книги / Оборудование для добычи нефти и газа

Рис. 9.10. Оборудование устья скважины (а) и колонная головка (б):

а: 1 — корпус; 2 — патрубок с фланцем; 3 — подвесной фланец; 4 — полукольцо 5-^ прокладка; 6 — вкладыш, 7— фланец нажимной; 8 — болт; 9 — шпилька; Ю — узел диафрагмы; 11 — уплотнитель; б: 1 — корпус; 2 — фланец нажимной; 3 — уплотнитель; 4 — разрезное коль­ цо; 5 — упорнее кольцо; 6 — корпус сальника; 7 — полиэтиленовый сальник; 8 — нажимная гайка; 9 — подвесной фланец; 10— нажимное кольцо; 11 — стяжная шпилька; 12— уплотнительная манжета

Оборудование устья скважины предназначено для подвески погружного агрегата и водоподъемной колонны труб, гермети­ зации обсадной колонны скважины или шурфа.

Оборудование устья скважины для установок типа УЭЦП и для добычи пластовых вод показано на рис. 9.10, а; колонная головка установок УЭЦПК представлена на рис. 9.10, б.

Конструкция головки колонной установки типа УЭЦПК по­ зволяет использовать установки при последовательной работе насосов с целью поднятия давления нагнетания до 28 МПа.

9Л.2.3. Устьевое и скважинное оборудование системы ППД

Эта арматура предназначена для герметизации устья нагнета­ тельных скважин в процессе нагнетания в скважину воды, для выполнения ремонтных работ, проведения мероприятий по улуч­ шению приемистости пласта и исследовательских работ, осуще­ ствляемых без прекращения закачки.

Основные части арматуры — трубная головка и елка.

Елка служит для закачки жидкости через колонну насосно­ компрессорных труб и состоит из стволовых задвижек, тройни­ ка, боковых задвижек и обратного клапана.

Трубная головка предназначена для герметизации затрубного пространства, подвески колонны насосно-компрессорных труб и проведения некоторых технологических операций исследова­ тельских и ремонтных работ. Она состоит из крестовины, задви­ жек и быстросборного соединения.

Для оборудования устья нагнетательных скважИй применяет­ ся арматура типов АНК1-65х210 и АНК1-65х350 (Рис- 9.11).

В качестве запорного устройства в арматуре используется прямоточная задвижка типа ЗМС1. Детали затвОРа> шпиндель (шток) и уплотнительная прокладка фланцевых соединений из­ готовлены из коррозионностойкой стали. В остальном детали задвижки и арматуры унифицированы с соответствующими де­ талями задвижки и фонтанной арматуры.

Обратный клапан, установленный на боковом 0ТВ°Де елки, служит для исключения возможности обратного перетока жид­ кости из скважины при временном прекращении нагнетания или повреждения водовода. Обратный клапан состоит из корпуса,

J

Рис. 9.11. Устьевая арматура типа АНК1 для нагнетательных скважин:

/ — трубная головка; 2 — быстросборное соединение; 3 — разделитель под манометр; 4 — задвижка ЗМС1; 5 — обратный клапан

седла, хлопушки, двух возвратных пружин и переводного флан­ ца, с помощью которого клапан присоединяется к задвижке на боковом отводе елки. Под действием потока жидкости, закачи­ ваемой в скважину, хлопушка обратного клапана поворачивает­ ся на оси, скручивая пружины. В случае прекращения закачки или при повреждении водовода поток жидкости из скважины и возвратные пружины возвращают хлопушку в исходное положе­ ние, и она, прижимаясь уплотнительной поверхностью к седлу клапана, перекрывает поток жидкости.

На отводе трубной головки арматуры устанавливают быстро­ сборное соединение, предназначенное для подключения нагне­ тательной линии к затрубному пространству при проведении ремонтных и профилактических работ (промывки скважины, мероприятий по увеличению приемистости скважины и др.).

Для предотвращения нарушений показаний манометров, выз­ ванных засорением отводов, в арматуре предусмотрены разде­ лители под манометры.

Модификация арматуры типа АНК 1-65x21 — малогабаритная арматура типа АНК-65х21 с прямоточными задвижками типа ЗМ.

Технические характеристики устьевых арматур для нагнета­ тельных скважин приведены ниже.

Скважинная среда — Коррозионная (вода техническая, сточная неф-

тепромысловая и морская с содержанием механических примесей не более 25 мг/л, размером твердых частиц не более 0,1 мм)

Скважинное оборудование системы ППД включает в себя колонну НКТ необходимого сортамента и пакер, который обес­ печивает разгрузку обсадной колонны от избыточного давления закачиваемой воды. Одновременно уменьшается коррозионное и эрозионное воздействие потока воды на обсадные трубы. Для облегчения демонтажа пакерного устройства при проведении подземного ремонта рекомендуется применять пакеры рукавные, которые автоматически уменьшают свой диаметральный габа­ рит при снижении давления во внутреннем канале колонны НКТ.

Как было указано ранее, для поддержания пластового дав­ ления должен использоваться природный или попутный осу­ шенный (отбензиненный) газ. Практически вся система подго­ товки и закачки газа для поддержания пластового давления имеет тот. же состав, что и комплекс для компрессорного газлифта (см. Часть 1. Раздел 4. Эксплуатация скважин газлифтным спо­ собом). Единственным отличием является упрощение скважин­ ного оборудования. Вместо сложного оборудования типа Л ЛП, ЛН) применяется упрощенная схема с однорядным лифтом из НКТ в сочетании с пакером, воспринимающим перепад давле­ ния «снизу вверх». Пакер обеспечивает защиту обсадной ко­ лонны от воздействия высокого давления закачиваемого в пласт газа.

В связи с запретом использования воздуха для закачки в про­ дуктивные пласты в различных нефтяных компаниях ведутся работы по применению различных негорючих или инертных га­ зовых смесей.

Среди этих работ необходимо отметить применение азота для поддержания пластового давления. Закачка азота в нагнетатель­ ные скважины производится мобильными или транспортабель­ ными компрессорами (см. раздел 4.16. Компрессоры для газ­ лифтной добычи нефти и раздел 2.2.2. Оборудование для освое­ ния скважин компрессорным способом. Часть 1). Азот получа­ ют из атмосферного воздуха на кислородных стационарных или мобильных станциях и поставляют к компрессорным станциям в газовых баллонах. Другим прогрессивным способом получе­ ния азота из воздуха являются мембранные технологии, при ко­ торых через многослойные мембраны происходит избиратель­ ный перенос определенных веществ, например — азота. Полу­ ченный азот поступает непосредственно на прием компрессора, используемого для ППД.

Применяются тепловое воздействие на призабойную зону пласта, вытеснение нефти тепловым агентом и поддержание тем­ пературы пласта при поддержании пластового давления.

Тепловое воздействие на призабойную зону осуществляется паром, горячей водой и нагревателями (в основном электричес­ кими). Созданы мощные парогенераторы, водогрейные установки

иустановки для электропрогрева призабойной зоны пласта. Для вытеснения нефти тепловым агентом созданы мощные

стационарные водогрейные установки, используются мощные оторочки с повышенной температурой, проталкиваемые холод­ ной водой, как при обычной системе поддержания пластового давления, используется внутрипластовое горение. Для различ­ ных методов теплового воздействия в некоторых случаях приме­ няется идентичное оборудование.

На рис. 9.12 показана классификация оборудования для теп­ лового воздействия на пласт.

9.3.1.ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ПОДГОТОВКИ И НАГНЕТАНИЯ

ВПЛАСТ ГОРЯЧЕЙ ВОДЫ И ПАРА

Наиболее часто применяемое оборудование для подготовки и нагнетания в пласт горячей воды и пара состоит из установок подготовки воды, нагрева ее до высокой температуры или до состояния пара, оборудования для нагнетания теплоносителя в скважину, оборудования ствола скважины колонной НКТ и иног­ да пакером. В некоторых случаях требуется специальная подго­ товка ствола скважины для сохранения его герметичности при подаче к пласту теплоносителя.

Разработано оборудование для подогрева воды пламенем, погруженным под уровень воды, созданы и применяются назем­ ные, устьевые и внутрискважинные парогенераторы.

9.3.1.1.Оборудование для нагрева воды

инагнетания теплоносителя

Вода для нагрева ее в водогрейных или парогенераторных установках освобождается от солей кальция и магния, раство­ ренных в ней кислорода и углекислого газа, от масла и доводит­ ся до определенной щелочности.

Соли кальция и магния выпадают при нагреве в осадок и образуют слой накипи на теплопередающих стенках труб в во­ догрейных и парогенераторных установках. При этом резко ухуд­ шаются коэффициент теплопередачи и процесс нагрева воды. Содержание солей этих веществ определяет жесткость воды. Общая жесткость воды состоит из карбонатной жесткости (на­ личие бикарбонатов Са (Н С 03)3 и Mg (Н С 03)2) и некарбонатной жесткости (наличие сульфатов и хлоридов CaS04, M gS04, CaCI2, MgCl2). Общая жесткость воды выражается в молях на 1 кг воды (моль/кг). Общая жесткость не должна превышать 0,015— 0,5 моль/кг в зависимости от типа водогрейных и парогенера­ торных установок. Кислород и углекислый газ вызывают кор­ розию стенок трубопроводов. Содержание растворенного в воде кислорода должно быть менее 0,03—0,1 мг-экв/кг (также в за­ висимости от типа установок). Масла должно быть не больше 3—5 мг/кг (в зависимости от типа установки). Относительная ще­ лочность не должна превышать 20%. Как известно, нейтральная среда характеризуется показателем pH = 7, а щелочная — pH >7.

Обычно установка подготовки воды состоит из катионитовых и механических фильтров и вспомогательного оборудования. В катионитовых фильтрах происходит замена накипеобразую­ щих катионов кальция и магния на ненакипеобразующие кати­ оны натрия, содержащиеся в катионитовых материалах. В каче­ стве катионитового материала применяют сульфоуголь, глауко­ нит и синтетические смолы. Наиболее распространен сульфоу­ голь, который получают обработкой бурого или каменного угля крепкой серной кислотой. Сульфоуголь получают с размером зерен 0,3—1,2 мм и емкостью поглощения 300 моль/кг. Катион­ ный материал может насыщаться обменными катионами натрия, водорода и аммония. Когда у катионитового материала наступа­ ет предел поглощения накипеобразующих материалов, его мож­ но подвергнуть регенерации для восстановления его поглощаю­ щих свойств.

Проведение Na-катионирования приводит к повышенной щелочности, а также к образованию углекислого газа (С 02). Это оказывает коррозионное действие на металл установок. Поэто­ му Na-катионирование применяется при определенной щелоч­ ности исходной воды. Применяют также совместное катионирование Na и Н. Н-катионирование дает увеличение кислотно­

сти воды, и, таким образом, при H-Na-катионировании проис­ ходит нейтрализация умягченной воды. При Na-катионирова- нии можно добавлять в воду сульфат аммония (NH4)2S 04. Он под действием высокой температуры разлагается, и при этом аммиак уходит с паром, а серная кислота нейтрализует щелочь.

Регенерация катионитового материала осуществляется 6—8% ным раствором поваренной соли, пропускаемым через него.

Концентрированные водные растворы хлоридов кальция и магния, а также избыток соляного раствора удаляются в канали­ зационную сеть при отмывке.

На парогенераторной установке (рис. 9.13) исходная вода подается из бака 1 насосом /7 в фильтр 4, в котором происходит осветление воды. Осветленная вода далее поступает в катионитовые фильтры 5 и 6, которые могут работать последовательно или параллельно. От этих фильтров подготовленная вода посту­ пает в бак умягченной воды 3. В фильтрах имеются многоходо­ вые краны 10, позволяющие включать установку на рабочий ре­ жим, регенерацию катионитовых фильтров, отмывку и взрыхле­ ние катионитового материала струями воды. В системе подго­ товки воды имеются баки с солью 7 для регенерации катионита в фильтрах, вспомогательные мерные баки 9, бак с регулятором уровня 8 и вспомогательный насос 2

Механический фильтр — это стальной цилиндрический бак диаметром 700 мм и высотой 1850 мм. Он рассчитан на давление 0,6 МПа. Верхнее днище корпуса сферическое, нижнее — плос­ кое, имеющее два скоса. В верхней части расположен подвод исходной воды, внизу — дренажная система из двух труб, к ко­ торым приварены штуцеры из нержавеющей стали. Скосы у дни­ ща параллельны дренажным трубам. Фильтр заполняется обыч­ но дробленым антрацитом, а при повышенной мутности освет­ ляемой воды — внизу, на 450 мм высоты, кварцем с зернами размером 0,5—1 мм, а выше (тоже 450 мм) антрацитом с зерна­ ми размером 0,5—1,5 мм.

Катионитовый фильтр — такой же цилиндр диаметром 700 мм, высотой 2850 мм. Днища такие же, как и у механического филь­ тра. Вверху имеются две трубы распределительного устройства, через которые подается обрабатываемая вода. Внизу через две дренажные трубы вода отбирается. Катионит загружается на высоту около 1,5 м. Над катионитом воздушная подушка обыч-

Рис. 9.13. Схема подготовки воды парогенераторной установкой

но занимает около 750 мм. Это пространство позволяет катио­ ниту расширяться при его взрыхлении.

Для нагрева воды и нагнетания теплоносителя применяются передвижные и стационарные парогенераторные и водогрейные установки.

Стационарные установки в СНГ применяются в Республике Коми, Башкирии, Татарии, Казахстане и в других районах. Это обычные водогрейные стационарные котельные и специальные установки с оригинальными узлами подготовки и нагнетания горячей воды. Эти установки подогревают воду до 100—200 °С при давлении нагнетания 8—12 МПа.

Наиболее интересна водогрейная установка, которая была построена на месторождении Узень в объединении «Мангышлакнефть» по инициативе МИНХиГП (РГУ нефти и газа) им. И.М. Губкина. В этой установке использовалась морская вода Каспийского моря. Она отличается высокой минерализа­