Лекции.ИНФО


Оборудование фонтанных скважин



При фонтанной эксплуатации подъем газонефтяной смеси от забоя до устья скважины осуществляется по колонне насосно-компрессорных труб, которые спускают в скважину перед освое­нием. Необходимость их спуска вызвана рациональным исполь­зованием энергии газа, улучшением выноса песка, уменьшением потерь на скольжение газа и возможностью сохранить фонтаниро­вание при меньших пластовых давлениях.

На устье скважины монтируют фонтанную арматуру, которая представляет собой соединение различных тройников, крестови­ков и запорных устройств. Эта арматура предназначена для подвешивания насосно-компрессорных труб, герметизации затрубного пространства между трубами и обсадной колонной, контроля и регулирования работы фонтанной скважины.

Фонтанные арматуры изготовляют крестового и тройникового типов (рис.39) Состоит она из трубной головки и фонтанной елки. Трубная головка предназначается для подвески насосно-компрессорных труб и герметизации затрубного пространства между ними и эксплуатационной колонной.

Фонтанная елка служит для направления продукции сква­жины в выкидные линии, а также для регулирования и контроля работы скважины. Фонтанная елка имеет две или три выкидные линии. Одна из них запасная. В тройниковой арматуре нижняя выкидная линия — запасная. На рабочей линии (верхней) за­порное устройство всегда должно быть открыто, а на запасной — закрыто.

Рис. 39-Фонтанная арматура: а — крестовая; б — тройниковая

Стволовые запорные устройства должны быть откры­тыми. Запорное устройство, расположенное внизу ствола фонтан­ной арматуры, называется главным. В тройниковой арматуре выкидные линии направлены в одну сторону. При выборе типа фонтанной арматуры следует учитывать, что крестовины быстрее разъедаются песком, чем тройники.

В соответствии с ГОСТ 13846—74 фонтанные арматуры должны выпускаться на рабочее давление 70, 140, 210, 350, 700 и 1000 кгс/см2.

Запорные устройства на фонтанных арматурах могут быть двух типов: в виде задвижки или крана. Тип арматуры выбирают по максимальному давлению, ожидаемому на устье скважины.

На выкидных линиях после запорных устройств в некоторых случаях устанавливают приспособления (штуцеры) для регули­рования режима фонтанной скважины. Штуцер представляет собой болванку со сквозным отверстием.

Для контроля за работой фонтанной скважины на арматуре устанавливают два манометра: один — на буфере (верх ее), второй — на отводе крестовика трубной головки (для измерения затрубного давления).

Фонтанная арматура соединяется с групповыми установками выкидными линиями. Схемы обвязок фонтанных скважин в за­висимости от дебита, давления, содержания песка, парафина применяют различные.

 

Газлитный способ эксплуатации

На рис.40редставлена принципиальная схема газлифтной сква­жины. Сущность процесса подъема продукции скважин при газ­лифтной эксплуатации заключается во введении в подъемник компримированного газа в объеме Vг.

Физической сущностью газлифтной эксплуатации является сни­жение плотности образующейся при закачке газа в подъемник га­зожидкостной смеси до такой величины, чтобы давление на при­еме Рпр оказалось достаточным для преодоления всех сопротивле­ний в подъемнике.

Этот способ эксплуатации, являясь достаточно простым с техни­ческой и технологической точек зрения, в определенных условиях может оказаться экономически неэффективным. Для его реализа­ции необходимы, как правило, посторонний источник газа и стро­ительство дорогостоящих компрессорных станций, системы подго­товки газа и его распределения по добывающим скважинам.

Рис. 40-Газлифтная скважина 1 — добываемый газ; 2 — закачиваемый газ.

Газлифтная эксплуатация характеризуетсясравнительно невысо­ким коэффициентом полезного действия, и, кроме того, удель­ный расход газа на подъем единицы продукции из скважины уве­личивается (иногда существенно) при обводнении скважины. При определенной обводненности продукции удельный расход газа и низкий коэффициент полезного действия могут стать причинами экономически нерентабельной эксплуатации.

Бесштанговая эксплуатация

Эти установки относятся к классу бесштанговых, что делает их более привлекательными.

Во-первых, они предназначены для экс­плуатации средне- и высокодебитных скважин с достаточно боль­шим диапазоном высоты подъема продукции. Во-вторых, привод глубинного насоса осуществляется электродвигателем, расположен­ным в скважине.

Питание двигателя осуществляется по силовому электрическому кабелю. Схема установки представлена на рис.41.

Рис.41.УЭЦН

Установка состоит из погружного агрегата, включающего погружной электродвигатель (ПЭД) 1, протектор 2, многоступенчатый центробежный насос 3, спускаемого в скважину на колонне насосно-компрессорных труб 4. Электрический силовой кабель 5 закрепляется на трубах с помощью хомутов 6. Герметизация кабеля в устьевой арматуре осуществляется специальным сальником 7.

Наземное оборудование включает в себя кабельный барабан 8, трансформатор 9 и станцию управления 10. При необходимости установка комплектуется преобразователем частоты тока, позво­ляющим регулировать параметры погружного агрегата в широком диапазоне. Как погружной электродвигатель, так и погружной цен­тробежный насос отличаются от обычных и характеризуются не­большим диаметром и значительной длиной.

Характеристики погружного центробежного насоса показаны на рис.42.

Каждый типоразмер погружного насоса предназначен для добычи из скважины определенного количества жидкости, равно­го оптимальной подаче насоса , соответствующей максималь­ному значению КПД — . Это условие требует выпуска про­мышленностью огромного количества типоразмеров погружных насосов, что экономически является нерентабельным.

Рис. 42-Характеристики погружного центробежного насоса  

С целью расширения области работы каждою типоразмера насоса допускается его работа в определенном диапазоне по подаче (от Q1 до Q2) и напору (от H1 до H2 ), который определяется следующим образом ( :

 

. (1)

 

Указанный диапазон на рис. 42 заштрихован.

На работу погружного центробежного насоса определенное влия­ние оказывает свободный газ, выделяющийся из нефти при сни­жении давления ниже давления насыщения, что приводит к изме­нению характеристик погружного центробежного насоса, как это показано на рис. 42.

Изменение характеристик зависит от объемного расходного газо­содержания на входе в насос . Как видно из рис. 42 увеличение резко снижает подачу, напор и КПД насоса, т.е. оказывает отрицательное воздействие на эффективность работы погружного цен центробежного насоса. С целью защиты погружного центробежного насоса от вредного влияния свободного газа на приеме насоса устанавливается специ­альное устройство — насосный газосепаратор.

В настоящее время наиболее эффективным является газосепаратор МН-ГСЛ, выпус­каемый в России и отвечающий мировому уровню. Рассмотренные установки обладают существенными преимущества­ми перед штанговыми насосными установками, главными из ко­торых являются:

  • более высокий КПД установки;
  • высокая степень автоматизации установки
  • высокая надежность работы при низких температурах воздуха
  • достаточно широкая область применения, как по дебиту, так и по высоте подъема;
  • компактность наземного оборудования.

 

; ;

 

Как показали результаты широкомасштабного и длительного при­менения УЭЦН в России, этими установками могут эксплуатироваться скважины с вязкостью продукции в несколько десятков (а в отдельных случаях и несколько сотен) мПа·с.

Добыча нефти в России этими установками превышает 60% об­щей добычи.Установки ЭЦН являются наиболее подходящим техническим средством для эксплуатации скважин на Арктическом шельфе.

 

Установки винтовых насосов

Эти установки, известные как установки с насосом типа MOINEAU, представляют значительный интерес для эксплуата­ции скважин на шельфе.

Глубинный винтовой насос (рис.44 состоит из ротора (рис.44а) в виде простой спирали (винта) с шагом и статора (рис. 44 б) в виде двойной спирали с шагом , в два раза превышающим шаг ротора.

На рис. 44 в показана часть насоса в сборе. Основными параметрами винтового насоса являют­ся: диаметр ротора D, длина шага статора и эксцентриситет е. Полости, сформированные между ротором и статором, разделены. При вращении ротора эти полости «перемещаются» как по радиу­су, так и по оси. «Перемещение» полостей приводит к проталкива­нию жидкости снизу вверх, поэтому иногда этот насос называют насосом с перемещающейся полостью.

Обычно винтовой ротор выполняется из высокопрочной стали с хромированным или иным покрытием против истирания. Статор изготавливается из пластического материала и располагается в кор­пусе. К материалу для статора предъявляются достаточно жесткие требования. Приводы для данного насоса могут быть глубинными (погружной электродвигатель)или поверхност-ными. При использовании погружного электродвигателя агрегат спускается в скважину на насосно-компрессорных трубах, а питание к электродвигателю под­водится по специальному кабелю (аналогично, как в УЭЦН).

В случае использования наземного привода вращение ротору насо­са передается через колонну штанг. В качестве приводного двигате­ля служит электродвигатель, но могут использоваться и другие двигатели.

 

Рис. 44. Глубинный винтовой насос: а — ротор; б — статор; в — насос в сборе; 1 — корпус насоса; 2 — полость между статором и ротором

Обычно используются электродвигатели с фиксирован­ной скоростью либо с изменяющейся. В качестве вариатора скоро­сти применяют частотный преобразователь тока.

Двигатели с фиксированной скоростью используют в скважинах с хорошей продуктивностью и небольшими динамическими уров­нями, в других случаях — предпочтительнее двигатели с изменя­ющейся скоростью.

Установки винтовых насосов имеют широкий диапазон по пара­метрам: подача от 20 до 240 м3/сут, напор до 2000 м и предназна­чены для эксплуатации скважин с осложненными условиями:

— вязкость нефти — до 20 Па·с,

— повышенное содержание механических примесей (до 1%)

— повышенное содержание свободного газа,

— большие отклонения скважины от вертикали (до 70%).

Кроме того, установки винтовых насосов характеризуются низки­ми капитальными вложениями, являются малогабаритными, име­ют низкий уровень шума и достаточно высокий КПД. Эти уста­новки являются хорошим средством добычи нефти на морских платформах.

Новые средства добычи нефти

Одним из новых и перспективных для нефтепромысловой практики видов оборудования являются установки струйного насоса (СН). Струйные аппараты нашли широкое применение в самых различных отраслях промышленности, что связано с простотой их конст­рукции, отсутствием движущихся частей, высокой надежностью и возможностью работать в очень сложных условиях: при высоком содержании механических примесей и свободного газа, в условиях повышенных температур, высокой вязкости нефти, агрессивности инжектируемой продукции и т.д.

В настоящее время основной прирост добычи нефти во многих странах идет за счет районов, характеризующихся сложными природно-климатическими условиями. Совершенно естественно, что при этом существенно повышаются требования к надежности погружного оборудования для эксплуатации добывающих скважин, к увеличению его межремонтного периода. Кроме того, погружное оборудование должно работать в области повышенных температур, в условиях откачки жидкостей с высоким содержанием свободно­го газа, а зачастую и механических примесей, откачивать из сква­жины вязкую и сверхвязкую жидкость. Использовать в этих усло­виях существующее, широко известное, оборудование не всегда представляется возможным.

Для эксплуатации отдаленных месторождений, где отсутствуют до­роги, линии электропередач и возможности бескомпрессорного газ­лифта, успешно применяются струйные установки. В этом случае приводом силовых наземных насосов служат газовые двигатели, работающие на попутном газе, поступающем из эксплуатируемых скважин.

В настоящее время учеными и специалистами России и США со­зданы различные компоновки струйных насосов: с погружным силовым приводом и с поверхностным, когда силовой насос уста­навливается на поверхности.

Поверхностное оборудование струйных установок выпускается как для одной скважины (индивидуальный привод), так и для группы скважин (групповой привод) и содержит, как правило, блок си­ловых насосов, емкость для рабочей жидкости и гидроциклонный аппарат для очистки рабочей жидкости от механических примесей. Сепарация газа из добываемой жидкости происходит либо в спе­циальной емкости (установка «Econodraulic» фирмы «Dresser Industries»), либо в емкости, совмещающей функции газосепара­тора и хранилища рабочей жидкости (фирма «Tricodraulic»). В пос­леднем случае в компоновку поверхностного оборудования входит подпорный насос, который осуществляет рециркуляцию очищен­ной рабочей жидкости через гидроциклон.

Погружное оборудование содержит стационарный или вставной струйный насос, однорядную колонну труб с пакером или двух­рядный лифт (с параллельной или концентричной подвеской труб). Устье скважины оборудуется 4-ходовым краном, позволяющим менять схему циркуляции рабочей жидкости в скважине при спус­ке или подъеме вставного струйного насоса.









Читайте также:

  1. Microoft выпустила новое оборудование для компьютеров
  2. Авиационное и радиоэлектронное оборудование самолета
  3. АНАЛИЗ ОСОБЕННОСТЕЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ И ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН НА МАЙСКОМ НЕФТЯНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ
  4. Багажные помещения в аэровокзалах. Оборудование рабочих мест
  5. Буровые станки и бурение взрывных скважин. Буровой инструмент.
  6. Бытовые и торговые холодильное оборудование
  7. Внутридомовое электро-, радио- и телеоборудование
  8. Выбор и расчет технологической схемы проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) в скважине.
  9. Газобаллонное оборудование Новогрудского завода
  10. Газобаллонное оборудование. Конструкции и классификация
  11. ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ. ГИДРОРЕСУРСЫ ЗЕМЛИ. КЛАССИФИКАЦИЯ ГЭС. ЭНЕРГОМЕХАНИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ГЭС. ГИДРОАККУМУЛИРУЮЩИЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ. ПРИЛИВНЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
  12. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН


Последнее изменение этой страницы: 2016-03-17; Просмотров: 199;


lektsia.info 2017 год. Все права принадлежат их авторам! Главная