3. Глубиннонасосная эксплуатация месторождения.

Глубиннонасосная эксплуатация, механизированный подъём жидкости (как правило, нефти) из буровых скважин при разработке нефтяных месторождений. Для Г. э. широко применяются штанговые глубинные насосы и погружные центробежные электронасосы. Последние более производительны. Для подъёма жидкости штанговыми глубинными насосами (рис. 1) в скважину опускают трубы с цилиндром и всасывающим клапаном на конце. Внутри цилиндра перемещается поршень-плунжер с нагнетательным клапаном. Плунжер посредством длинной колонны стальных штанг соединён с балансиром станка-качалки, который придаёт плунжеру возвратно-поступательное движение. Прочность штанг и их деформации ограничивают область применения штанговых насосов глубинами до 3200 мпри производительности до 20 m³/cym. При малых глубинах (200—400 м) возможна производительность до 500 м³/сут. Электронасос — погружной центробежный многоступенчатый (до 420 ступеней) — опускают в скважины на трубах (рис. 2). Вал насоса жестко соединяется с валом погружного электродвигателя мощностью до 120 квт. В корпус электродвигателя заливают трансформаторное масло, давление которого поддерживается на 0,1—0,2 Мн/м² больше давления на глубине погружения насоса. Вдоль колонны труб укрепляется кабель для электропитания. На поверхности около устья скважины устанавливаются трансформатор и станция управления с необходимой автоматикой и защитой установки при возможных отклонениях от нормального режима или нарушениях изоляции. Обычно их применяют при дебитах жидкости свыше 40 м³/сут.

№ экз. билета 11 1. Сепарация газа от нефти.

Сепаратор предназначен для отделения нефт. газа от нефти на нефт. промысле. H. c. различаются геом. формой (цилиндрическая, сферическая) и положением в пространстве (вертикальные, горизонтальные), характером проявления осн. сил (гравитационные, инерционные и центробежные - т.н. гидроциклонные), величиной рабочего давления (низкого давления до 0,6 МПa, среднего - 0,6-2,5 МПa и высокого - более 2,5 МПa) и кол-вом разделяемых фаз (двух- и трёхфазные, в последнем случае кроме разделения нефти и газа происходит также отделение от нефти свободной пластовой воды, к-рая добывается попутно c нефтью). Перспективно применение H. c. трубчатого исполнения, преимуществом к-рых является возможность изготовления их в промысловых условиях. H. c. в зависимости от назначения, конструкции и объёма, a также физ.-хим. свойств продукции скважин имеют пропускную способность в осн. от 500 до 20 тыс. м³/сут (по жидкости).Применяются гл. обр. горизонтальные сепараторы гравитационного типа (рис.). 

  H. c. имеют четыре секции: основную сепарационную, где происходит отделение свободного газа от нефти; осадительную, в которой осуществляется частичное выделение растворённого газа, a также выделение из нефти мелких пузырьков свободного (так называемого оклюдированного) газа, увлечённых нефтью из сепарационной секции (для более интенсивного выделения растворённого и оклюдированного газа нефть направляют тонким слоем по наклонным плоскостям - полкам); секцию, предназначенную для сбора и вывода нефти из сепараторов, и каплеуловительную - служит для улавливания мельчайших капель жидкости, уносимых потоком газа. Для повышения пропускной способности перед входом в H. c. устанавливают спец. устройства предварит. отбора свободного газа из нефти (депульсаторы). Эффективность сепарации нефти характеризуется кол-вом капельной жидкости, уносимой потоком газа из сепаратора, и кол-вом газа, уносимого потоком нефти. Качество сепарации улучшается при перемешивании нефти, повышении её темп-ры, снижении давления сепарации, кроме того, эффективной является отдувка (барботаж) нефти газом (поступающим обычно c предыдущей ступени сепарации). Ha концевой ступени сепарации содержание капельной нефти в газе (в среднем) 0,05 кг/м³, газа в нефти 0,5 м 3/т.