Насосы для подачи нефти из скважин

Как перспективный путь ограждения окружающей среды от нефтяного загрязнения является создание комплексной автоматизации процессов добычи, транспортировки и хранения нефти. В нашей стране такая система впервые была применена в 70-е гг. в районах Западной Сибири, для чего потребовалась новая унифицированная технология добычи нефти. Раньше на промыслах нефть и попутный газ совместно пускали по одной системе трубопроводов с этой целью сооружались специальные нефтяные и газовые коммуникации на обширных территориях. Промыслы состояли из сотен объектов, и в каждом нефтяном районе строили по-своему, что не позволяло связать их в единую систему. При такой технологии добычи и транспортировке многие продукты терялись за счет испарения и утечки. Когда, используя глубинные насосы, смогли обеспечить подачу нефти от скважины к центральным нефтесборным пунктам без промежуточных технологических операций, число промысловых объектов сократилось в 12-15 раз [c.160]

При вращательном бурении раздробленная порода в виде шлама выносится наверх подаваемой под давлением водой, трубы могут оставаться в скважине для закрепления ее стенок и подачи нефти. Многочисленные стальные каркасы нефтяных вышек (высота 30—45 м) являются характерным признаком нефтяного промысла. Когда буровые трубы достигнут нефтеносного горизонта, большая часть нефти выходит под давлением на поверхность. Часто сначала наталкиваются на газ, который с большой силой, иногда в смеси с нефтью, выбрасывается наружу (так называемый нефтяной фонтан), вытесняя и бурильный инструмент. Когда давление в скважине снизится, производят добычу нефти шланговыми, или глубинными насосами (наибольшая глубина скважин достигает 4,0—5,0 тыс. м.—Прим. ред.). [c.126]

К гидравлическому поршневому двигателю погружного насоса подается нефть под большим давлением силовым насосом с поверхности. Онк приводит в действие двигатель и связанный с ним поршневой насос. Нефть, прошедшая гидропоршневой погружной насос, смешивается с нефтью, поступающей из скважины и нагнетаемой насосом. На поверхность смесь поднимается по кольцевому пространству ежду насосными трубами. Гидропоршневой насос обладает возможностью легкой и широкой регулировки подачи. [c.155]

Ингибиторная защита от АСПО, как правило, совмещается с процессом борьбы с устойчивыми водонефтяными эмульсиями. Поэтому в скважину подают растворы, которые одновременно являются и хорошими деэмульгаторами. Выбор типа реагента зависит от свойств пластовой продукции, геолого-физических и термодинамических условий в скважине и коммуникациях. Например, в Татарии на определенной стадии разработки успешно применяли реагент 4411, подача которого на прием погружных электроцентробежных насосов наряду с резким замедлением процесса эмульгирования предотвращала отложение парафина в обрабатываемых скважинах. При этом одновременно увеличивался дебит скважины и повышался к. п. д. погружного насоса. Применяли также реагент 4422. Для более эффективного использования химических веществ в скважину следует подавать либо многоцелевые реагенты, либо их смеси, которые на данной стадии разработки обеспечивают комплексное решение задач борьбы с эмульгированием нефти, защиты оборудования и труб от органических и неорганических отложений и коррозии. [c.29]

Основной элемент любой системы подачи реагента на прием погружного насоса через затрубное пространство—дозирующий насос. На скважинах месторождений Среднего Поволжья на начальной стадии их разработки успешно применяли насос-дозатор типа НДУ-50/150. Этот дозатор применяют также на объектах и коммуникациях системы сбора, подготовки и транспортировки нефти и в товарных парках. В комплект агрегата НДУ-50/150 входят плунжерный насос, электродвигатель, емкость для реагента и форсунка с соединительной линией. [c.31]

Нами (с использованием статистических методов) проанализирована работа штанговых глубиннонасосных скважин Шкапов-ского нефтяного месторождения с различной степенью обводненности продукции. Изучена связь коэффициента подачи установок и обводненности нефти в скважинах с глубинными насосами среднего и большого диаметров. Коэффициент подачи этих установок меняется от 0,1 до 1,0. [c.105]

Из рисунков видно, что коэффициенты подачи установок зависят от обводненности нефти и от диаметров насосов. В определенных пределах обводненности коэффициенты подачи установок значительно уменьшаются и оказываются наименьшими при откачке нефти с содержанием воды 62%. Чем выше диаметр насоса, тем больше коэффициент подачи установок (независимо от степени обводненности нефти). При малых диаметрах насосов коэффициенты подачи низкие и мало зависят от обводненности нефти. С ростом диаметра насосов влияние обводненности на коэффициент подачи установок усиливается. Из результатов этого анализа следует, что при содержании воды в продукции скважин от 30 до 70 % для добычи нефти следует рекомендовать насосы большого диаметра. [c.105]

Влияние степени обводненности нефти на коэффициент подачи установок можно объяснить различной вязкостью откачиваемой жидкости. Известно, что наиболее мелкодисперсные высоковязкие эмульсии образуются в подъемных трубах скважин из-за интенсивного перемешивания водонефтяных смесей. Гидравлические сопротивления движению эмульсий в подъемных трубах значительно возрастают. Это, по-видимому, ведет к росту деформации колонны штанг, уменьшению длины хода плунжера и коэффициента подачи насосов. [c.107]

При фонтанном способе эксплуатации скважин контролируют исправность, прочность и герметичность фонтанной арматуры, рабочее давление на скважине, при компрессорном способе — исправную работу компрессорных станций, обеспечивающих подачу воздуха или газа в скважину, температурный режим компрессоров и давление в системе при глубиннонасосном способе — исправную работу механизмов станка-качалки. Для предупреждения заклинивания плунжера насоса от попадания в него песка на конце колонны труб устанавливают специальные фильтры. Предупреждение розлива нефти у скважины достигают установкой обратного клапана на выкидной линии, соединяющей арматуру скважины с газосепаратором. [c.237]

Когда давления на устьях нефтяных скважин недостаточны для транспортирования нефти или нефтяной эмульсии на большие расстояния до ЦПС, где должна подготавливаться нефть, тогда приходится строить дожимные насосные станции (ДНС). В состав дне входят нефтегазовые сепараторы, иногда буферная емкость для отсепарированной нефти, насосы для откачки нефти, электротехническое оборудование (трансформаторная подстанция, станции управления). Дожимные насосные станции, как правило, работают в автоматическом режиме. При помощи средств автоматики в зависимости от количества поступающей нефти, объема сепаратора или буферной емкости и подачи установленных насосов устанавливается режим откачки нефти с ДНС. Он может быть непрерывный и периодический. [c.40]

Погружные насосы для подачи нефти из скважин типа Реда (рис. 4.6) могут подавать нефть на высоту до 3600 м и более, число секций или ступеней более 300. Длина насосного агрегата при 317 секциях достигает 7,6 м. Рабочие колеса могут свободно перемещаться в осевом направлении вдоль призматиче- кой шпонки в пределах 1—2 мм осевого зазора ступени. Электродвигатель обычно устанавливается в нижней части насосного агрегата и заполняется маловязким трансформаторным маслом, служащим для охлаждения и смазки. [c.85]

Аппараты и технологические потоки на двз хступенчатой обессоливающей установке с горизонтальными электродегидраторами показаны на схеме 1-2. Сырая нефть насосом 1 прокачивается через теплообменники 2, паровые подогреватели 3 (на комбинированной установке ЭЛОУ— АТ через теплообменники боковых погонов) и с температурой 110—120 °С поступает в электродегидратор I ступени 4. Перед насосом / в нефть вводится деэмульгатор, а после подогревателей 3 — раствор щелочи, который подается насосом 7. Кроме того, в нефть добавляется отстоявшаяся вода, которая отводится из элек-тродегидратора П ступени и закачивается в инжек-торный смеситель 5 насосом 13. С помощью насоса 8 предусмотрена также подача свежей воды. В инжекторном смесителе 5 нефть равномерно перемешивается со щелочью и водой. Раствор щелочи вводится для подавления сероводородной коррозии для нейтрализации кислот, попадающих в нефть при кислотной обработке скважин, а вода — для вымывания кристаллов солей. [c.15]

ГПогружные насосы — это малогабаритные (по диаметру) центробежные насосы с приводом от электродвигателя, размещаемые вместе с электродвигателем на необходимой глубине подвески в скважине. Такие насосы подвешивают в скважинах на насосно-компрессор-ных трубах, а за последнее время — на специальных кабелях-канатах. Погружные насосы обеспечивают подачу нефти от 40 до 700 м /сут при напоре от 1400 до 3000 м столба жидкости. В полностью собранном виде насосная установка состоит из следующих частей насосного агрегата, бронированного кабеля, устьевой арматуры, ав- отрансформатора и станции управления. В состав насосного агрегата входят собственно погружной центробежный насос, погружной электродвигатель и протектор, расположенные снизу вверх в следующем порядке - электродвигатель, протектор, насос. Погружной электродвигатель — это малогабаритный асинхронный трехфазный двигатель необходимой мощности, выполненный в герметичном исполнении (размещен в стальной трубе-корпусе, заполненной маслом). Электрический ток к электродвигателю подводится с поверхности по специальному бронированному кабелю, проложенному параллельно с насосно-компрессорными трубами и крепящемуся к ним с помощью хомутиков. Питание электрическим током электродвигателя от сети электроснабжения через автотрансформатор, регулирующий напряжение тока. Длина электродвигателя в зависимости от мощности достигает 10 м. Наружные диаметры корпуса электродвигателя равны 103, 117, 123 мм. Мощность погружных электродвигателей от 10 до 125 кВт. Число рабочих ступеней насоса [c.62]

Типовая схема установки электрообессоливания (ЭЛОУ), используемой на НПЗ, представлена на рис. 1.1. Сырая нефть прокачивается через теплообменники 2, и с температурой 80—120 °С поступает в электродегидратор первой ступени 6. Перед насосом I в нефть вводится деэмульгатор, а после теплообменников— раствор щелочи, чтобы довести pH дренажной воды до 7,0—7,5. Подача раствора щелочи необходима для подавления сероводородной коррозии и нейтрализации неорганических кислот, попадающих в нефть при обработке скважин кислотными растворами. Расход щелочи для повышения pH дренажной воды на единицу составляет 10 г/т [1]. Насосом 8 подается свежая вода на первую и вторую ступени электрообессоливания. В инжекторном смесителе 3 нефть перемешивается с раствором щелочи и водой, и смесь подается в низ электродегидра- [c.12]

Сырая нефть прокачивается через теплообменники 2 и с температурой 80-120 С поступает в электродегидратор первой ступени 6. Перед насосом 1 в нефть вводится деэмульгатор, а после теплообменников - раствор щелочи, чтобы довести pH воды до 7,0-7,5. Подача раствора щелочи необходима для подавления сероводородной коррозии и нейтрализации неорганических кислот, попадающих в нефть при обработке скважин кислотными растворами. Расход щелочи для повыщения pH воды на единицу составляет Юг/т. Насосом 8 подается свежая вода на первую и вторую ступени электрообессолива-ния. [c.12]

При эксплуатации девонских скважин на Туймазинскои месторождении происходит отложение парафинпстых веществ на стенках насосно-компрессор-ных труб, что приводит со временем к снижению дебита скважин и даже прекращению подачи. Сравнительно малодебитные скважины, работающие штанговыми глубинными насосами, очищаются от парафиновых отложений путем периодической промывки горячей нефтью. [c.73]

Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти обладают рядом преимуществ но сравнению с плунжерными (штанговылш насосами), имеющими привод от станка-качалки, и эрлифтом. Основное из них заключается в том, что в погружных центробеншых электронасосах благодаря перенесению электродвигателя непосредственно к насосу в скважине можно передать жидкости значительно большую мощность и, следовательно, иметь более широкую область применения по подачам и напорам, а также исключить штанги как наиболее слабое звено в плунжерных глубинных насосах. [c.195]

Фирма ables de Lyon (Франция) изготовила оболочки для силовых кабелей насосов, применяющихся при бурении нефтяных скважин, из резины на основе фторэластомера PFA. Фторкаучуковая оболочка наносится на полиамидную изоляцию. Кабель обеспечивает работу при напряжении до 3 кВ переменного тока, температуре 150°С и давлении 35 МПа в смеси сырой нефти, соляного раствора, H2S и кремнезема [277]. Изоляция электроразъемов в системах подачи жидкостей и газов на электростанциях, работающих при повышенных температурах, успешно решается с помощью резин из фторкаучуков [50]. Резины на основе фторкаучука вайтон VT-R 4894 оказались эффективными в качестве покрытий и соединительных муфт газоходов и труб для отвода газов сгорания топлива, содержащих SO2 и пары серной кислоты (продукты сгорания серы в углях) [198]. Материал не только выдерживает действие высоких температур и агрессивных веществ, но и позволяет сохранять герметичность при тепловом расширении металлических труб. [c.231]

Существенный недостаток двухклапанных насосов типа НСН1—значительный объем вредного пространства (объемы между всасывающим и нагнетательным клапанами при крайнем нижнем положении плунжера). Поступающий в насос вместе с нефтью газ при снижении давления в цилиндре (ход вверх) скапливается в этом пространстве, образуя газовую подушку. Объем, занимаемый газом в насосе, уменьшает полезный объем цилиндра, т. е. снижает количество поступающей в цилиндр нефти. Коэффициент подачи таких насосов в скважинах с большим содержанием газа очень низкий. [c.171]