нефтегазопромыслового оборудования методичка

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

чего агента. Пусковая линия обычно имеет меньший диаметр (63 мм), а рабочие - большой (100... 150 мм). На всех подводящих линиях трубопроводов установлены манометры. Определенная подводящая линия подключается к скважине при помощи вентилей.

Газораспределительная будка при рабочем агенте - газе, должна быть построена из огнестойкого материала, иметь хорошую вентиляцию.

Выпускается также блочная установка для газлифтной эксплуатации под шифром «Газлифт». Она рассчитана на давление 16 МПа, число подключаемых скважин - 8, с общей пропускной способностью по газу 24...640 тыс. м3/сут. Эта установка позволяет распределять газ по скважинам, осуществлять ручное регулирование расхода и регистрацию параметров газа. Установка имеет блоки технологического и щитового помещений. Помещения крытые, их площади 8м х Зм и Зм х 2м и массы - 9700 и 2000 кг.

Большое значение имеет очистка рабочего агента от влаги для предотвращения ее замерзания при транспортировке агента по промыслу. Для этого на линиях, обычно у компрессорной станции и газораспределительных будок, устанавливают влагоотделители и нагреватели. Влагоотделитель устанавливается в наиболее низком месте трубопровода. Это обычно небольшая емкость, к верхней части которой подсоединен трубопровод рабочего агента. Нижняя часть емкости, где скапливается влага, периодически соединяется с атмосферой, и влага выжимается давлением рабочего агента (емкость продувается).

Влага, оставшаяся в системе, в зимнее время может замерзнуть в регулирующей аппаратуре, в трубопроводе, поэтому рекомендуется обогревать наиболее опасные места трубопроводов. Для обогрева применяются огневые нагреватели (там, где это допустимо по условиям безопасности) и электрообогреватели.

Электрообогреватели встраиваются в трубопровод. Основная труба электрообогревателя покрыта асбестом, а на него уложена обмотка обогрева. Обмотка покрыта вторым слоем асбеста. На эту сборку надет кожух с теплоизоляцией. Электроэнергия подается в нагреватель обычно через автомат, периодически включающий и выключающий ток. Режим работы нагревателя устанавливается в зависимости от окружающей температуры воздуха, теплоизоляции труб и т. д.

Вопрос 4.11. Схема работы бескомпрессорного газлифта

При бескомпрессорном газлифте используют энергию газа большого давления, поступающего из газовых месторождений. Применение бескомпрессорного газлифта рационально при наличии газовых

-143-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

месторождений вблизи нефтяных или при добыче газа высокого давления на самих нефтяных месторождениях. После подъема жидкости газ имеет значительно меньшее давление, насыщен парами жидкости, поэтому использование его несколько ограничивается. В то же время схема бескомпрессорного газлифта позволяет без больших капиталовложений и без сложных компрессоров и компрессорных станций поднимать из скважин жидкость наиболее простым методом. Поэтому этот метод на некоторых нефтяных месторождениях нашел применение.

На рис. 4.16 показана технологическая схема бескомпрессорного газлифта, применяемая в объединении Краснодарнефтегаз.

Газ из скважин 1 под большим давлением (15...20 МПа) поступает на пункт очистки (осушки 2), где он проходит через гидроциклонные сепараторы и конденсатосборники. После пункта очистки газ поступает в беспламенный подогреватель 3 для подогрева до 80...90 °С, а затем в газораспределительную батарею 4. Подогрев газа является эффективным средством борьбы с гидратообразованием при транспортировании и редуцировании газа. От батареи газ направляется через регулировочные штуцеры 5 в добывающие нефтяные скважины 6. После подъема жидкости газ поступает в газосепараторы первой 7 и второй 8 ступеней, откуда направляется в топливные линии и на газобензиновый завод. Жидкость из газосепараторов направляют в емкость 9.

Рис 4.16. Бескомпрессорная газлифтная установка

-144-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

3. По характеру работы: 3.1. Нормально открытые 3.2. Нормально закрытые;

4. По давлению срабатывания 4.1. От давления в затрубном пространстве

4.2. От давления в НКТ (подъемнике)

По принципу действия клапаны являются дифференциальными.

Принципиальные схемы пусковых клапанов показаны на рис. 4.18 (а, б, в, г). При подаче газа в затрубное пространство жидкость из последнего выжимается в насоснокомпрессорные трубы через отверстия в ниппеле. На поверхности устанавливается необходимая площадь проходного сечения отверстий с помощью перекрытия их регулировочным кольцом. После того как к пусковому клапану подойдет газ, он начнет поступать в насосно-компрессорные трубы, (НКТ), смешается с жидкостью и поднимет ее до устья. Часть жидкости будет отведена через устьевое оборудование. Оставшаяся в скважине смесь жидкости с газом будет создавать уже меньший напор у пускового клапана.

Газ сможет продолжать отжимать уровень жидкости в затрубном пространстве. Давление газа в затрубье будет снова повышаться. У клапана 2 возникнет определенная разность давления - снизу большее давление газа в затрубье, сверху

меньшее давление смеси в НКТ. Тогда клапан 2 поднимется, сжимая пружину 6, перекроет отверстия в ниппеле и закроет доступ газа в насосно-компрессорные трубы

-146-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Усилие пружины, действующее на клапан 2, можно изменять с помощью регулировочной гайки 5. Пружина пускового клапана защищена кожухом.

Расстояние между пусковыми клапанами должно быть такое, чтобы при закрытии верхнего клапана жидкость в затрубье была отжата газом до пускового клапана, находящегося ниже первого. При этом газ начинает поступать в нижний клапан, и столб жидкости в насосно-компрессорных трубах уменьшает свой вес. Далее продолжается отжатие жидкости в затрубном пространстве, в полости ниже второго пускового клапана.

Клапаны устанавливаются на внешней поверхности труб, и для смены или регулировки их необходим подъем всей колонны. Это неудобство устраняется новым методом установки газлифтных клапанов (рис. 4.19), когда клапан 5 спускается внутрь подъемной колонны 1, доводится до кармана 4 скважинной камеры 2 и устанавливается в нем с помощью кулачкового фиксатора 3. В скважинное газлифтное оборудование входят также пакер 6 и приемный клапан 7. Клапаны могут спускаться на проволоке или сбрасываться в трубы. Подъем таких клапанов возможен без подъема колонны насосно-компрессорных труб и производится с помощью специальных съемников, спускаемых во внутреннюю полость подъемной колонны.

Скважинное газлифтное оборудование такого типа, предназначенное для эксплуатационной колонны диаметром 168 и 146 мм, имеет шифры: Л-73А-210, Л-73Б-210, Л-60А-210, Л-60Б-

210, где числа 73 и 60 - условный диаметр подъемных труб,. мм; 210 - рабочее давление, 10-1 МПа.

Оборудование комплектуется от 1 до 9 пусковыми газлифтными клапанами и одним рабочим клапаном и, соответственно 2...10 скважинными камерами, 2... 10 кулачковыми фиксаторами ФК (не входят в комплект оборудования типов Л-73Б-210 иЛ-60Б-210)

пакером ПН-ЯГМ, приемным клапаном, переводниками. Газлифтные клапаны на рабочее давление 21 МПа имеют шифры:

Г-38, Г-38Р, Г-38-70Д, Г-25, Г-25Р, 1 Г-25,1Г-25Р, Г-20, Г-20Р, где

38,25,20 - условный диаметр клапана, мм; Р - рабочий клапан (остальные - пусковые); Д - камера клапана заполнена

демпфирующей жидкостью.

-147-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

В газлифтных клапанах Г роль пружины (см. рис. 4.18, б, позиция 4) выполняет сильфон, заряженный под давлением 0,2 ... 0,7 МПа азотом.

Газлифтные клапаны типа Г по назначению делятся на пусковые и рабочие.

Скважинные камеры с эксцентричным расположением кармана для клапанов являются наиболее совершенными и распространенными. Они сохраняют проходное сечение в месте установки клапана, равным проходному сечению колонны подъемных труб. Это позволяет проводить все скважинные работы (исследование, промывку призабойной зоны, смену съемных элементов скважинного оборудования) без извлечения колонны подъемных труб.

Скважинная камера К (рис. 4.20, а) представляет собой сварную конструкцию, состоящую из рубашки 2, выполненной из специальных овальных труб, и двух наконечников 1 с резьбой насосно-компрессорных труб по ГОСТ 633.

В рубашке камеры предусмотрен карман 3 для установки клапанов и пробок с помощью набора инструментов канатной техники через устье скважины, герметизированное оборудованием ОУГ 80x350.

Газ или жидкость (для ингибиторного и циркуляционного клапанов) поступает из затрубного пространства через перепускные отверстия а камер к клапану. Клапаны и пробки уплотняются в кармане

Рис. 4.20. Скважинные камеры типов К (а); КН (б); КТ (в)

1 - наконечник; 2 - рубашка; 3 - карман; 4 - газоотводящий патрубок;

-148-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

двумя наборами уплотнительных манжет, для которых предусмотрены посадочные шейки в кармане.

Для фиксации клапанов и пробок в кармане предусмотрены специальные расточки, в которые входит фиксирующая цанга или кулачок фиксатора.

Камера КН (см. рис. 4.20, б) применяется для установок периодического газлифта ЛП и имеет газоотводящий патрубок 4, соединяемый с газоотводящим устройством.

Камера КТ (см. рис. 4.20, в) отличается от камеры типа К наличием в верхнем наконечнике направляющей оправки 5, позволяющей для посадки клапанов использовать консольный отклонитель типа ОК, обеспечивающий надежность работ в наклонных скважинах.

Управляющее давление для пусковых клапанов - давление газа, нагнетаемого в затрубное пространство скважины. При работе указанных клапанов газ через отверстия проникает в полость, где, воздействуя на эффективную площадь сильфона, сжимает его. В результате этого шток поднимается, и газ, открывая обратный клапан, поступает в подъемные трубы, аэрируя жидкость в них.

Управляющее давление для рабочих клапанов - давление жидкости в колонне подъемных труб. При работе этих клапанов жидкость из колонны подъемных труб через отверстие в клапане поступает в полость, где, сжимая сильфон, оттягивает шток от седла и открывает клапан.

Для регулирования режима нагнетания газа предусмотрены сменные дроссели.

Клапаны типов Г-38 и ГР-38 фиксируются в скважинных камерах при помощи кулачкового фиксатора ФК-38, навинченного на клапан. При посадке кулачок фиксатора, задевая за край кармана, утапливается в окне фиксатора, а после входа в канавку кармана он выходит из окна, фиксируя клапан.

В клапанах типов 2Г, 5Г, ЗГ фиксирующим элементом служит цанга.

Скважинные камеры обозначаются аналогично скважинному газлифтному оборудованию: К-73А-210, К-73Б-210, К-60А-210, К-60Б-210. Корпус камеры имеет овальную форму. Это позволяет располагать газлифтные клапаны эксцентрично и поэтому проходное сечение подъемной колонны в области скважинных камер не уменьшается.

Скважинное газлифтное оборудование первой категории качества имеет среднюю наработку на отказ до 10000 ч, высшей категории -до 15000 ч.

-149-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Вопрос 4.13. Схема ШСНУ

Штанговые скважинные насосные установки (ШСНУ) предназначены для подъема пластовой жидкости из скважины на дневную поверхность.

Свыше 70% действующего фонда скважин оснащены глубинными скважинными насосами. С их помощью добывается в стране около 30% нефти.

Внастоящее время ШСНУ, как правило, применяют на скважинах с дебитом до 30...40 м3 жидкости в сутки, реже до 50 м3 при средних глубинах подвески 1000...1500 м.

Внеглубоких скважинах установка обеспечивает подъем жидкости до 200 м3/сут.

Вотдельных случаях может применяться подвеска насоса на глубину до 3000 м.

Широкое распространение ШСНУ обусловливают следующие факторы:

1)простота ее конструкции;

2)простота обслуживания и ремонта в промысловых условиях;

3)удобство регулировки;

4)возможность обслуживания установки работниками низкой квалификации;

5)малое влияние на работу ШГНУ физико-химических свойств откачиваемой жидкости;

6)высокий КПД;

7)возможность эксплуатации скважин малых диаметров.

Установка состоит из привода, устьевого оборудования, насосных штанг, глубинного насоса, вспомогательного подземного оборудования, насосно-компрессорных труб.

Привод предназначен для преобразования энергии двигателя в возвратнопоступательное движение колонны насосных штанг.

В большинстве ШСНУ (рис. 4.21) в качестве привода применяют балансирные станки-качалки. Балансирный станок-качалка состоит из рамы 2, установленной на массивном фундаменте 1. На раме смонтированы: стойка 9, на которой с помощью шарнира укреплен балансир 10, имеющий на одном конце головку 12 на другом - шарнир, соединяющий его с шатуном 7. Шатун соединен с кривошипом 5, укрепленном на выходном валу редуктора. Входной вал редуктора посредством клиноременной передачи соединен с электродвигателем 3. Головка балансира соединена с колонной штанг с помощью канатной подвески 13.

Устьевое оборудование I предназначено для герметизации полированного штока 14 с помощью сальника 21, направления потока жидкости потребителю, подвешивания насосно-компрессорных труб,

-150-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис.4.21. Штанговая скважинная насосная установка:

1 — фундамент; 2 - рама; 3 — электродвигатель; 4 - цилиндр; 5 - кривошип; 6 — груз; 7 - шатун; 8 - груз; 9 - стойка; 10 - балансир; 11 - механизм фиксации головки балансира; 12 - головка

балансира; 13 - канатная подвеска; 14 - полированная штанга; 15 - оборудование устья скважины; 16 - обсадная колонна; 17 - насосно-

компрессорные трубы; 18 - колонна штанг; 19 - глубинный насос; 20 - газовый якорь; 21 - уплотнение полированной штанги; 22 - муфта трубная; 23 - муфта штанговая; 24 - цилиндр глубинного насоса; 25 - плунжер насоса; 26 - нагнетательный клапан; 27 - всасывающий клапан

-151-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

замера затрубного давления и проведения исследовательских работ в скважине.

Колонна насосных штанг II соединяет канатную подвеску насоса с плунжером глубинного насоса. Колонна собирается из отдельных штанг 18. Штанги имеют длину по 8... 10 м, диаметр 16...25 мм и соединяются друг с другом посредством муфт 23. Первая, верхняя штанга 14 имеет поверхность, обработанную по высокому классу чистоты, и называется полированной, иногда сальниковой штангой.

Колонна насосно-компрессорных труб II служит для подъема пластовой жидкости на поверхность и соединяет устьевую арматуру с цилиндром глубинного насоса. Она составлена из труб 17 длиной по 8...12 м, диаметром 38...100 мм, соединенных трубными муфтами 22. В верхней части колонны установлен устьевой сальник, герметизирующий насосно-компрессорные трубы. Через сальник пропущена полированная штанга. Оборудование устья скважины имеет отвод, по которому откачиваемая жидкость направляется в промысловую сеть.

Глубинный штанговый насос III представляет собой насос одинарного действия. Он состоит из цилиндра 24, прикрепленного к колонне насосно-компрессорных труб, плунжера 25 соединенного с колонной штанг. Нагнетательный клапан 26 установлен на плунжере, а всасывающий 27 - в нижней части цилиндра.

Ниже насоса при необходимости устанавливается газовый IV или песочный якорь. В них газ и песок отделяются от пластовой жидкости. Газ направляется в затрубное пространство между насосно-компрессорной 17 и обсадной 16 колоннами, а песок осаждается в корпусе якоря.

При работе ШСНУ энергия от электродвигателя передается через редуктор к кривошипно-шатунному механизму, преобразующему вращательное движение выходного вала редуктора через балансир в возвратно-поступательное движение колонны штанг. Связанный с колонной плунжер также совершает возвратнопоступательное движение. При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан закрыт давлением жидкости, находящейся над плунжером, и столб жидкости в колонне насосно-компрессорных труб движется вверх - происходит откачивание жидкости. В это время впускной (всасывающий) клапан открывается, и жидкость заполняет объем цилиндра насоса под плунжером.

При ходе плунжера вниз всасывающий клапан под действием давления столба откачиваемой жидкости закрывается, нагнетательный клапан открывается и жидкость перетекает в надплунжерное пространство цилиндра.

Откачиваемая жидкость отводится из колонны через боковой отвод устьевого сальника и направляется в промысловую сеть.

-152-