7 - буфер, 8 - патрубок для подвески НКТ, 9 – катушка

Рис. 3.1.3 Фонтанная крестовая арматура (4АФК-50-700) высокого давления (70 МПа)

Масса фонтанной арматуры достигает 3 т, высота 4 м, ширина до 3,3 м.

Фонтанные арматуры шифруются следующим образом:

- АФТ-65Кр-140, что означает: арматура фонтанная, тройниковая с проходным сечением 65 мм, крановая на 14 МПа рабочего давления.

- АФК-50-210 - арматура фонтанная крестовая диаметром 50 мм на рабочее давление 21 МПа.

1 - тройник; 2 - патрубок для подвески второго ряда НКТ; 3 - патрубок для подвески первого ряда НКТ

Рис. 8.10. Фонтанная тройниковая арматура кранового типа для подвески двух рядов НКТ (2АФТ-60 x 40 х КрЛ-125)

Манифольд предназначен для обвязки фонтанной арматуры с трубопроводом, подающим продукцию скважины на замерную установку. Применяются различные схемы таких обвязок в зависимости от местных условий и технологии эксплуатации. Поэтому эти схемы не стандартизованы, но их узлы комплектуются из элементов заводского изготовления. Простейшая схема манифольда крестовой фонтанной арматуры не предусматривает обвязку выкидов межтрубных пространств и предполагает наличие только одной выкидной линии, соединяющей скважину с трапной или замерной установкой.

3.2. Эксплуатация скважин штанговыми глубинными насосами

Штанговые скважинные насосы (ШСН) обеспечивают откачку из скважин углеводородной жидкости, обводненностью до 99 % , абсолютной вязкостью до 100 мПа·с, содержанием твердых механических примесей до 0.5 %, свободного газа на приеме до 25 %, объемным содержанием сероводорода до 0.1 %, минерализацией воды до 10 г/л и температурой до 130ºС.

ШСНУ включает:

- Наземное оборудование: станок-качалка (СК), оборудование устья.

-Подземное оборудование: насосно-компрессорные трубы (НКТ), насосные штанги (НШ), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.

Отличительная особенность ШСНУ обстоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг.

Штанговая глубинная насосная установка (рис. 3.2.1) состоит из скважинного насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4 насосно-компрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8, сальникового уплотнения 6, сальникового штока 7, станка-качалки 9, фундамента 10 и тройника 5. На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра 1.

Недостатками штанговых насосов является ограниченность глубины их подвески и малая подача нефти из скважин.

Рисунок 3.2.1. Схема установки штангового скважинного насоса

Штанговые скважинные насосы.

По способу крепления насосов к колонне НКТ различают вставные (НСВ) и не вставные (НСН) скважинные насосы (рис. 3.2.2 и рис. 3.2.3).

У не вставных (трубных) насосов цилиндр с седлом всасывающего клапана опускают в скважину на НКТ. Плунжер с нагнетательным и всасывающим клапаном опускают в скважину на штангах и вводят внутрь цилиндра. Плунжер с помощью специального штока соединен с шариком всасывающего клапана. Недостаток НСН — сложность его сборки в скважине, сложность и длительность извлечения насоса на поверхность для устранения какой-либо неисправности. Вставные насосы целиком собирают на поверхности земли и опускают в скважину внутрь НКТ на штангах. НСВ состоит из трех основных узлов: цилиндра, плунжера и замковой опоры цилиндра.

1 — впускной клапан; 2 — цилиндр; 3 — нагнетательный клапан; 4 — плунжер; 5 — штанга; 6 — замок.

Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений 📙 Реферат → 🆔 232968